notechmag | (Anmerkung: Jede entnommene nicht wieder zurückgeführte Biomasse fehlt im Boden) “Die Biomasse-Energiebranche erlebt in den USA einen neuen Aufschwung. Während Bioenergie traditionell von bestimmten Sektoren wie der Papierindustrie genutzt wurde, wurden seit 2005 mehr als 70 neue Holzfabriken gebaut oder in Betrieb genommen, und weitere 75 wurden vorgeschlagen und in verschiedenen Entwicklungsstadien, die durch Subventionen für erneuerbare Energien angetrieben werden und Bundessteuergutschriften. In den meisten Bundesstaaten wird die Biomasse-Energie zusammen mit Sonne und Wind als erneuerbare Energiequelle subventioniert, und die Entwickler von Biomasse-Anlagen teilen den Gastgemeinschaften routinemäßig mit, dass Biomasse-Energie “saubere Energie” ist.
Werbe- Foto von BEI-Teesside , einem geplanten Biomassekraftwerk in Großbritannien. Die Form des Vulkans ist gut gewählt, wenn man die Verschmutzung berücksichtigt, die von Biomassekraftwerken erzeugt wird.
Aber diese erste detaillierte Analyse der Bioenergie-Industrie zeigt, dass die neu gestartete Industrie immer noch ein großer Verursacher ist. Ein Vergleich der Genehmigungen von modernen Kohle-, Biomasse- und Gasanlagen zeigt, dass sogar die “saubersten” Biomasseanlagen> 150% der Stickoxide,> 600% der flüchtigen organischen Verbindungen,> 190% der Partikel und> 125% emittieren können. das Kohlenmonoxid einer Kohleanlage pro Megawattstunde, obwohl Kohle mehr Schwefeldioxid (SO2) produziert. Die Emissionen einer Biomasseanlage übersteigen die einer Erdgasanlage um mehr als 800% für jeden größeren Schadstoff.
Auch Biomassekraftwerke sind eine Gefahr für das Klima und emittieren fast 50 Prozent mehr CO2 pro erzeugtem Megawatt als der nächstgrößte Kohleverursacher Kohle. CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse können theoretisch im Laufe der Zeit ausgeglichen werden, aber solche Offsets benötigen typischerweise Jahrzehnte, um das während des Betriebs der Anlage schnell in die Atmosphäre eingespritzte CO2 vollständig zu kompensieren. ”
Lesen Sie den Bericht: Bäume, Müll und Giftstoffe: Wie Biomasseenergie zur neuen Kohle wird (PDF), Mary S. Booth, Partnerschaft für politische Integrität, 2. April 2014. Über Biotreibstoff .
Google Übersetzung von http://www.energieblogger.at/biomass/aeba0bb4-372e-11e8-b174-0cc47a792c0a_id_aeba0bb4-372e-11e8-b174-0cc47a792c0a.html:
Bäume, Müll und Giftstoffe:
Wie Biomasse – Energie zum
Neue Kohle
Mary S. Booth, PhD
Partnerschaft für politische Integrität
2. April 2014
Bäume, Müll und Giftstoffe:
Wie Biomasse-Energie zur neuen Kohle wird
Mary S. Booth, PhD
Partnerschaft für politische Integrität
2. April 2014
PFPI dankt dankbar für die Unterstützung von The Heinz Endowments,
Der Rockefeller-Familienfonds, The Threshold Foundation und das Civil Society Institute
bei der Unterstützung dieser Arbeit.
2
Inhalt
Zusammenfassung
5
Einleitung: Biomass Power, die erneuerbare Energie, die verschmutzt
13
Die physikalischen Gründe, warum Bioenergie stärker belastet als Kohle
16
Wie regelt das Clean Air Act die Verschmutzung durch Kraftwerke?
18
Die Commonsense-Komponenten einer Bundesluftfahrtgenehmigung
19
Was 88 Luft zulässt, sagt über die Regulierung der Biomasse-Energiewirtschaft
21
Bioenergie-Emissionen von Kriterien Schadstoffe und CO 2 : Luftrettungsgesetz Lücken
22
Schlupflöcher 1: Biomasseanlagen können mehr Umweltverschmutzung verursachen, bevor sie vom Bundesland genehmigt werden
22
Schlupfloch 2: EPA-Freikarte für Bioenergie CO 2 lässt große Kraftwerke regulieren
22
Schlupfloch 3: Staatliche Regulierungsbehörden helfen Biomassekraftwerken, strengere Genehmigungen zu vermeiden
24
Kohlenmonoxid (CO) -Emissionen in “synthetischem Moll” versus PSD erlaubt
27
EPA stimmt zu: Synthetische geringfügige Emissionskappen in staatlich ausgestellten Genehmigungen stressen Leichtgläubigkeit
30
Stickoxid (NOx) -Emissionen
31
Partikelemissionen (PM)
34
Schwefeldioxid (SO 2 ) Emissionen
37
Toxische Luftverschmutzung durch Energie aus Biomasse
38
Wie das Clean Air Act die Emissionen von gefährlichen Luftschadstoffen (HAPs) regelt
39
Die EPA-Vorschriften lassen Biomasseanlagen giftigere Luftschadstoffe emittieren als Kohlekraftwerke
41
Die EPA-Vorschriften lassen Biomasseanlagen mehr Luftgifte emittieren als Müllverbrennungsanlagen
42
Bioenergie-Emissionen von gefährlichen Luftschadstoffen: Schlupflöcher für Luftreinhalte
44
Regelkreis 4: Die meisten Biomasseanlagen haben keine Beschränkungen für gefährliche Emissionen
44
Schlupfloch 5: Die Biomasse – Industrie schätzt die toxischen Emissionen, um eine Regulierung zu vermeiden … 45
Der von der Industrie bereitgestellte Emissionsfaktor für HCl unterschätzt wahrscheinlich die tatsächlichen Emissionen
48
Lücke 6: Schwache Testanforderungen bedeuten, dass Grenzwerte für Lufttoxizität nicht durchsetzbar sind
50
Die Anforderungen an die Prüfung von Kraftstoffverunreinigungen sind noch seltener
53
Kontaminierte Abfälle als Biomasse verbrannt: EPA lehnt es ab, zu regulieren
54
Viele Biomasseanlagen planen, kontaminierte Abfallstoffe als Brennstoff zu verbrennen
55
Schlupfloch 7: EPA-Regeln verwischen die Grenze zwischen Biomasseanlagen und Verbrennungsanlagen
57
EPA-Regeln vergleichen Schadstoffkonzentrationen in Biomasse mit der schmutzigsten Kohle
58
EPA nimmt das Wort der Industrie, dass Biomassetreibstoffe “sauber” sind – Tests nicht erforderlich
59
EPA: Holz aus Bau- und Abbruchholz ist zu sauber um es zu überwachen?
60
3
Abfallbrennstoffe sind die neuen “Nicht-Abfallbrennstoffe” der EPA
62
Die EPA meldet ein verunreinigtes Kraftstoffprodukt: Phthalate und Fluor in SpecFUEL
63
Fallstudie eines Biomassekraftwerks, das Müll verbrennt: Evergreen Community Power
65
Fazit: Sieben Empfehlungen zu sieben Schlupflöchern
66
Zusammenfassende Fallstudien: Die aufstrebende Bioenergieindustrie
70
Sierra Pacific, Anderson, Kalifornien
70
DTE Stockton, Stockton, Kalifornien
70
Plainfield erneuerbare Energie, Plainfield, CT
71
Montville Power, Uncasville, CT
72
Gainesville Erneuerbare Energien, Gainesville, FL
72
Grüne Energiepartner, Lithonia, GA
73
Nordstern Jefferson, Wadley, GA
74
Piedmont Green Power, Barnesville, GA
74
Hu Honua, Pepe’keo, HALLO
75
ecoPower, Gefahr, KY
75
Verso Bucksport, Bucksport, ME
76
Bürger Biopower, Berlin, NH
76
ReEnergy Lyonsdale Biomasse, Lyons fällt, NY
76
ReEnergy Schwarzer Fluss, Fort Drum, NY
77
Biogreen nachhaltige Energie, La Pine, OR
78
Evergreen Community Power / Vereinigtes Corstack, Reading, PA
78
Nacogdoches Kraft, Sacul, TX
78
EDF Allendale, Allendale, SC
79
Dominion Energy, Southampton, Altavista und Hopewell, VA
79
Nippon Papier, Port Angeles, WA
80
Port Townsend Papierfirma, Port Townsend, WA
81
Titelbild von Jim Driscoll, “Blue Lake Power-Kraftwerk raucht Stadt aus.” Eureka Times Standard.
“Der Bezirksbeauftragte für Luftreinhaltung, Rick Martin, sagte, dass ein Inspektor fast am Donnerstagmorgen im Werk sei. Martin
sagte der Rauch war Holzrauch und kann ärgerlich sein, aber es war nicht gefährlich. “Wir haben nicht wirklich die Autorität dazu
schalte sie aus, es sei denn, es ist eine unmittelbare Gefahr für die öffentliche Gesundheit “, sagte Martin,” und es ist keine Gefahr für die öffentliche Gesundheit. “
Für manche war es zumindest unerträglich. Resident Curtis Thompson sagte, dass dicker, brauner Rauch aus der
Werkstapel seit Donnerstag 7.00 Uhr, und es wurde schlimm genug, dass er sein Kind aus der Gegend trieb. “
4
Zusammenfassung
Höhepunkte
Die Biomasse-Energiebranche erlebt in den USA einen neuen Aufschwung. Während
Bioenergie wird traditionell von bestimmten Sektoren wie der Papierindustrie verwendet, mehr
Seit 2005 wurden 70 neue Holzfeuerungsanlagen gebaut oder in Betrieb genommen, weitere 75
vorgeschlagen und in verschiedenen Phasen der Entwicklung, durch Subventionen für erneuerbare Energien und Bundes gefördert
Steuergutschriften. In den meisten Bundesländern wird Biomassekraft zusammen mit Sonne und Wind als umweltfreundlich subventioniert.
Erneuerbare Energien und Entwickler von Biomasseanlagen erzählen den Gastgemeinschaften routinemäßig von Biomasse
Macht ist “saubere Energie”.
Aber diese erste detaillierte Analyse der Bioenergie-Industrie zeigt, dass die neu gestartete Industrie ist
immer noch ein großer Verursacher. Vergleich der Genehmigungen von modernen Kohle-, Biomasse- und Gasanlagen zeigt
dass selbst die “saubersten” Biomasseanlagen> 150% der Stickoxide,> 600% der flüchtigen Stoffe emittieren können
organische Verbindungen,> 190% Feinstaub und> 125% Kohlenmonoxid einer Kohle
pro Megawattstunde, obwohl Kohle mehr Schwefeldioxid (SO 2 ) produziert. Emissionen von a
Die Biomasseanlage übersteigt die von einer Erdgasanlage um mehr als 800% für jeden größeren Schadstoff.
Biomasse-Kraftwerke sind auch eine Gefahr für das Klima und emittieren fast 50 Prozent mehr CO 2 pro
Megawatt erzeugt als der nächstgrößte Kohlenstoffverursacher, Kohle. CO 2 -Emissionen aus Biomasse
das Brennen kann theoretisch über die Zeit hinweg ausgeglichen werden, aber solche Offsets dauern normalerweise Jahrzehnte
kompensieren das im Anlagenbetrieb schnell in die Atmosphäre eingebrachte CO 2 .
Hinzu kommt, dass Bioenergie-Anlagen Lücken in der sauberen Luft ausnutzen
Gesetzliche und laxe Regulierung durch die EPA und staatliche Genehmigungsbehörden, die es ihnen ermöglichen, selbst Emissionen zu emittieren
mehr Verschmutzung. Stromerzeugung, die Luftverschmutzung und Klimawandel verschlimmert, ist nicht was
Die Öffentlichkeit erwartet für ihre knappen erneuerbaren Energie Dollar.
Unsere Untersuchung von 88 Luftemissionsgenehmigungen aus Biomassekraftwerken ergab:
Biomassekraftwerke emittieren zwar mehr Schadstoffe als fossil betriebene Anlagen, Biomasseanlagen
erhalten eine spezielle Behandlung und werden nicht nach den gleichen Emissionsstandards gehalten. Ein Doppel
Standard schreibt in das Clean Air Act ermöglicht Biomasse Kraftwerke zweieinhalb emittieren
mal mehr Verschmutzung (250 Tonnen eines Schadstoffes) als ein Kohlekraftwerk (wo die
Schwelle ist 100 Tonnen), bevor es als eine “Haupt” Quelle betrachtet wird, die schützend auslöst
Maßnahmen im Rahmen des Programms zur Verhinderung eines erheblichen Verfalls (PSD) des Luftreinhaltegesetzes
– obwohl die Schadstoffe und ihre Auswirkungen gleich sind.
Fast die Hälfte der von uns analysierten 88 Biomasseanlagen hat die PSD-Genehmigungen insgesamt um bis zu 50% vermieden
sie behaupten, sie würden “synthetische Nebenquellen” sein, wenn auch in vielen Fällen ihre Größe
weist darauf hin, dass sie gemäß der PSD als wesentliche Verschmutzungsquellen reguliert werden sollten
Programm. Minor Source-Genehmigungen werden von den Staaten ausgestellt und enthalten keine der schützenden
Maßnahmen, die gemäß den PSD-Genehmigungen erforderlich sind. Trotz der weitverbreiteten Nutzung dieses
5
Verschmutzungsbeschränkungen umgehen, beschließt die EPA, die meisten staatlich ausgestellten Minderjährigen nicht zu überprüfen
Quelle erlaubt.
Die Biomasse-Energiebranche verbrennt zunehmend kontaminierte Brennstoffe und verwischt die Leitungen
zwischen erneuerbarer Energie, die als “sauber” dargestellt wurde, und Müllverbrennung.
Während die meisten Biomassekraftwerke Waldholz als Brennstoff verbrennen, erlauben uns die meisten Genehmigungen
überprüft erlaubt auch das Verbrennen von Altholz, einschließlich Bau- und Abbruchschutt.
Die EPA-Vorschriften ermöglichen es Biomasseanlagen, mehr Schwermetalle und andere gefährliche Luft auszustoßen
Schadstoffe (HAPs) als Kohlekraftwerke und Müllverbrennungsanlagen, und wieder die Verwendung von
Der Status “synthetisch minderwertig” ist weit verbreitet und Einrichtungen aller Größenordnungen geben an, gering zu sein
Quellen für HAPs mit wenig Unterstützung, Verifizierung oder Beweis. Eine EPA-Rücknahme der Regulierung
Dadurch können mehr kontaminierte Abfälle als Biomasse verbrannt und nicht entsorgt werden
Müllverbrennungsanlagen mit restriktiveren Emissionsgrenzwerten für Luftgifte werden nur zunehmen
toxische Emissionen aus der Bioenergie-Industrie.
Wegen dieses perfekten Sturms von laxer Regulierung und regulatorischen Rollbacks, Biomassekraftwerken
vermarktet als “sauber” zu Host-Gemeinschaften werden zunehmend giftige Verbindungen wie emittieren
Dioxine; Schwermetalle einschließlich Blei, Arsen und Quecksilber; und sogar auftauchende Verunreinigungen, wie
Phthalate, die in den “Abfall-abgeleiteten” Brennstoffprodukten gefunden werden, die unter neuen genehmigt werden
EPA-Regeln. Permissive Emissionsstandards für Biomasseanlagen bedeuten, dass diese Schadstoffe sein können
in höheren Konzentrationen emittiert als von tatsächlichen Müllverbrennungsanlagen erlaubt. Als solches ist es keine Strecke zu
folgern, dass im ganzen Land zulässige Biomassepflanzen einige der schlechtesten kombinieren
Emissionseigenschaften von Kohlekraftwerken und Müllverbrennungsanlagen, währenddessen bekennend
sauber und grün sein.
Detaillierte Ergebnisse
Biomassekraftwerke sind nicht nur wegen ihrer geringen Effizienz überproportional umweltschädlich (
Umwandlung von Wärme in elektrische Leistung) und hohe Emissionen in der Verbrennung von Holz für Energie, aber
Auch weil die Bioenergieindustrie wichtige Schlupflöcher ausnutzt und tatsächlich davon abhängt
Luftreinhaltegesetz und seine Durchsetzung, Lücken, die Bioenergie weitaus umweltschädlicher machen als sie es tun würden
wenn es wie fossile Brennstoffe reguliert wäre. Unsere Überprüfung von 88 Luftgenehmigungen von Biomassekraftwerken
tabellarische Informationen über Anlagengröße, Kraftstoffverbrauch, Umweltschutztechnologie und zulässige
Emissionen. Einige der Genehmigungen für Anlagen wurden im Rahmen der Verhütung von erheblichen Schäden ausgestellt
Deterioration (PSD) Programm in der Clean Air Act, die “Hauptquellen” der Verschmutzung erfordert
Reduzierung der Emissionen durch Durchführung einer BACT-Analyse (Best Available Control Technology) sowie
erfordert Einrichtungen zur Durchführung von Luftqualitätsmodellen, die bewerten, ob sie die Luft von EPA verletzen
Qualitätsstandards und bedrohen Gesundheit.
Wir verglichen Genehmigungen, die durch PSD mit Genehmigungen für “kleine” Quellen gegangen sind, die sind
herausgegeben von den Staaten und lokalen Agenturen mit wenig bis keine EPA (und öffentliche) Aufsicht und enthalten keine
der Maßnahmen, die PSD erlaubt, die Luftqualität nominell zu schützen. Wir haben diese Genehmigungen gefunden
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1995/12/28.html Die von den Bundesländern ausgestellten Biomassekraftwerke emittieren etwa doppelt so viel Schadstoffe wie Pflanzen mit
6
Genehmigungen, die im Rahmen des PSD-Programms erteilt wurden, und diese vom Staat ausgestellte kleine Quelle erlauben ebenfalls, auszuweichen
kontrolliert hohe Emissionsraten, zum Beispiel bei der Inbetriebnahme und dem Abschalten von Anlagen bei Verschmutzung
Kontrollen werden häufig umgangen. Zeiträume intensiver Emissionen von Anlagen können eine
erhöhtes Gesundheitsrisiko, da auch kurze Episoden erhöhter Luftverschmutzung mit akuten Folgen verbunden sind
negative gesundheitliche Auswirkungen wie Asthmaanfälle, Herzinfarkt und Schlaganfall.
Schlupfloch 1: Biomasse-Anlagen können mehr Umweltverschmutzung ausstoßen, bevor sie das Bundesland auslösen
erlaubt
Der größte Faktor, der es Bioenergieanlagen ermöglicht, geringfügige staatliche Genehmigungen für geringfügige Emissionen zu erhalten
anstelle von PSD-Genehmigungen ist eine Schlüssellücke im Clean Air Act, die eine besondere Behandlung bietet
Biomasse-Anlagen. Während fossil betriebene Kraftwerke als wichtige Quellen betrachtet werden, die dazu benötigt werden
gehen PSD durch, wenn sie 100 Tonnen eines Schadstoffs pro Jahr emittieren, darf eine Biomasseanlage 250 emittieren
Tonnen von Schadstoffen vor PSD-Genehmigungen gilt. Die vom Gesetz geregelten Schadstoffe sind gleich
– Sie haben den gleichen Effekt auf die Gesundheit – aber Bioenergieanlagen dürfen zweieinhalb emittieren
Mal wird die Verschmutzung einer mit fossilen Brennstoffen betriebenen Anlage ausgelöst, bevor PSD-Genehmigungen ausgelöst werden. Wie alle bis auf fünf (94
Prozent) der 88 Einrichtungen, für die wir in unserer Datenbank Genehmigungen haben, würden mehr als 100 emittieren
Tonnen von einem Kriterium Schadstoff, ist diese einzelne Lücke verantwortlich für fast verdoppelt die Menge an
Umweltverschmutzung, die die aufstrebende Bioenergieindustrie emittieren darf (weil im Allgemeinen kleine Quelle
Emissionsgrenzwerte liegen etwa doppelt so hoch wie in PSD-Genehmigungen).
Die Lösung : Brennende Biomasse für Strom erzeugt so viel oder mehr Schadstoffe wie Kohle
Biomasse sollte wie Kohle reguliert werden. Die EPA ist befugt, Biomasseanlagen zu verlangen
in die Liste der Verschmutzungsquellen aufgenommen, wo PSD-Genehmigungen bei 100 Tonnen ausgelöst werden. Biomasse
Kraftwerke sind große, umweltverschmutzende Anlagen, die jeweils Hunderte bis Tausende von Tonnen Umweltverschmutzung emittieren
Jahr. Sie sollten entsprechend reguliert werden.
Schlupfloch 2: EPA-Freikarte für Bioenergie CO 2 lässt große Kraftwerke meiden
Verordnung
Als die EPA anfing, CO 2 nach dem Clean Air Act zu regulieren , bot dies eine Gelegenheit zur Reduzierung
Umweltverschmutzung durch die Bioenergie-Industrie, hatte EPA gewählt, um es zu nehmen. Unter der Umsetzung von
die Schneiderregel, wenn eine Einrichtung eine Hauptquelle für CO 2 war (emittiert 100.000 Tonnen pro Jahr), PSD
Genehmigungen würden erteilt werden, einschließlich der Modellierung der Luftqualität und einer besten verfügbaren Technologie
(BACT) -Analyse nicht nur für CO 2 , sondern auch für Luftschadstoffe. Seit fast jeder Biomasse
Kraftwerke mit einer Größe von mehr als 8 MW können mindestens 100.000 Tonnen CO 2 emittieren
Jahr, die Entscheidung der EPA, Bioenergie CO 2 -Emissionen von der Regulierung im Rahmen der Clean Air zu befreien
Act für einen Zeitraum von drei Jahren stark erhöht das Potenzial für die Verschmutzung von den Schwellenländern
Bioenergie-Industrie. Diese Ausnahme bietet die Mehrheit der kürzlich zugelassenen Biomasseanlagen
ein anderes Mittel, um den Schutz zu vermeiden, den die Genehmigung der PSD bietet. Obwohl EPA-Ausnahme
Für Bioenergie wurden CO 2 -Emissionen vom US-Berufungsgericht, der Agentur, für rechtswidrig befunden
hat die Entscheidung des Gerichtshofs nicht umgesetzt und die Befreiung aufgehoben.
7
Der Fix : EPA sollte jetzt Bioenergie CO 2 regulieren . Einmal im PSD-Programm, das beste verfügbare
Leittechnik-Analyse-Phase bietet die Möglichkeit zu diskutieren, wie Biomasse-Anlagen können
reduzieren ihre Nettoemissionen von CO 2.
Schlupfloch 3: Staatliche Regulierer helfen Biomassekraftwerken, mehr Schutz zu vermeiden
erlaubt
Eine der Hauptlücken, die es Biomasseanlagen erlauben, PSD – Genehmigungen zu vermeiden, ist der Anspruch von
“Synthetischer” Nebenquellenstatus für Stickoxide und Kohlenmonoxid. Einrichtungen werden gewährt a
wenn sie behaupten, dass sie pro Tonne weniger als 250 Tonnen Schadstoffe emittieren
Jahr, und damit PSD-Bestimmungen zu entkommen, die die Schadstoffemissionen begrenzen würde, erfordern die Verwendung von
die beste verfügbare Steuerungstechnologie und erfordert eine Luftqualitätsmodellierung, um sicherzustellen, dass eine Anlage nicht verletzt wird
Umweltstandards der EPA für Luftverschmutzung. In unserer Datenbank sind die meisten Einrichtungen in der Größe
von 6 MW bis 60 MW entschieden sich für den synthetischen Nebenstatus, bei dem die Anlage weniger als 250 emittieren musste
Tonnen von CO, NOx, PM und SO 2 pro Jahr zu erfüllen.
Für kleine Anlagen bedeutet die 250-Tonnen-Grenze pro Jahr in einer synthetischen, kleinen Genehmigung, dass sie weit emittieren können
mehr Verschmutzung als notwendig, angesichts ihrer Größe; Bei großen Pflanzen erfordert die Kappe, dass sie sich treffen müssen
unrealistisch niedrige Emissionsraten um weniger als 250 Tonnen pro Jahr zu emittieren. In einem Fall, wo
Bürger Petenten protestiert eine 24 MW-Anlage in Hawaii, die synthetischen minderwertigen Status gewährt wurde,
Die EPA stimmte zu, dass die Emissionsgrenzwerte der Anlage nicht durchsetzbar seien und dass die Anlage wahrscheinlich sei
als Hauptquelle reguliert. Obwohl jedoch viele andere Genehmigungen ausgestellt wurden
scheinen noch weniger durchsetzbar zu sein als die Genehmigung von Hawaii, die EPA hat sich dafür entschieden, sich nicht zu engagieren
die meisten staatlich ausgestellten synthetischen Mindermengengenehmigungen, weshalb die Genehmigungen weiterhin ausgestellt werden
ungestraft. Derzeit ist die Mehrheit der Biomasse-Kraftwerke vorgeschlagen oder unter
Die Konstruktion ist immer noch in der Lage, sogar die minimalen Schutzmaßnahmen zu vermeiden, die PSD erlaubt.
Der Fix : Wenn Loophole 1 repariert wurde und PSD-Genehmigungen bei 100 Tonnen Emissionen ausgelöst wurden,
Die meisten Biomasseanlagen müssten durch PSD-Genehmigungen gehen. Ebenso, wenn die EPA die
US Court of Appeals Entscheidung und regulierte Bioenergie CO 2 nach dem Clean Air Act, die meisten Pflanzen
müsste PSD-Genehmigungen durchlaufen, weil die meisten mehr als 100.000 Tonnen CO 2 emittieren .
Darüber hinaus sollte die EPA jede Genehmigung für Kraftwerke einer staatlichen Aufsicht unterwerfen
solche aus Staaten wie Georgia, wo die Aufsichtsbehörden routinemäßig synthetische geringfügige Genehmigungen ausstellen
mit den minimalsten Bedingungen. Um dies zu gewährleisten, wird es eine aussagekräftige Aufsicht des Bundes geben
bioenergy Genehmigung enthalten Emissionsgrenzen, die bundesweit durchsetzbar sind, wie das Clean Air Act
erfordert.
Lücke 4: Die meisten Biomasseanlagen haben keine Einschränkungen für gefährliche Luftemissionen
In den 88 Bioenergieerlaubnissen, die wir untersuchten, fanden wir fast keine Verantwortlichkeit für Emissionen von
gefährliche Luftschadstoffe (HAPs), eine Gruppe besonders giftiger Schadstoffe, einschließlich Salzsäure
Säure, Dioxine, Karzinogene wie Benzol und Formaldehyd und Schwermetalle wie Arsen, Blei und
Cadmium. Emissionen von HAPs aus Biomassebrennern sind kaum reguliert. Ein Teil der sauberen Luft
8
Akt informell bekannt, da die “Kesselregel” die “Maximum Available Control Technology” setzt
Englisch: eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUri…0990: EN: HTML (MACT) Emissionsnormen für Salzsäure (HCl) sowie PM und CO, die als
Proxy für HAPs, die von der EPA als mit diesen Schadstoffen gemeinsam emittiert behandelt werden. Jedoch,
Die MACT-Standards für HCl-, PM- und CO-Emissionen werden nur für “große” HAP-Quellen festgelegt,
Diese sind definiert als Einrichtungen, die mehr als 10 Tonnen pro Jahr eines oder mehrerer HAP emittieren
25 Tonnen aller HAPs pro Jahr. Untergeordnete Quellen, die angeben, unterhalb dieser Schwellenwerte zu emittieren, sind nur
erforderlich, um einen extrem laxen Standard für Feinstaub zu erfüllen – keine Emissionsstandards für
HAPs werden direkt gesetzt. Daher ist es nicht verwunderlich, dass die meisten Einrichtungen als Nebenquellen gelten
HAPs, egal wie groß sie sind.
Der Begriff “maximal verfügbare Steuerungstechnologie” ist in der Tat eine tiefe Fehlbezeichnung, wie die Standards
die für Emissionen unter MACT eingestellt sind, sind oft viel größer als das, was mit Hilfe erreicht werden kann
Technologien zur Luftreinhaltung, die heute leicht verfügbar sind, insbesondere für Feinstaub.
Unter der Biomasse-MACT-Regel darf eine große Biomasse-Quellanlage mit einem Heizkessel betrieben werden
emittieren mehr als das 27-fache des Feinstaubs eines Kohlekessels, und die EPA-Regeln erlauben den größten Teil der Biomasse
Anlagen, die mehr als das 10-fache des Feinstaubs eines gewerblichen und industriellen Abfalls emittieren
Verbrennungsanlage. Die Vorschriften für Müllverbrennungsanlagen begrenzen die Emissionen bestimmter HAPs, einschließlich einiger
Schwermetalle, aber die Regeln für Biomasseanlagen enthalten keine solchen Grenzwerte. Als mehr und mehr
kontaminierte Brennstoffe als Biomasse verbrannt werden, ist das Fehlen von Emissionsgrenzwerten für HAPs gebunden
Erhöhung der Emissionen der giftigsten Verbindungen durch sogenannte “saubere” Bioenergie.
Der Fix : Die EPA sollte den sogenannten Maximum-Available-Control-Technology-Standard machen
sinnvoll, indem Standards gesetzt werden, wie sie im Clean Air Act gefordert werden – Standards, die
maximaler Grad der Reduzierung jedes HAP, der “erreichbar” ist, unter Berücksichtigung der Kosten und anderer Faktoren
gesetzliche Faktoren. Sie müssen zumindest ohne Rücksicht auf Kosten das Emissionsniveau widerspiegeln
die saubersten Quellen haben erreicht – Quellen, die Emissionskontrolltechnologien verwenden, die sind
effektiv und verfügbar, wie zum Beispiel hocheffiziente Gewebefilter, die Partikel deutlich reduzieren
Materie Emissionen. Die Biomasse MACT sollte mindestens so schützend wie die Standards für
Müllverbrennungsanlagen und Kohlekessel – zumal Anlagen als Biomasse klassifiziert werden können
Kessel auch bei der Verbrennung von bis zu 90% Kohle und beim Verbrennen von stark kontaminierten Abfällen.
Schlupfloch 5: Die Biomasse-Industrie schätzt die zu erwartenden Schadstoffemissionen ein
Verordnung
In unserer Datenbank mit 88 Genehmigungen gaben 59% der Einrichtungen an, sie seien kleine (“Flächen”) Quellen für HAPs,
einschließlich der 116-MW-Gainesville-Anlage für erneuerbare Energien in Florida . Wie bei Kriterien
Schadstoffe, diese nicht-Haupt-oder Gebiet Quelle Bezeichnung wird so leicht durch staatliche Genehmigung gewährt
Agenturen, Unternehmen müssen sich im Wesentlichen als wichtige Quellen zu regulieren. Firmen
Untermauerung ihrer Behauptung, dass es sich um geringfügige Quellen handelt, indem sie die von der Industrie bereitgestellten Emissionsfaktoren für HAPs verwenden,
anstelle von EPA-sanktionierten Faktoren, um ihre projizierten Emissionen während des Genehmigungsverfahrens zu berechnen
verarbeiten. Diese von der Industrie bereitgestellten Faktoren sind in vielen Fällen um Größenordnungen niedriger als die EPA-
sanktionierte Faktoren, aber die Organisation, die die Emissionsfaktoren bereitstellt, der Nationalrat von
Die Verbesserung von Luft und Strom (NCASI) wird die Daten, auf denen sie basieren, nicht preisgeben.
