Protocol bij het Verdrag van 1979 betreffende grensoverschrijdende luchtverontreiniging over lange afstand inzake de verdergaande vermindering van zwavelemissies

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 Cooperative Programme for Monitoring and Evaluation of the Long-range Transmission of Air Pollutants in Europe;
3. “Executive Body” means the Executive Body for the Convention constituted under article 10, paragraph 1, of the Convention;
4. “Commission” means the United Nations Economic Commission for Europe;
5. “Parties” means, unless the context otherwise requires, the Parties to the present Protocol;
6. “Geographical scope of EMEP” means the area defined in article 1, paragraph 4, of the Protocol to the 1979 Convention on Long-range Transboundary Air Pollution on Long-term Financing of the Cooperative Programme for Monitoring and Evaluation of the Long-range Transmission of Air Pollutants in Europe (EMEP), adopted in Geneva on 28 September 1984;
7. “SOMA” means a sulphur oxides management area designated in annex III under the conditions laid down in article 2, paragraph 3;
8. “Critical load” means a quantitative estimate of an 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;
9. “Critical levels” means the concentration of pollutants in the atmosphere above which direct adverse effects on receptors, such as human beings, plants, ecosystems or materials, may occur, according to present knowledge;
10. “Critical sulphur deposition” means a quantitative estimate of the exposure to oxidized sulphur compounds, taking into account the effects of base cation uptake and base cation deposition, below which significant harmful effects on specified sensitive elements of the environment do not occur, according to present knowledge;
11. “Emission” means the discharge of substances into the atmosphere;
12. “Sulphur emissions” means all emissions of sulphur compounds expressed as kilotonnes of sulphur dioxide (kt SO2) to the atmosphere originating from anthropogenic sources excluding from ships in international traffic outside territorial waters;
13. “Fuel” means any solid, liquid or gaseous combustible material with the exception of domestic refuse and toxic or dangerous waste;
14. “Stationary combustion source” means any technical apparatus or group of technical apparatus that is co-located on a common site and is or could be discharging waste gases through a common stack, in which fuels are oxidized in order to use the heat generated;
15. “Major new stationary combustion source” means any stationary combustion source the construction or substantial modification of which is authorized after 31 December 1995 and the thermal input of which, when operating at rated capacity, is at least 50 MWth. It is a matter for the competent national authorities to decide whether a modification is substantial or not, taking into account such factors as the environmental benefits of the modification;
16. “Major existing stationary combustion source” means any existing stationary combustion source the thermal input of which, when operating at rated capacity, is at least 50 MWth;
17. “Gas oil” means any petroleum product within HS 2710, or any petroleum product which, by reason of its distillation limits, falls within the category of middle distillates intended for use as fuel and of which at least 85% by volume, including distillation losses, distils at 350°C;
18. “Emission limit value” means the permissible concentration of sulphur compounds expressed as sulphur dioxide in the waste gases from a stationary combustion source expressed in terms of mass per volume of the waste gases expressed in mg SO2 /Nm3, assuming an oxygen content by volume in the waste gas of 3% in the case of liquid and gaseous fuels and 6% in the case of solid fuels;
19. “Emission limitation” means the permissible total quantity of sulphur compounds expressed as sulphur dioxide discharged from a combustion source or group of combustion sources located either on a common site or within a defined geographical area, expressed in kilotonnes per year;
20. “Desulphurization rate” means the ratio of the quantity of sulphur which is separated at the combustion source site over a given period to the quantity of sulphur contained in the fuel which is introduced into the combustion source facilities and which is used over the same period;
21. “Sulphur budget” means a matrix of calculated contributions to the deposition of oxidized sulphur compounds in receiving areas, originating from the emissions from specified areas.

1. The Parties shall control and reduce their sulphur emissions in order to protect human health and the environment from adverse effects, in particular acidifying effects, and to ensure, as fas as possible, without entailing excessive costs, that depositions of oxidized sulphur compounds in the long term do not exceed critical loads for sulphur given, in annex I, as critical sulphur depositions, in accordance with present scientific knowledge.
2. As a first step, the Parties shall, as a minimum, reduce and maintain their annual sulphur emissions in accordance with the timing and levels specified in annex II.
3. In addition, any Party:
a) Whose total land area is greater than 2 million square kilometres;
b) Which has committed itself under paragraph 2 above to a national sulphur emission ceiling no greater than the lesser of its 1990 emissions or its obligation in the 1985 Helsinki Protocol on the Reduction of Sulphur Emissions or Their Transboundary Fluxes by at least 30 per cent, as indicated in annex II;
c) Whose annual sulphur emissions that contribute to acidification in areas under the jurisdiction of one or more other Parties originate only from within areas under its jurisdiction that are listed as SOMAs in annex III, and has presented documentation to this effect; and
d) Which has specified upon signature of, or accession to, the present Protocol its intention to act in accordance with this paragraph,
shall, as a minimum, reduce and maintain its annual sulphur emissions in the area so listed in accordance with the timing and levels specified in annex II.
4. Furthermore, the Parties shall make use of the most effective measures for the reduction of sulphur emissions, appropriate in their particular circumstances, for new and existing sources, which include, inter alia:
- Measures to increase energy efficiency;
- Measures to increase the use of renewable energy;
- Measures to reduce the sulphur content of particular fuels and to encourage the use of fuel with a low sulphur content, including the combined use of high-sulphur with low-sulphur or sulphur-free fuel;
- Measures to apply best available control technologies not entailing excessive cost,
using the guidance in annex IV.
5. Each Party, except those Parties subject to the United States/Canada Air Quality Agreement of 1991, shall as a minimum:
a) Apply emission limit values at least as stringent as those specified in annex V to all major new stationary combustion sources;
b) No later than 1 July 2004 apply, as far as possible without entailing excessive costs, emission limit values at least as stringent as those specified in annex V to those major existing stationary combustion sources the thermal input of which is above 500 MWth taking into account the remaining lifetime of a plant, calculated from the date of entry into force of the present Protocol, or apply equivalent emission limitations or other appropriate provisions, provided that these achieve the sulphur emission ceilings specified in annex II and, subsequently, further approach the critical loads as given in annex I; and no later than 1 July 2004 apply emission limit values or emission limitations to those major existing stationary combustion sources the thermal input of which is between 50 and 500 MWth using annex V as guidance;
c) No later than two years after the date of entry into force of the present Protocol apply national standards for the sulphur content of gas oil at least as stringent as those specified in annex V. In cases where the supply of gas oil cannot otherwise be ensured, a State may extend the time period given in this subparagraph to a period of up to ten years. In this case it shall specify, in a declaration to be deposited together with the instrument of ratification, acceptance, approval or accession, its intention to extend the time period.
6. The Parties may, in addition, apply economic instruments to encourage the adoption of cost-effective approaches to the reduction of sulphur emissions.
7. The Parties to this Protocol may, at a session of the Executive Body, in accordance with rules and conditions which the Executive Body shall elaborate and adopt, decide whether two or more Parties may jointly implement the obligations set out in annex II. These rules and conditions shall ensure the fulfilment of the obligations set out in paragraph 2 above and also promote the achievement of the environment objectives set out in paragraph 1 above.
8. The Parties shall, subject to the outcome of the first review provided for under article 8 and no later than one year after the completion of that review, commence negotiations on further obligations to reduce emissions.