9
Um zu testen, ob die Emissionsfaktoren der Industrie für HAPs gültig sind, verglichen wir die Industrie
Emissionsfaktor für Salzsäure, ein in großen Mengen durch Verbrennung von Biomasse emittiertes HAP, mit
aktuelle Emissionsdaten von 46 Betriebsanlagen. Wir haben festgestellt, dass der Faktor Industrie erheblich ist
Unterschätzt HCl-Emissionen von realen Anlagen, was darauf hindeutet, dass Biomasse-Kraftwerke, die verwenden
Industrie Emissionsfaktoren zu behaupten, geringe Quelle Status für Emissionen von Luftgiften sollte wahrscheinlich in
viele Fälle werden als Hauptquellen geregelt.
Der Fix : Die EPA und die Staaten sollten verlangen, dass die HAPs Emissionen auf der
auf der Grundlage von Emissionsfaktoren, die transparent abgeleitet werden können, mit einer großzügigen Marge
für einen Fehler, der davon ausgeht, dass die Emissionen zu bestimmten Zeiten (z. B. Anlauf und Abschaltung)
wenn sie am wenigsten gemessen werden. Die meisten Einrichtungen sind wahrscheinlich Hauptquellen für HAPs, und
sollte als solche geregelt werden.
Lücke 6: Schwache Testanforderungen bedeuten, dass Grenzwerte für Lufttoxizität nicht durchsetzbar sind
Wir haben festgestellt, dass die fehlende Rechenschaftspflicht für Pflanzen, die sich als “synthetische” Nebenerzeugnisse ausgaben, für
HAPs laufen weiter, sobald die Anlagen in Betrieb sind, da viele Genehmigungen nur minimale Tests erfordern
gefährliche Luftschadstoffe. Weil Emissionsprüfungen und durchsetzbare Grenzen nicht einmal kommen
Wirkung, bis mehrere Monate nach Inbetriebnahme einer Anlage Menschen in der Nähe einer Anlage leben
unter Umständen monatelang überhöhter und unbekannter Schadstoffemissionen ausgesetzt sein, während die Anlage rampenartig fährt
oben. Laut EPA ist eine Genehmigung, die keine Testanforderungen für HAPs enthält, nicht durchsetzbar und
daher ungültig, aber EPA hat es versäumt, Aufsicht über staatlich ausgestellte Genehmigungen, die Gebiet beanspruchen
Quellstatus für HAPs.
Der Fix : Eine vor kurzem von der EPA getroffene Entscheidung für eine Bioenergieanlage in Hawaii macht deutlich, dass es sich um eine Anlage handelt
will als synthetische Nebenquelle (für Kriterien Schadstoffe oder HAPs) reguliert werden, muss es durchführen
Tests, die die tatsächlichen Emissionen darstellen, einschließlich beim Starten und Herunterfahren. Die Genehmigung muss
geschrieben werden, um solche Tests zu verlangen, andernfalls ist es nicht bundesweit durchsetzbar und somit ungültig. Zum
Grenzen, um wirklich durchsetzbar zu sein, sollte eine laufende Überwachung mit Ergebnissen in realen angezeigt werden
Zeit, damit Staaten und Bürger wissen können, wann und ob eine Einrichtung gegen ihre Genehmigung verstößt.
Schlupfloch 7: EPA-Regeln verwischen die Grenze zwischen Biomasseanlagen und Verbrennungsanlagen
Lax Regulierung von Biomasse-Brenner im Vergleich zu Müllverbrennungsanlagen ist besonders wichtig, weil
Neue EPA-Regeln erleichtern die Verbrennung kontaminierter Materialien in Biomassebrennern. EPA “Verschwendung”
Regel erlaubt Müll und andere Abfälle einschließlich Kunststoffe, Reifen und andere Abfälle verbrannt werden
mit minimalen Emissionskontrollen und ohne Verpflichtung, Emissionen von Schwermetallen zu melden
andere Luftgifte. Das Umweltbundesamt räumt ein, dass die neuen Vorschriften gleichwertige Abfälle sind
wie die schmutzigsten Kohlen verfügbar als Biomasse ohne besondere Bestimmungen oder Offenlegung verbrannt werden können.
EPA hat auch angekündigt, dass es wahrscheinlich jede Anforderung, dass Bau und
Abbruchschutt, der mit Kupfer-Chrom-Arsenat-Konservierungsmitteln behandeltes Holz enthält, sein
auf Verunreinigung geprüft, darauf vertrauend, dass “sortierende” Verfahren der Industrie effektiv entfernen
kontaminiertes Material, bevor es als Brennstoff verbrannt wird. Da Biomassepflanzen keine erfüllen müssen
10
aktuelle Emissionsstandards für Schwermetalle, Dioxine oder krebserzeugende organische HAPs wie Benzol
und Formaldehyd, EPA Deregulierung von kontaminierten Kraftstoffen bedeutet, dass viele Einrichtungen in der Lage sein werden
um diese Materialien ohne Verantwortlichkeit zu verbrennen. In der Tat, ein großer Teil der Genehmigungen in unserem
Datenbank erteilt Erlaubnis für Biomasseanlagen, “Abfall” Holz und andere Materialien als Brennstoff zu verbrennen.
Unter der Abfallregel hat die EPA auch “Comfort Letters” an die Unternehmen, die den Prozess durchführen, erteilt
Müll und Industrieabfälle zu Brennstoffprodukten. Sobald die EPA diese Materialien als unterzeichnet hat
“Nicht gefährlich”, können sie in einer Vielzahl von Heizkesseln verbrannt werden, sogar im Bereich von Biomasse-Heizkesseln
sind minimal geregelt. Ein Beispiel liefern SpecFUEL-Brennstoffwürfel von Waste
Management. Kontaminationsdaten auf diesen Würfeln zeigen hohe Anteile an Fluor sowie
Phthalate, eine Chemikalie, die an der Veränderung der Fortpflanzungsfunktion beteiligt ist und in Kürze verboten werden wird
Europäische Union. EPA genehmigt SpecFUEL als nicht gefährliches Kraftstoffprodukt, so dass es sein kann
verbrannt in Biomasseanlagen, die keine Emissionsgrenzwerte für Luftgifte haben.
Die Lösung : Die EPA muss die Menschen an die erste Stelle setzen – nicht die Bioenergie – Industrie, die eine
unerschöpflicher Appetit auf kontaminierte Brennstoffe, insbesondere solche, die “Trinkgelder” verursachen
ihre Beseitigung. Das WPA sollte sicherstellen, dass es keine Regelungslücke für nicht regulierte Unternehmen schafft
Verbrennung und dass es die öffentliche Gesundheit schützt, indem sichergestellt wird, dass alle Müllbrenner – einschließlich derer
die sich selbst als Biomasse-Einheiten bezeichnen – erfüllen die Schutznormen, die der Kongress für Abfälle erlassen hat
Verbrennung.
Insgesamt hat unsere Einschätzung der Luftzulassung in der Biomasse-Energiewirtschaft dies sogar bestätigt
Wie Einrichtungen routinemäßig Gastgemeinden auf die Idee verkaufen, eine Biomasseanlage sei “sauber” und sicher, sie
scheinen die tatsächlichen Emissionen falsch darzustellen und gleichzeitig die besten Umweltschutzmaßnahmen zu vermeiden
Luftqualitätsmodellierung durchführen. Unsere Überprüfung ergab, dass die EPA die Regulierung der Biomasse zurücknimmt
Macht in Verbindung mit den Schlupflöchern des Clean Air Act lassen Gemeinden ungeschützt
von dieser wachsenden und zunehmend verschmutzenden Industrie.
Jede von uns geprüfte Genehmigung, selbst solche, die die PSD durchlaufen haben, nutzt zumindest einige davon
das Clean Air Act und die Regelungslücken, die wir beschreiben. Von den 88 Genehmigungen, die wir in die aufgenommen haben
Hauptanalyse bietet der Bericht detaillierte Informationen zu den folgenden Einrichtungen:
Sierra Pacific, Anderson, Kalifornien
DTE Stockton, Stockton, Kalifornien
Plainfield erneuerbare Energie, Plainfield, CT
Montville Power, Uncasville, CT
Gainesville Erneuerbare Energien, Gainesville, FL
Grüne Energiepartner, Lithonia, GA
Nordstern Jefferson, Wadley, GA
Piedmont Green Power, Barnesville, GA
Hu Honua, Pepe’ekeo, HI
ecoPower, Gefahr, KY
11
Verso Bucksport, Bucksport, ME
Bürger Biopower, Berlin, NH
Lyonsdale-Biomasse, Lyons fällt, NY
ReEnergy Schwarzer Fluss, Fort Drum, NY
Biogreen nachhaltige Energie, La Pine, OR
Evergreen Community Power / Vereinigtes Corstack, Reading, PA
Nacogdoches Kraft, Sacul, TX
EDF Allendale, Allendale, SC
Dominion Energy, Southampton, Altavista und Hopewell, VA
Nippon Papier, Port Angeles, WA
Port Townsend Papierfirma, Port Townsend, WA
12
Einleitung: Biomass Power, die erneuerbare Energie, die verschmutzt
Die Energiewirtschaft der Biomasse war schon immer sehr umweltverschmutzend, so wie viele Gemeinden
Einrichtungen können sich bescheinigen lassen. Inhärent hoch emittierend und schlecht reguliert, die Spur der Industrie
Aufzeichnung wurde durch einen Artikel des Wall Street-Journals 2012 enthüllt, der fast 80% der Anlagen berichtet
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1996/02/12.html Die von der Zeitung untersuchte Studie wurde von Bundes – und Bundesbehoerden wegen Verletzung der Luftverschmutzung bzw
Wasserverschmutzung Standards irgendwann in den letzten fünf Jahren. 1 Trotz dieser Geschichte
Biomasse-Energie erhält mehrere Steuergutschriften und Subventionen für erneuerbare Energien. Die Verfügbarkeit von
Diese Anreize, die Millionen von Dollar pro Jahr für eine einzelne Einrichtung wert sind, haben ein
Anstieg der Vorschläge für Biomassekraftwerke im ganzen Land (Abbildung 1), mit mehr als 70
skalieren Holzbrennkraftwerke gebaut oder im Gange seit 2005, und weitere 75 vorgeschlagen und in
verschiedene Entwicklungsstufen. 2 Einige davon sind neue Kraftwerke, andere sind alte Kohlekraftwerke
Kraftwerke, die erneut mit Biomasse befeuert werden, wie die drei von Dominion Energy 51 MW
Kohlekraftwerke in Virginia, Altavista, Hopewell und Southampton , die
Dominion hat vor Mottenkugeln gerettet, um in “erneuerbare Energie erzeugende Vermögenswerte” umzuwandeln. 3
Abbildung 1. Die Biomasse-Energiewirtschaft wächst rasant
11.000
10.500
Biopower-Kapazität (MW)
10.000
9.500
9.000
8.500
8.000
7.500
7.000
2006
2008
2010
2012
2014
2016
Abbildung 1. Tatsächliches und prognostiziertes Wachstum in der Biopower-Industrie von 2008 (gebaute Kapazität für die Industrie 2008)
von der Energieinformationsverwaltung; 4 gebaute Kapazität und vorgeschlagene Kapazität ab 2008 von Forisk,
Wood Bioenergy US-Datenbank, Dezember 2013). Nicht alle vorgeschlagenen Einrichtungen werden gebaut.
Der Bau einer Biomasseanlage und die Stromerzeugung durch Holzverbrennung sind kostspielig. Entsprechend der
EPA, die durchschnittlichen Kosten für die Erzeugung von Strom aus Biomasse in 2011 Dollar pro Megawattstunde ist
$ 97 – $ 130, während die Kosten für Onshore-Wind $ 70 – $ 97 und die Kosten von Erdgas kombiniert
1 Justin Schenk und Ianthe Dugan. Holzfeuerwerke erzeugen Verstöße . Wall Street Journal, 23. Juli 2012.
2 Forisk, Wood Bioenergy US-Datenbank, Dezember 2013
3 Unser Bericht und Brief an die Securities and Exchange Commission über Bioenergie “Greenwashing” von Dominion, Southern
Unternehmen und Covanta finden Sie unter http://www.pfpi.net/investors-to-sec-please-scrutinize-bioenergy-claims
4 Energie Informationsverwaltung. Bestehende Erzeugungseinheiten in den Vereinigten Staaten nach Bundesstaat, Unternehmen und Werk, ab
31. Dezember 2008.
13
Zyklus-Technologien ist $ 59 – $ 86, abhängig von den Kosten von Gas. 5 Kürzlich gebaut und vorgeschlagen
Biomassekraftwerke liefern Beispiele für die Kostspieligkeit von Biopower – zum Beispiel den Süden
Die Nacogdoches-Anlage des Unternehmens mit 116 MW (Brutto) in Sacul, Texas , der Schwesteranlage der
ebenso großes Gainesville Renewable Energy Center in Florida , erhöhte Preise für Austin
Power-Kunden, und nur für ein paar Monate vor dem Leerlauf bezahlt, wie das Dienstprogramm war
in der Lage, billigeren Strom aus Wind- und Erdgasquellen zu beziehen. Das Werk in Gainesville wurde aufgezogen
Preise für seine regionalen Kunden auch. In Kentucky, Zeugnis von staatlichen Anhörungen auf der
Kaufvertrag zwischen Kentucky Power und den vorgeschlagenen 58 MW (netto)
ecoPower Biomasseanlage in Hazard zeigt an, dass Strom aus der Anlage die
durchschnittliche Wohnkosten von fast 125 US-Dollar pro Jahr in einer der ärmsten Regionen des Landes,
östliches Kentucky. 6
Zusätzliche Kosten für erneuerbare Energie
Während eine einzelne Biomasse Pflanzen emittieren kann
sind nicht unbedingt ungewöhnlich, aber in dem Fall
eine Million Tonnen Kohlendioxid pro Jahr,
Biomassekraft, Entwickler und
Einrichtungen müssen nicht immer vorgeführt werden
Befürworter rechtfertigen zusätzliche Ausgaben durch
Diese Emissionen werden ausgeglichen.
behauptet, dass Biomasse-Energie zur Verfügung stellt
“Saubere” und “kohlenstoffarme” Grundlastleistung, als ob Bioenergie mit Wind und Sonne vergleichbar wäre.Das
Solche Behauptungen sind irreführend. Der Mythos der Bioenergie als “Klima-
friendly” is increasingly crumbling as new science and modeling demonstrate that wood-fired
power plants increase CO 2 emissions over years to decades, even relative to fossil-fueled power
Pflanzen. 7 The sheer amount of wood required by these facilities is an indication of their emissions, as
forest wood is converted to CO 2 at about a 1:1 rate. 8 For instance, combined demand at the three
converted Dominion coal plants will be about 2.4 million tons per year, with commensurate
CO 2 emissions, and a single facility like the 116 MW Gainesville Renewable Energy plant in
Florida can emit over a million tons of CO 2 per year. The air permit for the 70 MW (gross)
Burgess BioPower plant in Berlin, New Hampshire states it will burn close to a million
tons of trees a year, consuming “whole logs” at a rate of 113 tons per hour, 9 the equivalent of clear-
cutting more than one acre of New Hampshire’s forests every hour. While resequestration of the
CO 2 emitted by this and other biomass plants being built around the country will require multiple
decades, carbon offsets are never actually required to be obtained or demonstrated by these plants.
When policy-makers are given a chance to review the forest and greenhouse gas impacts from
biomass energy, they may conclude that it is not worth the costs. For instance, the Vermont Public
Service Board recently denied a certificate of “public good” to the proposed 35 MW North
5 40 CFR Parts 60, 70, 71, et al. Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions From New Stationary Sources:
Electric Utility Generating Units; Proposed Rule. Federal Register Vol. 79, No. 5 Wednesday, January 8, 2014
6 Commonwealth of Kentucky, before the Public Service Commission: Application of Kentucky Power concerning the renewable
energy purchase agreement with ecoPower Generation-Hazard, LLC. Case No. 2013-00144. Volume I of court transcript.
7 For a review, see PFPI report to the Securities and Exchange Commission on bioenergy “greenwashing,” at
8 Burning one ton of wood at 45% moisture content, considered an industry standard, emits 1.008 tons of CO 2 .
9 New Hampshire Department of Environmental Services. Final Temporary/NSR/PSD Air permit for Laidlaw Berlin BioPower,
July 26, 2010.
14
Springfield Sustainable Energy wood burning plant in Vermont , stating that the project
would interfere with the State’s ability to meet statutory goals for reducing greenhouse gases and
that “ the evidentiary record supports a finding that the Project would release as much as 448,714 tons of CO2e
per year, and that sequestration of those greenhouse gases would not occur until future years, possibly not for
decades, and would not occur at all in the case of forest-regeneration failures .” 10 In Massachusetts, new
rules eliminate state renewable energy subsidies for low-efficiency utility-scale biomass plants,
because their excessive and long-lasting net CO 2 emissions interfere with the state’s goals of
reducing CO 2 emissions from the power sector. 11
With the recent intense focus on greenhouse
Major loopholes in the Clean Air Act and its
gas emissions from the bioenergy industry,
enforcement let biomass power plants emit
however, less attention has been paid to
more pollution than coal.
emissions of conventional air pollutants and
impacts on air quality. As for claims of carbon neutrality, which often rely on simply not counting
CO 2 -Emissionen aus Biomassekraftwerken, behauptet Bioenergie ist in der Regel “sauber”
unterstützbar. In der Tat, sogar Bioenergieanlagen, die moderne Kontrollen verwenden, wie jene, die bei Kohle verwendet werden
Pflanzen sind unverhältnismäßig umweltverschmutzend, hauptsächlich weil brennendes Holz inhärent umweltverschmutzend ist
Biomasse-Anlagen sind sehr ineffizient und extrahieren relativ wenig “nützliche” Energie für die Verschmutzung
emittieren. Aber auch wichtig für Bioenergie-Belastungen ist die Tatsache, dass das Gesetz überragend ist
Zum Schutz der Luftqualität in den Vereinigten Staaten enthält der Clean Air Act wichtige Lücken, die es erlauben
Biomassekraftwerke, die mehr als fossil betriebene Anlagen verschmutzen. Hinzu kommt ein Muster von
laxe Durchsetzung und Zurücknahme der Regulierung durch EPA und die Staaten haben diese Schlupflöcher erweitert.
Wir wollten ein Bild von der modernen Biomasseheizung entwickeln, wie sie geformt wird
Regulierung und wie sie Regulierung gestaltet. Um diese Fragen zu erforschen, haben wir kürzlich gesammelt
ausgestellte Luftgenehmigungen von Biomassekraftwerken, tabellarische Daten über die Kontrolle der Verschmutzung, Kraftstoffverbrauch,
zulässige Emissionen und andere Faktoren. Wir haben uns auf die jüngsten Genehmigungen konzentriert, weil wir davon ausgegangen sind
würde die Schadstoffemissionen auf ein niedrigeres Niveau begrenzen, als es für die Bioenergie – Industrie typisch ist
Ganze, die traditionell sehr umweltschädlich war. Unsere Analyse umfasste schließlich 88 Genehmigungen,
was, wenn es als eine Gruppe analysiert wurde, systematische Muster offenbarte, die nicht offensichtlich wären, wenn
Genehmigungen wurden einzeln analysiert. Was aus unserer Analyse hervorgeht, ist ein Bild von einer Industrie, die
trotz laut und ständig sich selbst klar und grün proklamieren, ist in vielen Punkten immer noch einer der
schmutzigsten Ecken der Energiewirtschaft, eine Industrie, in der die Vermeidung von Verschmutzungsbeschränkungen ist
toleriert und sogar von staatlichen und föderalen Regulierungsbehörden ermutigt. Dieser Bericht erläutert unsere Ergebnisse.
10 Staat des Vermont Public Service Board. Docket Nr. 7833 Petition von North Springfield Sustainable Energy Project LLC, für
selbst und als Vertreter für Winstanley Enterprises, LLC, für eine Bescheinigung des öffentlichen Gutes, gemäß 30 VSA Abschnitt 248,
Genehmigung der Installation und des Betriebes einer holzbefeuerten Biomasse-Erzeugungsanlage mit einer Kapazität von 25-35 MW, die in der
North Springfield Industrial Park in Springfield, Vermont, bekannt als “North Springfield Sustainable Energy Project”
Auftrag eingegeben:
11/11/2014. Verfügbar unter http://www.pfpi.net/wp-content/uploads/2014/02/7833-VT-PSB-on-NSSEP.pdf
11 Bundesstaat Massachusetts 225 CMR 14.00 – Renewable Energy Portfolio Standard, Klasse I. Eine Zusammenfassung der Vorschriften ist
verfügbar unter http://www.mass.gov/eea/energy-utilities-clean-tech/renewable-energy/biomass/renewable-portfolio-standard-
Biomasse-Politik.html.
15
Die physikalischen Gründe, warum Bioenergie stärker belastet als Kohle
Jedes Kraftwerk, das Kraftstoff verbrennt, emittiert zahlreiche Luftschadstoffe, aber es gibt zwei Schlüsselfaktoren
das macht Biomasse-Kraftwerke emittieren so viel oder mehr Verschmutzung als moderne Kohle oder Gas befeuert
Kraftwerke. Erstens ist die inhärente Zusammensetzung von Biomassekraftstoffen einschließlich ihrer chemischen Zusammensetzung
und ihr Energiegehalt. Am Beispiel von Kohlenstoff emittieren Biomassekraftwerke mehr CO 2
als fossil befeuerte Pflanzen (Tabelle 1), weil Holz und andere Arten von Biomasse kohlenstoffreich sind, aber nicht
besonders energiereich, insbesondere relativ zu Erdgas. Dies bedeutet, dass Biomasse verbrannt wird
setzt mehr CO 2 pro Energieeinheit frei, die dem Brennstoff innewohnt (Pfund CO 2, das pro Million Btu freigesetzt wird)
Energieinhalt, lb / MMBtu) als fossile Brennstoffe. Genauso wichtig ist jedoch die Biomassekraft
Anlagen sind viel weniger effizient als Gas- und Kohlekraftwerke, teilweise weil Biomassetreibstoffe dazu neigen
haben einen relativ hohen Feuchtigkeitsgehalt, 12 und es braucht erhebliche Energie, um überschüssiges Wasser abzukochen
bevor “nützliche” Energie erzeugt werden kann. Geringere Effizienz bedeutet, dass mehr Kraftstoff benötigt wird
eine bestimmte Menge an elektrischer Energie aus einem Biomassekraftwerk erzeugen und mehr Brennstoff verbrennen
setzt mehr Verschmutzung frei.
Tabelle 1. Biomassekraftwerke emittieren mehr CO 2 als Kohle- oder Gaskraftwerke
Kraftstoff CO 2 Emissionen
Einrichtung
MMBtu benötigt um
Lb CO 2 emittiert
Technologie
(lb / MMBtu Wärmeeintrag)
Effizienz
produzieren ein MWh
pro MWh
Gas-Kombikraftwerk
117.1
45%
7.54
883
Gasdampfturbine
117.1
33%
10.40
1,218
Kohle Dampfturbine
206
34%
10.15
2,086
Biomasse-Dampfturbine
213
24%
14.22
3.029
Tabelle 1: CO 2 -Emissionen aus Biomassekraftwerken gegenüber fossilen Kraftwerken. 13 Die relativ geringe inhärente
Die Energiedichte von Biomassebrennstoffen, kombiniert mit der geringen Effizienz von Bioenergieanlagen, bedeutet, dass pro Megawatt-
Stunde (MWh), emittiert ein Biomassekraftwerk etwa 145% des CO 2 aus einem Kohlekraftwerk, und 340% des CO 2 aus einem kombinierten
Kreislauf Erdgasanlage.
The low efficiency of biopower plants increases their relative conventional pollutant emissions, as
well. 14 To illustrate this, Table 2 gives an example of filterable particulate matter 15 emissions from
a 500 MMBtu/hr coal boiler, and a biomass boiler of the same size, both with a permitted
12 Typical moisture content for green wood chips, a very common fuel for bioenergy facilities, is around 45%, meaning by
weight, the fuel is almost one-half water.
13 Fuel CO 2 per heat content data are from EIA, Electric Power Annual, 2009: Carbon Dioxide Uncontrolled Emission Factors.
Efficiency for fossil fuel facilities calculated using EIA heat rate data ( http://www.eia.gov/cneaf/electricity/epa/epat5p4.html );
biomass efficiency value is common average value for utility-scale facilities; however, the smaller the facility, the lower the
Effizienz.
14 This fact is often obscured because emissions of conventional pollutants are often expressed on a “heat input” basis (pounds of
pollutant per million Btu of heat input to the boiler, lb/MMBtu), rather than on an “output” basis, as is done for CO 2 (pounds of
CO 2 per megawatt-hour, lb/MWh). One important exception is emission rates set for coal plants greater than 25 MW in size,
which (as discussed below) are regulated under EPA’s “Electric Generating Unit” (EGU) rules with rates that are set on a pounds
per megawatt-hour basis.
15 Filterable particulate matter is the portion of particulate matter that can be largely (but not completely) controlled by a fabric
filter or an electrostatic precipitator.
16
emissions level of 0.012 lb/MMBtu, 16 a common value seen in many biomass facility air permits.
Both facilities would emit 26 tons of particulate matter per year, calculated on a heat input basis,
but because the biomass plant doesn’t produce as much energy as the coal plant, it emits 41.6%
more particulate matter on an electrical output basis, expressed as pounds of pollution per
megawatt-hour (MWh) of energy.
Table 2: Biomass power’s lower efficiency increases particulate matter emissions
Treibstoff
Boiler size
Efficiency MMBtu heat
PM rate
Tons MWh/yr lb PM/MWh
(MMBtu/hr)
input/yr
(lb/MMBtu) PM/yr
Biomass
500
24%
4,380,000
0.012
26
307,999
0.17
Kohle
500
33%
4,380,000
0.012
26
423,498
0.12
Table 2: The lower efficiency of biomass power plants increases their emissions per megawatt-hour.
The inherently polluting nature of bioenergy affects how air permits are written, and how much
pollution a biomass plant is allowed to emit. Figure 2 shows allowable emissions on an output basis
(lb/MWh) from three air permits, a coal plant, a biomass plant, and a natural gas plant.
Figure 2: Even with modern emissions controls, biomass power plants
emit more pollution than coal or gas
1.80
1.60
COAL: Santee Cooper Pee Dee Generating Station, SC
1.40
BIOMASS: Gainesville Renewable Energy, FL
GAS: Pioneer Valley Energy Center, MA
1.20
1.00
0,80
0,60
0.40
0.20
–
Carbon monoxide Nitrogen oxides Filterable PM10
Sulfur dioxide
VOCs
Figure 2. Allowable emission rates (in pounds per megawatt-hour) from three recently issued permits. 17
16 Lb/MMBtu = pounds of pollution emitted per unit boiler capacity in million Btu per hour
17 South Carolina Bureau of Air Quality. December 16, 2008. PSD, NSPS (40CFR60), NESHAP (40CFR63) Construction
Permit for Santee Cooper Pee Dee Generating Station (1,320 MW, coal). Florida Department of Environmental Protection.
December 28, 2010. Final air construction permit for Gainesville Renewable Energy Center (100 MW, biomass). Massachusetts
Department of Environmental Protection. June, 2010. Conditional permit to construct issued to Pioneer Valley Energy Center
(431 MW, gas).
17
All three facilities went through a Best
Available Control Technology analysis (BACT,
Even when a biomass plant is using best
described further below), meaning that their
available control technology, emissions of
emissions are relatively well-controlled
key pollutants exceed those of modern
compared to other facilities of their type.
coal and gas plants.
However, emissions from the biomass plant
exceed those from the fossil fueled plants for all pollutants except sulfur dioxide, for which biomass
emissions exceed gas, but not coal. Relative to the coal plant and the gas plant, respectively,
allowable emissions at the biomass plant are126% and 5639% for carbon monoxide; 157% and
2015% for nitrogen oxides; 197% and 863% for filterable PM 10 ; 38% and 3514% for sulfur
dioxide; and 655% and 1535% for volatile organic compounds. 18
How the Clean Air Act regulates pollution from power plants
The Clean Air Act is the main federal law regulating emissions from power plants and other
stationary source facilities. While the Clean Air Act can regulate any pollutant, the main pollutants
it governs are the so-called “criteria” pollutants (particulate matter, carbon monoxide, nitrogen
oxides, sulfur dioxide, ozone, and lead); hazardous air pollutants (HAPs), the group of 187+
pollutants that are considered especially toxic by EPA; and greenhouse gases, including CO 2 .
A key regulatory tool in the Clean Air Act is the New Source Review (NSR) process, which
requires new or modified stationary sources like power plants to obtain a preconstruction permit
that sets allowable pollution emission rates and other conditions of operation. 19 The restrictiveness
of these permits varies, based on how much pollution a facility is anticipated to emit (larger sources
are regulated more tightly than smaller sources) and the existing air quality in the area (facilities
located where air pollution already exceeds EPA’s health standards are more tightly regulated).
Preconstruction permits can be issued according to one of three permitting subprograms under
New Source Review:
The “Prevention of Significant Deterioration” (PSD) program applies to facilities of a certain
size located in areas that meet the National Ambient Air Quality Standards (NAAQS), the
health standards that EPA sets for the criteria air pollutants PM, CO, NO x , SO 2 , ozone, and
lead. While state air permitting agencies write these permits, they must do so in
accordance with EPA regulations, and EPA and the public may provide comments and input
on certain permits.
18 A potential but currently suspended permit revision filed in February 2014 seeks to regulate the facility under the major source
boiler rule. If the plant is re-permitted as a major source for HAPs, allowable filterable PM emissions will decrease under the
major source MACT for bubbling fluidized bed boilers, from of 0.015 lb/MMBtu to 0.0098 lb/MMBtu (Gainesville Renewable
Energy Center. Initial Title V air operation permit application filed with Florida Department of Environmental Protection.
February 10, 2014). This change would reduce permitted emissions from 89 tons to 58 tons of filterable PM per year, but
filterable PM emissions per MWh would still be 128% those from the coal plant.
19 New source review permits are “preconstruction permits,” and differ from Title V permits, which set out the terms by which
facilities are expected to operate and meet the emissions limits specified in the NSR permit.
18
The “Nonattainment New Source Review” (NNSR) program applies in areas where
pollution exceeds the NAAQS. Permits issued under this program may also receive EPA
and public review like the PSD permits above.
The “Minor Source” program applies to facilities that are anticipated to not emit enough
pollution to be included under the PSD or NNSR programs. Unlike PSD and NNSR
permits, minor source permits are expected to meet certain minimal Clean Air Act
requirements but are otherwise solely administered by local or state-level air permitting
agencies with little if any EPA or public oversight.
As we demonstrate below, facilities that go through the PSD and NNSR process tend to have much
lower allowable emissions than minor source facilities that simply get a permit from the state. 20
The difference can mean biomass power plants that receive state-issued minor source permits are
allowed to emit far more pollution than they would be otherwise if they were held to more
rigorous standards. This permitting scheme clearly incentivizes bioenergy facilities to seek “minor
source” status in order to avoid more stringent limits.