1. The Parties shall, consistent with their national laws, regulations and practices, facilitate the exchange of technologies and techniques, including those that increase energy efficiency, the use of renewable energy and the processing of low-sulphur fuels, to reduce sulphur emissions, particularly through the promotion of:
a) The commercial exchange of available technology;
b) Direct industrial contacts and cooperation, including joint ventures;
c) The exchange of information and experience;
d) The provision of technical assistance.
2. In promoting the activities specified in paragraph 1 above, the Parties shall create favourable conditions by facilitating contacts and cooperation 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 sulphur emissions.

1. Each Party shall, in order to implement its obligations under article 2:
a) Adopt national strategies, policies and programmes, no later than six months after the present Protocol enters into force for it; and
b) Take and apply national measures to control and reduce its sulphur emissions.
2. Each Party shall collect and maintain information on:
a) Actual levels of sulphur emissions, and of ambient concentrations and depositions of oxidized sulphur and other acidifying compounds, taking into account, for those Parties within the geographical scope of EMEP, the work plan of EMEP, and
b) The effects of depositions of oxidized sulphur and other acidifying compounds.

1. Each Party shall report, through the Executive Secretary of the Commission, to the Executive Body, on a periodic basis as determined by the Executive Body, information on:
a) The implementation of national strategies, policies, programmes and measures referred to in article 4, paragraph 1;
b) The levels of national annual sulphur emissions, in accordance with guidelines adopted by the Executive Body, containing emission data for all relevant source categories; and
c) The implementation of other obligations that it has entered into under the present Protocol,
in conformity with a decision regarding format and content to be adopted by the Parties at a session of the Executive Body. The terms of this decision shall be reviewed as necessary to identify any additional elements regarding the format and/or content of the information that are to be included in the reports.
2. Each Party within the geographical scope of EMEP shall report, through the Executive Secretary of the Commission, to EMEP, on a periodic basis to be determined by the Steering Body of EMEP and approved by the Parties at a session of the Executive Body, information on the levels of sulphur emissions with temporal and spatial resolution as specified by the Steering Body of EMEP.
3. In good time before each annual session of the Executive Body, EMEP shall provide information on:
a) Ambient concentrations and deposition of oxidized sulphur compounds; and
b) Calculations of sulphur budgets.
Parties in areas outside the geographical scope of EMEP shall make available similar information if requested to do so by the Executive Body.
4. The Executive Body shall, in accordance with article 10, paragraph 2 (b), of the Convention, arrange for the preparation of information on the effects of depositions of oxidized sulphur and other acidifying compounds.
5. The Parties shall, at sessions of the Executive Body, arrange for the preparation, at regular intervals, of revised information on calculated and internationally optimized allocations of emission reductions for the States within the geographical scope of EMEP, with integrated assessment models, with a view to reducing further, for the purposes of article 2, paragraph 1, of the present Protocol, the difference between actual depositions of oxidized sulphur compounds and critical load values.

The Parties shall encourage research, development, monitoring and cooperation related to:
a) The international harmonization of methods for the establishment of critical loads and critical levels ans the elaboration of procedures for such harmonization;
b) The improvement of monitoring techniques and systems and of the modelling of transport, concentrations and deposition of sulphur compounds;
c) Strategies for the further reduction of sulphur emissions based on critical loads and critical levels as well as on technical developments, and the improvement of integrated assessment modelling to calculate internationally optimized allocations of emission reductions taking into account an equitable distribution of abatement costs;
d) The understanding of the wider effects of sulphur emissions on human health, the environment, in particular acidification, and materials, including historic and cultural monuments, taking into account the relationship between sulphur oxides, nitrogen oxides, ammonia, volatile organic compounds and tropospheric ozone;
e) Emission abatement technologies, and technologies and techniques to enhance energy efficiency, energy conservation and the use of renewable energy;
f) The economic evaluation of benefits for the environment and human health resulting from the reduction of sulphur emissions.

1. An Implementation Committee is hereby established to review the implementation of the present Protocol and compliance by the Parties with their obligations. It shall report to the Parties at sessions of the Executive Body and may make such recommendations to them as it considers appropriate.
2. Upon consideration of a report, and any recommendations, of the Implementation Committee, the Parties, taking into account the circumstances of a matter and in accordance with Convention practice, may decide upon and call for action to bring about full compliance with the present Protocol, including measures to assist a Party's compliance with the Protocol, and to further the objectives of the Protocol.
3. The Parties shall, at the first session of the Executive Body after the entry into force of the present Protocol, adopt a decision that sets out the structure and functions of the Implementation Committee as well as procedures for its review of compliance.
4. The application of the compliance procedure shall be without prejudice to the provisions of article 9 of the present Protocol.

1. The Parties shall, at sessions of the Executive Body, pursuant to article 10, paragraph 2 (a), of the Convention, review the information supplied by the Parties and EMEP, the data on the effects of depositions of sulphur and other acidifying compounds and the reports of the Implementation Committee referred to in article 7, paragraph 1, of the present Protocol.
2. a) The Parties shall, at sessions of the Executive Body, keep under review the obligations set out in the present Protocol, including: i) Their obligations in relation to their calculated and internationally optimized allocations of emission reductions referred to in article 5, paragraph 5; and
ii) The adequacy of the obligations and the progress made towards the achievement of the objectives of the present Protocol;
i) Their obligations in relation to their calculated and internationally optimized allocations of emission reductions referred to in article 5, paragraph 5; and
ii) The adequacy of the obligations and the progress made towards the achievement of the objectives of the present Protocol;
b) Reviews shall take into account the best available scientific information on acidification, including assessments of critical loads, technological developments, changing economic conditions and the fulfilment of the obligations on emission levels;
c) In the context of such reviews, any Parties whose obligations on sulphur emission ceilings under annex II hereto do not conform to the calculated and internationally optimized allocations of emission reductions for that Party, required to reduce the difference between depositions of sulphur in 1990 and critical sulphur depositions within the geographical scope of EMEP by at least 60%, shall make every effort to undertake revised obligations;
d) The procedures, methods and timing for such reviews shall be specified by the Parties at a session of the Executive Body. The first such review shall be completed in 1997.