The commonsense components of a federal air permit
While permits issued under the PSD or NNSR program may sound like they could be quite
rigorous, in fact, the requirements of the programs are merely commonsense, including measures
to reduce pollution as by using effective emission controls and operating the plant properly, air
quality simulation modeling to make sure that a facility’s emissions won’t increase air pollution
above EPA’s health thresholds, and provisions to allow citizen involvement and ensure
environmental damage is minimized.
BACT Analysis. Under the PSD program, major sources undergo a Best Available Control
Technology (BACT) analysis to determine the most effective emissions controls for each
pollutant. 21 If a new facility exceeds the threshold for one pollutant, then it required to go
through a BACT analysis for all criteria pollutants that exceed a specified emissions
threshold. The BACT analysis doesn’t truly require the “best” control technology,
however, because a facility can reject technologies as being too expensive. Nonetheless,
facilities that go through BACT analyses tend to have lower allowable emissions than
facilities that don’t. BACT is a moving target, because as permits are written with lower
emission rates, achievable via better and improved controls, these rates in turn become the
new BACT standard for subsequent facilities.
Under the NNSR program, when a power plant is being built in a location that already has
an acknowledged air quality problem, known as a “non-attainment” region, facilities are
20 Certain states have strong air permitting requirements that meet and even exceed what would be required under the PSD
verarbeiten. For instance, both Massachusetts and Vermont have fairly rigorous state-level air permitting requirements.
21 In a BACT analysis, the applicant and state must consider, among other things, clean fuels and environmental impacts of the
source permit issuing authorities must consider “alternatives” to the proposed project in addition to a proposed project’s air
quality and other environmental impacts. BACT permitting does allow cost considerations. LAER does not.
19
supposed to use the technology that delivers the Lowest Achievable Emission Rate (LAER).
Unlike BACT, a LAER analysis is not supposed to consider technology cost. Facilities being
built in non-attainment regions are also required to obtain emission offsets for pollutants
that exceed the NAAQS.
Air Quality Modeling . Under PSD, major source facilities have to undergo air quality
modeling, in which a computer model is used to simulate dispersion of pollution from a
facility, adding the facility’s emissions to background air pollution levels to ascertain how
much the plant will increase local air pollution. Emissions from nearby facilities are also
included in this analysis. The modeling usually assesses two emission rates for each
pollutant – a “long term” average rate (often calculated over 30 days) to determine whether
a facility will cause local air pollution to exceed the annual NAAQS, and a short-term
emission rate (the concentration over a one- or three-hour period), to determine whether a
plant will cause an exceedance of the short term/hourly NAAQS. 22
Regulation of PM 2.5 . The PSD program requires permit applicants to model how
emissions of both filterable PM and condensable PM will affect ambient PM 2.5 levels. Im
contrast, plants that don’t go though PSD are typically only held to the New Source
Performance Standard (NSPS) for PM emissions, which simply requires that filterable PM 10
emissions not exceed 0.03 lb/MMBtu, or even less stringent standards for existing
facilities. The NSPS standards do not apply during facility startup and shutdown.
Public Involvement . An important aspect of the PSD process is that the state agency
issuing the air permit is required to hold public informational meetings about the facility’s
impacts, not only on air quality, but on other aspects of the environment as well. Das
permit-issuing authority is required to consider comments submitted during the permit-
Genehmigungsprozess, der Argumente enthalten kann, dass die Einrichtung überhaupt nicht benötigt wird. Im
Im Gegensatz dazu erhalten kleinere Quellen, die den PSD-Prozess nicht durchlaufen, einfach einen Status-ausgegeben
Genehmigung und es besteht keine Verpflichtung zur Beteiligung der Öffentlichkeit.
EPA Aufsicht . Die EPA wird die PSD-Genehmigungen manchmal prüfen und kommentieren und dabei helfen
Um sie zu verbessern, ignoriert die Agentur im Allgemeinen staatlich ausgestellte geringfügige Genehmigungen, es sei denn
gebeten zu intervenieren. Jedoch alle Genehmigungen, ob PSD-Genehmigungen oder geringfügige Quellengenehmigungen
vom Staat ausgestellt, sollen die Federal New Source Performance einhalten
Standards (NSPS), maximale Emissionsraten für bestimmte Schadstoffe festgelegt, und die National
Emissionsstandards für gefährliche Luftschadstoffe (NESHAP), unten diskutiert. Alle Genehmigungen
muss “bundesweit durchsetzbar” sein, um gültig zu sein.
22 Kurzfristige Standards sollen generell vor akuten Expositionseffekten schützen, während längerfristige Standards dies sind
zum Schutz vor gesundheitlichen Auswirkungen, die sich aus einer kumulativen langfristigen Belastung durch noch niedrigere Schadstoffkonzentrationen ergeben können.
Einige Schadstoffe haben sowohl jährliche als auch kurzfristige Standards, da sie sowohl akut als auch chronisch schädlich sein können
Ebenen. Gesundheitsbezogene (oder “primäre”) NAAQS basieren in der Regel auf gesundheitsrelevanten Wirkungen, die sowohl im Labor als auch in der Epidemiologie identifiziert wurden
Studien und sind Gegenstand mehrerer Überprüfungsrunden (einschließlich des Clean Air Science Advisory Committee, bestehend aus
führende Wissenschaftler auf diesem Gebiet).
20
Das Durchlaufen einer BACT- oder LAER-Analyse zusammen mit der Luftqualitätsmodellierung stellt nicht sicher, dass a
Anlage wird die Luftqualität nicht verschlechtern. In den meisten Fällen sind Schadstoffemissionen von Bundesbehörden erlaubt
Einrichtungen sind immer noch groß, und oft machen die Bestimmungen eines Luftgenehmigungsprogramms relativ wenig
Emissionen verringern. Zum Beispiel die 54 MW (brutto) DTE Stockton Biomasseanlage in
Stockton, Kalifornien , ist ein altes Kohlekraftwerk, das renoviert wurde, um Biomasse zu verbrennen. Wie eine Kohle
Diese Anlage wurde 2009 stillgelegt. Sie befindet sich in einem stark verschmutzten Gebiet, das als
in “extremer” Nichterfüllung für Ozon zu sein (die Hauptquelle Schwelle, die PSD auslöst)
erlaubt 25 Tonnen, anstatt 250 Tonnen) und Nichterfüllung für PM 2.5 . 23 Emissionen aus dem Neuen
DTE-Biomasse Kessel ausgelöst Offset-Anforderungen für die Emissionen von NOx, SOx, PM 10 und VOCs,
aber anstatt gezwungen zu sein, neue Versätze zu erhalten, durfte die Einrichtung die Einstellung behandeln
(2009) früherer zulässiger Emissionen aus dem Kohlekraftwerk als überwiegend “ausgleichende” Biomacht
Emissionen von 107 Tonnen NOx, 58 Tonnen PM 10 , 70 Tonnen SO 2 und 25 Tonnen VOC – “meistens”
denn während die Emissionen der Anlage von SO 2 mit dem Übergang verringert von Kohle auf Biomasse,
Emissionen von PM und VOCs erhöht. 24 Versätze Mathematik Trotz dieses Biomasse – Kraftwerk
stellt also dar, was im Grunde genommen eine neue Quelle der Verschmutzung in einer bereits verschmutzten Region ist
von der Firma in einer Pressemitteilung als “grüne Energieanlage” munter angekündigt. 25
Was 88 Luft zulässt, sagt über die Regulierung der Biomasse-Energiewirtschaft
Aufgrund der Subventionen und Steueranreize für Bioenergie gibt es eine große Anzahl von Luftgenehmigungen für
Biomassekraftwerke wurden in den letzten Jahren ausgegeben. Wir haben 88 Preconstruction und Titel gesammelt
V erlaubt 26 aus Biomassekraftwerken, die in den letzten Jahren vorgeschlagen wurden, und gab Schlüsseldaten in ein
gemeinsame Datenbank, Zusammenstellung von Informationen über die Kesseltechnologie jeder Anlage, Brennstoffverbrauch, Verschmutzung
Steuerungstechnologien und zulässige Emissionen. Anhand dieses Datensatzes konnten wir untersuchen, wie
Viele Verschmutzungseinrichtungen dürfen im Rahmen von PSD / NNSR-Genehmigungen im Vergleich zu staatlichen Ebenen emittieren
kleinere Quellen erlaubt, und wie die Biomasse-Energie-Industrie Schlupflöcher in der sauberen Luft ausnutzt
Act und seine Durchsetzung.
Wir haben eine Untergruppe von 46 Genehmigungen für neue Einrichtungen verwendet, um grafisch zu vergleichen, wie moderne Bioenergie
Anlagen schlagen vor, Emissionen zu kontrollieren, und wie zulässige Emissionen unterscheiden sich bei “großen” und “kleinen”
Quelleneinrichtungen. Diese Untergruppe beinhaltete die Genehmigungen, die wir für Anlagen auf der “grünen Wiese” hatten, die klar waren
Entweder ging es mit einer BACT-Analyse durch PSD-Genehmigungen, oder es wurde eine kleinere Quelle erhalten
Genehmigungen. Die Teilmenge schloss Anlagen aus, in denen eine alte Kohleanlage zur Verbrennung von Biomasse umgerüstet wird,
In einigen Fällen wurde eine bestehende Genehmigung geändert, enthält jedoch
Pflanze verbrannte Kohle. Als neue Einrichtungen können die PSD- und Nicht-PSD-Gruppen angenommen werden
gleichwertige Möglichkeiten zur Optimierung des Anlagenentwurfs und zur Übernahme moderner Umweltschutzmaßnahmen.
23 EPA-Listen für den Status der Grafschaft sind unter http://www.epa.gov/airquality/greenbook/ancl3.html zu finden
24 Luftverschmutzungskontrollbezirk San Joaquin Valley. Behörde zur Erstellung eines Application Review, Biomassekraftwerk –
für DTE Stockton, LLC. 28. April 2011. Die Offsets Berechnungen sind in Tabelle 18.
25 Die Pressemitteilung des Unternehmens vom 13. März 2014 steht unter online.wsj.com/article/PR-CO-20140313-912116.html zur Verfügung
26 Einige Genehmigungen gelten für Anlagen, die in der Folge abgesagt wurden. einige sind für Anlagen noch ausstehend; einige sind für Einrichtungen
das wurde gebaut.
21
Bioenergy emissions of criteria pollutants and CO 2 : Clean Air Act
loopholes
Beyond the inherently polluting nature of biomass power, key loopholes in the Clean Air Act allow
biomass plants to be less regulated than coal and gas plants. Some of these loopholes are baked in
to the Clean Air Act, while others are the result of recent regulatory and policy decisions by EPA.
Our overview first examines loopholes affecting emissions of criteria pollutants; in the second part
of the report, we discuss loopholes for emissions of hazardous air pollutants (HAPs) and loopholes
that allow contaminated wastes to be reclassified as “non-waste fuel products” that can be burned in
biomass plants.
Loophole 1: Biomass plants can emit more pollution before triggering federal
permitting
One of the most significant loopholes for bioenergy in the Clean Air Act is the triggering threshold
for consideration as a “major source” for criteria pollutants. Whereas new fossil fuel plants are
considered to be a major source that triggers PSD permitting if they emit more than 100 tons of a
criteria pollutant per year, bioenergy plants escape PSD unless they emit at least 250 tons of a
criteria pollutant per year. 27 As we demonstrate
below, biomass plants that avoid PSD
Under the Clean Air Act, biomass
permitting are allowed to emit about twice as
power plants are allowed to emit 250%
much pollution as plants that go through PSD,
the pollution of a coal plant before more
and lack other protections afforded by the PSD
protective permitting is triggered.
Programm. Compared to coal plants and natural
gas plants that are required to go through PSD if they emit 100 tons of a pollutant, biomass power
plants that avoid PSD are very lightly regulated, even though the types of pollution emitted, and
consequent health effects, are the same. As all but five of the 88 facilities for which we have
permits in our database would emit more than 100 tons of a criteria pollutant, it appears that this
single loophole, which is a relic of Clean Air Act implementation decisions made in the 1970’s, is
responsible for nearly doubling the amount of pollution that the emerging bioenergy industry is
allowed to emit. The Clean Air Act allows the EPA Administrator to add new industries to the list
of sources where the 100 ton threshold triggers PSD permitting. Given the current growth in the
bioenergy industry and its potential to pollute, adding biomass power plants to that list would
represent sound public policy.
Loophole 2: EPA’s free pass for bioenergy CO 2 lets large power plants avoid
Verordnung
The tendency for bioenergy facilities to avoid PSD permitting has been exacerbated and enabled by
EPA’s decision to exempt bioenergy CO 2 from regulation under the Clean Air Act. Initially, when
27 PSD is also triggered for both new plants and existing plants undergoing “major modifications,” when those modifications
would cause emissions to increase by more than a certain amount. The triggering thresholds for existing facilities are the same
for biomass and fossil-fueled plants.
22
EPA began regulating CO 2 under the Tailoring Rule in early 2011, 28 bioenergy facilities were
included under the rule along with fossil-fueled plants. At that time, if a wood-burning power
plant was a major source for CO 2 (emitting over 100,000 tons of CO 2 per year), and it was a major
source for a criteria pollutant (emitting over 250 tons per year) then PSD permitting was triggered,
and the facility would go through a BACT
EPA’s exemption for bioenergy CO 2 under
analysis for CO 2 , as well as for other
the Clean Air Act has allowed many facilities
pollutants. However, in July of 2011,
to avoid requirements for more protective
when “Step II” of the Tailoring Rule was
emissions controls.
implemented and facilities could be deemed
major sources for PSD on the basis of their CO 2 emissions alone, 29 EPA bowed to pressure from
the bioenergy industry and exempted bioenergy facilities from the rule for a period of three years,
pending study of how biogenic CO 2 emissions should be regulated. It is important to note that
although the EPA exemption of bioenergy CO 2 from counting toward PSD applicability was
generally based on the assumption that greenhouse gas emissions would be offset, not one of the
permits we reviewed for this report actually required demonstration that emissions be offset.
Biomass power companies are applying for air
permits at an unprecedented rate, thus the
exemption of biogenic CO 2 from regulation
prevented pollution restrictions from being
placed on the industry just when it most
needed oversight. Nearly every plant
proposed in recent years is a major source for
CO 2 , because almost all are larger than 8 MW,
which is the size of plant with a potential to
emit (PTE) 30 more than 100,000 tons of CO 2 .
Burning one ton of green wood chips emits
about one ton of CO 2 , thus CO 2 emissions
from fuel burned at a typical plant, such as the
49 MW plant in Figure 3, are many hundreds
Figure 3. The massive woodchip fuel pile at a 49-MW
of thousands of tons per year, far exceeding the
bioenergy plant in California. (Photo credit: NREL)
major source threshold. Thus, had EPA not
granted the exemption, most biomass power plants would be pulled into the PSD permitting
program on the basis of their CO 2 emissions alone, and would go through a BACT analysis for both
28 The Tailoring Rule set emission thresholds that trigger a facility being considered a major source for greenhouse gases. weil
greenhouse gases are emitted in far larger quantities than criteria pollutants, the 250 ton threshold that applies for criteria
pollutants was not a practical limit, thus, the triggering thresholds were “tailored” to adapt the regulations for greenhouse gas
29 Under the Step II regulations, CO 2 received the same treatment as other pollutants – if a facility was “major for one,” in this
case CO 2 , it would be “major for all,” triggering a BACT analysis for all pollutants.
30 “Potential to emit means the maximum capacity of a stationary source to emit a pollutant under its physical and operational
design. Any physical or operational limitation on the capacity of the source to emit a pollutant, including air pollution control
equipment and restrictions on hours of operation or on the type or amount of material combusted, stored, or processed, shall be
treated as part of its design if the limitation or the effect it would have on emissions is federally enforceable.” 40 CFR § 52.21
(b)(4).
23
CO 2 and conventional air pollutants, as well as undergoing air quality impacts modeling.
Importantly, the group of bioenergy facilities thus affected would include not only the facilities that
received preconstruction permits after July 1, 2011, when Step II of the Tailoring Rule came into
effect, but also those facilities that had previously received a permit but had not yet started
construction by July 1. The CO 2 exemption has thus allowed most facilities with permits issued in
recent years to avoid PSD permitting. No coincidence, a flurry of state-level permits were issued
just before the July 1 2011 deadline when Step II permitting was to take effect, even though EPA
had indicated it would grant the exemption. Of the permits we reviewed that were issued in 2011,
14 were issued before July 1, with 8 of those issued in June. A total of 6 were issued after June.
Following EPA’s exemption for bioenergy
A federal court found that EPA’s
CO 2 , the Center for Biological Diversity with
exemption for biomass CO 2 was unlawful,
other environmental groups sued the Agency,
and that bioenergy emissions should
challenging the action. In July 2013, the US
count under Clean Air Act permitting
Court of Appeals for the District of Columbia
Circuit ruled in favor of the groups, determining that EPA had unlawfully exempted bioenergy
from regulation under the Clean Air Act. 31 However, rather than issuing a mandate to EPA to
reverse the exemption, the court granted a long delay to the industry litigants that had joined with
EPA to defend the exemption, extending the deadline for filing a petition for reconsideration or
rehearing by all of the Court’s active judges. 32 The three-year exemption in any case lapses in July
2014, at which point EPA will need to take some action on how biogenic CO 2 will be regulated. Im
the meantime, it is unclear whether the court will issue a mandate that directs EPA to reverse its
policy and officially declare that facilities that are major sources for CO 2 need to go through PSD,
although in any case EPA could take action without waiting for the court’s mandate. When and if
this happens, some bioenergy facility permits that were issued under the exemption could be re-
geöffnet und wieder freigegeben durch den PSD-Prozess. Inzwischen gibt es etwa 60 Bioenergie
Einrichtungen zur Zeit in den USA im Bau geplant oder 33 , die in der Kapazität über 8 MW sind, die
ungefähre Schwelle für eine Hauptquelle für CO 2 -Emissionen. Indem diese Einrichtungen entkommen können
PSD erlaubt, EPA-Ausnahme für Bioenergie CO 2 -Regulierung ermöglicht die Bioenergie-Kapazität “
die Pipeline “viel umweltschädlicher sein, als sie sein muss.
Schlupfloch 3: Staatliche Regulierer helfen Biomassekraftwerken, mehr Schutz zu vermeiden
erlaubt
Bioenergie-Entwickler wollen normalerweise den PSD-Prozess vermeiden, weil sie ein
BACT – Analyse und Luftqualität beeinflussen die Modellierung, bestimmen effektive Verschmutzungskontrollen und
Der Umgang mit der Beteiligung der Öffentlichkeit kann das Risiko erhöhen, dass eine Hochemissionsanlage mehr ausgesetzt ist
31 Zentrum für biologische Vielfalt v. EPA , DC Cir. Nr. 11-1101, 12. Juli 2013
32 Das DC Circuit Court hat im Wesentlichen davon abgesehen, zu handeln, während eine Reihe von Branchenherausforderungen die Tailoring Rule selbst betreffen
Verfahren vor dem US Supreme Court. Diese Herausforderungen – die bestimmen werden, ob das PSD-Programm für
Treibhausgase als Ganzes, nicht nur biogene CO 2 – werden im Februar vom Obersten Gerichtshof mit einer Entscheidung gehört
erwartet Mitte 2014.
33 Forisk, Wood Bioenergy US-Datenbank, Dezember 2013
24
Kontrolle und Fragen. Staatliche Genehmigungsbehörden helfen Bioenergieentwicklern normalerweise, PSD zu vermeiden
und “PSD-Vermeidung” ist eine gängige Formulierung, die in Bioenergie-Zulassungen zu finden ist.
Der Status einer Einrichtung als Haupt- oder Nebenquelle wird durch ihr Potenzial zur Emission (PTE) bestimmt. Dies
ist die Anzahl der Tonnen Schadstoffe, die die Anlage ausstößt, wenn sie das ganze Jahr über in Betrieb ist
Kesselkapazität. Es wird berechnet als
Gleichung 1
Um eine Genehmigung durch die PSD zu vermeiden, nutzt die Biomasse-Industrie eine weitere Lücke im Clean Air Act
bekannt als die “synthetische” minderwertige Quelle Bestimmung, wobei wenn Anlage seine Emissionen unter 250 begrenzt
Tonnen von jedem Kriterium Schadstoff pro Jahr, kann es die PSD Genehmigungsverfahren und seine zu vermeiden
Anforderungen für eine BACT-Analyse, Luftqualitätsmodellierung und öffentliche Beteiligung. Staaten routinemäßig
erlauben und fördern Sie sogar Einrichtungen, um PSD-Genehmigungen zu vermeiden, indem Sie Luftgenehmigungen ausstellen, die Kappe begrenzen
Emissionen knapp unter 250 Tonnen – manchmal sogar, wenn das Emissionspotenzial der Anlage 250 übersteigt
Tonnen. Solche Genehmigungen enthalten häufig gläubigkeitserweiternde Bestimmungen, die die Emissionen einer Einrichtung begrenzen
bis 249 Tonnen eines Schadstoffs, wie wir unten diskutieren (siehe Tabellen 4 und 5).
Die 250-Tonnen-Kappe für Emissionen in einem synthetischen
“Synthetic minor” Einrichtungen vermeiden Einstellung
Minderjährige Genehmigung soll alle jährlichen enthalten
Emissionsraten, Durchführung der Luftqualität
Emissionen aus der Anlage, einschließlich Inbetriebnahme und
Modellierung oder Verwendung der besten verfügbaren Kontrolle
Abschaltemissionen aus dem Kessel und
Technologie.
Emissionen aus anderen Quellen, z
Generatoren. Es ist jedoch selten, dass eine synthetische geringfügige Genehmigung eine vollständige Abrechnung aller
Emissionen in einer Anlage oder durchsetzbare Grenzwerte, die die Emissionen in der gesamten Anlage begrenzen können
sobald die Anlage in Betrieb ist. Wie wir weiter unten diskutieren, sind solche nicht durchsetzbar und somit illegal
der Clean Air Act, aber weil die EPA selten staatlich erteilte Genehmigungen überprüft, ist die Bundesdurchsetzung
Selten.
Für einige der von uns überprüften synthetischen Mindergenehmigungen haben die Biomassekessel allein eine PTE
das übersteigt 250 Tonnen eines Kriterienverschmutzers angesichts der Größe der Maßeinheit und der Fähigkeit, zu steuern
Emissionen. Dies würde darauf hindeuten, dass die 250-Tonnen-pro-Jahr-Caps, die nach Bundesgesetz verlangt werden
“Bundes- und praktisch durchsetzbar” 34, zum Beispiel durch Begrenzung der Stundenzahl in einem Jahr
Dass eine Anlage funktionieren kann, ist in einigen (oder vielleicht vielen) Fällen unrealistisch. In der Tat in unserem Bericht von
Dutzende von Biomasse-Kraftwerksgenehmigungen, nur sehr wenige der synthetischen Nebenquellen, die wir gefunden haben
Grenzwerte für Betriebsstunden oder andere Einschränkungen. Stattdessen können staatliche Agenturen einfach Luft zulassen
Anlagen zur Installation von kontinuierlichen Emissionsüberwachungseinrichtungen (CEMs) benötigen, die den Verschmutzungsgrad nachverfolgen
produziert, und diese Emissionen zu melden, als Beweis, dass sie weniger als 250 Tonnen pro Jahr ausstoßen
von jedem Schadstoff. Die Anwesenheit eines CEMs wurde als ausreichende Sicherheit akzeptiert, dass die Kappen
34 Das Clean Air Act verlangt, dass “Beschränkungen, Kontrollen und Anforderungen in Betriebsgenehmigungen quantifizierbar sind und
ansonsten praktikabel durchsetzbar “60 Fed. Reg. 45049 (30. August 1995).
25
sind bundesweit und praktisch durchsetzbar – auch wenn es wahrscheinlich ist, dass der Kessel Schwierigkeiten haben wird
die 250-Tonnen-Grenze pro Jahr erreicht, und obwohl ein CEMs auf einem Biomassekessel nur misst
Emissionen von dieser Einheit, und nicht die Anlage-weiten Emissionen, die unter enthalten sein sollen
die Kappe.
Die häufige Verwendung der Lücke der synthetischen Nebenquelle hat wichtige Implikationen für das Wie
Biomassekraftwerke arbeiten und damit für die Luftqualität. Während die gesamten Tonnen der Verschmutzung, die a
Englisch: bio-pro.de/en/region/stern/magazin/…2/index.html Die jährlich ausgestoßene Pflanze ist offensichtlich ein Index für die Luftqualität, ebenso wichtig ist die
Kurzfristige Rate, mit der diese Verschmutzung emittiert wird – die tatsächliche Menge pro Stunde. Genehmigungen erteilt
unter PSD setzen “kurzfristige” (1 – 3 Stunden) und “langfristige” Emissionsgrenzwerte (oft rollend 30-Tage)
Durchschnittswerte, die jährliche Emissionen darstellen). Der PSD-Prozess erfordert auch eine Modellierung vor einer Anlage
gebaut, um vorherzusagen, ob die Anlage Verletzungen der kurzfristigen und jährlichen NAAQS verursachen wird.
Genehmigungen, die lediglich Emissionen unter 250 Tonnen begrenzen, enthalten diese Schutzmaßnahmen nicht.
Das Fehlen kurzfristiger Emissionsgrenzwerte in
Das Fehlen kurzfristiger Emissionen
synthetische Mindermengengenehmigungen sind eine Bedrohung für die Luft
Raten in einer synthetischen Nebenerlaubnis
Qualität. Biomassekraftwerke sind berüchtigt für
bedroht die Luftqualität
kurzzeitig große Luftschadstoffe produzieren
Zeiten, weil die Brennstoffe, die sie verbrennen, darunter Holz, landwirtschaftliche Abfälle und Abfälle aus der
Papierindustrie, sind inkonsistent in Zusammensetzung und Feuchtigkeitsgehalt, abnehmend
Verbrennungseffizienz und steigende Emissionen. Wie eine Anlage betrieben wird – im stationären Zustand oder in einer
“Cycling” -Modus, der periodisch hoch- und runtergefahren wird, beeinflusst auch die Emissionen. Die meisten PSD-Luft erlaubt
und einige staatliche Genehmigungen erkennen dies und setzen unterschiedliche Emissionsstandards für Startup und
Abschaltung gegen stationäre Verbrennung. Zum Beispiel die Genehmigung für die vorgeschlagenen 67 MW
(grob) Greenville Kraftwerk in Greenville, Texas 35 besagt, dass die elektrostatische
Abscheider zur Steuerung von PM, das selektive katalytische Reduktionssystem (SCR) zur Steuerung
NOx und das katalytische Oxidationssystem zur Kontrolle von CO und VOC “sind möglicherweise nicht vollständig einsatzbereit, wenn
der Kessel arbeitet mit weniger als 75% der Grundlast . ” 36 Die Greenville-Genehmigung gibt diese Emission an
Preise von der Anlage in Greenville während des Hochfahrens und Herunterfahrens 37 (Tabelle 3 ) können die während des Betriebs übersteigen
Normalbetrieb – zum Beispiel steigen die filterbaren Feinstaubemissionen um mehr als 700% im Vergleich
in den stationären Betrieb. Das Starten und Herunterfahren kann 12 – 24 Stunden dauern
die Gesamtmenge der in diesen Zeiträumen emittierten Schadstoffe kann erheblich sein.
Synthetische Mindergenehmigungen enthalten jedoch im Allgemeinen keine Grenzwerte für Start- oder Abschaltemissionen
Alles in allem – die einzige Anforderung an die Emissionsrate, die synthetische kleine Quellen haben müssen
treffen, den New Source Performance Standard für neue Anlagen, der filterbaren PM-Standard setzt
0,03 lb / MMBtu, insbesondere Einrichtungen beim Starten und Herunterfahren ausgenommen .
35 Höchstzulässige Emissionsraten für die Genehmigungsnummer 9322. Texas Commission on Environmental Quality, 31. Dezember,
2010.
36 Baugenehmigung Quellenanalyse und technische Überprüfung für Greenville Energy, LLC. Texas-Kommission auf Umwelt
Qualität.
37 Ebenda.
26
Tabelle 3: Die Emissionen steigen beim Starten / Herunterfahren deutlich an
Wartung, Inbetriebnahme
Normal
und Herunterfahren von Emissionen
MSS-Emissionen in% von
Schadstoff
Emissionen (lb / h)
(MSS)
Normale Emissionen
NO x
54
54
100%
CO
54
96.8
179%
VOC
6.1
16.1
264%
PM 10
22.1
168.8
764%
SO 2
7.9
5.6
71%
HCl
1.53
7.65
500%
H 2 SO 4
0.2
0.4
200%
NH 3
10.7
–
–
Tabelle 3. Zulässige Emissionen für die Bioenergieanlage Greenville in Texas. Die Emissionen steigen deutlich
Betrieb im instationären Zustand.
Die Tatsache, dass synthetische Nebenquellen nicht für die Luftqualitätsmodellierung erforderlich sind, bedeutet, dass die
Auswirkungen dieser kurzzeitigen Schwankungen der Schadstoffemissionen auf Luftqualität und Gesundheit sind nicht bekannt.
Anstatt Einrichtungen zur Kontrolle der Emissionen in diesen Zeiträumen zu benötigen, müssen die Behörden dies zulassen
Verlassen Sie sich einfach auf Einrichtungen, um die Verschmutzung zu kontrollieren. Zum Beispiel als Antwort auf a
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1995/02/12.html Die Kommission äußert sich besorgt über das Fehlen von Kontrollen während des Starts und der Abschaltung am
vorgeschlagen, 25 MW North Star Jefferson Holz-Reifen-Brenner in Wadley, Georgia, der
Die Mitarbeiter der Zweigstelle der Georgia Air Protection erklärten: ” Während der Anlauf- und Abschaltphasen der Steuergeräte
sind nicht in der Lage, die gewünschte Steuerungseffizienz aufgrund von Betriebsbeschränkungen der Systeme zu erreichen. Die jährliche PSD
Grenzwerte für die Vermeidung von CO, SO 2 , NOx und THG umfassen Emissionen während aller Betriebszeiten einschließlich
Start, Herunterfahren und Fehlfunktion; somit besteht ein Anreiz für die Einrichtung, den Betrieb der Steuervorrichtungen zu beginnen
so bald wie möglich, um die Einhaltung der Emissionsgrenzwerte sicherzustellen . ” 38
Kohlenmonoxid (CO) -Emissionen in “synthetischem Moll” versus PSD erlaubt
Neben Kohlendioxid (CO 2 ) ist Kohlenmonoxid (CO) der größte emittierte Schadstoff
Mengen durch Biomasseverbrennung. Hohe Feuchtigkeit und unterschiedliche Qualität von Biomassebrennstoffen führen zu
unvollständige Verbrennung, wodurch die CO-Emissionen über die für fossil befeuerte Anlagen typischen Werte steigen.
Das Hinzufügen von mehr Sauerstoff zum Verbrennungsprozess kann helfen, CO-Emissionen zu reduzieren, aber dies auch tun
erhöht die Bildung von “thermischem” NOx, wodurch es schwieriger wird, innerhalb der NOx-Emissionen zu bleiben
Grenzen.
38 Alaa-Eldin A. Afifi, Georgia Umweltschutzabteilung, Luftschutzabteilung. Erlaubnis Erzählung für North Star
Jefferson Renewable Energy Facility, Seite 32. 2. Mai 2012.