1. In the event of a dispute between any two or more Parties concerning the interpretation or application of the present Protocol, the Parties concerned shall seek a settlement of the dispute through negotiation or any other peaceful means of their own choice. The parties to the dispute shall inform the Executive Body of their dispute.
2. When ratifying, accepting, approving or acceding to the present Protocol, or at any time thereafter, a Party which is not a regional economic integration organization may declare in a written instrument submitted to the Depositary that, in respect of any dispute concerning the interpretation or application of the Protocol, it recognizes one or both of the following means of dispute settlement as compulsory ipso facto and without agreement, in relation to any Party accepting the same obligation:
a) Submission of the dispute to the International Court of Justice;
b) Arbitration in accordance with procedures to be adopted by the Parties at a session of the Executive Body as soon as praticable, in an annex on arbitration.
A Party which is a regional economic integration organization may make a declaration with like effect in relation to arbitration in accordance with the procedures referred to in subparagraph (b) above.
3. A declaration made under paragraph 2 above shall remain in force until it expires in accordance with its terms or until three months after written notice of its revocation has been deposited with the Depositary.
4. A new declaration, a notice of revocation or the expiry of a declaration shall not in any way affect proceedings pending before the International Court of Justice or the arbitral tribunal, unless the parties to the dispute agree otherwise.
5. Except in a case where the parties to a dispute have accepted the same means of dispute settlement under paragraph 2, if after twelve months following notification by one Party to another that a dispute exists between them, the Parties concerned have not been able to settle their dispute through the means mentioned in paragraph 1 above, the dispute shall be submitted, at the request of any of the parties to the dispute, to conciliation.
6. For the purpose of paragraph 5, a conciliation commission shall be created. The commission shall be composed of an equal number of members appointed by each party concerned or, where parties in conciliation share the same interest, by the group sharing that interest, and a chairman chosen jointly by the members so appointed. The commission shall render a recommendatory award, which the parties shall consider in good faith.

The annexes to the present Protocol shall form an integral part of the Protocol. Annexes I and IV are recommendatory in character.

1. Any Party may propose amendments to the present Protocol. Any Party to the Convention may propose an adjustment to annex II to the present Protocol to add to it its name, together with emission levels, sulphur emission ceilings and percentage emission reductions.
2. Such proposed amendments and adjustments shall be submitted in writing to the Executive Secretary of the Commission, who shall communicate them to all Parties. The Parties shall discuss the proposed amendments and adjustments at the next session of the Executive Body, provided that those proposals have been circulated by the Executive Secretary to the Parties at least ninety days in advance.
3. Amendments to the present Protocol and to its annexes II, III and V shall be adopted by consensus of the Parties present at a session 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 with the Depositary their instruments of acceptance thereof. Amendments shall enter into force for any other Party on the ninetieth day after the date on which that Party has deposited its instrument of acceptance thereof.
4. Amendments to the annexes to the present Protocol, other than to the annexes referred to in paragraph 3 above, shall be adopted by consensus of the Parties present at a session of the Executive Body. On the expiry of ninety days from the date of its communication by the Executive Secretary of the Commission, an amendment to any such annex shall become effective for those Parties which have not submitted to the Depositary a notification in accordance with the provisions of paragraph 5 below, provided that at least sixteen Parties have not submitted such a notification.
5. Any Party that is unable to approve an amendment to an annex, other than to an annex referred to in paragraph 3 above, shall so notify the Depositary in writing within ninety days from the date of the communication of its adoption. The Depositary shall without delay notify all Parties of any such notification received. A Party may at any time substitute an acceptance for its previous notification and, upon deposit of an instrument of acceptance with the Depositary, the amendment to such an annex shall become effective for that Party.
6. Adjustments to annex II shall be adopted by consensus of the Parties present at a session of the Executive Body and shall become effective for all Parties to the present Protocol on the ninetieth day following the date on which the Executive Secretary of the Commission notifies those Parties in writing of the adoption of the adjustment.

1. The present Protocol shall be open for signature at Oslo on 14 June 1994, then at United Nations Headquarters in New York until 12 December 1994 by States members 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 Convention and are listed in annex II.
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.

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 12 December 1994 by the States and organizations that meet the requirements of article 12, paragraph 1.

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.

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 with the Depositary.
2. For each State and organization referred to in article 12, 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 of ratification, acceptance, approval or accession.

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.

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.

In general, standards are 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 sulphur emissions from a group of sources and to allow a choice of where to take action to reach this target (the bubble concept).

Efforts to limit the sulphur emissions to the levels set out in the national framework legislation have to be controlled by a permanent monitoring and reporting system and reported to the supervising authorities.

Several monitoring systems, using both continuous and discontinuous measurement methods, are available. However, quality requirements vary. Measurements are to be carried out by qualified institutes using measuring and monitoring systems. To this end, a certification system can provide the best assurance.

In the framework of modern automated monitoring systems and process control equipment, reporting does not create a problem. The collection of data for further use is a state-of-the-art technique, however, data to be reported to competent authorities differ from case to case. To obtain better comparability, data sets and prescribing regulations should be harmonized. Harmonization is also desirable for quality assurance of measuring and monitoring systems. This should be taken into account when comparing data.

To avoid discrepancies and inconsistencies, key issues and parameters, including the following, must be well defined:
a) Definition of standards expressed as ppmv, mg/Nm3, g/GJ, kg/h or kg/tonne of product. Most of these units need to be calculated and need specification in terms of gas temperature, humidity, pressure, oxygen content or heat input value;
b) Definition of the period over which standards are to be averaged, expressed as hours, months or a year;
c) Definition of failure times and corresponding emergency regulations regarding bypass of monitoring systems or shut-down of the installation;
d) Definition of methods for back-filling of data missed or lost as a result of equipment failure;
e) 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.

Quality control of measurements has to be ensured.

1. Deze bijlage heeft tot doel een richtsnoer te geven bij de vaststelling van de keuzen en technologieën voor de beheersing van zwavel ter nakoming van de verplichtingen van het huidige Protocol.
2. De bijlage is gebaseerd op de informatie over algemene keuzemogelijkheden voor de vermindering van zwavelemissies en met name over de resultaten en de kosten van de technologie voor emissiebeheersing die is opgenomen in de officiële documentatie van het Uitvoerend Orgaan en de daaraan ondergeschikte lichamen.
3. Tenzij anders aangegeven worden de opgesomde verminderingsmaatregelen, op basis van een in de meeste gevallen jarenlange praktijkervaring, geacht de best beschikbare technologieën te zijn die het meest gangbaar zijn en economisch het meest verantwoord zijn. Gezien het feit dat steeds meer ervaring wordt opgedaan met de toepassing van tot een lage emissie leidende maatregelen en technologieën in nieuwe installaties, alsook met de aanpassing van bestaande installaties, zal deze bijlage echter regelmatig moeten worden herzien.
4. Hoewel in de bijlage een aantal, qua kosten en doeltreffendheid sterk uiteenlopende, maatregelen en technologieën is opgenomen, mag zij echter niet als een uitputtende opsomming van de beschikbare beheersingsmogelijkheden worden beschouwd. Bovendien hangt de keuze van beheersingsmaatregelen en -technologieën voor elk bijzonder geval af van een aantal factoren, waaronder de geldende wet- en regelgeving, en, in het bijzonder, de aan de beheersingstechnologie gestelde eisen, de structuur van de primaire-energievoorziening, de industriële infrastructuur, de economische omstandigheden en de specifieke situatie in de betrokken installatie.
5. De bijlage heeft hoofdzakelijk betrekking op de beheersing van de emissies van zwaveloxiden, namelijk zwaveloxide (SO2) en zwaveltrioxide (SO3), dit laatste uitgedrukt als SO2. Het aandeel van zwavel uitgestoten als zwaveloxiden, of andere zwavelverbindingen vanuit processen waarbij geen verbranding optreedt, en vanuit andere bronnen, is klein vergeleken met zwavelemissies vanuit verbranding.
6. Wanneer maatregelen of technologieën worden gepland voor zwavelbronnen die ook andere stoffen uitstoten, met name stikstofoxiden (NOX), deeltjes, zware metalen en vluchtige organische stoffen (VOS), verdient het aanbeveling deze in samenhang met op specifieke verontreinigende stoffen gerichte beheersingsmethoden te beschouwen teneinde het totale bestrijdingseffect te maximaliseren en de inwerking op het milieu tot een minimum te beperken, en met name de verplaatsing van luchtverontreinigingsproblemen naar andere media (zoals afvalwater en vast afval) te voorkomen.