27
Tabelle 4: Biomassekraftwerke mit synthetischem Nebenstatus für Kohlenmonoxid
Pflanze
Zustand
MMBtu
MW
Kessel
CO-Kontrolle
Cap-Rate CO (Tonnen / Jahr)
Pinal Biomasse Power, Maricopa
AZ
410
30
Heizer
keiner
0.13
240
DTE Stockton, Stockton
CA
699
Heizer
Oxid Katze
0,08
248
US EcoGen Polk, Fort Meade
FL
740
57
FBB
keiner
0,08
246
ADAGE, Hamilton Cty
FL
834
56
FBB
keiner
0,07
245
Grüne Energiepartner, Lithonia
GA
186
10
Heizer
keiner
0.30
249
Nordstern Jefferson, Wadley
GA
321
22
FBB
keiner
0.18
249
Greenleaf Umwelt
Lösungen, Cumming
GA
372
25
FBB
keiner
0,15
250
Greenway erneuerbare Energie,
LaGrange
GA
719
50
keiner
0,08
249
Pflanze Carl, Carnesville
GA
400
25
FBB
Oxid Katze
0.14
249
Wiregrass, Valdosta
GA
626
45
FBB
keiner
0,09
247
Lancaster Energiepartner,
Thomaston
GA
215
15
Heizer
keiner
0.26
249
Lancaster Energiepartner,
Macon
GA
220
16
Heizer
keiner
0.26
249
Fitzgerald Erneuerbare Energie,
Fitzgerald
GA
808
60
keiner
0,07
249
Piemont Grüne Kraft,
Barnesville
GA
657
55
Heizer
keiner
0,08
227
Hu Honua, Pepe’keo
HALLO
407
22
Heizer
keiner
0.14
246
Liberty Green, Scottsberg
IM
407
32
FBB
keiner
0.13
225
ecoPower, Gefahr
KY
745
FBB
keiner
0,08
240
Menomine Biomasse Energie,
Menominee
MI
493
FBB
keiner
0.11
245
Sawyer Electric Co., Gwinn
MI
560
FBB
keiner
0.10
245
Perryville Erneuerbare Energie,
Perryville
MO
480
33
FBB
keiner
0.11
225
ReEnergy Black River, Forttrommel
NY
284
19
Heizer
keiner
0.20
250
Biogreen Nachhaltige Energie, La
Kiefer
ODER
353
25
keiner
0,16
247
Klamath Bioenergy, Klamath
ODER
459
FBB
keiner
0.11
230
EDF Dorchester, Harleyville
SC
275
18
Heizer
keiner
0.20
241
EDF Allendale, Allendale
SC
275
18
Heizer
keiner
0.21
250
Loblolly Green Power, Newberry
SC
675
53
Heizer
Oxid Katze
0,08
222
Orangeburg Grafschaft-Biomasse,
Orangeburg
SC
525
35
FBB
keiner
0.11
250
NOVI Energie, Südboston
VA
629
50
Heizer
keiner
0,09
236
Tabelle 4. Kohlenmonoxidgrenzwerte für einige in den letzten Jahren ausgestellte synthetische Mindermengengenehmigungen. Die “Cap-Rate”
ist die Rate, mit der das Gerät arbeiten müsste, um unter den angegebenen Tonnen CO pro Jahr zu bleiben.
“FBB” ist ein Wirbelschichtkessel.
28
Dieses Problem wird in vielen Genehmigungen für Bioenergie-Luft anerkannt, wo CO-Grenzwerte üblich sind
viel höher als das, was erreichbar ist, wenn der Kessel unter idealen Bedingungen betrieben wird.
Trotzdem beanspruchen eine große Anzahl von Bioenergieanlagen den synthetischen Status für CO
um zu vermeiden, dass PSD-Genehmigungen durchlaufen werden müssen (Tabelle 4).
Wie realistisch ist es, dass relativ große Anlagen ihre CO-Emissionen von weniger als 250 Tonnen halten können
pro Jahr? Die durchschnittliche zulässige Emissionsrate für die PSD – Einrichtungen in unserer Datenbank (dh diejenigen, die
hatte eine BACT-Analyse durchlaufen) war etwa 0,2 lb / MMBtu. Bei dieser Emissionsrate ist ein relativ
ein kleiner Kessel von 285 MMBtu (etwa 18 MW) hätte das Potenzial, 250 Tonnen CO pro Tonne zu emittieren
Jahr, was darauf hindeutet, dass die meisten Einrichtungen wahrscheinlich sind, sofern sie keine außergewöhnlichen Maßnahmen ergreifen
Hauptquellen für CO. Von den 88 Genehmigungen in unserer Datenbank wurden 53 für 250 Tonnen oder darunter begrenzt
sowohl CO als auch NOx – und die Mehrheit von ihnen hatte Kessel, die größer als 285 MMBtu waren.
In Tabelle 4 ist die “Überdeckungsrate” die Emissionsrate, die der Kessel erreichen müsste, um zu bleiben
unterhalb seiner CO – Grenze (unter der Annahme, dass der Kessel die einzige CO – Quelle in der Anlage ist; tatsächlich sind die 250
ton cap soll alle emissionen in der anlage umfassen, einschließlich emissionen aus fossilen brennstoffen
beim Start, Notstromaggregate usw. verbrannt). Die Cap-Rate wird durch Umordnung der Gleichung 1 abgeleitet.
über:
Gleichung 2
Nur zwei der Einrichtungen in Tabelle 4 schlugen vor, Oxidationskatalysatoren 39 zu verwenden, um CO-Emissionen zu reduzieren,
mit dem Rest plant man “gute Verbrennungspraktiken” zu verwenden. Laut Kesselfabrik Babcock
und Wilcox, Baseline CO – Emissionen für Stokerkessel (ohne Oxidationskatalysator) sind in der
Bereich von 0,1 – 0,3 lb / MMBtu, wenn der Kessel im stationären Zustand optimal betrieben wird (dh nicht
während des Startens und Herunterfahrens). 40 Wirbelschichtkessel können niedrigere CO-Emissionsraten von 0,015 haben
– 0,15 lb / MMBtu im stationären Zustand 41 (der niedrigste zulässige Grenzwert für einen in Betrieb befindlichen Biomassekessel
Das Clearinghaus 42 der EPA ist für die 50-MW-Bioenergieanlage der Schiller-Station in
Portsmouth, New Hampshire , mit einer Grenze von 0,1 lb / MMBtu für eine zirkulierende Wirbelschicht
Bettkessel).
Es erscheint unwahrscheinlich, dass alle Einrichtungen in Tabelle 4 in der Lage wären, die Kapitalisierungsrate zu erreichen
erforderlich, um tatsächlich unter 250 Tonnen pro Jahr zu bleiben, angesichts dessen, dass viele dazu müssten
konsistent arbeiten mit Raten sogar niedriger als 0,1 lb / MMBtu (einschließlich während Zeiten der Inbetriebnahme und
39 Ein Oxidationskatalysator wandelt CO in CO 2 um und reduziert damit CO-Emissionen. Die chemische Reaktion wird durch ein Metall beschleunigt
Katalysator, aber diese Technologie wurde selten für den Einsatz in Biomassekesseln vorgeschlagen, weil CO-Katalysatoren installiert und betrieben werden
teuer und weil der Katalysator durch in der Asche enthaltene Substanzen verschmutzt und deaktiviert werden kann. .
40 Bowman, J., et al. Biomasse Verbrennung Technologien: Ein Vergleich von einem Biomasse 50MW modernen Stoker gefeuert System und a
sprudelndes Wirbelbettsystem. Präsentiert bei POWER-GEN International, 8.-10. Dezember 2009. Las Vegas, NV.
41 Ebd.
42 Das BACT Clearinghouse der EPA ( http://cfpub.epa.gov/rblc/ ) enthält Genehmigungsgrenzen für eine Reihe von Einrichtungen, ist dies jedoch nicht
umfassend und enthält keine Informationen zu kürzlich ausgestellten Genehmigungen.
29
Abschaltung, wenn die Emissionen steigen können – siehe Tabelle 3). Einrichtungen könnten für einen Teil der
Jahr unter 250 Tonnen zu bleiben, aber nur ein paar der Genehmigungen, die wir überprüft haben, enthalten Grenzen
Öffnungszeiten.
EPA stimmt zu: Synthetische geringfügige Emissionskappen in staatlich ausgestellten Genehmigungen stressen Leichtgläubigkeit
Unsere Skepsis, ob Anlagen die erforderlichen Höchstzinssätze erfüllen können, teilt die EPA.
Die Agentur beteiligt sich selten an staatlich ausgestellten Fluggenehmigungen, fällt aber gelegentlich ein. Ein Brief
von der EPA Region IX zu der Hawaii Air Permit Ausgabe Behörde über die 23,8 MW (brutto) Hu
Umbau von Honua-Kohle zu Biomasse in Pepe’ekeo, Hawaii (mit einem CO-Emissionsfaktor
von 0,17 lb / MMBtu, die in der Genehmigung festgelegt sind, aber die durchschnittlichen Emissionen unter 0,14 halten müssten
lb / MMBtu, um unter 250 Tonnen zu bleiben) gab an, dass die Luftgenehmigungsanwendung ” keine bietet
Dokumentation oder Begründung des CO-Emissionsfaktors, ” und das ” wir haben zwei Biomasseanlagen zugelassen
mit Stokerkesseln, die etwa halb so groß sind wie die vorgeschlagene Hu Honua-Anlage; noch die projizierte Zukunft
Die tatsächliche CO-Emission und CO PTE beider Einrichtungen sind viel höher als die von Hu Honua und liegen deutlich über den 250
tpy PSD Hauptquellschwelle. In der Summe haben wir keinen Fall eines Stokerkessels der Größe des Berechtigten gesehen
in der Lage sein, die CO-Emissionsgrenzwerte zu erreichen, die die Clean Air Branch für diese Genehmigung vorschlägt . ” 43
Hu Honua ist eine 22-MW-Anlage, relativ klein im Vergleich zu einer Reihe anderer Einrichtungen, die es auch gibt
für CO den Status eines synthetischen Minoritätsstatus beanspruchen, was die Auswirkungen der EPA-Erklärungen
erreichen. Als sogar nach dem EPA-Brief die Hawaii-Behörden die endgültige Erlaubnis für Hu ausstellten
Honua mit wenigen Änderungen, eine Bürgergruppe
Wenn eine Einrichtung behauptet, dass sie weniger emittiert
eine Petition an das EPA gerichtet, um sich formell gegen die Genehmigung zu wehren
als 250 Tonnen jedes Schadstoffes zu vermeiden
mit der Begründung, dass es illegal und nicht durchsetzbar ist.
PSD zulässt, muss es demonstrieren
In seiner Antwort stimmte die EPA dem Hu Honua zu
das mit Testen und Überwachen
Erlaubnisgrenzen für sowohl CO als auch NOx waren
nicht durchsetzbar, mit den Worten: ” Um Hu Honuas CO und NOx PTE effektiv auf weniger als 250 tpy zu begrenzen, werden die CO und
Die Grenzwerte für NOx-Emissionen in Abschnitt C6 der endgültigen Genehmigung müssen jederzeit für alle tatsächlichen Emissionen gelten,
und alle tatsächlichen CO- und NOx-Emissionen müssen bei der Bestimmung der Übereinstimmung mit dem jeweiligen berücksichtigt werden
Grenzen . ” 44 Die Antwort der EPA macht deutlich, dass nicht nur normale Emissionen einbezogen werden müssen, sondern
Start- und Stopp-Emissionen und Emissionen bei Störungen oder “gestörten” Bedingungen müssen sein
gezählt, auch.
Während die EPA jedoch an der Hu-Honua-Genehmigung beteiligt war, hat die Agentur dies unerklärlicherweise nicht getan
reagierte auf andere Genehmigungen mit niedrigen implizierten CO – Emissionen (wie die zahlreichen Anlagen größer als
Hu Honua aufgeführt in Tabelle 4), von denen die meisten explizit oder implizit Emissionen von Gesamtanlagen ausnehmen
vom Zählen bis zum 250-Tonnen-Gesamtwert.
43 Brief von Gerardo C. Rios, Leiter, Genehmigungsbehörde EPA Region IX, an Wilfred K. Nagamine, Manager, Abteilung Saubere Luft,
Hawaii Gesundheitsministerium. 30. Juni 2011.
44 Umweltschutzbehörde der Vereinigten Staaten. In Sachen Hu Honua Bioenergy Facility, Pepeekeo, Hawaii. Genehmigung Nr.
0724-01-C. Auftrag, der auf die Bitte des Petenten antwortet, dass der Administrator gegen die Erteilung der staatlichen Betriebserlaubnis Einspruch erhebt. Petition
Nr. IX-2011-1. Seite 10.
30
Die Inkongruenz der Genehmigungen, die eine 250-Tonnen-Kappe für CO setzen, ist fast egal, was die Anlagengröße ist
in Abbildung 4 grafisch dargestellt. Die Grafik zeigt zulässige CO-Emissionen für neue synthetische
Kleinere Quellen versus PSD-zugelassene Quellen aus unserer Genehmigungsdatenbank, in Tonnen CO emittiert pro
Jahr. Fast alle Pflanzen in Abbildung 4 – auch die meisten PSD – erlaubten Pflanzen
durch eine BACT-Analyse – Plan, “gute Verbrennungspraktiken” zu verwenden, um CO zu kontrollieren; nur zwei der
Synthetische Nebenquellen und vier der PSD-zugelassenen Quellen planen, Oxidationskatalysatoren zu verwenden
(hervorgehoben) Wenn alle anderen Dinge gleich sind, steigt die Kesselleistung (in MMBtu pro Stunde).
Die jährlichen potenziellen Emissionen einer Anlage (Tonnen pro Jahr) sollten steigen. Dies ist der Fall für die
Genehmigungen, die im Rahmen des PSD-Programms erteilt wurden, wobei die erreichbaren CO-Emissionsraten als Teil betrachtet werden
einer BACT-Analyse. Die Grafik macht jedoch deutlich, dass diese Beziehung nicht für die Gruppe gilt
von synthetischen kleinen Quellen, von denen alle behaupten, dass sie 250 Tonnen oder weniger, egal was sie emittieren werden
Kesselkapazität.
Abbildung 4: Projizierte Emissionen von Kohlenmonoxid
1000
900
Keine PSD
800
PSD
700
600
500
400
300
200
100
0
0
500
1000
1500
Kesselkapazität (MMBtu / hr)
Abbildung 4. Die Beziehung zwischen erlaubten CO-Emissionen für einige Einrichtungen, die durch PSD gegangen sind, gegenüber
synthetische Nebenquellen, die PSD vermeiden. Schattierte Marker stellen Einrichtungen dar, die Oxidationskatalysatoren verwenden
um CO-Emissionen zu reduzieren. Die gestrichelte Linie zeigt den Trend für Nicht-PSD-Einrichtungen; Die durchgezogene Linie zeigt den Trend für PSD-Einrichtungen.
Diese Daten deuten darauf hin, dass die 250-Tonnen-Kappe auf beiden Seiten des Größenspektrums problematisch ist. Klein
Kessel, die ihre Emissionen unter 250 Tonnen begrenzen könnten , aber trotzdem die 250-Tonnen-Kappe haben
nur durchsetzbare CO-Grenzwerte, dürfen mehr Schadstoffe ausstoßen, als sie benötigen, während einige groß sind
Einrichtungen, die PSD vermeiden, scheinen kaum in der Lage zu sein, unter der 250-Tonnen-Kappe zu bleiben, vor allem seitdem
die Emissionen der gesamten Anlage (und nicht nur der Kesselemissionen) sollen einbezogen werden.
Stickoxid (NOx) -Emissionen
Um PSD zu vermeiden, muss eine Anlage eine Obergrenze nicht nur für CO, sondern auch für NOx akzeptieren. Tabelle 5 die NOx-Grenzwerte
für einige der synthetischen Minor-Source-Genehmigungen in unserer Datenbank.
31
Tabelle 5: Biomassekraftwerke mit synthetischem Nebenstatus für Stickoxide
Pflanze
Zustand
MMBtu
MW Boiler NO x -Kontrolle Kappenrate NO x (Tonnen / Jahr)
Pinal Biomasse Power, Maricopa
AZ
410
30
Heizer
SNCR
0.13
240
DTE Stockton, Stockton
CA
699
48
Heizer
SCR
0,04
108
US EcoGen Polk, Fort Meade
FL
740
57
FBB
SCR
0,08
246
ADAGE, Hamilton Cty
FL
834
56
FBB
SCR
0,06
233
Grüne Energiepartner, Lithonia
GA
186
10
Heizer
nicht spezifikations
0,03
25
Nordstern Jefferson, Wadley
GA
321
22
FBB
SCR
0.18
249
Greenleaf Umwelt
Lösungen, Cumming
GA
372
25
FBB
SCR
0,02
25
Greenway erneuerbare Energie,
LaGrange
GA
719
50
SNCR
0,08
249
Pflanze Carl, Carnesville
GA
400
25
FBB
SNCR
0.14
249
Wiregrass, Valdosta
GA
626
45
FBB
SCR
0,09
247
Lancaster Energiepartner,
Thomaston
GA
215
15
Heizer
SNCR
0.26
249
Lancaster Energiepartner,
Macon
GA
220
16
Heizer
SNCR
0.26
249
Fitzgerald Erneuerbare Energie,
Fitzgerald
GA
808
60
SNCR
0,07
249
Piemont Grüne Kraft,
Barnesville
GA
657
55
Heizer
SNCR
0,08
228
Hu Honua, Pepe’keo
HALLO
407
22
Heizer
SNCR
0.12
210
Liberty Green, Scottsberg
IM
407
32
FBB
SNCR
0.14
245
ecoPower, Gefahr
KY
745
FBB
SNCR
0,08
240
Menomine Biomasse Energie,
Menominee
MI
493
FBB
nicht spezifikations
0.11
245
Sawyer Electric Co., Gwinn
MI
560
FBB
SNCR
0.10
245
Perryville Renewable Energy,
Perryville
MO
480
33
FBB
SNCR
0.11
240
ReEnergy Black River, Fort Drum
NY
284
19
Stoker
SCR
0.20
250
Biogreen Sustainable Energy, La
Kiefer
ODER
353
25
SNCR
0,15
232
Klamath Bioenergy, Klamath
ODER
459
FBB
SNCR
0.11
230
EDF Dorchester, Harleyville
SC
275
18
Stoker
SNCR
0.20
241
EDF Allendale, Allendale
SC
275
18
Stoker
SNCR
0.20
241
Loblolly Green Power, Newberry
SC
675
53
Stoker
MPCR*
0,07
222
Orangeburg County Biomass,
Orangeburg
SC
525
35
FBB
SCR
0.11
250
NOVI Energy, South Boston
VA
629
50
Stoker
SCR
0,09
236
Table 5. Nitrogen dioxide limits for some synthetic minor source permits issued in recent years.
“FBB” is
fluidized bed boiler.
“MPCR” is “multi-pollutant catalytic reactor.”
32
While the majority of biomass permits we examined did not require external emissions controls for
CO, nearly all required emissions controls for NOx – usually either Selective Catalytic Reduction
(SCR) or Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR). These controls force reducing agents
(ammonia or urea) to react with the nitrogen oxides formed during combustion, converting the
NOx im Rauchgas zu Stickstoffgas (N 2 ). Die angegebene Effizienz dieser Kontrollen variiert
unglaublich. In unserer Datenbank verlangen Anlagen, die SCR einsetzen, die NOx-Umwandlungseffizienz
von 36 bis 95% reichen; Die Ansprüche für die SNCR-Effizienz liegen zwischen 45 und 73%. Diese breite Palette von
Behauptungen sind offensichtlich problematisch, da es unwahrscheinlich erscheint, dass alle Ansprüche in der Realität erfüllt werden können.
Wie bei der 250-Tonnen-Kappe für CO sind die NOx-Emissionsraten manchmal in Tabelle 5 angegeben
erscheint unrealistisch niedrig, wenn die Anlage unter der Emissionsbegrenzung bleibt. Zum Beispiel, erlauben
Grenzen für das Green Energy Resource Centre in Lithonia, Georgien, scheinen unrealistisch. Das
Erlauben Erzählen Staaten, ” Dekalb County ist ein Nichterreichen-Bereich für Ozon (NOx und VOC) und PM 2,5 .
Die Hauptquellschwellen im Nichterreichungsbereich für NOx und VOC sind jeweils 25 Tonnen pro Jahr. Das
Die potenziellen VOC-Emissionen betragen weniger als 25 Tonnen pro Jahr. Da das zu emittierende NOx-Potential 25 tpy übersteigt, ist die Anlage
fordert ein Genehmigungslimit, um die NOx-Emissionen auf weniger als 25 Tonnen pro Tonne zu begrenzen. Basierend auf den projizierten Emissionen und
Kontrolle der Effizienz, wird die Anlage durch Stack-Tests und kontinuierliche Überwachung der Emissionen zeigen, dass
Die Einrichtung wird eine synthetische Nebenquelle in Bezug auf den New Source Review sein. ” 45
Um diese Obergrenze zu erreichen, muss die Anlage jedoch die durchschnittlichen NOx-Emissionen bei etwa 0,03 halten
lb / MMBtu, ein extrem niedriges Niveau, das angesichts des Unternehmens umso außergewöhnlicher ist
schlug ein neues Emissionskontrollsystem vor, das noch nie in einer Biomasse-Energieanlage erprobt wurde
zuvor, eine keramische Filtervorrichtung, die offensichtlich NOx-Reduktionsfähigkeiten beinhaltet. Ähnlich,
das vorgeschlagene Greenleaf Environmental Solutions-Werk mit 25 MW (netto) in Cumming,
In Georgia , das ebenfalls in Atlanta liegt, ist die NOx-Emissionsrate noch niedriger
es muss – 0,015 Pfund / MMBtu – treffen, wenn es unter seiner Kappe von 25 Tonnen bleiben soll.
Für synthetische geringfügige Genehmigungen in einigen Einrichtungen, jedoch die
Einige synthetische kleine Einrichtungen
NOx-Emissionsraten, die für eine Anlage zur Vermeidung von PSD erforderlich sind, können
dürfen Schadstoffe emittieren
nicht so niedrig sein. Zum Beispiel die Genehmigung für die 19
unverhältnismäßig zu ihrer Größe
MW (net) ReEnergy Lyonsdale Biomasseanlage in
Lyonsdale, New York (mit einem 290 MMBtu – Kessel) gibt an, dass die NOx – Emissionen aus der
Holzbrennkessel sind auf 0,2 lb / MMBtu begrenzt, um PSD zu vermeiden. 46 Diese Emissionsrate beträgt ungefähr
dreimal höher als NOx-Emissionsraten, die üblicherweise in Kohle- und Biomasseanlagen benötigt werden
die im Rahmen der PSD-Genehmigung eine BACT-Analyse durchlaufen haben. Die Erlaubnis dieser Pflanze erlaubt es
unnötig verschmutzen, aber da die Anlage darf Paletten brennen und “nicht recycelbar
faseriges Material wie Wachspappe, “kann die höhere Grenze erforderlich sein, um Spannungsstöße aufzunehmen
Emissionen, die mit dem Verbrennen von Abfallstoffen einhergehen.
45 Renee Browne, Georgia Umweltschutzabteilung, Zweig Luftschutz. Erlaube Erzählung für Grüne Energie
Ressourcenzentrum, 25. April 2013.
46 New York State Department für Umweltschutz. Air Title V Facility Genehmigung für Lyonsdale Biomass, Permit ID 6-
2338-00012 / 00004. Datum des Inkrafttretens 16/08/2011
33
Abbildung 5 zeigt das für Einrichtungen, die PSD und eine Best-Available-Control-Technologie durchlaufen
Analyse, steigen die jährlichen NOx-Emissionen mit steigender Kesselgröße erwartungsgemäß. Jedoch für
die synthetischen Nebenquellen, die BACT vermeiden, sind Emissionsraten von rund 250 Tonnen oder weniger.
Abbildung 5: Projizierte Emissionen von Stickoxiden
700
Keine PSD
600
PSD
500
400
300
200
100
0
0
500
1000
1500
Kesselkapazität (MMBtu / hr)
Abbildung 5. Die Beziehung zwischen zulässigen NO x -Emissionen für einige Einrichtungen, die durch PSD gegangen sind, gegenüber
synthetische kleine Quellen, die PSD vermieden. Die gestrichelte Linie zeigt den Trend für Nicht-PSD-Einrichtungen; durchgezogene Linie zeigt Trend
für PSD-Einrichtungen.
Although some larger synthetic minor facilities appear to be promising unrealistically low NOx
emission rates, the graph makes it clear that allowable NOx emissions from smaller synthetic minor
sources tend to be higher than they would be had the facility gone through a BACT analysis to
determine the lowest emission levels that could be achieved.
Particulate matter (PM) emissions
All biomass power plants are large sources of particulate matter emissions; even facilities that have
gone through a BACT analysis and have emission rates as low as 0.012 lb/MMBtu emit more
particulate matter per MWh than a coal plant (Table 2, Figure 2). Because uncontrolled particulate
matter emissions from combustion are large, all utility-scale biomass plants use some kind of
particulate matter control, usually either a fabric filter (“baghouse”) or an electrostatic precipitator
(ESP), often in conjunction with a multiclone, which is a series of devices that use centrifugal force
to spin out particles in the larger size classes. 47 Once these controls are in place, they are generally
effective enough that almost no typically sized biomass plant is in danger of emitting more than 250
tons PM per year, meaning that PM is not usually a pollutant that triggers PSD for a new biomass
Kraftwerk. 48 However, crucially, this assumption only holds if the plant is running normally
47 Only one facility in our database, the Green Energy Partners plant in Lithonia, GA, is proposing to use something other than a
fabric filter or ESP to control PM emissions, a ceramic filter from the TriMer corporation.
48 However, for existing facilities undergoing a “major modification,” PSD applicability is triggered when the increase in
emissions caused by the modification exceeds certain triggering thresholds. The PSD major significance threshold for PM 2.5 is 10
34
during the whole year. Periods of startup, shutdown, and malfunctions can cause significant
emissions of PM since certain controls, such as ESPs, are allowed to be non-operational during such
time periods.
Even though all biomass plants use baghouses or ESPs,
State-issued air permits have no
the NSPS emission limit of 0.03 lb/MMBtu that applies
limits on the most harmful forms
at most synthetic minor facilities is at least twice as high
of particulate matter
as rates of 0.012 lb/MMBtu to 0.015 lb/MMBtu that
apply at facilities that have gone through a BACT analysis. When translated to tons of PM emitted
per year, the allowable limits are likewise twice as high (Figure 6).
Figure 6: Projected emissions of filterable particulate matter
120
No PSD
100
PSD
80
60
40
20
0
0
500
1000
1500
Boiler capacity (MMBtu/hr)
Figure 6. Allowable emissions of filterable PM 10 for permits in our database. For nearly all the facilities that avoid
PSD, the only required emission limit is the 0.03 lb/MMBtu PM 10 limit set by the New Source Performance
Standards. Dashed line shows trend for no-PSD facilities; solid line shows trend for PSD facilities. A couple of
minor sources that did not go through PSD nonetheless had lower limits, pulling the dashed trendline down.
Particulate matter is a pollutant with immediate and dramatic health effects, and it is a pollutant
where regulation under PSD can really reduce emissions. Particulate matter is regulated in two size
classes, PM 10 , and PM 2.5 , 49 with the subscript referring to particle size or diameter in micrometers.
Particulate matter is also regulated in two forms – filterable PM (the portion of PM that can be
captured by a baghouse or ESP), and condensable PM (the portion of PM that condenses out of
other pollutants into the atmosphere after being emitted from the smokestack). While condensable
PM is considered to fall into the PM 2.5 size class, much of it is actually in the “ultrafine” size class, of
0.1 micron and below. These particles are considered the most dangerous to health, as they are so
small, the penetrate deep into the respiratory system. The PSD program requires that emissions of
tpy of direct PM 2.5 emissions; 40 tpy of SO 2 emissions; or 40 tpy of NOx emissions unless demonstrated not to be a PM 2.5
precursor under paragraph (b)(50) of 40 CFR 52.21.
49 PM 2.5 is a subset of PM 10 .
35
PM 2.5 , including condensable PM , be evaluated to assess a facility’s impact on air quality. 50 In
contrast, the only emission rate requirement included in most permits for synthetic minor facilities
is the federal New Source Performance Standard (NSPS) for filterable particulate matter, which
simply limits filterable PM 10 emissions to less than 0.03 lb/MMBtu, 51 and specifically exempts
facilities during periods of startup and shutdown.
Just because a facility is allowed to emit a certain amount of pollution doesn’t mean it will. Stoff
filter and electrostatic precipitator technologies should reduce filterable PM 10 emissions to less than
0.03 lb/MMBtu (though emission rates can spike dramatically during startup and shutdown, when
most synthetic minor facilities are specifically exempted from meeting an emissions limit – Table
3). However, because synthetic minor source permits contain no consideration or limits on
kondensierbare PM oder PM 2,5 , Gesamtemissionen von PM dürften die Emissionen von gerade weit übersteigen
filtrierbarer PM. In der Tat scheinen die Genehmigungsbehörden kein einheitliches Konzept zu haben
Bedeutung von kondensierbarem PM, obwohl es ein wichtiger Teil der PM-Gesamtemissionen ist.
Die Regulierung von kondensierbarem PM ist chaotisch. In unserer Analyse von 23 erlaubt, wo kondensierbare PM
Raten wurden angegeben oder konnten geschätzt werden, indem filterbare PM von den PM-Gesamtemissionen subtrahiert wurden,
Wir haben festgestellt, dass das Verhältnis von zulässigen kondensierbaren Emissionen zu filterbaren Emissionen variiert
signifikant, mit kondensierbaren PM-Raten im Bereich von 50% bis 200% der filtrierbaren PM-Emission
Raten.
Die Feinstaubemissionen aus Biomassekraftwerken könnten durch
erfordert die Verwendung eines der vielen hocheffizienten Filtrationsprodukte, die EPA zertifiziert. 52 Tabelle 6
zeigt, wie, für einen repräsentativen 500 MMBtu / hr Holzkessel mit einem unkontrollierten PM
Emissionsrate von 0,56 lb / MMBtu, 53 Hinzufügen nur Zehntel oder ein Hundertstel einer Dezimalstelle in der
Effizienz eines Filtrationssystems kann die Menge an emittiertem Feinstaub signifikant verringern.
Die Gewebefilter mit höherem Wirkungsgrad führen zu einer dramatischen Reduzierung der Emissionen, auch im Vergleich zu
Kontrollwirkungsgrade von 98% oder 99%, die oft in modernen Genehmigungen versprochen werden, und tatsächlich
repräsentieren die “beste verfügbare” Technologie zur Partikelkontrolle. Leider, weil
Die EPA – Regeln sind so schwach, dass synthetische geringfügige Quellengenehmigungen nur verlangen, dass Einrichtungen die Anforderungen erfüllen
0,03 lb / MMBtu NSPS-Grenze für filterbare PM, staatliche Writer Writer haben wenig Regulierungsbasis
für die Einrichtung von hocheffizienten Filtern, selbst wenn sie dies wünschen.
50 Viele Genehmigungen verwenden PM 10 Emissionen als Proxy für PM 2.5 , wenn man annimmt, dass alle PM so behandelt werden, als ob sie in der kleineren Größenklasse wären
konservativste Form der Analyse.