7. Verbranding van fossiele brandstoffen is de belangrijkste bron van antropogene zwavelemissies uit stationaire bronnen. Daarnaast kunnen enkele processen waarbij geen verbranding optreedt, aanzienlijk tot de emissies bijdragen. De belangrijkste categorieën stationaire bronnen, op basis van EMEP/CORINAIR’90, omvatten:
i) Openbare elektriciteitscentrales, warmte/krachtkoppeling en stads/blokverwarming: a. stoomketels;
b. stationaire verbrandingsturbines en inwendige-verbrandingsmotoren;
a. stoomketels;
b. stationaire verbrandingsturbines en inwendige-verbrandingsmotoren;
ii) Verbrandingsinstallaties ten behoeve van winkel-, kantoor- en woonruimten: a. bedrijfsketels;
b. verwarmingsinstallaties in woningen;
a. bedrijfsketels;
b. verwarmingsinstallaties in woningen;
iii) Industriële verbrandingsinstallaties en processen waarbij verbranding optreedt: a. stoomketels en procesfornuizen;
b. processen, b.v. metallurgische bewerkingen zoals roosten en sinteren, cokesovens, verwerking van titaandioxide (TiO2), enz;
c. pulpproduktie;
a. stoomketels en procesfornuizen;
b. processen, b.v. metallurgische bewerkingen zoals roosten en sinteren, cokesovens, verwerking van titaandioxide (TiO2), enz;
c. pulpproduktie;
iv) Processen waarbij geen verbranding optreedt, b.v. produktie van zwavelzuur, specifieke organische syntheseprocessen, behandeling van metalen oppervlakken;
v) Winning, be/verwerking en distributie van fossiele brandstoffen;
vi) Afvalbehandeling en -verwijdering, b.v. thermische behandeling van stedelijk en industrieel afval.
8. Uit de gegevens (1990) voor het ECE-gebied als geheel blijkt dat circa 88% van de totale zwavelemissies afkomstig is van de diverse verbrandingsprocessen (20% van industriële verbrandingsprocessen), 5% van produktieprocessen en 7% van olieraffinaderijen. De elektriciteitsproduktie is in veel landen de belangrijkste afzonderlijke veroorzaker van zwavelemissies. In sommige landen draagt de industriële sector (inclusief raffinaderijen) eveneens in sterke mate bij aan de SO2-uitstoot. Hoewel de emissies van raffinaderijen in het ECE-gebied betrekkelijk gering zijn, hebben zij een grote invloed op de zwavelemissies uit andere bronnen door de in de olieprodukten aanwezige zwavel. Normaal blijft 60% van de hoeveelheid zwavel in de ruwe olie achter in de geraffineerde produkten, wordt 60% teruggewonnen als zuivere zwavel en ontsnapt 10% via de schoorsteen.

9. Algemene mogelijkheden voor vermindering van de zwavelemissies zijn:
i) Maatregelen voor energiebeheer:*)De mogelijkheden (i) (a) en (b) zijn verwerkt in de energiestructuur en het energiebeleid van een Partij. Uitvoeringsstadium, efficiëntie en kosten per sector worden hier niet in beschouwing genomen. a. energiebesparing Rationeel energiegebruik (verbeterde energie-efficiëntie/procesbesturing, warmte/krachtkoppeling en/of beheersing van de vraag) leidt gewoonlijk tot lagere zwavelemissies.
b. samenstelling van het energiepakket In het algemeen kunnen zwavelemissies worden verminderd door het aandeel van niet door verbranding vrijkomende vormen van energie (waterkracht, kernenergie, windenergie, enz.) in het energiepakket te verhogen. Daarbij moet wel met bijkomende milieu-effecten rekening worden gehouden.
a. energiebesparing Rationeel energiegebruik (verbeterde energie-efficiëntie/procesbesturing, warmte/krachtkoppeling en/of beheersing van de vraag) leidt gewoonlijk tot lagere zwavelemissies.
b. samenstelling van het energiepakket In het algemeen kunnen zwavelemissies worden verminderd door het aandeel van niet door verbranding vrijkomende vormen van energie (waterkracht, kernenergie, windenergie, enz.) in het energiepakket te verhogen. Daarbij moet wel met bijkomende milieu-effecten rekening worden gehouden.
ii) Technologische maatregelen: a. overschakeling op andere brandstoffen De omvang van de SO2-emissies bij verbranding houdt rechtstreeks verband met het zwavelgehalte van de gebruikte brandstof. Overschakeling op een andere brandstof (b.v. van steenkool met een hoog op steenkool met een laag zwavelgehalte en/of op vloeibare brandstoffen, of van steenkool op gas) leidt tot lagere zwavelemissies, maar er kunnen bepaalde beperkende factoren optreden, zoals de beschikbaarheid van brandstoffen met een laag zwavelgehalte en de mate waarin bestaande verbrandingsinstallaties aan andere brandstoffen kunnen worden aangepast. In veel ECE-landen wordt een aantal op kolen of olie werkende verbrandingsinstallaties vervangen door gasgestookte installaties. Zogenaamde „dual fuel” installaties kunnen overschakeling op andere brandstoffen vergemakkelijken.
b. reiniging van brandstof Reiniging van aardgas is een geavanceerde technologie en wordt om operationele redenen op grote schaal toegepast. Reiniging van procesgas (zuur raffinaderijgas, cokesovengas, biogas, enz.) is eveneens een geavanceerde technologie. Ook de ontzwaveling van vloeibare brandstoffen (lichte en middelzware fracties) is een technologisch geavanceerd proces. Ontzwaveling van zware fracties is technisch uitvoerbaar; wel moet rekening worden gehouden met de eigenschappen van de betrokken ruwe olie. Ontzwaveling van het atmosferisch residu (bodemprodukten van bij atmosferische druk werkende destillatie-eenheden voor ruwe olie) met het oog op de produkie van stookolie met een laag zwavelgehalte wordt echter niet algemeen toegepast; verwerking van laagzwavelige ruwe olie verdient gewoonlijk de voorkeur. Hydrogenerend kraken en volledige conversie hebben zich tot volwaardige technologieën ontwikkeld; zij combineren een hoge zwavelonttrekking met een verbeterde opbrengst aan lichte produkten. Het aantal raffinaderijen waar volledige conversie plaatsvindt is nog beperkt. Karakteristiek voor dit type raffinaderijen is dat 80 à 90% van de in de ruwe olie aanwezige zwavel wordt teruggewonnen en dat alle residuen omgezet worden in lichte produkten of andere verhandelbare produkten. Het energieverbruik en de investeringskosten zijn bij dergelijke raffinaderijen echter wel hoger. In tabel 1 hierna volgend is het typische zwavelgehalte van raffinageprodukten aangegeven. Met de bestaande technologieën voor het zuiveren van steenkool kan anorganische zwavel voor circa 50% (afhankelijk van de eigenschappen van de steenkool), maar organische zwavel in het geheel niet worden verwijderd. Er worden thans doeltreffender technologieën ontwikkeld, maar deze vergen hogere investeringen en kosten. Daardoor is het rendement van ontzwaveling door reiniging van de steenkool lager dan dat van rookgasontzwaveling. Het is mogelijk dat er specifiek voor een land een optimalisatiepotentieel bestaat voor de beste combinatie van brandstofreiniging en rookgasontzwaveling.
c. geavanceerde verbrandingstechnologieën Verbrandingstechnologieën met verbeterd thermisch rendement en verlaagde zwavelemissies omvatten: wervelbedverbranding (FBC); vastbed (BFBC), circulerend bed (CFBC) en wervelbed onder druk (PFBC); kolenvergassing/stoom- en gasturbine (KV-STEG) (IGCC); gecombineerde stoomcyclus en gasturbines (CCGT). Stationaire verbrandingsturbines kunnen worden geïntegreerd in verbrandingssystemen in bestaande conventionele elektriciteitscentrales, waardoor het totale rendement met 5 à 7% kan worden opgevoerd, met onder andere een aanzienlijke verlaging van de SO2-uitstoot tot gevolg. Ingrijpende aanpassingen aan het bestaande ketelsysteem zijn evenwel niet noodzakelijk. Wervelbedverbranding is een techniek voor het verbranden van steenkool en bruinkool, maar is ook bruikbaar voor andere vaste brandstoffen zoals petroleumcokes en laagwaardige brandstoffen zoals afval, turf en hout. De emissies kunnen verder worden verlaagd door middel van geïntegreerde verbrandingsregeling in het systeem door toevoeging van kalk/kalksteen aan het bedmateriaal. De totale geïnstalleerde FBC-capaciteit bedraagt thans circa 30 000 MWth (250 à 350 installaties), waarvan 8 000 MWth in de klasse installaties met een capaciteit van meer dan 50 MWth. Het gebruik en/of de verwijdering van de bij dit proces gevormde bijprodukten kan problemen opleveren, en verdere ontwikkeling is vereist. Het IGCC-proces omvat kolenvergassing en elektriciteitsopwekking in een gecombineerde cyclus in een gas- en stoomturbine. De vergaste kool wordt verbrand in de verbrandingskamer van de gasturbine. Beheersing van de zwavelemissies wordt gerealiseerd door reiniging van het ruwe gas vóór de gasturbine met gebruikmaking van geavanceerde technologie. Deze technologie bestaat ook voor zware olieresiduen en bitumenemulsies. De geïnstalleerde capaciteit bedraagt thans circa 1 000 MWth (5 installaties). Aardgasgestookte elektriciteitscentrales met gecombineerde stoom-/gasturbinecyclus die een energie-efficiëntie van ca. 48 à 52% realiseren zijn thans in het ontwerpstadium.
d. wijzigingen in processen en verbranding Van wijzigingen in de verbranding die vergelijkbaar zijn met de maatregelen die met het oog op NOx-emissiebeheersing worden toegepast is geen sprake, aangezien tijdens de verbranding vrijwel alle organisch en/of anorganisch gebonden zwavel oxydeert (een bepaald percentage, dat afhankelijk is van de eigenschappen van de brandstof en de toegepaste verbrandingstechnologie, blijft achter in de as). In deze bijlage worden de bij conventionele ketels toegepaste processen met behulp van droge additieven beschouwd als proceswijzigingen, aangezien een actieve stof in de verbrandingseenheid wordt gebracht. Uit ervaring is echter gebleken dat bij toepassing van deze processen de thermische capaciteit daalt, de Ca/S-verhouding hoog is en weinig zwavel wordt onttrokken. Ook moet rekening worden gehouden met problemen bij het verdere gebruik van de bijprodukten, zodat deze oplossing doorgaans slechts als een tijdelijke maatregel bruikbaar is, en alleen voor kleinere eenheden (tabel 2). a) Voor brandstof met een hoog zwavelgehalte moet het ontzwavelingsrendement worden aangepast. De mogelijkheden hiertoe kunnen variëren naar gelang van het proces. De beschikbaarheid van deze processen bedraagt gewoonlijk 95%.
b) Beperkte toepasbaarheid voor brandstoffen met een hoog zwavelgehalte.
c) Emissie in mg/m3 (STP), droog, 6% zuurstof voor vaste brandstoffen, 3% zuurstof voor vloeibare brandstoffen.
d) De conversiefactor is afhankelijk van de eigenschappen van de brandstof, het specifieke volume van het rookgas en het thermische rendement van die ketel (gebruikte conversielagen m3/KWh, thermisch rendement: 36%; steenkool: 3,50; bruinkool: 4,20; zware stookolie: 2,80).
e) De vermelde specifieke investeringskosten hebben betrekking op een kleine steekproef van installaties.
f) De vermelde specifieke investeringskosten omvatten ook voorzieningen voor het verwijderen van stikstofoxiden. Deze tabel is hoofdzakelijk opgesteld ten behoeve van grote stookinstallaties in de openbare sector. De beheersingsmethoden zijn echter ook geldig voor andere sectoren met vergelijkbare rookgassen.
a) Voor brandstof met een hoog zwavelgehalte moet het ontzwavelingsrendement worden aangepast. De mogelijkheden hiertoe kunnen variëren naar gelang van het proces. De beschikbaarheid van deze processen bedraagt gewoonlijk 95%.
b) Beperkte toepasbaarheid voor brandstoffen met een hoog zwavelgehalte.
c) Emissie in mg/m3 (STP), droog, 6% zuurstof voor vaste brandstoffen, 3% zuurstof voor vloeibare brandstoffen.
d) De conversiefactor is afhankelijk van de eigenschappen van de brandstof, het specifieke volume van het rookgas en het thermische rendement van die ketel (gebruikte conversielagen m3/KWh, thermisch rendement: 36%; steenkool: 3,50; bruinkool: 4,20; zware stookolie: 2,80).
e) De vermelde specifieke investeringskosten hebben betrekking op een kleine steekproef van installaties.
f) De vermelde specifieke investeringskosten omvatten ook voorzieningen voor het verwijderen van stikstofoxiden.
e. processen voor rookgasontwikkeling (FGD) Met deze processen wordt beoogd reeds gevormde zwaveloxiden te verwijderen; zij worden ook als secundaire maatregelen aangeduid. De geavanceerde technologieën voor rookgasbehandeling zijn alle gebaseerd op de verwijdering van zwavel door middel van natte, droge of semi-droge en katalytische chemische processen. Om een zo efficiënt mogelijk programma voor vermindering van de zwavelemissies te ontwikkelen naast de onder (i) vermelde maatregelen voor energiebeheer moet een combinatie van onder (ii) aangegeven technologische maatregelen worden overwogen. In sommige gevallen kunnen methodes voor vermindering van de zwavelemissies ook leiden tot een vermindering van de emissies van C02, NOx en andere verontreinigende stoffen. De in elektriciteitscentrales, warmte/kracht- en stadsverwarmingsinstallaties toegepaste processen voor rookgasbehandeling omvatten: natte reiniging met kalk/kalksteen (LWS), het sproeidroogproces (SDA), het Wellman Lord-proces (WL), reiniging met ammoniak (AS) en processen voor de gecombineerde verwijdering van NOx/SOx (gebruik van geactiveerde kool (AC) en gecombineerde katalytische verwijdering van NOx/SOx). In de sector elektriciteitsopwekking bestaat de geïnstalleerde FGD-capaciteit voor 85% resp. 10% uit LWS- en SDA-voorzieningen. Verschillende nieuwe rookgasontzwavelingsprocessen, zoals droge reiniging met een elektronenbundel (EBDS) en Mark 13A, bevinden zich nog in het proefstadium. In tabel 2 wordt het rendement van bovenvermelde secundaire maatregelen aangegeven op basis van de met een groot aantal installaties opgedane ervaring. De geïnstalleerde capaciteit en het capaciteitsbereik worden eveneens vermeld. Door lokale of met de betrokken installatie samenhangende factoren kan het voorkomen dat van verschillende technologieën voor vermindering van de zwaveluitstoot met vergelijkbare kenmerken een bepaalde technologie in een gegeven geval niet bruikbaar is. Tabel 2 vermeldt tevens de marge waarbinnen de investeringskosten voor de onder (ii), c), d) en e), genoemde technologieën zich gewoonlijk bewegen. Bij de toepassing van deze technologieën in individuele gevallen dient er evenwel rekening mee te worden gehouden, dat de met maatregelen voor emissievermindering samenhangende investeringskosten onder andere worden bepaald door de specifieke technologieën die worden toegepast, de benodigde beheersingssystemen, de omvang van de installatie, de mate waarin de zwaveluitstoot moet worden verminderd en het tijdschema voor de geplande onderhoudscycli. De tabel geeft dus alleen een algemene indicatie van de investeringskosten. De investeringskosten voor de aanpassing van bestaande installaties overtreffen doorgaans die voor nieuwe installaties.
a. overschakeling op andere brandstoffen De omvang van de SO2-emissies bij verbranding houdt rechtstreeks verband met het zwavelgehalte van de gebruikte brandstof. Overschakeling op een andere brandstof (b.v. van steenkool met een hoog op steenkool met een laag zwavelgehalte en/of op vloeibare brandstoffen, of van steenkool op gas) leidt tot lagere zwavelemissies, maar er kunnen bepaalde beperkende factoren optreden, zoals de beschikbaarheid van brandstoffen met een laag zwavelgehalte en de mate waarin bestaande verbrandingsinstallaties aan andere brandstoffen kunnen worden aangepast. In veel ECE-landen wordt een aantal op kolen of olie werkende verbrandingsinstallaties vervangen door gasgestookte installaties. Zogenaamde „dual fuel” installaties kunnen overschakeling op andere brandstoffen vergemakkelijken.
b. reiniging van brandstof Reiniging van aardgas is een geavanceerde technologie en wordt om operationele redenen op grote schaal toegepast. Reiniging van procesgas (zuur raffinaderijgas, cokesovengas, biogas, enz.) is eveneens een geavanceerde technologie. Ook de ontzwaveling van vloeibare brandstoffen (lichte en middelzware fracties) is een technologisch geavanceerd proces. Ontzwaveling van zware fracties is technisch uitvoerbaar; wel moet rekening worden gehouden met de eigenschappen van de betrokken ruwe olie. Ontzwaveling van het atmosferisch residu (bodemprodukten van bij atmosferische druk werkende destillatie-eenheden voor ruwe olie) met het oog op de produkie van stookolie met een laag zwavelgehalte wordt echter niet algemeen toegepast; verwerking van laagzwavelige ruwe olie verdient gewoonlijk de voorkeur. Hydrogenerend kraken en volledige conversie hebben zich tot volwaardige technologieën ontwikkeld; zij combineren een hoge zwavelonttrekking met een verbeterde opbrengst aan lichte produkten. Het aantal raffinaderijen waar volledige conversie plaatsvindt is nog beperkt. Karakteristiek voor dit type raffinaderijen is dat 80 à 90% van de in de ruwe olie aanwezige zwavel wordt teruggewonnen en dat alle residuen omgezet worden in lichte produkten of andere verhandelbare produkten. Het energieverbruik en de investeringskosten zijn bij dergelijke raffinaderijen echter wel hoger. In tabel 1 hierna volgend is het typische zwavelgehalte van raffinageprodukten aangegeven. Met de bestaande technologieën voor het zuiveren van steenkool kan anorganische zwavel voor circa 50% (afhankelijk van de eigenschappen van de steenkool), maar organische zwavel in het geheel niet worden verwijderd. Er worden thans doeltreffender technologieën ontwikkeld, maar deze vergen hogere investeringen en kosten. Daardoor is het rendement van ontzwaveling door reiniging van de steenkool lager dan dat van rookgasontzwaveling. Het is mogelijk dat er specifiek voor een land een optimalisatiepotentieel bestaat voor de beste combinatie van brandstofreiniging en rookgasontzwaveling.
c. geavanceerde verbrandingstechnologieën Verbrandingstechnologieën met verbeterd thermisch rendement en verlaagde zwavelemissies omvatten: wervelbedverbranding (FBC); vastbed (BFBC), circulerend bed (CFBC) en wervelbed onder druk (PFBC); kolenvergassing/stoom- en gasturbine (KV-STEG) (IGCC); gecombineerde stoomcyclus en gasturbines (CCGT). Stationaire verbrandingsturbines kunnen worden geïntegreerd in verbrandingssystemen in bestaande conventionele elektriciteitscentrales, waardoor het totale rendement met 5 à 7% kan worden opgevoerd, met onder andere een aanzienlijke verlaging van de SO2-uitstoot tot gevolg. Ingrijpende aanpassingen aan het bestaande ketelsysteem zijn evenwel niet noodzakelijk. Wervelbedverbranding is een techniek voor het verbranden van steenkool en bruinkool, maar is ook bruikbaar voor andere vaste brandstoffen zoals petroleumcokes en laagwaardige brandstoffen zoals afval, turf en hout. De emissies kunnen verder worden verlaagd door middel van geïntegreerde verbrandingsregeling in het systeem door toevoeging van kalk/kalksteen aan het bedmateriaal. De totale geïnstalleerde FBC-capaciteit bedraagt thans circa 30 000 MWth (250 à 350 installaties), waarvan 8 000 MWth in de klasse installaties met een capaciteit van meer dan 50 MWth. Het gebruik en/of de verwijdering van de bij dit proces gevormde bijprodukten kan problemen opleveren, en verdere ontwikkeling is vereist. Het IGCC-proces omvat kolenvergassing en elektriciteitsopwekking in een gecombineerde cyclus in een gas- en stoomturbine. De vergaste kool wordt verbrand in de verbrandingskamer van de gasturbine. Beheersing van de zwavelemissies wordt gerealiseerd door reiniging van het ruwe gas vóór de gasturbine met gebruikmaking van geavanceerde technologie. Deze technologie bestaat ook voor zware olieresiduen en bitumenemulsies. De geïnstalleerde capaciteit bedraagt thans circa 1 000 MWth (5 installaties). Aardgasgestookte elektriciteitscentrales met gecombineerde stoom-/gasturbinecyclus die een energie-efficiëntie van ca. 48 à 52% realiseren zijn thans in het ontwerpstadium.
d. wijzigingen in processen en verbranding Van wijzigingen in de verbranding die vergelijkbaar zijn met de maatregelen die met het oog op NOx-emissiebeheersing worden toegepast is geen sprake, aangezien tijdens de verbranding vrijwel alle organisch en/of anorganisch gebonden zwavel oxydeert (een bepaald percentage, dat afhankelijk is van de eigenschappen van de brandstof en de toegepaste verbrandingstechnologie, blijft achter in de as). In deze bijlage worden de bij conventionele ketels toegepaste processen met behulp van droge additieven beschouwd als proceswijzigingen, aangezien een actieve stof in de verbrandingseenheid wordt gebracht. Uit ervaring is echter gebleken dat bij toepassing van deze processen de thermische capaciteit daalt, de Ca/S-verhouding hoog is en weinig zwavel wordt onttrokken. Ook moet rekening worden gehouden met problemen bij het verdere gebruik van de bijprodukten, zodat deze oplossing doorgaans slechts als een tijdelijke maatregel bruikbaar is, en alleen voor kleinere eenheden (tabel 2). a) Voor brandstof met een hoog zwavelgehalte moet het ontzwavelingsrendement worden aangepast. De mogelijkheden hiertoe kunnen variëren naar gelang van het proces. De beschikbaarheid van deze processen bedraagt gewoonlijk 95%.
b) Beperkte toepasbaarheid voor brandstoffen met een hoog zwavelgehalte.
c) Emissie in mg/m3 (STP), droog, 6% zuurstof voor vaste brandstoffen, 3% zuurstof voor vloeibare brandstoffen.
d) De conversiefactor is afhankelijk van de eigenschappen van de brandstof, het specifieke volume van het rookgas en het thermische rendement van die ketel (gebruikte conversielagen m3/KWh, thermisch rendement: 36%; steenkool: 3,50; bruinkool: 4,20; zware stookolie: 2,80).
e) De vermelde specifieke investeringskosten hebben betrekking op een kleine steekproef van installaties.
f) De vermelde specifieke investeringskosten omvatten ook voorzieningen voor het verwijderen van stikstofoxiden. Deze tabel is hoofdzakelijk opgesteld ten behoeve van grote stookinstallaties in de openbare sector. De beheersingsmethoden zijn echter ook geldig voor andere sectoren met vergelijkbare rookgassen.
a) Voor brandstof met een hoog zwavelgehalte moet het ontzwavelingsrendement worden aangepast. De mogelijkheden hiertoe kunnen variëren naar gelang van het proces. De beschikbaarheid van deze processen bedraagt gewoonlijk 95%.
b) Beperkte toepasbaarheid voor brandstoffen met een hoog zwavelgehalte.
c) Emissie in mg/m3 (STP), droog, 6% zuurstof voor vaste brandstoffen, 3% zuurstof voor vloeibare brandstoffen.
d) De conversiefactor is afhankelijk van de eigenschappen van de brandstof, het specifieke volume van het rookgas en het thermische rendement van die ketel (gebruikte conversielagen m3/KWh, thermisch rendement: 36%; steenkool: 3,50; bruinkool: 4,20; zware stookolie: 2,80).
e) De vermelde specifieke investeringskosten hebben betrekking op een kleine steekproef van installaties.
f) De vermelde specifieke investeringskosten omvatten ook voorzieningen voor het verwijderen van stikstofoxiden.
e. processen voor rookgasontwikkeling (FGD) Met deze processen wordt beoogd reeds gevormde zwaveloxiden te verwijderen; zij worden ook als secundaire maatregelen aangeduid. De geavanceerde technologieën voor rookgasbehandeling zijn alle gebaseerd op de verwijdering van zwavel door middel van natte, droge of semi-droge en katalytische chemische processen. Om een zo efficiënt mogelijk programma voor vermindering van de zwavelemissies te ontwikkelen naast de onder (i) vermelde maatregelen voor energiebeheer moet een combinatie van onder (ii) aangegeven technologische maatregelen worden overwogen. In sommige gevallen kunnen methodes voor vermindering van de zwavelemissies ook leiden tot een vermindering van de emissies van C02, NOx en andere verontreinigende stoffen. De in elektriciteitscentrales, warmte/kracht- en stadsverwarmingsinstallaties toegepaste processen voor rookgasbehandeling omvatten: natte reiniging met kalk/kalksteen (LWS), het sproeidroogproces (SDA), het Wellman Lord-proces (WL), reiniging met ammoniak (AS) en processen voor de gecombineerde verwijdering van NOx/SOx (gebruik van geactiveerde kool (AC) en gecombineerde katalytische verwijdering van NOx/SOx). In de sector elektriciteitsopwekking bestaat de geïnstalleerde FGD-capaciteit voor 85% resp. 10% uit LWS- en SDA-voorzieningen. Verschillende nieuwe rookgasontzwavelingsprocessen, zoals droge reiniging met een elektronenbundel (EBDS) en Mark 13A, bevinden zich nog in het proefstadium. In tabel 2 wordt het rendement van bovenvermelde secundaire maatregelen aangegeven op basis van de met een groot aantal installaties opgedane ervaring. De geïnstalleerde capaciteit en het capaciteitsbereik worden eveneens vermeld. Door lokale of met de betrokken installatie samenhangende factoren kan het voorkomen dat van verschillende technologieën voor vermindering van de zwaveluitstoot met vergelijkbare kenmerken een bepaalde technologie in een gegeven geval niet bruikbaar is. Tabel 2 vermeldt tevens de marge waarbinnen de investeringskosten voor de onder (ii), c), d) en e), genoemde technologieën zich gewoonlijk bewegen. Bij de toepassing van deze technologieën in individuele gevallen dient er evenwel rekening mee te worden gehouden, dat de met maatregelen voor emissievermindering samenhangende investeringskosten onder andere worden bepaald door de specifieke technologieën die worden toegepast, de benodigde beheersingssystemen, de omvang van de installatie, de mate waarin de zwaveluitstoot moet worden verminderd en het tijdschema voor de geplande onderhoudscycli. De tabel geeft dus alleen een algemene indicatie van de investeringskosten. De investeringskosten voor de aanpassing van bestaande installaties overtreffen doorgaans die voor nieuwe installaties.