51 US EPA. 40 CFR Part 60. Leistungsnormen für elektrische Dampferzeugungsaggregate, Industriekommerzielle
institutionelle Dampferzeugungseinheiten und kleine industriell-gewerblich-institutionelle Dampferzeugungseinheiten; letzte Regel. Bundes
Registrieren 71, Nr. 38, 27. Februar 2006.
52 EPA listet derzeit zertifizierte Produkte unter http://www.epa.gov/etv/vt-apc.html#bfp auf
53 Wert von 0,56 lb / MMBtu für unkontrollierte PM-Emissionen aus Tabelle 1 des Hintergrunddokuments zu APA-42 der EPA
Erstellung von Emissionsfaktoren (Eastern Research Group. Hintergrunddokument Bericht über Revisionen 5 th Ausgabe AP-42,
Abschnitt 1.6, Verbrennung von Holzrückständen in Kesseln. Juli 2001).
36
Tabelle 6: Synthetische Nebenquellen dürfen Hunderte von Malen emittieren
mehr Feinstaub als die am besten kontrollierten Anlagen
Technologie
Tonnen / Jahr
Zulässige Emissionen bei NSPS-Grenzwert von 0,03 lb / MMBtu
65.70
Elektrostatischer Abscheider @ 98%
24.53
Baghouse @ 99%
12.26
Baghouse @ 99,5%
6.13
Baghouse @ 99,9%
1.23
Hocheffizientes Taschenhaus @ 99.99%
0.12
Tabelle 6. Emissionen von filtrierbarer PM 10 aus einem 500 MMBtu-Holzkessel mit Kontrolltechnologien mit
unterschiedliche Entfernungseffizienzen. Ein Biomassekraftwerk, das bei der NSPS-Grenze von 0,03 Pfund / MMBtu arbeitet, würde emittieren
mehr als 500 Mal die PM einer Anlage, die ein hocheffizientes Filterhaus einsetzt.
In einigen Fällen haben die Regulierungsbehörden die Möglichkeit, strengere Emissionskontrollen zu verlangen
nicht. Zum Beispiel der neue 25-MW-Biomassekessel bei Verso Paper in Bucksport, Maine ,
die jedoch eine BACT-Analyse durchlief, wurde trotzdem mit 0,03 lb / MMBtu erlaubt
Emissionsrate für PM, 54 die gleiche Rate, die es erfüllen müsste, wenn keine BACT-Analyse stattgefunden hätte
geführt. Diese große, emissionsintensive Anlage befindet sich unmittelbar neben Wohnhäusern und Schulen.
Schwefeldioxid (SO 2 ) Emissionen
Wood is a relatively low-sulfur fuel, and thus generally emits less sulfur dioxide than coal, although
relative to natural gas, its emissions of SO 2 are far higher (Figure 2). While sulfur content of
“unadulterated” wood samples in EPA’s fuel database 55 averages less than 1%, sulfur content can be
much higher if wood chips are sourced from construction and demolition debris, which can be
contaminated with gypsum wallboard, a material that contains sulfur. If all sulfur in biomass were
converted to SO 2 during combustion, the sulfur in even unadulterated fuels would be sufficient to
create more than 250 tons of annual emissions at most large biomass power plants. However, SO 2
is neutralized naturally during combustion by alkaline ash products so that up to 90% of it is
incorporated in ash, rather than exiting the stack in the flue gas. 56 Facilities that inject alkaline
agents like limestone to neutralize hydrochloric acid emissions can also reduce SO 2 emissions.
54 Maine Department of Environmental Protection. Departmental Findings of fact and order, New Source Review, Amendment
#3 for Verso Bucksport, LLC. A-22-77-4-A.
55 Draft Emissions Database for Boilers and Process Heaters Containing Stack Test, CEM, & Fuel Analysis Data Reported under
ICR No. 2286.01 & ICR No. 2286.03 (version 8) May, 2012. Available at
http://www.epa.gov/airtoxics/boiler/boilerpg.html (database labeled “ Boiler MACT Draft Emissions and Survey Results
Databases”)
56 Oglesby, HS and Blosser, RO 1980. Information on the sulfur content of bark and its contribution to SO2 emissions when
burned as a fuel. Journal of the Air Pollution Control Association, 30:7, 769-772.
37
Synthetic minor facilities tend to have higher allowable SO 2 emission rates than facilities that have
gone through PSD permitting. However, in Figure 7, the non-PSD facilities with allowable SO 2
emissions around 250 tons did include sorbent injection in their emissions controls, suggesting that
actual emissions would be lower than allowable emissions. Overall, 13 facilities did not appear to
Planen Sie die Verwendung von Sorbens-Injektion, einschließlich einer Reihe von PSD-zugelassenen Anlagen, auf die man sich verlassen kann
“Natürliche” Aschesorption zur Kontrolle der SO 2 – und HCl-Emissionen.
Abbildung 7: Projizierte Emissionen von Schwefeldioxid
Abbildung 7. Die Beziehung zwischen zulässigen SO 2 -Emissionen für einige Einrichtungen, die durch PSD gegangen sind, gegenüber
synthetische Nebenquellen, die PSD vermeiden. Die gestrichelte Linie zeigt den Trend für Nicht-PSD-Einrichtungen; durchgezogene Linie zeigt Trend für
PSD-Einrichtungen.
Toxische Luftverschmutzung durch Energie aus Biomasse
Gefährliche Luftschadstoffe (HAPs) ist der Sammelbegriff für die Gruppe der 187+ Verbindungen, die EPA
gilt als besonders giftig in der Luft. Obwohl Biomasse Energie routinemäßig als “sauber” dargestellt wird,
Biomasseverbrennung emittiert große Mengen von HAPs, auch bekannt als “Luftgifte” – einschließlich Salzsäure
Säure, Dioxine, “organische” Verbindungen wie Benzol und Formaldehyd und Schwermetalle wie
Arsen, Chrom, Cadmium, Blei und Quecksilber. Emissionen von Metallen und anderen HAPs sind wahrscheinlich
am höchsten sein, wenn kontaminierte Materialien wie Bau- und Abbruchschutt als Brennstoff verbrannt werden,
aber das Verbrennen von unverfälschtem Waldholz emittiert auch giftige Luftschadstoffe. Einige davon
Verbindungen sind im Kraftstoff selbst enthalten, während andere während des Verbrennungsprozesses entstehen.
Wie wir weiter unten diskutieren, steigt der Einsatz von kontaminierten Brennstoffen in der Bioenergie-Industrie
Die HAP-Emissionen aus der Biomasse-Energiewirtschaft werden wahrscheinlich zunehmen.
Brennende Biomasse emittiert eine große Vielzahl von Luftgiften, aber die HAP wird typischerweise als emittiert angesehen
die größten Mengen sind Salzsäure (HCl). Andere HAPs werden mit relativ hohen Raten emittiert
schließen Acrolein, Acetaldehyd, Styrol, Benzol und Formaldehyd ein, die verschiedene haben
38
Atemwegs- und krebserzeugende Wirkung. Ein Mitbrennversuch wurde mit der 600 MW Killen Kohle durchgeführt
in Wrightsville, Ohio , wo eine kleine Menge Biomasse in einem Kohlekraftwerk verbrannt wurde,
zeigte das dramatische Potenzial für Biomasse, die Emissionen von Luftgiften zu erhöhen. Da, nur hinzufügen
5% Biomasse zur Kohle erhöhten die CO -Emissionen um 50% und erhöhten gleichzeitig das jährliche Potenzial
emittieren für Benzol von 1,51 Tonnen auf 6,89 Tonnen pro Jahr und die PTE für Formaldehyd von 0,28
Tonnen auf 5,98 Tonnen pro Jahr (diese beiden organischen HAP werden als krebserregend eingestuft). 57 Es ist wichtig
Zu beachten ist jedoch, dass viele HAPs (zB Dioxine) im Vergleich zu kleinen Mengen emittiert werden
zu den oben genannten HAPs können aufgrund ihrer
Toxizität.
Wie das Clean Air Act die Emissionen von gefährlichen Luftschadstoffen (HAPs) regelt
Das Clean Air Act regelt HAPs durch Einstellung
Nationale Emissionsstandards für gefährliche
Bioenergieanlagen emittieren Acrolein, Styrol,
Luftschadstoffe (NESHAPS) für verschiedene
Benzol und Formaldehyd sowie schwer
Arten von Emissionsquellen. Der Akt
Metalle wie Arsen, Chrom, Cadmium,
verlangt von der EPA die Festlegung von Emissionsstandards für
Blei und Quecksilber.
jede HAP, die eine Quellkategorie ausgibt,
obwohl die Vorschriften, wie geschrieben, diesen Standard nicht zu erfüllen scheinen. Die zulässige Emission
Ebenen für HAPs, die als MACT-Standards (Maximum Erreichbare Steuerungstechnologie) bekannt sind
soll abgeleitet werden, indem Emissionsdaten aus vorhandenen Quellen gesammelt werden und dann Standards gesetzt werden
für neue Einrichtungen, die auf den leistungsstärksten (niedrigst emittierenden) Einheiten jedes Typs basieren. 58
Da die EPA derzeit die Regeln umsetzt, werden verschiedene Arten von Einrichtungen an verschiedenen MACT gehalten
Standards, wobei eine Kategorie Einheiten sind, die als “zum Verbrennen von Biomasse” beschrieben sind. Unter EPA
aktuelle Regeln, wenn ein Kessel mehr als 10% Biomasse verbrennt oder mitbrennt und größer als 10 ist
MMBtu / hr, es ist als ein Biomasse-Brenner unter dem industriellen / kommerziellen / institutionellen geregelt
(ICI) Regel, informell als “Kessel Regel” 59 oder Kessel MACT bekannt. Erstaunlicherweise regelt diese Regel
eine Anlage, die 90% Kohle und 10% Biomasse als Biomassebrenner verbrennt, was, wie unten gezeigt, hat
Folgen für die Emissionen, da Biomassekessel mehr Schadstoffe ausstoßen als Kohle
Kessel.
Die “Kesselregel” regelt alle Biomassekessel, egal wie groß sie sind und trennt sie
Standards für Emissionen von fossil befeuerten Kesseln bis zu 25 MW Kapazität. Jedoch, Öl, Kohle und
Gasanlagen, die größer als 25 MW sind, werden nicht von der Kesselregel, sondern von einer separaten Elektrik geregelt
Generating Unit (EGU) Regel, die strenger ist (unten diskutiert). Wenn eine Einrichtung brennt a
57 Technisches Begleitdokument, DP & L Killen Electric Generating Station, Kessel # 2 Kohle und erneuerbare Brennstoffe Co-Firing. 2010;
58 Abschnitt 112 (d) (2) des Clean Air Act schreibt vor, dass der maximale Grad der Reduktion der Emissionen erreicht werden kann,
Berücksichtigung von Kosten und anderen Faktoren durch die gesamte Bandbreite potenzieller Minderungsmaßnahmen. 42 USC § 7412 (d) (2). In Ergänzung,
§ 112 (d) (3) sieht vor, dass Normen für neue und bestehende Anlagen unabhängig von den Kosten das Emissionsniveau von
die besten ähnlichen Quellen. 42 USC § 7412 (d) (3).
59 Kohlekraftwerke mit einer Kapazität von mehr als 25 MW unterliegen strengeren Emissionsnormen für die Electric Generating Unit MACT
Standard, alle Biomasse-Anlagen, unabhängig davon, wie groß sie sind, sind durch den milderen “Kessel” MACT regieren
39
Material, das als Gewerbe- oder Industriemüll klassifiziert ist 60 Es unterliegt den Bestimmungen des Handels- und des Gewerbeabfalls
Richtlinie für die Verbrennung fester Industrieabfälle (CISWI).
Unter der Kesselregel wird eine Anlage als eine “Hauptquelle” für HAPs betrachtet, wenn sie das Potenzial dazu hat
emittieren mehr als 10 Tonnen irgendeines HAP oder mehr als 25 Tonnen aller HAPs in einem Jahr. Wenn möglich
Während des Genehmigungsverfahrens werden weniger Emissionen erwartet
Nebenquelle, die im MACT-Sprachgebrauch als “Gebietsquelle” bezeichnet wird. In einigen Fällen die MACT-Standards
Emissionsgrenzwerte für das betreffende HAP direkt festlegen; im Kessel herrschen jedoch nur HCl und
Quecksilber wird direkt reguliert, und andere HAPs werden indirekt reguliert, indem Grenzwerte festgelegt werden
Die von der EPA erhobenen Emissionen von PM und CO können als “Ersatzstoffe” für die Emissionen verschiedener Stoffe dienen
co-emittierte HAPs. 61
Während der Begriff “Maximum” erreichbare Regeltechnik (MACT) für gefährliche Luftschadstoffe
würde bedeuten, dass die HAP-Emissionen so weit wie möglich kontrolliert werden,
und die Art und Weise, wie Daten manipuliert werden, um Standards zu setzen, hat nicht zu Schutzstandards geführt. Als
Flächenquelle, die einzige Grenze, die ein Biomassebrenner größer als 30 MMBtu 62 erfüllen muss, ist die Regel a
filterbare PM – Emissionsrate von 0,03 lb / MMBtu, die gleiche Rate wie unter NSPS erforderlich, wie
oben im Abschnitt PSD-Vermeidung beschrieben. Die Quellenregel für das Biomassegebiet legt keine fest
Emissionsgrenzwerte für Dioxine, andere organische HAPs wie Benzol und Formaldehyd, Metalle wie
Quecksilber, Arsen und Blei oder Salzsäure (HCl) und andere saure Gase.
Da der Bereich Quellstandard so schwach ist, könnte es
Unter der Kesselregel, die Mehrheit von
erwartet werden, dass Emissionsstandards für große
Biomassekraftwerke haben fast keine
Quellen von HAPs (diejenigen, die eine Überschreitung erwarten
Beschränkungen hinsichtlich der Menge an toxischen Stoffen
die 10/25 Tonnen Grenze) wäre strenger, aber
Verschmutzung können sie ausstrahlen.
in der Tat der filterbare PM-Standard für Stoker
Kessel unter der Hauptquelle Regel ist auch 0,03 lb / MMBtu, die gleiche wie für Flächen Quellen , obwohl
Der filtrierbare PM – Standard für sprudelnde Wirbelschichtkessel ist ein Drittel der Standard für Heizer, bei
0,0098 Pfund / MMBtu. Im Allgemeinen sind die MACT-Standards viel laxer als was routinemäßig sein kann
erreicht mit der heutigen Technologie. Zum Beispiel das 0,03 lb / MMBtu filtrierbare PM-Limit für
Hauptquellen-Heizkessel (und Flächenquellen) sind um Größenordnungen höher als filterbare PM
Emissionswerte, die mit hocheffizienten Gewebefiltern erreicht werden können, wie oben beschrieben
Tabelle 6. Der CO-Standard, der von der Haupt-MACT-Regel festgelegt wird, ist höher als die allgemein festgelegten Raten
durch BACT-Bestimmungen, wie wir unten ausführlicher diskutieren. Die Hauptquelle MACT Limit für
HCl, die als Ersatz für Emissionen anderer saurer Gase wie Fluorwasserstoff dienen soll,
ist auf 0,022 lb / MMBtu eingestellt, etwa eine Größenordnung höher als die erreichbaren Emissionen
Verwendung von Sorbens-Injektion. Das Limit ist so hoch, dass es Einrichtungen erlaubt, die sich als wichtig erklärt haben
Quellen für HAPs, wie die 31-MW-Einheit im Werk Sierra Pacific Anderson
in Anderson, Kalifornien, gebaut werden , ohne HCl Kontrollen. Diese Einrichtung projiziert 45 Tonnen
60 Siedlungsabfälle, medizinische Abfälle, Klärschlamm und bestimmte andere Arten von Abfällen sind gesondert geregelt.
61 Es gibt eine erhebliche Debatte darüber, ob diese Proxies überhaupt gültig sind, und es gibt viele Beweise dafür, dass die Emissionen bestimmter HAPs sind
entkoppelt von ihren Stellvertretern.
62 Die Regel legt die filtrierbare PM-Rate für Biomassebrenner mit einer Kapazität von 10 bis 30 MMBtu auf 0,07 lb / MMBtu fest.
40
HCl pro Jahr. Ebenso wurde die Aspen-Anlage mit 45 MW (Brutto) in Lufkin, Texas , errichtet
zugelassen als eine Hauptquelle für HAPs mit einer Genehmigungsgrenze von 57 Tonnen HCl pro Jahr und wird dies nicht tun
Verwenden Sie ein Sorptionsmittel zur Kontrolle von HCl. 63
Von den Genehmigungen, die wir überprüft haben, wurde die Mehrheit als Flächenquelle für HAPs eingestuft, egal
was ihre Kesselgröße; Nur 19 (22%) wurden eindeutig als Hauptquellen für HAPs identifiziert (einige
einfach nicht diskutiert HAPs in ihrer Baugenehmigung überhaupt. 64 ) Als weder die Hauptquellenregel
Noch ist die Quellenregel des Gebiets besonders einschränkend, die Frage ist, was Einrichtungen zu erreichen hoffen
indem sie als Bereichsquellen für HAPs bezeichnet werden. Das Fehlen von Emissionsgrenzwerten in der Region Quelle
Eine andere Regel als die 0,03 lb / MMBtu-Grenze für filtrierbare PM ist zweifellos für Anlagen attraktiv
Sie möchten die Anforderungen minimieren, die sie erfüllen müssen
herausgefordert, zu demonstrieren, dass sie wirklich Gebietsquellen sind.
Die EPA-Vorschriften lassen Biomasseanlagen giftigere Luftschadstoffe emittieren als Kohlekraftwerke
Wie verhält sich der Heizkessel zu den Emissionsstandards für Bioenergie im Vergleich zu den Standards für Kohlekraftwerke?
Wir konzentrieren uns hier auf filtrierbare PM-Standards, da Feinstaub eine wichtige Gesundheitsgefährdung darstellt
allein und wird von der EPA als Proxy für Schwermetallemissionen im Rahmen der Kesselregelung behandelt, die
reguliert die Schwermetallemissionen nicht direkt. Nach der Regel, für filterbare PM:
Biomassekessel mit einer Fläche von mehr als 30 MMBtu / h können 0,03 emittieren
lb / MMBtu, das gleiche wie ein Bereich Quelle Kohlekessel .
Die Biomasse-Hauptbrennstoffkessel 65 können mehr als das 27-fache der PM von einem emittieren
Hauptquelle Kohlekessel (0,03 lb / MMBtu für Bioenergie , gegenüber 0,0011 lb / MMBtu für
Kohle).
Hauptquelle fluidize d Bett-Biomasse-Kessel dürfen fast 9 Mal die PM von einem emittieren
Hauptquelle Kohlekessel (0,0098 lb / MMBtu für Bioenergie, gegenüber 0,0011 lb / MMBtu für
Kohle).
Obwohl alle Biomasse Energieanlagen von jedem
Auch unter “maximal erreichbaren” Standards
Größe wird unter der Kesselregel geregelt,
für Luftgifte dürfen Biomassepflanzen
Kohlekraftwerke mit mehr als 25 MW sind reguliert
verschmutzender sein als Kohlekraftwerke.
unter dem separaten und relativ mehr
rigorose EGU-Regel (Electric Generating Unit), die die filtrierbare PM-Emissionsrate festlegt
auf einer Ausgangsbasis 66 bei 0,09 lb / MWh. Einen Biomasse-Kohle-Vergleich für zwei Vertreter zu machen
50-MW-Kraftwerke, in denen das Kohlekraftwerk unter die EGU-Regel und die Biomasseanlage fallen
63 Technisches Informationsblatt für Aspen Power LLC, Genehmigungsnummer: 81706 und PDS-TX-1089, und HAP12
64 In einigen Fällen kann dies daran liegen, dass HAPs durch Betriebsgenehmigungen nach Titel V behandelt werden, die nach dem Bau ausgestellt werden
Genehmigungen. Die meisten Genehmigungen, die wir überprüft haben, waren Baugenehmigungen, aber unsere Datenbank enthielt auch einige Titel V Genehmigungen.
65 Bei großen Quellen (Anlagen, die die Emissionsschwelle von 10/25 Tonnen überschreiten) legt die Kesselrichtlinie separate Standards für Biomasse fest
und Kesselsteinkessel und Wirbelschichtkessel.
66 Die auf Output-Basis ausgedrückten Schadstoffemissionen sind in Pfund pro Kilogramm emittierter Schadstoffe pro Megawattstunde Strom angegeben
generiert; Die auf der Basis des Inputs ausgedrückte Emission ist in Pfund pro Kilogramm Schadstoff ausgedrückt, die pro Million Btu (MMBtu) des Kessels emittiert werden
Kapazität, ein Ausdruck des Wärmeeintrags in den Kessel.
41
ist nach der Kesselregelung geregelt, erfordert daher die Umwandlung der Bioenergie MACT-Norm
(die auf Eingabeebene als lb / MMBtu ausgedrückt wird) zu einer Ausgabebasis. 67
Unter Annahme einer 24% Umwandlung von Energie in Elektrizität für Bioenergie, was ein typischer Wert für
Großanlagen für Bioenergie für filtrierbare Partikel:
Der Biomassekessel MACT-Standard von 0,03 lb / MMBtu für einen Stokerkessel übersetzt zu a
Rate von 0,427 lb / MWh auf einer Ausgangsbasis, 474% der Standard für eine Kohleanlage geregelt
unter der EGU-Regel ,
Der Biomassekessel MACT Standard von 0,0098 lb / MMBtu für einen Wirbelschichtkessel
entspricht einer Rate von 0,139 Pfund / MWh auf einer Ausgangsbasis, 68 154% der Standard für eine Kohle
Pflanze .
Somit auch unter Einhaltung des “maximal erreichbaren” Regelwerksstandards für gefährliche Luft
Schadstoffe, Biomassekraftwerke dürfen drastisch mehr Feinstaubemissionen emittieren als
Kohlekraftwerke.
Die EPA-Vorschriften lassen Biomasseanlagen mehr Luftgifte emittieren als Müllverbrennungsanlagen
Wie viel Umweltverschmutzung ein Industriekessel emittieren darf, hängt nach dem Clean Air Act davon ab
Teil davon, ob es als Biomassebrenner (eine ICI – Anlage) oder Müllverbrennungsanlage (CISWI
Einheit, die Gewerbe- und Industrieabfälle verbrennt). 69 Müllverbrennungsanlagen sind im Allgemeinen besser
reguliert als Biomassebrenner, da die CISWI-Standards für alle Einheiten unabhängig von ihrer Größe gelten,
basierend auf dem Potenzial zu emittieren, und weil die Regel regelt eine größere Anzahl der Schadstoffe wahrscheinlich
in Abfällen vorhanden sein und reguliert sie in der Regel enger (Tabelle 7). Das scheint vernünftig,
Angesichts der Tatsache, dass brennende Abfälle wahrscheinlich mehr Toxine ausstoßen als das Verbrennen von Holz und anderen Brennstoffen
gedacht als “Biomasse”, aber wie wir unten erklären, verwischen die neuen Regeln der EPA die Grenze zwischen Biomasse
und Abfall, wodurch eine größere Menge an kontaminierten Brennstoffen als Biomasse in der Gebietsquelle verbrannt werden kann
Kessel, die keine Emissionsgrenzwerte für HAPs haben.
Wie in Tabelle 7 gezeigt, erkennt die CISWI – Regel, obwohl sie nicht besonders streng ist, das
Potenzial für Schwermetalle und Dioxinemissionen aus der Verbrennung von Abfallstoffen, die ein Paar regulieren
direkt von Metallen (eine wichtige Ausnahme ist, dass die CISWI – Regel keine Emissionsgrenze für
Arsen, das ist einer der Hauptbestandteile in dem Kupfer-Chrom-Arsenat (CCA) -Cocktail
wird zur Druckbehandlung von Holz verwendet). Im Gegensatz zur Verbrennungsrichtlinie regelt die Kesselregel nur
Quecksilbermetalle indirekt, indem Emissionsnormen für filtrierbare Partikel festgelegt werden, die
Die EPA betrachtet einen Proxy für Metallemissionen.
67 Um dies zu tun, teilen eine Kesselleistung von der Effizienz der Umwandlung von Wärmezufuhr zu Strom und wandelt Einheiten von
MMBtu zu MWh. Die Umwandlung von BTU zu MWh erfolgt unter Annahme von 3.413.000 BTU pro MWh
68 Diese Umwandlungen gehen von einem Wirkungsgrad von 24% für die Biomassekessel aus.
69 Siedlungsabfälle, medizinische Abfälle, Klärschlamm und bestimmte andere Arten von Abfällen sind gesondert geregelt.
42
Tabelle 7: Die EPA reguliert kaum toxische Luftverschmutzung durch Biomasseanlagen
CISWI-Limit für ERUs
ICI Hauptquelle begrenzt
ICI Hauptquelle begrenzt
ICI-Bereich Quelle
brennende Biomasse
Heizkessel
Wirbelschichtkessel
Grenzen
PM, filtrierbar
PM, filtrierbar
PM, filtrierbar
PM, filtrierbar
(mg / dscm)
5.1
(lb / MMBtu)
0,03
(lb / MMBtu)
0,0098
(lb / MMBtu)
0,03
Kohlenmonoxid
Kohlenmonoxid
Kohlenmonoxid
(ppm bei 7% O 2 )
240
(ppm bei 3% O 2 )
620
(ppm)
230
Chlorwasserstoff
Chlorwasserstoff
Chlorwasserstoff
(ppmv)
0.2
(lb / MMBtu)
0,022
(lb / MMBtu)
0,022
Quecksilber
Quecksilber
Quecksilber
(mg / dscm)
0,0022
(lb / MMBtu)
0.0000008
(lb / MMBtu)
0.0000008
Blei (mg / dscm)
0,014
Cadmium
(mg / dscm)
0,0014
Dioxin, Furane,
Gesamt (ng / dscm)
0.52
Dioxin, Furane,
Toxische Äquivalente
(TEQ) (ng / dscm)
0,076
Stickoxide
(ppmv)
290
Schwefeldioxid
(ppmv)
7.3
Tabelle 7. Zulässige Emissionen nach der EPA-Richtlinie für Verbrennungsanlagen und den wichtigsten und regionalen Kesselrichtlinien.
Weil die Verbrennungsofen- und Boilerregeln ausdrücken
Eine Biomasseanlage darf zehn emittieren
Emissionsraten für die gleichen Schadstoffe verwenden
mal mehr Feinstaub als a
verschiedene Einheiten, direkte Vergleiche sind schwierig.
Müllverbrennungsanlage
Die Vergleiche sind jedoch möglich, indem man macht
vernünftige Annahmen hinsichtlich der Kesselleistung und des Kaminflusses für eine Einrichtung, die entweder
Biomassebrenner oder eine Verbrennungsanlage. Betrachten wir eine repräsentative 50 MW Anlage mit einer 740
MMBtu / hr Heizkessel: 70
Wenn es als Verbrennungsanlage eingestuft wird, könnte es 9,5 Tonnen pro Jahr filtrierbarer PM emittieren.
Wenn es als Biomassebrenner klassifiziert wird, könnte es mehr als 10 mal so viel emittieren,
97 Tonnen pro Jahr, sowohl in der Quellregel als auch in der Hauptregel für den Heizer
Kessel. Wenn filterbare PM wirklich ein Proxy für Emissionen von Metallen ist, dann bedeutet das, dass zehn
In einer Anlage, die als Biomassebrenner reguliert wird, würden mehr Schwermetalle freigesetzt.
70 Diese Parameter wurden der Genehmigung für die Russell Biomass Anlage, einem 50 MW Holzbrenner, der in. Vorgeschlagen wurde, entnommen
Massachusetts.
43
Als Verbrennungsanlage würde die Anlage 1.518 Tonnen CO 2 pro Jahr emittieren können, aber doppelt so viel
diese Menge – 3.045 Tonnen / Jahr – unter der großen Quellkesselregel. 71 Wichtig, beide
Diese Grenzen sind so hoch, sie sind fast bedeutungslos, wie große Biomasseanlagen es zulassen
Synthetische Nebenquellen unter PSD beanspruchen routinemäßig, die CO-Emissionen bei einem Zehntel dieses Wertes zu halten
Ebene – siehe Tabelle 4 und Abbildung 4, früher. In der Tat sind die zulässigen CO-Emissionen unter
die Biomasse-MACT sind so hoch, es ist zweifelhaft, ob die EPA-Behandlung von CO als Proxy
Für gefährliche Luftschadstoffe wie Dioxin, Benzol und Formaldehyd ist überhaupt nichts einzuwenden.
Die zulässigen HCl – Emissionen im Rahmen der Verbrennungsanlage würden 1,28 Tonnen / Jahr betragen, während die
Regel für große Quelle Biomasseanlagen würde 5,546% dieser Menge, 71 Tonnen / Jahr ermöglichen.
Die zulässigen Quecksilberemissionen wären bei der Verbrennungsanlage höher als bei den großen
Quellkesselregel, bei 8.2 lb / Jahr gegenüber 5.2 lb / Jahr, aber im Gegensatz zu Emissionen von CO und PM,
welche Verbrennungsprodukte aus allen Brennstoffen sind, hängen die tatsächlichen Quecksilberemissionen von der
Menge an Quecksilber im Kraftstoff.
Bioenergie-Emissionen von gefährlichen Luftschadstoffen: Clean Air Act
Schlupflöcher
Wie bei den Kriterien für Schadstoffe versucht die Bioenergieindustrie, die EPA – Verordnung zu vermeiden
gefährliche Luftschadstoffe. Die Industrie verwendet eine Vielzahl von Tricks, um giftige Emissionen herunterzuspielen.
Regelkreis 4: Die meisten Biomasseanlagen haben keine Beschränkungen für gefährliche Emissionen
Was PSD-Genehmigungen betrifft, erlaubt das Clean Air Act es Einrichtungen (außer Müllverbrennungsanlagen) zu beanspruchen
“Synthetischer” Nebenquellenstatus für HAP – Emissionen, der besagt, dass die Anlage unter den
10/25 Tonnen pro Jahr Auslöseschwelle. Der Quellstatus des Anspruchsgebiets ist üblich – der Bioenergie
Genehmigungen, die wir überprüft haben, 52 (59%) waren synthetische kleine Quellen für HAPs und nur 19 (22%)
wurden eindeutig als Hauptquellen für HAPs identifiziert; der Rest diskutierte einfach keine HAPs in ihren
Erlaubnis überhaupt. 72 Einrichtungen, die den Quellstatus des Gebiets geltend machen, indem sie die HAP-Emissionen in ihrer Genehmigung begrenzen
unterhalb der 10/25-Tonnen-Grenze lag die Größe der 11,5 MW (brutto) grünen Energie
Ressourcen-Einrichtung vorgeschlagen in Lithonia, Georgia , die durch seine Erlaubnis begrenzt ist zu emittieren
weniger als 24,5 Tonnen aller HAPs jährlich, 73 zu den 116 MW (brutto) Gainesville Renewable
Energy (GREC) Anlage in Florida , die in ihrer ursprünglichen Genehmigung auf 24,7 Tonnen begrenzt war
aller HAPs jährlich. 74 Interessanterweise, obwohl die GREC-Antragsunterlagen ursprünglich angegeben
” GREC wird eine wichtige Quelle für HAPs sein, da die potenziellen Emissionen pro Person 10 tpy überschreiten
71 Umwandlung der CISWI – Grenze für CO auf 3% Sauerstoffbasis, um sie mit der in der Kesselregel ausgedrückten Grenze vergleichbar zu machen
Wert ist 309 ppm.
72 Wenn HAPs in einer Vorkonstruk- tionserlaubnis nicht diskutiert werden, kann dies darauf hindeuten, dass die Einrichtung in Titel V in Betrieb befindliche HAP-Grenzwerte festlegen wird
erlauben; Wenn jedoch eine Anlage als Hauptquelle für HAPs deklariert wird, ist es wahrscheinlich, dass Emissionsraten und -kontrollen vorliegen werden
in der Baugenehmigung erwähnt.
73 Georgia Department of Natural Resources, Umweltschutzabteilung. Erlaube N. 4911-089-0379-D-01-0, für Grün
Energieressourcenzentrum. 26. April 2013.
74 Florida Department of Environmental Protection. Luftgenehmigung Nr. 001031-001-AC für Gainesville Renewable Energy.
29. Dezember 2010.
44
HAP und 25 tpy für insgesamt kombinierte HAPs “, 75 eine spätere Bewertung kehrte dies um und gab an:” Der Antragsteller
ist der Ansicht, dass das vorgeschlagene GREC-Projekt allein (insbesondere der BFB) keine PTE eines einzelnen HAP haben wird
das ist gleich oder größer als 10 TPY oder aller aggregierten HAP gleich oder größer als 25 TPY . ” 76
Solche Ansprüche und plötzliche Konvertierungen in den Bereich Quellstatus für HAPS sind nicht ungewöhnlich in der
Bioenergie-Welt; wie wir im Folgenden noch näher erläutern, die 58 MW (brutto) ecoPower-Anlage
gebaut in Hazard, Kentucky, auch abrupt und unerklärlich reduziert seine projiziert
Emissionsschätzung von HAPs, um als Quelle für synthetische Gebiete reguliert zu werden, und Genehmigung
Dokument für die vorgeschlagene 54,5 MW (netto) Piemont Green Power in Barnesville,
Georgien begrenzt die Emissionen von HAPs auf 24,9 Tonnen und sagt: ” Die möglichen Raten übersteigen diese Rate. jedoch
die tatsächlichen Emissionen sind auf diesen Prozentsatz begrenzt . ” 77 Tatsächlich ist dies nach den bundesstaatlichen Vorschriften eine Zulassung
dass die Einrichtung eine Hauptquelle ist, aber nicht als solche reguliert wurde.
Wie kommt es, dass die Mehrheit der Einrichtungen, die wir überprüft haben, als Quellen für HAPs gelten, egal?
Was ist ihre Kesselgröße? Es gibt zwei Hauptwege, auf denen Einrichtungen diesen Anspruch rechtfertigen. Erstens, weil HCl
ist die HAP, die dazu neigt, in den größten Mengen durch Verbrennung von Biomasse emittiert werden, und kann leicht
überschreiten die jährliche 10-Tonnen-Grenze, schlagen Anlagen manchmal vor, ein säure-neutralisierendes Sorbens zu installieren
Einspritzsystem zur Emissionskontrolle. Nach einem einmaligen anfänglichen Emissionstest (der
irgendwann in den ersten 6 Monaten des Betriebs), wenn eine Einrichtung zu viel emittiert
HCl, um unter der 10-Tonnen-Grenze pro Jahr zu bleiben, kann es die Menge an Sorbens bis zur Rate erhöhen
sinkt auf ein Niveau, bei dem der Aufenthalt unter der Kappe machbar scheint. Den Mangel an Anforderungen beiseite legen
Um dann diese Sorbentinjektionsrate zu jeder Zeit aufrechtzuerhalten, erlauben nur 51 der 88 die Überprüfung
(58%) forderten deutlich den Einsatz von Sorbentien zur Reduzierung von HCl-Emissionen – in anderen Fällen Anlagen
beanspruchte den Flächenquellstatus für HAPs, ohne zu versprechen, die HCl-Emissionen überhaupt kontrollieren zu können.
Schlupfloch 5: Die Biomasse-Industrie schätzt die zu erwartenden Schadstoffemissionen ein
Verordnung
Eine andere Möglichkeit, die Emissionen von HAPs zumindest auf dem Papier zu “reduzieren”, ist einfach die Behauptung, dass es sich um eine Biomasse handelt
Pflanze wird nicht viel giftige Umweltverschmutzung emittieren. 78 EPA veröffentlicht “AP-42” Emissionsfaktoren für HAPs
durch Holzverbrennung emittiert werden soll verwendet werden, um die Gesamtemissionen von HAPs während der
Genehmigungsverfahren. Die Bioenergieindustrie nutzt die EPA-Faktoren jedoch nicht gern
Sie sind zu hoch und versuchen, möglichst niedrige Emissionsfaktoren zu verwenden. Sehr oft,
bioenergy-Entwickler verwenden eine Reihe von Emissionsfaktoren aus dem National Council on Air and Stream
Improvement (NCASI), eine undurchsichtige Interessenvertretung der Forst- und Bioenergiebranche (Tabelle 8).
75 Gainesville Renewable Energy Center Prävention von signifikanten
Antrag auf Genehmigung für den Abbau / Luftbau. November 2009. Abschnitt 6, p. 6-1.
76 Florida Department of Environmental Protection. Technische Bewertung und vorläufige Bestimmung, Gainesville Renewable
Energiezentrum, LLC. 14. Juli 2010. Seite 9.
77 Alaa-Eldin A. Afifi, Georgia Umweltschutzabteilung, Luftschutzabteilung. Erlaubnis Erzählung für Piedmont Green
Leistung. 2. Februar 2010.
78 Wie bei den Kriterien für Schadstoffe wird die Gesamtmenge der von einer Anlage emittierten HAP als Produkt der Kesselkapazität geschätzt
(MMBtu / hr) und der Emissionsfaktor für jeden Schadstoff (in lb / MMBtu), wobei ein Stundensatz (Pfund pro Stunde) erzeugt wird (siehe Gleichung (1))
1). Diese Rate wird dann mit 8.760 Stunden pro Jahr multipliziert, um die jährlichen Emissionen zu schätzen. Je niedriger die Emission
Rate angenommen, desto geringer die Emissionen.
45
Tabelle 8: Industriedaten unterstützen Biomasseanlagen bei der Vorhersage von Luftschadstoffen
AP-42 Faktor
NCASI-Faktor
NCASI als
Gesamtlb
Gesamtlb
Gefährlicher Luftschadstoff
(lb / MMBtu)
(lb / MMBtu)
% von AP-42
AP-42
NCASI
ACETALDEHYD
8.300E-04
1.90E-04
22.9%
1.352,4
309.6
ACETON
1.900E-04
2.20E-04
115,8%
309.6
358.5
ACROLEIN
4.000E-03
7.80E-05
*
2,0%
6.517.4
127.1
ANTIMON
7.900E-06
4.20E-07
5,3%
12.9
0.7
ARSEN
2.200E-05
1.00E-06
4,5%
35.8
1.6
BARIUM
1.700E-04
1.60E-04
94,1%
277,0
260.7
BENZALDEHYDE
8.500E-07
3.00E-06
352,9%
1.4
4.9
BENZOL
4.200E-03
3.30E-03
78,6%
6.843,3
5.376,9
BERYLLIUM
1.100E-06
1.90E-06
172,7%
1.8
3.1
BIS (2-ETHYLHEXYL) PHTHALAT
4.700E-08
4.70E-08
100,0%
0.1
0.1
CADMIUM
4.100E-06
1.90E-06
46,3%
6.7
3.1
TETRACHLORKOHLENSTOFF
4.500E-05
8.90E-07
*
2,0%
73.3
1.5
CHLOROBENZEN
3.300E-05
1.70E-05
51,5%
53.8
27.7
CHLOROFORM
2.800E-05
3.10E-05
110,7%
45.6
50.5
CHROM
2.100E-05
6.24E-07
3,0%
34.2
1.0
KOBALT
6.500E-06
1.90E-07
2,9%
10.6
0.3
KUPFER
4.900E-05
5.50E-06
11,2%
79.8
9.0
DICHLOROMETHANE
2.900E-04
5.40E-04
186,2%
472.5
879.9
ETHYL BENZOL
3.100E-05
6.80E-06
*
21.9%
50.5
11.1
FORMALDEHYD
4.400E-03
1.30E-03
29.5%
7.169,2
2.118.2
SALZSÄURE
1.900E-02
6.70E-04
3,5%
30.957,8
1.091,7
FÜHREN
4.800E-05
5.80E-06
12,1%
78.2
9.5
MANGAN
1.600E-03
1.50E-04
9,4%
2.607,0
244.4
QUECKSILBER
3.500E-06
9.90E-07
28,3%
5.7
1.6
METHYL-ETHYL KETONE
5.400E-06
9.10E-06
168,5%
8.8
14.8
NAPHTHALIN
9.700E-05
1.60E-04
164,9%
158.0
260.7
NICKEL
3.300E-05
2.90E-06
8.8%
53.8
4.7
PENTACHLOROPHENOL
5.100E-08
4.60E-08
90,2%
0.1
0.1
PHENOL
5.100E-05
1.40E-05
27,5%
83.1
22.8
SELEN
2.800E-06
3.00E-06
107,1%
4.6
4.9
STYROL
1.900E-03
6.40E-04
33,7%
3.095,8
1.042,8
TOLUOL
9.200-04
2.90E-05
3,2%
1,499,0
47.3
VINYLCHLORID
1.800E-05
1.80E-05
100,0%
29.3
29.3
Gesamttonnen
Gesamttonnen
AP-42
NCASI
31.0
6.2
Tabelle 8. HAPs-Emissionen basierend auf dem Emissionspotenzial für einen 186 MMBtu-Kessel. Schattierte Reihen repräsentieren Luftgifte
wo der Emissionsfaktor von NCASI niedriger ist als der EPA-Faktor (Daten von EPA AP-42 und NCASI Bulletin)
858; Mit Sternchen markierte NCASI-Emissionsfaktoren sind Medianwerte für den Fall, dass der Mittelwert nicht angezeigt wird.
46
Die EPA-AP-42-Emissionsfaktoren basieren auf Daten, die öffentlich überprüft werden können, NCASI
Emissionsfaktoren und die Daten, auf denen sie basieren, sind nur für Industriepartner verfügbar
Wer zahlt Tausende von Dollar pro Jahr für die Mitgliedschaft in NCASI. Wir haben jedoch Zugang zu erhalten
NCASI Emissionsfaktoren, weil die Veröffentlichung, die die Informationen enthält, NCASI Technical
Das Bulletin Nr. 858 wurde in den von uns überprüften Anwendungen für Luftgenehmigungen reproduziert. Dies
Veröffentlichung enthält die Emissionsfaktoren, aber keine der zugrunde liegenden Daten, zu denen sie gehören
basierend.
Wie in Tabelle 8 gezeigt, wurde die Industrie von NCASI beliefert
Unternehmen nutzen die Industrie zur Verfügung gestellt
Emissionsfaktoren sind in der Regel viel niedriger als EPAs
Emissionsfaktoren, um Regulierung zu vermeiden
AP-42 Faktoren (schattierte Zeilen repräsentieren Luftgifte
als Hauptquellen für Luftgifte
wo der Emissionsfaktor von NCASI niedriger ist als
der EPA-Faktor). Es gibt nur zehn Fälle von den 33 HAPs, die in der Tabelle NCASI gezeigt sind
Faktoren sind gleich oder größer als die EPA-Faktoren und für die HAPs mit dem höchsten AP-42
Faktoren (Acrolein, Benzol, Formaldehyd, Salzsäure, Mangan und Styrol, dunkle Schattierung)
Die NCASI-Faktoren sind konsistent und signifikant niedriger – beispielsweise der Emissionsfaktor von NCASI
Acrolein macht nur 2% des EPA-Emissionsfaktors aus.
Die Tatsache, dass die Emissionsfaktoren von NCASI so viel niedriger sind als die EPAs, macht einen wirklichen Unterschied, wenn
Berechnung der gesamten HAP-Emissionen aus einer Bioenergieanlage. Zum Beispiel die Anwendung der EPA und
NCASI Emissionsfaktoren für den 186 MMBtu Kessel bei der vorgeschlagenen 11,5 MW Green Energy
Resource Center in Lithonia, Georgia, produziert drastisch unterschiedliche Schätzungen der Gesamttonnen
der jährlichen HAPs Emissionen. Schätzung von HAPs Emissionen unter Verwendung der EPA-sanktionierten Faktoren, die Pflanze
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1996/02/15.html Die Bundesregierung wird jährlich 31 Tonnen HAPs ausstrahlen, was sie zu einer wichtigen Quelle macht und der Regulierung unterliegt
Hauptquelle Kessel Regel, während unter den NCASI Faktoren, die Summe ist 6,2 Tonnen. Weil die Luft
der Zweig der Georgia Environmental Protection Division akzeptiert unkritisch und verwendet
NCASI Emissionsfaktoren ohne unabhängige Bewertung, die Anlage in Lithonia wurde als erlaubt
Quelle und unterliegt keinen Emissionsgrenzwerten für Luftgifte. Dies war für jede Biomasse der Fall
Kraftwerksgenehmigung in Georgien, die wir überprüft haben, mit Ausnahme von zwei Anlagen. 79
Die EPA hat es zwar weitgehend vermieden, Fragen zu der Frage zu stellen, ob Einrichtungen genutzt werden sollten
Nicht-EPA-sanktionierte Emissionsfaktoren für HAPs, hat die Agentur gelegentlich kommentiert. In ihren
Brief an die Hawaii Air Genehmigungsbehörde über die 23,8 MW (brutto) Hu Honua Kohle an
Biomasseumwandlung in Pepe’Emeo, Hawaii , 80 EPA Region 9 erklärte, dass dies nicht akzeptabel sei
die Verwendung von Nicht-AP-42-Emissionsfaktoren, ohne zu begründen, warum diese Faktoren besser waren als die EPA
Faktoren. Die Verwendung dieser nicht von der EPA sanktionierten Faktoren wird jedoch vom Staat weitgehend akzeptiert
79 Die von uns überprüften Georgia-Biomasseanlagen, denen HAPs als Flächenquellstatus zugewiesen wurden, sind: 40 MW Graphic Packaging,
Macon; 10 MW Grüne Energiepartner. Lithonia; 22 MW Nordstern Jefferson, Wadley; 25 MW Greenleaf Umwelt
Lösungen, Cumming; 49,8 MW Greenway Renewable Power, LaGrange; 45 MW Wiregrass, Valdosta; 100 MW Warren
Grafschaft Biomasse, Warrenton; 15 MW Lancaster Energiepartner, Thomaston; 16 MW Lancaster Energiepartner, Macon; 60
MW Fitzgerald Erneuerbare Energie, Fitzgerald; 54,5 MW Piedmont Green Power, Barnesville. Die beiden Pflanzen erlaubt als
Hauptquellen waren: 110 MW Yellow Pine Energy, Fort Gaines; 25 MW Werk Carl, Carnesville (Geflügel-Müllbrenner).
80 Brief von Gerardo C. Rios, Leiter, Genehmigungsbehörde EPA Region IX, an Wilfred K. Nagamine, Manager, Abteilung Saubere Luft,
Hawaii Gesundheitsministerium. 30. Juni 2011.
47
Genehmigungsbehörden, insbesondere in Staaten wie Georgien, die tendenziell positiv auf
verwandte Branchen. Da die EPA als Ganzes nicht viele der Genehmigungen überprüft, wo diese NCASI
Faktoren genutzt werden, scheint die Agentur die Vielfalt der Methoden zu ignorieren
verwendet, um HAPs Emissionen niedrig zu halten. Eines der ungeheuerlichsten Beispiele sind die vorgeschlagenen 50 MW
(net) ecoPower-Anlage in Hazard, Kentucky , die ihre eigenen Emissionsfaktoren erfand
Verwendung ausgewählte Emissionsdaten, so dass die Schätzung von weniger als zehn Tonnen HAPs Gesamt für einen 745 MMBtu
Kessel. Selbst unter Verwendung der verdächtigen NCASI-Faktoren wurden die gesamten HAPs-Emissionen für die Einrichtung berechnet
wäre mehr als doppelt so viel gewesen.
Der von der Industrie bereitgestellte Emissionsfaktor für HCl unterschätzt wahrscheinlich die tatsächlichen Emissionen
Sind die Emissionsfaktoren des NCASI glaubwürdig? Um diese Frage zu bewerten, haben wir die tatsächlichen Emissionen analysiert
Salzsäure (HCl) von derzeit in Betrieb befindlichen Anlagen. 81 Wir haben uns auf HCl konzentriert, weil es so ist
durch Verbrennung von Biomasse in großen Mengen emittiert, und kann so eine Einrichtung über die Schwelle aus drücken
eine Quelle für eine Hauptquelle von HAPs sein.
Analyse der tatsächlichen HCl-Emissionsdaten
Der AP-42-Emissionsfaktor für HCl beträgt 0,019
schlägt die von der Industrie gelieferten Emissionen vor
lb / MMBtu (1.9E-02 mit wissenschaftlicher Notation).
Faktor unterschreitet die Emissionen bei
Mit dem EPA-Emissionsfaktor, einem 121 MMBtu
typische Biomasseanlagen
Kessel (ungefähr, eine 8 MW-Anlage) würde
haben das Potenzial, zehn Tonnen HCl pro Jahr zu emittieren und wären somit eine wichtige Quelle für HAPs.Im
Im Gegensatz dazu beträgt der NCASI-Emissionsfaktor für HCl 0,00067 lb / MMBtu (6,7E-04), nur 3,5% der EPA
AP-42 Wert. Ein Kessel müsste 2.840 MMBtu (199 MW) haben, um einen PTE von zehn Tonnen zu haben
Jahr mit dem NCASI-Faktor. Dies ist viel größer als jede Einrichtung in unserer Datenbank.
Um zu bestimmen, welcher Emissionsfaktor repräsentativer für HCl-Emissionen von derzeit ist
Betriebseinrichtungen, wir gemittelt Daten für die 46 Einrichtungen, für die EPA jüngsten Test gesammelt hat
Daten über HCl-Emissionen, gruppieren Daten nach dem Jahr, in dem die Daten gesammelt wurden, 82 und angeordnet
die Durchschnitte nach Perzentilen (Tabelle 9). Unsere Analyse deutet auf den Emissionsfaktor NCASI hin
signifikant unterrepräsentiert typische HCl-Emissionen in den meisten Biomasseanlagen. Der Median und
durchschnittliche Emissionsraten von HCl für den EPA-Datensatz sind 1.00E-03 und 8.00E-03 lb / MMBtu,
jeweils 200% des Wertes des von NCASI gemeldeten Medians von 5,0E-04 lb / MMBtu und 1,194% von
der NCASI Durchschnitt von 6.7E-04 lb / MMBtu. In der Tat, die NCASI Median und durchschnittliche Emissionsfaktoren
HCl für beide niedriger als die 30 – te Perzentil der letzten Testdaten EPA, wie gesehen von der tatsächlichen
Verteilung der HCl-Emissionen aus dem EPA-Datensatz. 83 Dies deutet stark auf den NCASI-Faktor hin
unterschreitet HCl-Emissionen bei derzeit in Betrieb befindlichen Anlagen.
81 EPA forderte Informationen über die tatsächlichen Emissionen, um bei der Formulierung der Kesselregel zu helfen. Die Datenbank ist, Entwurf Emissionen
Datenbank für Kessel und Prozessheizungen mit Stack-Test-, CEM- und Kraftstoffanalyse-Daten, die unter ICR Nr. 2286.01 berichtet werden
& ICR Nr. 2286.03 (Version 8) Mai 2012. Verfügbar unter http://www.epa.gov/airtoxics/boiler/boilerpg.html (Datenbank mit der Bezeichnung
” Boiler MACT Entwurf Emissions-und Umfrageergebnisse Datenbanken”)
82 Drei der Einrichtungen waren durch drei Jahre Daten repräsentiert; acht wurden durch zwei Jahre Daten dargestellt.
83 Es ist interessant festzustellen, dass das NCASI seine Emissionsfaktoren aktualisiert hat, seit die EPA ihren neuen Datensatz veröffentlicht hat. Die Gruppe
www.germnews.de/archive/dn/1998/02/16.html Die neuen Daten sollen nach einem “ausgefeilten statistischen Verfahren” in bestehende Daten integriert werden.
48
Tabelle 9. Der NCASI-Emissionsfaktor für HCl unterschreitet die Emissionen bei
Betriebsanlagen
HCl EF
Perzentil
(lb / MMBtu)
10. Perzentil
1.60E-04
20. Perzentil
2.89E-04
30. Perzentil
1.00E-03
40. Perzentil
1.00E-03
50. Perzentil
1.00E-03
60. Perzentil
3.00E-03
70. Perzentil
7.00-03
80. Perzentil
1.30E-02
90. Perzentil
2.30E-02
95. Perzentil
3.70E-02
99. Perzentil
8.20E-02
Durchschnittlich
8.00-03
Tabelle 9. Perzentile Verteilung der HCl-Emissionsraten für 46 Bioenergieanlagen in der EPA-Emissionsdatenbank. 84
Die mittleren und Mittelwert für den NCASI – Datensatz gemeldet sind beide niedriger als der 30 – te Perzentil.
Ist der NCASI-Emissionsfaktor so gering, weil er auf Emissionsdaten von Anlagen beruht, die ein
Sorptionsmittelsystem zur Neutralisation von HCl? Wir haben die EPA-Daten untersucht, um zu sehen, ob ein Sorptionsmittelsystem verwendet wird
machte einen Unterschied. Es ist zwar wahrscheinlich, dass eine Reihe von Anlagen in den EPA-HCl-Emissionsdatensätzen enthalten sind
Verwenden Sie Sorptionsmittel, um HCl-Emissionen zu neutralisieren, es gibt keinen klaren Weg, all dies zu bestimmen. Jedoch,
Selbst Anlagen, die im EPA-Datensatz eindeutig als mit einem Sauergas-Sorbens-System gekennzeichnet sind, können noch
Emissionen haben, die den NCASI-Emissionsfaktor überschreiten. Zum Beispiel zwei holzbefeuerte Biomasse
In den Werken von Covanta in Medota und Delano in Kalifornien wird Sauergas- Sorbens verwendet
Systeme. Die durchschnittliche HCl-Emissionsrate, die der EPA für das Werk in Delano gemeldet wurde, betrug 7,14E.
03, das ist 1,065% der NCASI Durchschnitt . Die durchschnittliche Rate für die Mendota-Anlage war 2.65E-02,
was 3,950% der NCASI Durchschnitt . 85 Dies deutet darauf hin, dass selbst wenn Pflanzen Sorptionsmittel verwenden,
ihre Emissionen können die NCASI-Schätzung übersteigen.
Unsere Genehmigungsdatenbank enthält Genehmigungen für Anlagen, die angeben, dass sie als Quellen für HCl dienen
nicht vorschlagen, eine Säurekontrolle überhaupt zu verwenden, was darauf hindeutet, dass ihre Emissionen erhöht werden könnten und dass, wenn
Sie nutzten die NCASI-Emissionsfaktoren, um zukünftige Emissionen abzuschätzen.
geschätzt. Zum Beispiel die vorgeschlagene 24,9 MW (netto) Biogreen Sustainable Energy Anlage in
84 Entwurf einer Emissionsdatenbank für Kessel und Prozessheizungen mit Stacktest-, CEM- und Kraftstoffanalysedaten
ICR Nr. 2286.01 & ICR Nr. 2286.03 (Version 8) Mai 2012. Verfügbar bei
http://www.epa.gov/airtoxics/boiler/boilerpg.html (Datenbank mit der Bezeichnung ” Boiler MACT Draft Emissions and Survey Results
Datenbanken “)
85 Die Daten für diese beiden Anlagen sind als “neue Testdaten der Biomass Power Association” angegeben.
49
La Pine, Oregon , verwendete den NCASI-Faktor, um seine HCl-Emissionen zu schätzen, wobei er behauptete, ein Gebiet zu sein
Quelle für HAPs. Die Anlage wird kein Sorptionsmittel für HCl verwenden, obwohl bis zu 20%
der Brennstoff wird Bau- und Abbruchholz sein. 86 Dies deutet darauf hin, dass diese Einrichtung tatsächlich sein sollte
als eine wichtige Quelle für HAPs geregelt.
Der AP-42 HCl-Emissionsfaktor von 0,019 lb / MMBtu (1,9E-02), der auf dem Durchschnitt von
ältere Daten von der Agentur gesammelt, fallen zwischen dem 80 – ten und 90 – ten Perzentil des neuen Satzes von EPA
Emissionsdaten, die wir analysiert haben, was nahelegt, dass es ein relativ schützender Faktor ist, der angemessen ist
charakterisiert die Emissionen vieler neuer Anlagen. Da so viele Einrichtungen ohne sind
ein Sorbens-System zur Verringerung der HCl-Emissionen, die Notwendigkeit, Emissionen richtig zu verwenden
konservative Faktoren sind noch größer.
Insgesamt deuten die Ergebnisse darauf hin, dass der NCASI-Emissionsfaktor für HCl deutlich unterschätzt wird
HCl-Emissionen in den meisten Einrichtungen. Von den 88 Einrichtungen in unserer Genehmigungsdatenbank hatten alle außer drei Kessel
das waren mehr als 121 MMBtu Kapazität, was bedeutet, dass wenn ihre Emissionen alle gewesen wären
berechnet mit dem AP-42-Faktor der EPA, wären alle diese Einrichtungen als wichtig reguliert worden
Quellen für gefährliche Luftschadstoffe auf der Grundlage ihres Potenzials zur Emission von HCl-Emissionen allein .
Wenn Staaten Genehmigungen erteilen und zulassen, dass Antragsteller die Emissionsfaktoren auswählen können
Verwendung für Luftgifte, einschließlich der Low-Ball-NCASI-Faktor für HCl, das Ergebnis ist, dass Einrichtungen sind
fälschlicherweise als “Gebietsquelle” unter der Kesselregel zugelassen.
Lücke 6: Schwache Testanforderungen bedeuten, dass Grenzwerte für Lufttoxizität nicht durchsetzbar sind
Sobald eine Einrichtung, die als Bereichsquelle für HAPs zugelassen wurde, in Betrieb ist, ist sie nicht mehr vorhanden
Die Testanforderungen für lufttoxische Stoffe können dazu führen, dass die zulässigen Emissionsgrenzwerte überschritten werden
und verschmutzen ungestraft. Während Einrichtungen, die PSD vermeiden, indem sie sich als kleinere Quellen deklarieren
Bei den Kriterien müssen Schadstoffe für einige wenige kontinuierliche Emissionsüberwachungen (CEMs) installieren
Kriterien Schadstoffe wie NOx und CO gibt es
Einrichtungen sollen alles schätzen
fast keine Überwachung erforderlich für Emissionen von
Emissionen von Luftgiften bei der Inanspruchnahme
gefährliche Luftschadstoffe und somit keine Möglichkeit zu gewährleisten
kleinerer Quellstatus, aber nur wenige
diese Erlaubnisgrenzen sind oder können durchgesetzt werden. Etwas
Genehmigungen erfordern Einrichtungen, um 180 Tage nach dem Einsturz einmalige Tests für bestimmte Luftgifte durchzuführen
Startup, dann möglicherweise alle paar Jahre danach, obwohl dies nicht immer erzwungen wird. Zum
Beispiel, obwohl die Holz- und Müllverbrennung 33 MW (brutto) Evergreen
Community Power Anlage in Reading, Pennsylvania nahm am 17. August den Betrieb auf
2009 hatte die Anlage noch nicht die erforderlichen Tests für Dioxine, Metalle, HCl, PM, NOx,
SOx und andere Schadstoffe 87 Stand September 2011, mehr als zwei Jahre später, aufgrund
86 Oregon-Abteilung für Umweltqualität, östliche Region. Standardbericht über die Zulassung von Luftverschmutzungsentlastungen für
Biogreen nachhaltige Energie Co., LLC. Genehmigung Nr. 09-9557-ST-01.
87 Erforderliche Schadstofftests aus Brief an Herrn Cliff Heistrand, Evergreen Community Power, von George N. Liddick,
Pennsylvania Department of Environmental Protection, 1. Juni 2009.
50
Fehlfunktionen. 88 Die Einrichtung habe auch nicht die Emissionen der Kriterien Schadstoffe beobachtet, 89 als
gesetzlich vorgeschrieben. Trotzdem durfte die Anlage weiter betrieben werden (mehr dazu unten)
Einzelheiten zu Störungen und Verstößen in der Evergreen-Anlage).
Bei den genehmigten Biomassekraftwerken wurde ein Mangel an Verantwortlichkeit für HAP-Emissionen festgestellt
Die Norm. Die lasche Natur der Biomasse, die die Luft zulässt, wurde selten formal in Frage gestellt
vor EPA, aber Petenten an EPA auf die 23,8 MW (brutto) Hu Honua Kohle Biomasse
Die Umstellung in Pepe’Emeo, Hawaii, wurde von der Agentur zufriedengestellt. In dem
Die Antwort der EPA auf die Petition der Bürger gegen die laxe Natur der Hu Honua-Fluggenehmigung, EPA
Zustände „zu begrenzen Um effektiv Hu Honua individuelle HAP und insgesamt HAP PTE auf weniger als 10 und 25 Tonnen pro Jahr,
bzw., wie angegeben, die individuellen und gesamten HAP-Emissionsgrenzwerte in Abschnitt C.7 der Endgültigen Genehmigung
gelten zu jeder Zeit alle tatsächlichen Emissionen, und alle tatsächlichen individuellen und gesamten HAP-Emissionen müssen
bei der Feststellung der Einhaltung der jeweiligen Grenzwerte berücksichtigt werden ” 90(Hervorhebung hinzugefügt). EPA
Ich sage hier, dass die Genehmigung Anforderungen für die Möglichkeit enthalten muss, tatsächliche HAPs zu prüfen
Emissionen in umfassender Weise – also Tests – für die Vollstreckbarkeit der Genehmigung.
Die EPA Hu Honua Entscheidung ist signifikant, weil es scheint, dass eine Reihe der Genehmigungen wir
Überprüfte enthalten keine durchsetzbaren Grenzwerte für HAPs. Zum Beispiel die Genehmigung für die 54,5 MW
(Netto) Piemont Green Power in Barnesville,
Georgia, erfordert einen einmaligen Stack-Test auf HCl um
Viele der Biomasseanlagen erlauben uns
Schätzung der monatlichen Emissionen, aber für andere HAPs
Überprüft scheint nicht zu enthalten
als HCl werden die Emissionen basierend auf berechnet
durchsetzbare Grenzwerte für Luftgifte,
Emissionsfaktoren für HAPs “, wie vom
möglicherweise sie ungültig zu machen
Abteilung “(dh die Georgia Environmental
Schutzabteilung). Es ist kein Stapeltest erforderlich. Das Werk in Piemont wurde mit 49,5 US-Dollar ausgezeichnet
Millionen Barzuschuss von der Bundesregierung in “saubere Energie” Finanzierung, aber das Programm
Scheint nicht zu prüfen, ob Genehmigungen legal und durchsetzbar sind, bevor sie eine Finanzierung erhalten. 91
Die Genehmigung für die 42 MW (Netto) Umrüstung eines Öl- / Gaskessels bei der Montville Power
Ein weiteres Beispiel ist die Anlage in Uncasville, Connecticut , in der Biomasse verbrannt werden kann
von scheinbar nicht durchsetzbaren Genehmigungsbeschränkungen für gefährliche Luftschadstoffe. Die Pflanze wird sein
erlaubt, eine Vielzahl von Altholz zu brennen, erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass es eine bedeutende Quelle von sein wird
Metalle und andere HAPs. In der Genehmigung heißt es, dass der Berechtigte ” keine Emissionen verursachen oder zulassen darf “
von diesem Gerät, um die maximal zulässige Stapelkonzentration (MASC) für alle Schadstoffe zu überschreiten
RCSA §22a-174-29 “und verweist damit auf eine lange Liste von zulässigen Emissionen für Luftgifte, die in
88 Pennsylvania Department of Environmental Protection Luftqualitätsprogramm. Inspektionsbericht für United Corstack, LLC,
durchgeführt am 29. September 2011.