10. De in punt 9. (ii), a) t/m e), vermelde beheersingstechnieken zijn niet alleen geschikt voor de sector elektriciteitsopwekking, maar ook voor diverse andere sectoren van de industrie. Er is reeds gedurende verschillende jaren praktijkervaring mee opgedaan, in de meeste gevallen in elektriciteitscentrales.
11. De keuze van technologieën ter vermindering van zwavelemissies in de industrie wordt uitsluitend bepaald door de specifieke beperkingen van de in de betrokken sectoren toegepaste processen. In tabel 3 hieronder wordt een overzicht gegeven van een aantal belangrijke bronnen van zwavelemissies en de ter bestrijding daarvan genomen maatregelen.
[tabel]
12. In de in tabel 3 vermelde sectoren kan gebruik worden gemaakt van in het proces geïntegreerde maatregelen, inclusief verandering van grondstof (indien nodig gecombineerd met een specifiek op de betrokken sector afgestemde rookgasbehandeling), om de zwavelemissies zo doeltreffend mogelijk terug te dringen.
13. Uit de praktijk kunnen de volgende voorbeelden worden gegeven:
a. In nieuwe kraftpulpfabrieken is een emissie van minder dan 1 kg zwavel per ton aan de lucht gedroogde (AD - air dried) pulp haalbaar;*)Beheersing van de verhouding zwavel/natrium is noodzakelijk, m.a.w. zwavel moet in de vorm van neutrale zouten worden verwijderd en er moet gebruik worden gemaakt van zwavelvrij natrium.
b. In sulfietpulpfabrieken kan een emissie van 1 tot 1,5 kg zwavel per ton pulp AD worden gerealiseerd;
c. Bij het roosten van sulfiden zijn verwijderingsrendementen van 80 à 99% gemeld voor installaties met een capaciteit van 10 000 tot 200 000 m3/uur (afhankelijk van het procédé);
d. Bij één bepaalde installatie voor het sinteren van ijzererts wordt met een FGD-installatie met een capaciteit van 320 000 m3/uur voor het gezuiverde gas een waarde van minder dan 100 mg SOx/Nm3 bij 6% O2 gehaald;
e. In cokesovens wordt een waarde van minder dan 400 mg SOx/Nm3 bij 6% O2 gerealiseerd;
f. Installaties voor de produktie van zwavelzuur halen een conversiewaarde van meer dan 99%;
g. Bij geavanceerde Clausinstallaties wordt een ontzwavelingsrendement van meer dan 99% gehaald.