89 Ebd.
90 Umweltschutzbehörde der Vereinigten Staaten. In Sachen Hu Honua Bioenergy Facility, Pepeekeo, Hawaii. Genehmigung Nr.
0724-01-C. Auftrag, der auf die Bitte des Petenten antwortet, dass der Administrator gegen die Erteilung der staatlichen Betriebserlaubnis Einspruch erhebt. Petition
Nr. IX-2011-1. Seite 17.
91 Die Piedmont-Einrichtung erhielt einen Zuschuss “Section 1603b”, der die Steuergutschrift für Investitionen in Höhe von 30% der Baukosten umwandelt
Kosten, zu einem Bargeldpreis. Die Stipendiaten sind unter aufgeführt
51
Connecticut, erfordert die Genehmigung nur Stack-Tests für HCl und Ammoniak. 92 Im Gegensatz dazu die Genehmigung
für die 37,5 MW (netto) Plainfield Renewable Energy-Anlage in Plainfield, Connecticut ,
welches “sortierte” Bau- und Abbruchhölzer verbrennen wird, heißt es in ” Der Berechtigte soll demonstrieren
Übereinstimmung mit jedem gefährlichen Luftschadstoff, der von diesem Gerät emittiert wird “, das in drei Tabellen von. aufgeführt ist
das RCSA-Dokument, und dass die Emissionsraten mit kontinuierlichen Emissionen berechnet werden
Überwachung für bestimmte Schadstoffe und ” erste und jährliche Schornsteintests (oder Brennstofftests) für alle anderen
Schadstoffe . ” 93 Diese Erlaubnis besagt jedoch auch, dass die einzigen Stack-Tests für HAPs wirklich sind
erforderlich sind Tests für eine kleine Handvoll HAPs, die direkt in der Genehmigung aufgeführt sind. 94 In diesem Fall
Obwohl die Genehmigung zumindest eine Prüfung erfordert, scheinen ihre Bestimmungen widersprüchlich zu sein
nicht durchsetzbar.
Keine der Titel V erlaubt für zwei Biomasse-Kraftwerke in New York die 19 MW (netto)
ReEnergy Lyonsdale Biomass Anlage in Lyonsdale, und die 50 MW (netto) ReEnergy Black
Flussanlage in Fort Drum, enthalten feste Test- und Compliance-Anforderungen für HAPs. Beide
geben Sie einfach an: “Zur Feststellung der Einhaltung oder Nichteinhaltung einer Luftreinhaltung
Code, Regel oder Vorschrift, kann der Auftraggeber die Person, die eine solche Luftverschmutzungsquelle besitzt, dazu auffordern
einen akzeptablen Bericht über die gemessenen Emissionen innerhalb einer festgesetzten Zeit vorlegen. ” 95 Beide Anlagen beanspruchen jedoch synthetisch
kleinerer Status für HAPs.
Stellvertretend für den für Bioenergie zulässigen Mangel an Luft ist die Genehmigung für
die 58 MW (brutto) ecoPower-Anlage, vorgeschlagen in Hazard, Kentucky . Eine frühe Zusammenfassung von
Die Genehmigung 96 erklärte, dass die Anlage 35 Tonnen HAPs ausstoßen und über die 25-Tonnen-Grenze bringen würde
jährliche Schwelle und damit zu einer Hauptquelle, die dem MACACT-Standard zugrunde liegt.
Offensichtlich hat das Unternehmen Einwände erhoben, weil die Zusammenfassung der endgültigen Genehmigung 97 besagt, dass die Summe
Die Emissionen aller HAPs aus diesem großen 745-MMBtu / h-Kessel werden jetzt weniger als zehn Tonnen pro Jahr betragen.
Weiter, sogar die minimale Anforderung für die einmalige Stapelprüfung auf Emissionen der wichtigsten HAPs
emittiert durch Verbrennung von Biomasse, einschließlich Benzol und Formaldehyd, 98 wurde aus dem Finale abgestreift
erlauben. Dieses Unternehmen hat seine eigenen Emissionsfaktoren ausgewählt, um die Gesamtemissionen von HAPs zu schätzen.
92 Connecticut Abteilung für Energie und Umweltschutz. Büro für Luftmanagement. Neue Quellenüberprüfungserlaubnis
für Montville Power, LLC. Änderungsdatum 20. Mai 2013; Frühes Ausgabedatum 6. April 2010.
93 Connecticut Abteilung für Energie und Umweltschutz. Büro für Luftmanagement. Neue Quellenüberprüfungserlaubnis
für Plainfield erneuerbare Energie LLC. Genehmigungsmodifikationsdatum 8. Dezember 2011.
94 Connecticut Abteilung für Energie und Umweltschutz. Gefährliche Luftschadstoffe, RCSA §22a-174-29. Verfügbar um
95 New York State Department für Umweltschutz. Air Title V Facility Genehmigung für Lyonsdale Biomass, Permit ID 6-
2338-00012 / 00004. Datum des Inkrafttretens 16/08/2011; und, New York State Department für Umweltschutz. Lufttitel V
Betriebsgenehmigung für ReEnergy Black River, LLC. Genehmigungs-ID: 6-2240-00009 / 00007. Datum des Inkrafttretens 20/20/2013.
96 Commonwealth of Kentucky Division of Air Quality Genehmigung Antragsformular, für ecoPower Generation, LLC.
Version markiert “Antrag erhalten 1/7/2010”.
97 Commonwealth of Kentucky Division of Air Quality Genehmigung Antragsformular, für ecoPower Generation, LLC.
Version markiert “Antrag erhalten am 21. Dezember 2012”.
98 Diese Bestimmung, die im Entwurf der Genehmigung vom 26.6.09 enthalten ist, besagt: “Während der ersten Schornsteinversuche muss der Unbefugte
Bestimmung der Emissionsfaktoren für Chlorwasserstoff, Benzol, Chlor und Formaldehyd. Die Emissionsfaktoren von Stack-Tests
wird verwendet, um nachzuweisen, dass die Emissionen eines einzelnen HAP nicht mehr als 9 Tonnen pro 12 aufeinanderfolgende Monate überschreiten, und zwar insgesamt
potenzielle HAP-Emissionen überschreiten 22,5 Tonnen pro 12 Monate in Folge nicht. Diese Emissionsfaktoren gelten für das Leben
der Genehmigung, sofern die Division nichts anderes bestimmt [401 KAR 52: 020, Abschnitt 26]. “
52
die NCASI-Faktoren nicht verwenden, sondern ihre eigenen erfinden. Trotzdem typisch für Bioenergie
Unternehmens-Rhetorik, heißt es auf der Website des Unternehmens: “ecoPower schafft ein neues, sauberes und erneuerbares Unternehmen
Quelle der Elektrizität als “Bioenergie” bekannt. 99
Es ist wahrscheinlich, dass, wenn die Anforderungen, die durch die EPA-Entscheidung in Bezug auf die Hu-Honua-Einrichtung auferlegt wurden
auf andere Anlagen angewendet werden, dh Anlagen, die früher in Betrieb waren, sollten die tatsächlichen Emissionen von HAP verwenden,
einschließlich während des Startens und Herunterfahrens, um zu bestimmen, ob sie den
Anforderung, unter der Schwelle von 10/25 Tonnen zu bleiben – fast kein Biomassekraftwerk jetzt
Der Anspruch auf den Status “synthetisch minderwertig” für HAPs könnte erfüllt werden . Was spart diese Einrichtungen?
Die Einhaltung der Luftqualitätsgesetze bedeutet jedoch, dass die EPA die Mehrheit der
Level-Bioenergie-Genehmigungen werden derzeit erteilt.
Die Anforderungen an die Prüfung von Kraftstoffverunreinigungen sind noch seltener
Prüfung der Kraftstoffe vor ihrer Verbrennung, um festzustellen, ob ihre Verbrennung giftige Luft freisetzt
Verschmutzung ist eine Möglichkeit, die Einhaltung der zulässigen Emissionsgrenzwerte zu erhöhen. Aber in unserem
Englisch: www.mjfriendship.de/en/index.php?op…=view&id=167 Bei der Überprüfung von Dutzenden von Genehmigungen fanden wir selten Anforderungen, dass Treibstoff getestet werden sollte, und wann es einen gab
Anforderung, es war so locker, fast bedeutungslos zu sein. Zum Beispiel die Genehmigung für die vorgeschlagene
60 MW (Brutto) Loblolly Grünes Kraftwerk in Newberry, South Carolina stellt fest, dass die
Anlage wird ” saubere, unbehandelte Holzabfälle ” verbrennen , und dass ” eine anfängliche Brennstoffanalyse oder Stapeltests sein wird
geführt. Eine zusätzliche Analyse ist nicht erforderlich, es sei denn, das saubere, unbehandelte Holz wird inkonsistent
Zusammensetzung oder wird von einer anderen Quelle erhalten . ” 100 Das Dokument erklärt jedoch nicht, wie a
Die Bestimmung, dass Kraftstoff “inkonsistent in der Zusammensetzung” geworden ist, muss vorgenommen werden, wenn dies nicht der Fall ist
erforderlich.
Anforderungen an die Brennstoffprüfung des 50 MW (netto) ReEnergy Black River Werks in Fort Drum,
NY , heben Sie die Schwierigkeit der Kraftstoffkontamination auf eine statistisch sinnvolle Art hervor.
Die Erlaubnis der Einrichtung besagt, dass es ” sauberes Holz, unverfälschtes Holz von C + D Trümmern, geklebtem Holz ” verbrennen kann
mit Kreosot behandeltes Holz, Reifentreibstoff und nicht
Obwohl viele Biomasseanlagen sind
wiederverwertbares Fasermaterial (Altpapier) . “To
erlaubt, aus Abfällen gewonnene Brennstoffe zu verbrennen,
Bestimmen Sie die Menge an kontaminiertem Holz
wenige testen tatsächlich, um zu bestimmen
verbrannt, heißt es in der Genehmigung: ” ReEnergy soll die
“Gittertest”, der aus einem 10 mal 10 Raster besteht
Kontaminationsstufen
der Holzstrom und überprüft, um den Prozentsatz zu bestimmen
aus geklebtem Holz, behandeltem / lackiertem Holz und Nicht-Holz-Materialien. Wenn festgestellt wird, dass der Prozentsatz der geklebt ist
Holz liegt zwischen 0 und 1,0 Vol .-%, dann beträgt der Anteil an verleimten Hölzern für diese Ladung 1%. Wenn es ist
festgestellt, dass der Anteil von verleimten Holz zwischen 1% und 20% nach Volumen, der Anteil an Leimholz beträgt
für diese Belastung beträgt 20%. Wenn festgestellt wird, dass der Anteil an geklebtem Holz mehr als 20 Volumenprozent beträgt,
100 Loblolly Green Power Erklärung der Basis, Genehmigung Nummer 1780-0051CA. South Carolina Department of Health und
Umweltkontrolle, 3. September 2009.
53
dann gilt die Belastung zu 100% geklebtem Holz. Diese Methode muss einmal alle 5 Ladungen pro verwendet werden
Lieferant. ” 101
Da die Ladung von Sattelschleppern typischerweise 20 – 22 Tonnen beträgt, wird diese Methode zur Überprüfung des “Holzes” verwendet
Strom “(vermutlich das Material, das der Anlage auf dem Förderband zugeführt wird) wahrscheinlich
charakterisieren nur einen winzigen Bruchteil des verbrannten Materials. Selbst wenn dies richtig gemacht wird, sind solche Tests unwahrscheinlich
repräsentativ sein; und es scheint unwahrscheinlich, dass eine angemessene Aufsicht stattfinden wird. Wie wir diskutieren
Im Folgenden werden die von der EPA vorgeschlagenen neuen Regeln wahrscheinlich die Verbrennung von Bau- und Abrissanlagen erhöhen
(C & D) verschwenden, während alle Testanforderungen entfallen.
Kontaminierte Abfälle als Biomasse verbrannt: EPA lehnt es ab, zu regulieren
Die Bioenergie-Industrie wächst schnell und sucht nach neuen Kraftstoffquellen. Bau und
Abbruchmüll sowie kommunale und industrielle Abfälle sind besonders attraktive Brennstoffe
ihre Entsorgung erzeugt häufig “Trinkgelder”, die einen wesentlichen Teil einer Biomasse ausmachen können
Kraftwerkseinkommen. Zum Beispiel die 25 MW (netto) Taylor Biomasse Pflanze, ein Holz und
Müllkraftwerk vorgeschlagen in Montgomery, New York , schätzt dieses Trinkgeld
Die Gebühren für Abfälle bewegen sich zwischen 50 US-Dollar pro Tonne und über 80 US-Dollar pro Tonne
Anspruch auf Steuergutschriften 102 berichtet, dass Taylor vorraussichtlich $ 50 für jede Tonne MSW erhielt
empfangen. Das Taylor-Projekt wurde nach den Vorschriften für Verbrennungsanlagen für Siedlungsmüll zugelassen,
obwohl ihr Name andeutet, dass sie eine Biomassepflanze sind. 103
Zur Unterscheidung von “Abfall” und “Biomasse” stützt sich die EPA auf einen Teil der Ressource
Conservation and Recovery Act (RCRA) informell als “Abfallregel” bezeichnet. 104 Als Teil von
Bei der Bestimmung, ob es sich bei einem Material um einen Abfall handelt, vergleicht EPA die Schadstoffgehalte im Material mit
jene in “traditionellen” Kraftstoffen. Ein früher Entwurf des Abfall Regel EPA, ab März 2011, erklärt: „ Nicht
gefährliche Sekundärstoffe (NHSM), die Verunreinigungen enthalten, die in ihrer Konzentration nicht vergleichbar sind
diejenigen, die in herkömmlichen Kraftstoffprodukten oder -bestandteilen enthalten sind, würden darauf hindeuten, dass diese Kontaminanten vorhanden sind
verbrannt werden, um sie zu verwerfen, und daher sollte das ungefährliche Sekundärmaterial wie folgt eingestuft werden
ein fester Abfall . ” 105
Diese Definition ist problematisch für die expandierende Bioenergie-Industrie. Unter dem Clean Air Act und
Präzedenzfall, jede Einrichtung, die überhaupt feste Abfälle verbrennt, ist eine Verbrennungsanlage und muss sich treffen
Emissionsstandards für Verbrennungsöfen, die, wie bereits erwähnt, etwas restriktiver sind als
diejenigen, die für konventionelle Biomassekessel gelten (Tabelle 7). Darüber hinaus “Müllverbrennung” nicht
101 New York State Department für Umweltschutz. Air Title V Fazilität für ReEnergy Black River, LLC.
Genehmigungs-ID: 6-2240-00009 / 00007. Datum des Inkrafttretens 20/20/2013.
102 Interner Finanzdienst. Buchstabe, der über Qualifikation von Montgomery LLC für Bundes für Steuergutschrift entscheidet. 11. Juni 2008.
103 Unser Bericht über die Taylor-Anlage, der die Forderungen des Unternehmens nach einem Antrag auf 100 Millionen Dollar “Clean” bewertet
Energie “Kreditgarantie vom US-Energieministerium, ist verfügbar unter http://www.pfpi.net/wp-
Inhalt / Uploads / 2013/05 / PFPI-Gasifizierung-und-DOE-Kreditgarantien.pdf.
104 Die aktuelle Fassung der Regel und ihre Änderungen sind abrufbar unter http://www.epa.gov/epawaste/nonhaz/define/index.htm
105 40 CFR Part 241. Kennzeichnung von nicht gefährlichen Sekundärstoffen, die fester Abfall sind; vorgeschlagene Regel. Bundesregister
Vol. 75, NEIN. 107. Freitag, 4. Juni 2010. p. 31871
54
Klang grün und erneuerbar, während “Biomass Power” tut. Ein Brief von Michigan Biomass,
eine Interessenvertretungsgruppe, die im Auftrag von sechs Biopower – Anlagen 106 in Michigan tätig ist, eingereicht in
EPA-Abfallregelungsliste, erklärt das Problem der Bioenergie-Industrie:
” Abfallholz aus der Zellstoff- und Papierindustrie sowie aus der Forstwirtschaft ist die Hauptquelle für Biomasse
Anlagen. Seit fast einem Jahrzehnt sind diese Industrien jedoch im Niedergang begriffen und haben das Holz drastisch reduziert
verfügbar für Kraftstoff. Aus diesem Grund haben alternative Kraftstoffe eine bedeutende Rolle bei der Kompensation der Einschränkungen gespielt
Holz Brennstoffversorgung. Dies wird sich nur verschärfen, wenn die neue Energiepolitik des Bundeslandes die Biokraftstoffproduktion fördert
und Anreize für neue Biomasse-betriebene Stromproduktion stellen steigende Nachfrage nach dieser begrenzten Ressource. Das
Die Fähigkeit, alternative Brennstoffe mit unserem hauptsächlich auf Holz basierenden Holzbrennstoff zu befeuern, ist für das Überleben dieser Brennstoffe unerlässlich
Projekte in dieser neuen Energielandschaft.
Eine Verbrennung als Verbrennungsanlage wäre eine regulatorische Angelegenheit
Biomasse-Industrie an EPA: “Es gibt
Last für Kraftwerke, die Holz als Brennstoff nutzen und könnten
ein Stigma, das mit der Klassifizierung verbunden ist
töten Sie die legitime Wiederverwendung von Materialien, die gut als Brennstoff funktionieren
als eine Verbrennungsanlage, die Pflanzen werden
traditionelle Kraftwerkskessel. Zusätzlich gibt es ein
möchte vermeiden “
Stigma als Verbrennungsanlage klassifiziert werden
Pflanzen werden es vermeiden wollen. Es ist wahrscheinlich, dass eine Einrichtung kein Material mehr als Brennstoff verwenden wird, wenn dies bedeutet, dass sie es sein werden
als Verbrennungsanlage eingestuft. Die Beschränkung der Verwendung solcher Brennstoffe gefährdet die Lebensfähigkeit dieser Anlagen und mehr
Material wird deponiert oder verbrannt . ” 107
Weil Biomassebrenner in der Regel für Subventionen für erneuerbare Energien und Steuererleichterungen in Frage kommen, während
Verbrennungsanlagen können nicht sein, es ist klar, dass die Stigmatisierung als Verbrennungsanlage eingestuft werden kann
tatsächliche finanzielle Folgen.
Viele Biomasseanlagen planen, kontaminierte Abfallstoffe als Brennstoff zu verbrennen
Viele der derzeit in der Entwicklung befindlichen Biomassekraftwerke planen, Altholz als Brennstoff zu verbrennen. Ein
Industrie-Datenbank von Betrieb und vorgeschlagenen Bioenergie-Anlagen Listen 54 Einrichtungen, die brennen, oder planen zu
brennen, “urbanes Holz”, das oft Bau-und Abbruchholz und andere potenziell umfasst
kontaminiertes Altholz, wie Eisenbahnschwellen. 108 Von den Genehmigungen in unserer Datenbank ist die Mehrheit (61
Genehmigungen, 69%) erlaubte das Verbrennen von irgendeiner Art von Abfallholz neben Wald – und Mühlenrückständen, mit
viele erklärten ausdrücklich, dass Bau- und Abbruchschutt verbrannt würde. Während einige von
diese Genehmigungen gelten für Pflanzen, die später annulliert wurden, und einige Pflanzen werden nicht gebaut,
Der hohe Anteil an Genehmigungen, die die Verbrennung von Altholz ermöglichen, zeigt, wie verbreitet diese sind
Praxis ist geworden. Von diesen 60 Genehmigungen, die das Verbrennen von Altholz erlauben, sind 38 (63%) eindeutig
Anspruch auf Quellstatus der Quelle nach der Kesselregel, was bedeutet, dass sie nur erfüllt werden müssen
106 Die sechs von Michigan Biomass vertretenen Werke sind Cadillac Renewable Energy in Cadillac; Genesee Kraftwerk, in Flint;
Grayling-Erzeugungsstation, in Grayling; Hillman Power Company in Hillman; Lincoln Kraftwerk, in Lincoln; und McBain
Kraftwerk, in McBain.
107 Brief von Tamra S. Van Til, stellvertretend für Michigan Biomass, an das EPA: Kommentare zur Vorankündigung für die Ausarbeitung von Vorschriften, Anschreiben
ID # EPA-HQ-RCRA-2008-0329, Identifizierung von ungefährlichen Materialien, die fester Abfall sind. 2. Februar 2009
108 Forisk, Wood Bioenergy US-Datenbank, Dezember 2013
55
relativ hoher filtrierbarer PM-Standard von 0,03 lb / MMBtu, ohne Beschränkung auf HCl, Dioxine, Quecksilber,
oder andere Schwermetalle, auch wenn sie potentiell kontaminierte Brennstoffe verbrennen.
Einige Pflanzen werden fast ausschließlich mit Altholz befeuert. Die 37,5 MW (netto) Plainfield
Das Werk für erneuerbare Energie in Plainfield, Connecticut, darf bis zu 495.305 brennen
Tonnen pro Jahr Holz, einschließlich “Holzabfälle aus der Industrie” und Bau und Abriss
Abfall. Das Holz soll sortiert sein
Die Mehrheit der “Bereich” Quelle erlaubt, die
um Materialien wie Kunststoffe, Gips zu entfernen
keine Emissionsgrenzwerte für Luftgifte zulassen, erlauben
Wallboard und ” Holz, das Kreosot enthält
möglicherweise kontaminiertes Altholz als Brennstoff.
oder auf die Pestizide aufgetragen wurden oder welche
enthält Stoffe, die als gefährlich definiert wurden , ” 109 aber es ist nicht klar, wie effektiv diese Sortierung ist
Dies kann der Fall sein, da die Sortieranlagen auf eine visuelle Inspektion angewiesen sind, um kontaminierte Materialien zu entfernen
von einem schnell laufenden Förderband mit Tonnen von Trümmern beladen. Ein beliebiges Testprogramm, nach dem Sie suchen können
Die Kontamination ist statistisch gesehen ungültig, da die Plainfield-Anlage im Durchschnitt brennen wird
mehr als 60 Sattelzugmaschinenladungen von Hackschnitzel pro Tag. In Massachusetts wurde der Staat beauftragt
eine gesundheitliche Risikobewertung für die Verbrennung von “sortiertem” Bauschutt nach einem Bau- und Abrissversuch
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1996/02/12.html Der Schuttbrenner wurde für die Stadt Springfield vorgeschlagen, wobei Bedenken hinsichtlich der Emissionen von Schwermetallen angestellt wurden
Metalle und andere gefährliche Luftschadstoffe, 110 aber Connecticut hat kein Äquivalent in Auftrag gegeben
Studie.
Viele andere Einrichtungen werden zumindest von einigen Holzabfällen abhängen, selbst wenn es sich um Forstholz handelt
anscheinend verfügbar. Zwei Biomasse-KWK-Ausbauprojekte im Zusammenhang mit Papierfabriken am
auf der Olympic Peninsula in Washington, dem 20-MW-Netz von Nippon Paper in Port
Angeles , 111, und der 24 MW (netto) Kessel im Werk der Port Townsend Paper Company , 112
Deutsch: www.germnews.de/archive
Klärschlamm aus dem Papierherstellungsprozess).
Warum wollen Biomasseanlagen verunreinigte Brennstoffe verbrennen? Es gibt eine Reihe von Gründen.
Die Weitergabe von Trinkgeldern für die Abfallentsorgung an Biomassekraftwerke kann lukrativ sein
Einnahmequelle für eine Einrichtung. In einigen Fällen befürchten Einrichtungen möglicherweise, dass “saubere” Holzquellen vorhanden sind
begrenzt oder könnte im Laufe der Zeit entfernter werden, steigende Transportkosten. Endlich, sicher
Abfallbrennstoffe verbrennen heißer und produzieren mehr Energie als grüne Forstchips. Bau und
Holz, das von Abbruchen abgeleitet ist, neigt dazu, trockener zu sein, was seinen Heizwert pro Masseneinheit erhöht, und
Brennstoffe auf Papier- und insbesondere auf Kunststoffbasis können deutlich höhere Heizwerte aufweisen als Holz
– zum Beispiel die geplante 25-MW- Biomasseanlage Taylor Biomass, ein Holz- und
109 Connecticut Abteilung für Energie und Umweltschutz. Büro für Luftmanagement. Neue Quellenüberprüfungserlaubnis
für Plainfield erneuerbare Energie LLC. Genehmigungsmodifikationsdatum 8. Dezember 2011.
110 Diese Studie wurde nicht abgeschlossen, da sich der Entwickler der Palmer Renewable Energy-Anlage in Springfield erneut als Antragsteller entschied
eine Einrichtung, die nur “sauberes” Holz, das direkt von Bäumen stammt, anstatt Holzabfälle verbrennt.
111 Luftreinhalteagentur der olympischen Region. Zustimmungsbescheid – Bekanntmachung über den Bau 10NOC763, ausgegeben an Nippon Paper
Industries USA Co. Ltd. 21. Juni 2011.
112 Washington Department of Ecology. Mitteilung über den Bau von Port Townsend Paper Corporation, NOC-Bestellnummer 7850.
22. Oktober 2010.
56
Kraftwerksanlage in Montgomery, New York vorgeschlagen, hängt von Kunststoffen in Kraftstoffen ab
erzeugen genügend Energie für den Vergasungsprozess, den sie verwenden wollen. 113
Shredded Reifen sind ein weiterer attraktiver Kraftstoff, der als wesentlich für den Erfolg der vorgeschlagenen 25 angesehen wird
MW North Star Jefferson Holz-Reifen-Brenner vorgeschlagen in Wadley, Georgia, wo die
Der Entwickler erklärt, dass ” TDF wegen seines hohen Kaloriengehalts für die finanzielle Tragfähigkeit des Projekts wichtig ist
wie es durch den Einsatz in verschiedenen Industrien wie Zellstoff – und Papierproduktion, Zementwerken zusätzlich zu zeigen
Stromerzeugung . ” 114 Die North Star-Anlage vermied PSD und produzierte somit keine vorkonstruierte Luft
Qualitätsmodellierung. Es wird eine bedeutende neue Quelle der Luftverschmutzung in einer Gemeinschaft sein, die bereits
umfasst mehrere große Verursacher, darunter ein Sägewerk, das eine große Emissionsquelle darstellt
brennendes Holz. Zu den Entwicklern der North Star – Anlage gehören die US – Stiftung für Forstwirtschaft und Forstwirtschaft
Communities, eine Non-Profit-Organisation, die den gewinnorientierten Holz- und Reifenbrenner aufbaut
Einnahmen generieren und, sagen sie, die Wirtschaft rund um Wadley wiederbeleben. 115
Schlupfloch 7: EPA-Regeln verwischen die Grenze zwischen Biomasseanlagen und Verbrennungsanlagen
Die Bioenergie-Industrie benötigte EPA, um Abfälle als legitime Brennstoffe neu zu definieren, weil für Biomasse
Anlagen, bei denen der “traditionelle Brennstoff” unverfälschtes Waldholz ist, ist die Anforderung der Abfallregel
“Nicht gefährliche Sekundärmaterialien” (NHSM) enthalten keine Kontamination mehr als herkömmliche
Es kann angenommen werden, dass die Brennstoffe 116 die meisten kontaminierten Materialien ausschließen. Die Antwort der EPA, die hat
gewesen, um “traditionellen Brennstoff” als irgendeinen Brennstoff zu definieren
Anlage könnte brennen, selbst eine sehr dreckige Kohle hat
Die Abfallrichtlinie der EPA klassifiziert kontaminiert
war mehr als befriedigend für die Bioenergie
Materialien als “ungefährlich”, erlaubt
Industrie und andere Einrichtungen, die brennen
sie sollen als Biomasse verbrannt werden
kontaminierte Brennstoffe. Die letzte Abfallregel der EPA ist
explizit – eine Anlage kann kontaminierte Brennstoffe, einschließlich Bau- und Abbruchholz, wie z
solange die Schadstoffkonzentrationen ” vergleichbar oder geringer sind als in der traditionellen
Brennstoff der Einheit ist entworfen, um zu brennen, ob Holz oder ein anderer traditioneller Brennstoff , ” 117 und das” Entworfen, um zu brennen “
bedeutet: ” kann brennen oder verbrennen und darf nicht unbedingt verbrennen .” 118 Dazu gehört auch Kohle. Die Regel
stellt weiter klar: ” Die Agentur hat auch festgestellt, dass die Beschränkung auf Vergleiche mit traditionellen Kraftstoffen der Einheit ist
Brennen erlaubt ist unnötig. Die Tatsache, dass eine Einrichtung derzeit nicht berechtigt ist, eine bestimmte zu verbrennen
Traditioneller Kraftstoff bedeutet nicht, dass dieser traditionelle Kraftstoff in Zukunft nicht verbrannt werden darf. Dafür
Deshalb halten wir es nicht für sinnvoll, den Vergleich auf zulässige traditionelle Brennstoffe zu beschränken . ” 119
113 Unser Bericht zu Taylor Biomass ist verfügbar unter http://www.pfpi.net/wp-content/uploads/2013/05/PFPI-Gasification-and-
DOE-Darlehensgarantien.pdf.
116 Da die Vorschrift einen Vergleich der Kontamination auf der Basis des Materialgewichts und nicht auf der Basis des Energiegehalts des Materials erfordert, ist eine Biomasse erforderlich
Anlage kann ein “weniger kontaminiertes” Material verbrennen und immer noch mehr Luftgifte ausstoßen als ein gleichgroßes Kohlekraftwerk, weil das niedrig ist
bio-pro.de/en/region/stern/magazin/…2/index.html Um die gleiche Menge an Energie zu produzieren, muss mehr Brennstoff verbrannt werden.
117 40 CFR Teile 60 und 241. Kehrichtverbrennungsanlagen für gewerbliche und industrielle Abfälle: Überprüfung und endgültige Änderungen;
nicht gefährliche Sekundärmaterialien, die feste Abfälle sind. Federal Register 78, Nr. 26, Do. 7. Februar 2013. p. 9139.