14. Naarmate in de landen binnen het ECE-gebied de inspanningen worden opgevoerd om de zwavelemissies uit stationaire bronnen te verminderen, zullen ook de hoeveelheden bijprodukten toenemen.
15. Er moet worden gekozen voor methodes waarbij bruikbare bijprodukten ontstaan, en zoveel mogelijk voor methodes die een verhoogd thermisch rendement opleveren en waardoor het afvalverwijderingsprobleem tot een minimum wordt teruggebracht. Hoewel de meeste bijprodukten bruikbare of recycleerbare produkten zijn zoals gips, ammoniumzouten, zwavelzuur en zwavel, dient rekening te worden gehouden met factoren zoals marktomstandigheden en kwaliteitsnormen. Het gebruik van FBC- en SDA-bijprodukten moet worden verbeterd en tevens moet onderzoek worden gedaan naar verdere gebruiksmogelijkheden, aangezien in verschillende landen de beschikbaarheid van stortplaatsen en de geldende verwijderingscriteria een beperkende factor vormen voor de verwijdering van deze produkten.
16. De volgende neveneffecten vormen weliswaar geen beletsel voor de toepassing van een bepaalde technologie of methode, maar moeten wel degelijk in de overweging worden betrokken wanneer uit verschillende mogelijkheden voor vermindering van de zwavelemissies kan worden gekozen:
a. Het energiebeslag van de gasbehandelingsprocessen;
b. Corrosie door de vorming van zwavelzuur als gevolg van de reactie van zwaveloxiden met waterdamp;
c. Hoger waterverbruik en de noodzaak meer afvalwater te behandelen;
d. De eisen inzake reagentia;
e. Verwijdering van vast afval.

17. De maatregelen die worden genomen ter uitvoering van nationale strategieën en beleidsplannen voor vermindering van de luchtverontreiniging omvatten: wet- en regelgeving, positieve en negatieve economische prikkels, alsook technologische eisen (beste beschikbare technologie).
18. In het algemeen worden per emissiebron normen vastgesteld, afhankelijk van de omvang van de installatie, de wijze waarop deze functioneert, de verbrandingstechnologie, het brandstoftype en het feit of het een nieuwe, dan wel een bestaande installatie betreft. Een alternatieve methode bestaat erin een doelstelling voor vermindering van de totale zwavelemissies van een groep bronnen aan te geven en de keuze van de daartoe te nemen maatregelen vrij te laten („bubble concept”).
19. Om toezicht te houden op de inspanningen die worden gedaan om de zwavelemissies tot de in het kader van nationale wetgeving vastgelegde niveaus te beperken, moet een systeem voor permanente monitoring en rapportage aan de toezichthoudende instanties worden opgezet.
20. Verschillende bewakingssystemen, waarbij zowel continue als incidentele metingen worden uitgevoerd, zijn beschikbaar. De kwaliteitseisen lopen echter uiteen. De metingen moeten worden uitgevoerd door gekwalificeerde instellingen met gebruikmaking van welomschreven meet- en monitoringsystemen. Hiertoe kan een stelsel van certificering de beste garantie bieden.
21. Bij moderne geautomatiseerde monitoringsystemen en procesbeheersingsapparatuur levert rapportage geen problemen op. Het verzamelen van gegevens heeft zich tot een geavanceerde techniek ontwikkeld; de aan de bevoegde instanties te melden gegevens verschillen echter per geval. Voor een betere vergelijkbaarheid moeten de gegevensreeksen en de desbetreffende regelgeving worden geharmoniseerd. Harmonisatie is ook wenselijk voor de kwaliteitsverzekering van meet- en monitoringsystemen. Bij het vergelijken van gegevens dient hiermee rekening te worden gehouden.
22. Om discrepanties en tegenstrijdigheden te voorkomen moet een aantal kernelementen en parameters, waaronder de volgende, duidelijk worden omschreven:
a. Normwaarden uitgedrukt in ppmv, mg/Nm3, g/GJ, kg/uur of kg/ton produkt. De meeste van deze eenheden moeten worden berekend en worden gespecificeerd voor een bepaalde gastemperatuur, vochtigheidsgraad, druk, zuurstofgehalte of thermische belasting;
b. De periode waarover de normen dienen te worden gemiddeld, uitgedrukt in uren, maanden of jaren;
c. Storingsperioden en de bij storing geldende noodmaatregelen met betrekking tot het overbruggen van de monitoringsystemen of het stilleggen van de installatie;
d. Methodes voor het achteraf bepalen van door een defect aan de apparatuur gemiste of verloren gegane gegevens;
e. De te meten reeks parameters. De informatie die vereist is kan variëren afhankelijk van de aard van het industriële proces. Ook de locatie van het meetpunt binnen het systeem moet worden bepaald.
23. Er moet voor kwaliteitszorg van de metingen worden gezorgd.