118 Ibid, p. 9136
119 Ibid, p. 9149
57
EPA-Regeln vergleichen Schadstoffkonzentrationen in Biomasse mit der schmutzigsten Kohle
Was ist, wenn die Biomasse, die ein Unternehmen verbrennen will, so kontaminiert ist, dass sie eine Kohle nicht schmutzig finden kann?
genug zum vergleichen? Die Abfallregel kann dieser Situation Rechnung tragen und besagt: ” Personen, die
andernfalls könnte Kohle Kohle verwenden, die in Kohlemärkten verfügbar ist, um einen Vergleich in ihren Kohle zu machen
NHSM und die Schadstoffe in Kohle – sie sind nicht auf Kohle von einem bestimmten Kohlenlieferanten beschränkt, den sie benutzt haben
in der Vergangenheit oder derzeit verwenden . “Und, während” nationale Erhebungen der traditionellen Kraftstoffverunreinigung Niveaus eins sind
Beispiel für eine andere akzeptable Datenquelle , ” 120 ist es auch in Ordnung, mit dreckigen Kohlen international zu vergleichen:
” A
Die Aussage, dass nationale Erhebungen verwendet werden können, schließt die Verwendung geeigneter internationaler Daten nicht aus . ” 121
Unglaublicherweise scheint die EPA ziemlich optimistisch zu sein
Die EPA erkennt diese Regel ausdrücklich an
Auswirkungen dieser Bestimmungen,
” Die EPA
Revisionen “erlauben C & D-Holz
erkennt an, dass die heute angenommenen Änderungen endgültig sind;
Schadstoffkonzentrationen mit verglichen werden
Regel würde erlauben, C & D Holz Schadstoffgehalt zu sein
die höchsten Schadstoffwerte für Kohle “
verglichen mit den höchsten Schadstoffkonzentrationen für Kohle . ” 122
Wir haben eine große Anzahl von Einrichtungen in unserer Genehmigungsdatenbank gefunden, die potentiell kontaminiert sind
Materialien als Brennstoff. Eine Genehmigung sticht dafür hervor, dass sie die neue Regel zitiert hat, die die Verwendung von Kraftstoffen erlaubt, die
so verunreinigt wie Kohle – der vorgeschlagene 25-MW-Holz- und Reifenbrenner North Star
Biomasseprojekt in Wadley, Georgia. In seiner Anwendung für eine Luftgenehmigung, die Firma
vorgeschlagen, landwirtschaftliche Abfälle, tierische Abfälle, Bau – und Abbruchabfälle, Holz, und zu verbrennen
Reifen-basierten Kraftstoff, mit der Aussage, dass ihre Brennstoffe nicht mehr kontaminiert sein würden als Kohle. Das
Georgia Air erlaubt Abteilung der Environmental Protection Division (EPD) tat letztlich
die Einrichtung auf das Verbrennen von “sauberem” Holz und von Reifen abgeleiteten Brennstoff beschränken, nachdem die Gemeinde protestiert hat,
Aber er führte die neue EPA-Regel an, nach der Brennstoffe so kontaminiert sein könnten wie Kohle, um die Einbeziehung zu rechtfertigen
von Reifen im Kraftstoffstrom:
” Obwohl die zulässigen Brennstoffe für den Kessel Holz Biomasse und TDF sind, die
Traditioneller Brennstoff, mit dem TDF verglichen wird (Kohle) kann im Wirbelschichtkessel verbrannt werden. Das war es
bestätigt durch den Kesselhersteller – Premier Energy. Die “designed to burn” Bestimmung der Legitimitätskriterien ist
basierend darauf, was der jeweilige Kessel brennen kann, was nicht erlaubt ist zu verbrennen oder zu verbrennen.
Da der Kessel in der Lage ist, Kohle zu verbrennen, ist die “designed to burn” Bestimmung der Legitimitätskriterien
getroffen . ” 123
Während des Genehmigungsverfahrens wiesen das Unternehmen und die Georgia EPD die Kommentare ab
heraus, dass brennende Reifen eine große Anzahl von extrem giftigen Substanzen ausstoßen, und sich dafür entschieden haben, zu rechnen
toxische Emissionen basierend auf nur einer Teilmenge der gefährlichen Luftschadstoffe, von denen bekannt ist, dass sie emittiert werden. Das
Das Unternehmen behauptete, dass Luftgifte, die durch offenes Verbrennen von Reifen entstehen, bei Reifen nicht emittiert würden
wurden in einem Kessel verbrannt, aber präsentierte keine Beweise in diesem Sinne. 124 Insgesamt betrachtet man den Weg
120 Ibid, p. 9144
121 Ibid, p. 9153
122 Ibid, p. 9152
123 Alaa-Eldin A. Afifi, Georgia Umweltschutzabteilung, Luftschutzabteilung. Erlaubnis Erzählung für North Star
Jefferson Renewable Energy Facility, Seite 22. 2. Mai 2012.
124 Antwort auf öffentliche Kommentare zum Entwurf der Genehmigung und Genehmigung Antrag Nr. 20770, North Star Jefferson Erneuerbare Energie.
Brief an Eric Cornwell, Manager, Programm zur Erteilung stationärer Quellen, Zweig Luftschutz, Georgia Environmental
Schutzabteilung, von North Star Jefferson. 17. April 2012.
58
Die Georgia EPD beruft sich auf den Vergleich mit Kohle, die North Star-Genehmigung zeigt, wie wenig
Schutzgemeinschaften können erwarten, von EPA und staatlichen Genehmigungsbehörden zu erhalten, wenn a
Biomasseanlage beschließt, kontaminierte Brennstoffe zu verbrennen. Gemeinschaften sollten darüber nachdenken
selbst glücklich zu wissen, welche Materialien die Anlage verbrennen wird, da die EPA-Regeln öffnen die
Tür zu so vielen potenziell kontaminierten Materialien.
EPA nimmt das Wort der Industrie, dass Biomassetreibstoffe “sauber” sind – Tests nicht erforderlich
Verarbeitung von Abfallstoffen zur Verringerung der Kontamination ist
ein Weg, um die “Legitimitätskriterien” der EPA zu erfüllen
Entfernung von kontaminierten Materialien
ein Material als ungefährlichen Brennstoff klassifizieren
aus dem Kraftstoffstrom beruht in erster Linie
als eine Verschwendung. Der erste Schritt für die Verarbeitung ist im Allgemeinen
auf Sichtprüfung
Sichtkontrolle – Abfall wird auf eine Sortieranlage gekippt
Raumboden und Arbeiter sortieren sie manuell durch, um gefährliche Haushaltsabfälle, Elektroschrott,
und andere kontaminierte Materialien wie PVC-Rohre, die hohe Giftstoffe abgeben können, wenn
verbrannt. 125 Bei Bau- und Abbruchschutt ist die visuelle Sortierung das Mittel zum Entfernen
druckbehandeltes und anderweitig verunreinigtes Holz.
Obwohl eine solche Sortierung zu einer hohen Fehlerquote anfällig ist, dennoch EPA heißt es : „ Im Allgemeinen
kontaminiertes C & D-Holz, das zur Entfernung von Verschmutzungen, wie zB lackiertem Holz, behandelt wurde
Holz, das Verunreinigungen enthält, wie Arsen und Chrom, Metalle und andere Nichtholzmaterialien, vor
Englisch: www.tis-gdv.de/tis_e/ware/nuesse/cashew/cashew.htm Die Verbrennung erfüllt wahrscheinlich die Verarbeitungs- und Legitimitätskriterien für Schadstoffe und kann somit verbrannt werden
Nichtabfallaufkommen . ” 126
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1998/02/12.html Die Argumentation, dass nach der Bearbeitung “Abfall keine Verschwendung ist”, wurde von einem Gericht in Berlin angestellt
Washington als ein Grund, die Bemühungen zu verweigern, einen Umweltverträglichkeitsbericht für die 24
MW Port Townsend Paper Biomasse-Erweiterungsprojekt in Washington . Bürgergruppen
wollte, dass der Staat eine Umweltverträglichkeitsprüfung des Projekts verlangt, die brennt
Abfälle, emittieren große Mengen von Treibhausgasen und möglicherweise Auswirkungen auf die Wälder, wo
Protokollierung erfolgt, um Brennstoff für die Anlage bereitzustellen. Das Gericht antwortete, dass ein Washingtoner Gesetz verlangt
” Keine Müllverbrennungsanlage oder Energierückgewinnungsanlage darf vor der Fertigstellung eines
Umweltverträglichkeitserklärung “nicht wirklich auf die Anlage anwendbar, teilweise weil es kein
“Energierückgewinnungsanlage” für feste Abfälle. Feste Abfälle sind definiert als ” alle verarmungsfähig und nicht verpressbar
feste und halbfeste Abfälle, einschließlich, aber nicht beschränkt auf Abfälle, Abfälle, Aschen, Industrieabfälle, Speiseabfälle,
Klärschlamm, Abbruch- und Bauabfälle, Altfahrzeuge oder Teile davon, und recyclebar
Materialien “. Das Gericht stellte jedoch fest, dass Schweineholz, urbanes Holz und Brenngut aussortiert werden
die Mühle und die Behälterwiederverwertungsanlage sind nicht fester Abfall, weil sie “geworden sind
125 Die EPA-Komfortbriefe an Unternehmen, die Brennstoffwürfel aus Müll und anderen Abfällen herstellen, beschreiben die Verarbeitung
Schritte, da der Abfall in ein ungefährliches Sekundärmaterial “umgewandelt” wird. Diese Briefe sind verfügbar unter
126 40 CFR Teile 60 und 241. Kehrichtverbrennungsanlagen für gewerbliche und industrielle Abfälle: Überprüfung und endgültige Änderungen;
nicht gefährliche Sekundärmaterialien, die feste Abfälle sind. Federal Register 78, Nr. 26, Do. 7. Februar 2013. p. 9138
59
Ware “- die Anlage ist also keine Energierückgewinnungsanlage, weil sie nicht
tatsächlich verbrennen feste Abfälle. 127
Die Abfallregel und ihre Umsetzung werden gesehen
EPA-Regeln ermöglichen potenziell kontaminiert
als eine Katastrophe von vielen, die sich Sorgen machen
Biomasse-Kraftstoffe, um den Tests zu entkommen
giftige Emissionen. In seiner Antwort auf Kommentare
zu der Regel, EPA erkennt Bedenken, dass
Aufgrund der Möglichkeit, dass kontaminierte Materialien durch die
Sortierprozess. Die Regel besagt, dass ” es Fälle geben wird, in denen Tests durchgeführt und Vergleiche durchgeführt werden
müssen die Variabilität der Schadstoffkonzentrationen in NHSM berücksichtigen, einschließlich der Bleikonzentrationen in C & D
Holz, ” 128 impliziert einmalige Tests für die anfängliche Kraftstoffcharakterisierung, anstatt laufende Tests.
” Kontaminationstests sind jedoch nicht in allen Situationen erforderlich. In einigen Situationen ist das Testen erforderlich
unnötig . ” 129 Stattdessen ist” Expertenmeinung “ausreichend:
” Kriterien für die Bestimmung der Verunreinigungslegitimität
Es ist nicht erforderlich, den Schadstoffgehalt entweder im NHSM oder einem geeigneten herkömmlichen Brennstoff zu prüfen. Personen können
Nutzung von Experten – oder Prozesswissen, um Entscheidungen zu rechtfertigen, die bestimmte Bestandteile ausschließen oder feststellen, dass die
NHSM erfüllt das Kriterium der Verunreinigungslegitimität. ” 130 EPA fügt hinzu:” Die Agentur möchte betonen, dass
Bestimmungen, dass die als Brennstoff oder Inhaltsstoff verwendete Zellulose – Biomasse sauber ist, setzen keine Prüfung voraus
Schadstoffkonzentrationen. Personen können Expertenwissen oder Prozesswissen über das Material verwenden, um Entscheidungen bezüglich
Vorhandensein von Verunreinigungen . ” 131
EPA: Holz aus Bau- und Abbruchholz ist zu sauber um es zu überwachen?
Das Bau- und Abbruchholz (CDD) kann bleifarbenes Holz, Kupfer-Chrom-
Arsenat (CCA) -behandeltes Holz, Leimholz, Asbest, Quecksilberabfälle und andere Materialien, die
führen zu toxischen Emissionen, wenn sie verbrannt werden, ist bekannt. Kontaminiertes Holz macht rund 20% aus
des wachsenden Angebots an Bau- und Abbruchhölzern durch Wohnungsabbrüche und
durch Stürme. 132 Dieses Material kann große Mengen Schwermetalle enthalten – zum Beispiel eine Studie
geschätzt, dass Holzhaufen nach dem Hurrikan Katrina 1.890 Tonnen Arsen enthalten. 133
Zu Beginn enthielt die Abfallentwurfsvorschrift druckbehandeltes Holz als ein Material, in dem sich Verunreinigungen befanden
Ebenen sind hoch genug , dass die Verbrennung als Entsorgungswege auftreten können, die besagt , „… nicht
gefährliche Sekundärmaterialien, die möglicherweise keine vergleichbaren Schadstoffkonzentrationen enthalten
127 Anhörungsausschuss für Umweltverschmutzung, Bundesstaat Washington. PCHB Nr. 10-160 Befehl zur Zusammenfassung der Beurteilung. PT Luftwächter,
Keine Biomasseverbrennung, das Netzwerk der gemäßigten Regenwälder der Welt, der olympische Umweltrat und die olympische Waldkoalition,
Appellants, v. State of Washington Department of Ecology und Port Townsend Paper Corporation, Befragte. 10. Mai 2011.
128 40 CFR Teile 60 und 241. Kehrichtverbrennungsanlagen für gewerbliche und industrielle Abfälle: Überprüfung und endgültige Änderungen;
nicht gefährliche Sekundärmaterialien, die feste Abfälle sind. Federal Register 78, Nr. 26, Do. 7. Februar 2013. p. 9152
129 Ibid, p. 9152
130 Ibid, p. 9144
131 Ibid, p. 9139
132 Dubey, B., et al. 2007. Mengen von arsenbehandeltem Holz in Abbruchhaufen, die durch Hurrikan Katrina entstanden sind.
Umweltwissenschaft und Technologie, 41: 5, 1533 – 1536.
133 Ebenda.
60
Chrom-, Kupfer- und Arsen (CCA) -behandeltes Holz, Polyvinylchlorid (PVC) -Kunststoffe, die enthalten können
auf 60 Prozent Halogene (Chlor), auf Bleibasis lackiertes Holz und fluorierte Kunststoffe . ” 134
Allerdings hat die EPA offensichtlich Vertrauen in die Daten, die die Industrie zur Kontamination vorgelegt hat
Ebenen in Materialien, die die Agentur angekündigt hat, ist fast bereit, eine kategorische zu gewähren
Klassifizierung von verarbeitetem CDD-Holz als “Biomasse” und Entfernen der Testanforderungen insgesamt:
” In der endgültigen Regel vom März 2011 haben wir festgestellt, dass C & D-Holz, das in ausreichendem Maße verarbeitet wird, kein Abfall ist
Treibstoff. Die Agentur hat seit dem Erlass dieser Bestimmung zu spezifischen Bestleistungen zusätzliche Informationen erhalten
Managementpraktiken von Lieferanten / Verarbeitern von C & D-Holz. Solche Praktiken umfassen die zu entfernende Verarbeitung
Verunreinigungen. Die EPA ist der Ansicht, dass die bisher erhaltenen Informationen eine Auflistung dieser Materialien unterstützen würden
als kategorischer Nichtabfallbrennstoff und erwartet, diese Auflistung in einer nachfolgenden Regelsetzung vorzuschlagen. ” 135 Ab Mitte
Im März 2014 soll die von der EPA vorgeschlagene Regel zur Neueinstufung im Internet veröffentlicht werden
Bundesregister.
Ein “Inside EPA” -Artikel besagt zusätzlich, dass das
Die EPA hat auch die Petitionen der Industrie ausgewertet, um sie aufzulisten
konservierungsmittelbehandeltes Holz als kategorischer Nichtabfall,
darunter eines aus dem American Forest & Paper
Association und der American Wood Council suchen eine
kategorische Auflistung für mit Kreosot behandelten Eisenbahnschwellen, und
eine vom Treated Wood Council empfohlene
dass “behandelte Holzbiomasse” einschließlich Holz behandelt
mit Borat-basierten Konservierungsmitteln, auf Kupferbasis
Konservierungsmittel, Pentachlorphenol, Ölborne Kupfer
Naphthenat und Kreosot, als nicht
gefährliches Sekundärmaterial. 136
Die EPA hat dies in der endgültigen Abfallregel anerkannt
” Chromatiertes Kupferarsenat-behandeltes Holz (CCA-Holz) würde
wahrscheinlich haben Kontaminanten Ebenen nicht vergleichbar mit traditionellen
Kraftstoffe , ” 137 was darauf hindeutet, dass dieses Material an sich
weiterhin als Abfall behandelt werden und in
Verbrennungseinheiten mit mehr schützenden Emissionen
Kontrollen. In der Praxis verlässt die EPA jedoch die Tür
weit geöffnet, um dieses Material im Bereich Quelle zu verbrennen
Abbildung 8. Eine 50 MW Bioenergieanlage verbrennt die
Biomassekessel und damit steigende Emissionen von Metallen
entspricht einer Wagenladung von Chips ungefähr
und andere Luftgifte. Auch wenn visuell sortiert nach
alle 20 Minuten. Bildnachweis: NREL.
134 40 CFR Part 241. Kennzeichnung von nicht gefährlichen Sekundärstoffen, die fester Abfall sind; vorgeschlagene Regel. Bundesregister
Vol. 75, NEIN. 107. Freitag, 4. Juni 2010. p. 31871
135 40 CFR Teile 60 und 241. Verbrennungsanlagen für gewerbliche und industrielle Abfälle: Überprüfung und endgültige Änderungen;
nicht gefährliche Sekundärmaterialien, die feste Abfälle sind. Federal Register 78, Nr. 26, Do. 7. Februar 2013. p. 9173
136 “OMB genehmigt die von der EPA vorgeschlagene Erweiterung der” Nicht-Abfall “-Kraftstoffliste. In EPA.com: Die Inside Story. Veröffentlicht am 13. März 2014.
137 40 CFR Teile 60 und 241. Verbrennungsanlagen für gewerbliche und industrielle Abfälle: Überprüfung und endgültige Änderungen;
nicht gefährliche Sekundärmaterialien, die feste Abfälle sind. Federal Register 78, Nr. 26, Do. 7. Februar 2013, p. 9152
61
Entfernen Sie offensichtlich kontaminierte Materialien, das außergewöhnlich hohe Volumen von C & D
verarbeitet für Kraftstoff und die Abhängigkeit von der Sichtprüfung, um verunreinigte Materialien zu entfernen
Es bedeutet, dass druckbehandelte, lackierte und geklebte Hölzer unvermeidlich in den Kraftstoffstrom gelangen.
Einmal ausgemustert und in großen Mengen an eine Bioenergieanlage geliefert (Abbildung 8),
Es gibt kaum eine Chance, Verunreinigungen zu entdecken, bevor Holz verbrannt wird.
Da unverfälschtes Holz in dem Abfallstrom für Mulch, Holzpellets,
Tierstreu und Spanplatten, die am meisten kontaminierten Materialien sind, was übrig bleibt
Englisch: bio-pro.de/en/region/stern/magazin/…0/index.html Nach Ansicht der EPA sind dies genau die Materialien, die angeblich aus der EU aussortiert werden
bioenergy Brennstoffstrom und werden nicht für Brennstoff benutzt. Es scheint unvermeidlich, dass der WPA-Vorschlag zu gewähren
Eine pauschale Ausnahme von der Prüfung von C & D-Holz bedeutet mehr von diesem kontaminierten Material
wird in Biomassekraftwerken verbrannt, die keine Emissionen von Luftgiften unterliegen. Wichtig ist,
das schließt viele kleine “nur thermische” Holzkessel ein, die für Hitze an städtischen Gebäuden installiert sind,
Schulen, Campus und Krankenhäuser – dh in unmittelbarer Nähe zu sensiblen Personen einschließlich
Kinder, ältere Menschen und Kranke. Viele dieser Kessel sind zu klein, um sogar von der
Bereichsquellenregel, die nur Kessel mit mehr als 10 MMBtu / h regelt. Einmal kontaminiert
Holz als Brennstoff zirkuliert, wird es wahrscheinlich in diesen kleinen Anlagen, die haben verbrannt werden
fast keine Emissionskontrollen.
Abfallbrennstoffe sind die neuen “Nicht-Abfallbrennstoffe” der EPA
Eine weitere Kategorie von Materialien, die nach der Abfallregel neu als Brennstoffe eingestuft werden, sind kommunale und kommunale Abfälle
Industrieabfälle, die zu Kraftstoffprodukten verarbeitet wurden. EPA “Legitimitätskriterien”, die
Anforderungen, die ein Abfall erfüllen muss, um sein zu können
als nicht gefährliches Sekundärmaterial eingestuft (NHSM),
Verarbeitung des Materials einschließen, um Verunreinigungen zu reduzieren oder
Verbessere den Energiegehalt. Die Chancen nutzen
Nach der Abfallrichtlinie gibt es jetzt eine Reihe von Unternehmen
Verarbeitung von kommunalem Müll und Industrieabfällen in
komprimierte Brennstoffwürfel (Abbildung 9 zeigt ein Produkt von
Internationales Papier. 138 ) Sobald die EPA einen “Trostbrief” ausstellt
Wenn diese Materialien als ungefährlich eingestuft werden, können sie verwendet werden
Abbildung 9. Internationale Papierbrennstoffwürfel,
als Kohle oder Biomasseersatz, und verbrannt in Einheiten, die sind
aus komprimiertem Abfall hergestellt.
reguliert als Biomassekessel, anstatt die strengere
geregelte Verbrennungsanlagen. EPA Klassifizierung von “Biomasse” -Brennern als einschließlich jeden Kessel, der brennt
nur 10% Biomasse bedeutet, dass, selbst wenn diese Brennstoffe erhebliche fossile Brennstoffe enthalten, z
Englisch: eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUri…0999: EN: HTML Für die Zwecke der Regelung unterliegen die sie verbrennenden Anlagen den sehr laschen Regeln für Kesselanlagen
Biomassekessel.
Der Verwaltungsprozess der EPA zur Umwandlung von Abfällen in ungefährliche Brennstoffe ist ziemlich umständlich. Im
Übereinstimmung mit den Legitimitätskriterien der Agentur, ein Unternehmen, das nicht verschwenden will
138 Foto von http://www.globalventurelabels.com/the-environment/
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Bestimmung für ein bestimmtes Material muss beschreiben, wie die Materialien verarbeitet werden, und übermitteln
seine eigenen unterstützenden Daten über Schadstoffkonzentrationen in seinem Produkt an die EPA. Die EPA überprüft dann
Diese Daten vergleichen Daten über Kontaminanten im Material mit einem Standardsatz von Kontaminationen
Ebenen in Holz und Kohle, die von den niedrigsten bis zu den höchsten Ebenen beobachtet, ein außergewöhnliches
Angebot. Wenn EPA der Ansicht ist, dass die Kontaminationswerte in den aus Abfällen gewonnenen Brennstoffen mit denen in Kohle vergleichbar sind
(Und manchmal, selbst wenn dies nicht der Fall ist), erlässt die EPA dem Unternehmen, das den
Umklassifizierung des Materials von “Abfall” zu “Brennstoff”.
Wir haben mehrere vor kurzem herausgegebene Patronatserklärungen überprüft und sind zu dem Schluss gekommen, dass der EPA-Überprüfungsprozess erfolgreich ist
schlampig. 139 Zum Beispiel haben wir festgestellt, dass die EPA darauf vertraut, dass Unternehmen Daten testen und bereitstellen
Verunreinigungen, von denen erwartet wird, dass sie vorhanden sind, und erfordert nicht, dass ähnliche Materialien getestet werden
ähnliche Verunreinigungen. Angesichts der hohen Schadstoffkonzentrationen, die von der EPA präsentiert werden
vorhanden in Holz, gegen das die Treibstoffprodukte verglichen werden sollen, scheint das wahrscheinlich
Die Agentur hat kontaminiertes Holz als Grundlage für die Messung aufgenommen. Dies jedoch
stellt ein Zirkelschluss dar, da angenommen wird, dass kontaminiertes Holz bereits als Brennstoff akzeptiert wird.
Wir haben auch festgestellt, dass die Wertebereiche für die Schadstoffkonzentrationen im Kraftstoff sehr unterschiedlich sind
die EPA-Schätzung für den Formaldehydgehalt in Holz, gegenüber dem die zukünftigen Kraftstoffe stehen
im Vergleich, wird von einem einzigen unveröffentlichten Memo aus einer einzigen Quelle der Industrie abgeleitet. 140
Die EPA meldet ein verunreinigtes Kraftstoffprodukt: Phthalate und Fluor in SpecFUEL
Es erscheint wahrscheinlich, dass das Verfahren der EPA zur Umwandlung von Abfällen in Brennstoffe weit entfernt von der Öffentlichkeit durchgeführt wird,
kann leicht zur Genehmigung von kontaminierten Materialien als Brennstoff führen. Zum Beispiel die Müllentsorgung
Unternehmen Waste Management macht ein Produkt namens “SpecFUEL “, das besteht aus
meist Papier und Plastik zu Würfeln komprimiert. Der EPA-Komfortbrief 141 an die Firma lautet
Laut Angaben des Unternehmens sind ” Alle Schadstoffe in SpecFUEL vergleichbar oder niedriger
als diese Schadstoffe in Kohle und Holz / Biomasse mit Ausnahme von Antimon, Fluor und Bis (2-
Ethylhexyl) phthalat. Letzteres ist eine synthetische Chemikalie, die gemeinhin als DEHP bezeichnet wird und als a
Weichmacher in Kunststoffen, Harzen, Verbraucherprodukten und Baumaterialien . “
Der DEHP, auf den sich EPA hier bezieht, ist allgemein
Die EPA hat Abfallbrennstoffe genehmigt
bekannt als Phthalat, einer der anerkanntesten
die Phthalate enthalten, die bekannt sind
endokrine disruptive Klasse von Chemikalien, die sind
endokrine Disruptoren
Auslaufen in der Europäischen Union aufgrund
mögliche Auswirkungen auf die Gesundheit, einschließlich möglicher Auswirkungen auf die Entwicklung von Fortpflanzungsorganen in
Kinder. Auf der EPA-eigenen Referenzseite zu DEHP heißt es: ” Tierstudien haben über eine erhöhte Lungenzahl berichtet
Gewichte und erhöhte Lebergewichte aus chronischer inhalativer Exposition gegenüber DEHP. Orale Exposition hat ergeben
139 Verfügbar unter http://www.epa.gov/epawaste/nonhaz/define/
140 EPA’s Memo mit dem Titel “Verunreinigungskonzentrationen in traditionellen Kraftstoffen: Tabellen zum Vergleich”, 29. November 2011 und
verfügbar unter http://www.epa.gov/osw/nonhaz/define/pdfs/nhsm_cont_tf.pdf, zitiert “Schriftliche Mitteilung von Tim Hunt
von American Forest & Paper Association an Jim Berlow von EPA, 14. Juli 2011 “als die einzige Quelle für Daten über Formaldehyd-Spiegel
In Holz.
141 Brief an Frau Kerry Kelly, Abfallwirtschaft, vom US-EPA-Büro für feste Abfälle und Notfallmaßnahmen, 22. August,
2013. Verfügbar unter http://www.epa.gov/epawaste/nonhaz/define/
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Entwicklungs- und Fortpflanzungseffekte bei Ratten und Mäusen. Eine Studie des National Toxicology Program (NTP)
zeigten, dass oral verabreichtes DEHP die Inzidenz von Lebertumoren bei Ratten und Mäusen erhöhte. EPA hat
klassifiziertes DEHP als Gruppe B2, wahrscheinlich krebserzeugend für den Menschen . ” 142
Obwohl eine Vielzahl der von EPA genehmigten Abfallbrennstoffe Kunststoffe enthält, ist der Komfort sehr gering
Briefe, die wir überprüften, war der Brief über SpecFUEL der einzige, der Phthalat referenzierte
Inhalt. Eine große Quelle von DEHP sind die blauen Nitrilhandschuhe, die für medizinische Untersuchungen und andere Zwecke verwendet werden
Dies deutet darauf hin, dass die Abfallentsorgung medizinische Abfälle für die Herstellung von SpecFUEL verwendet
Produkt. Das Abfallmanagement berichtete der EPA, dass die Konzentration von DEHP in SpecFUEL-Würfeln
ist 240 – 1.410 Teile pro Million, aber weil es keine Daten über Niveaus dieser Verunreinigung in der Kohle gibt
oder Holz, mit dem die Spezifikationsstufen verglichen werden können, erklärte die EPA einfach, dass der Kraftstoff erfüllt sei
das Legitimitätskriterium für DEHP.
Das Abfallmanagement berichtete ebenfalls über die SpecFUEL-Konzentration von Fluor, einer toxischen Substanz
bei der Verbrennung als Fluorwasserstoffgas emittiert, als 585 – 1.070 Teile pro Million, deutlich
Überschreitung der angegebenen Menge in Kohle, die nach EPA-Daten 178 Teile pro Million erreichen kann
(Tabelle 10). Die EPA beschönigte jedoch den überhöhten Fluorgehalt, als sie die Zulassung für die
SpecFUEL Produkt, argumentiert, dass, da kombiniert , Konzentrationen von Fluor und Chlor zusammen
Innerhalb der für die meisten kontaminierten Kohlen gefundenen Bereiche lag der hohe Fluorgehalt in
SpecFUEL hat nicht dazu geführt, dass es den Legitimitätstest nicht bestanden hat.
Tabelle 10: Fluorwerte in SpecFUEL überschreiten die Werte in Kohle
Durchschnittlich
Angebot
Halogen
Einheiten
SPEZFUELL 1
Kohle 1
Holz 1
Spezifisches 2
Kohle 2
Holz 2
Chlor
ppm
2033
992
259
1840 – 2250
ND – 9080
ND – 5400
Fluor
ppm
892
64
32.4
585 – 1070
ND – 178
ND – 300
Halogene insgesamt 3
ppm
2925
1056
291
2425 – 3320
ND – 9080
ND – 5497
Anmerkungen:
l. SpecFUEL-Daten stellen fünf Proben dar, die an verschiedenen Tagen im Januar 2012 von Waste erstellt wurden
Management am 16. März 2012 ..
2. Daten für Kohle und Holz (dh sauberes Holz und Biomasse) aus einer Kombination von EPA-Daten und
Literaturquellen, wie in EPA-Dokument Kontaminantenkonzentrationen in traditionellen Brennstoffen: Tabellen dargestellt
zum Vergleich, 29. November 2011, verfügbar unter www.epa.gov/epawaste/nonhaz/define/index.htm.
3 Die oberen und unteren Enden der einzelnen Halogen-Bereiche addieren sich nicht notwendigerweise zu den gesamten Halogenen
Angebot. Dies liegt daran, dass maximale und minimale Konzentrationen für einzelne Halogene nicht immer gegeben sind
stammen aus der gleichen Probe.
Tabelle 10. Neubildung von Tabelle 3 (“Kontaminantenvergleich, Gesamthalogene Gruppe”) aus EPA comfort letter to
Abfallmanagement, Genehmigung der Verwendung von SpecFUEL als “Nicht-Abfallbrennstoffprodukt”.
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Ein weiteres Problem bei der Verbrennung von Kunststoffen wie SpecFUEL sind ihre Dioxinemissionen.Während
die Verbrennungsrichtlinie legt Grenzwerte für Dioxine fest, die Kesselregel regelt Dioxine nicht direkt (a
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1996/02/11.html Der erste Entwurf der Kesselregel enthielt zwar direkte Grenzwerte für Dioxine, aber die EPA entfernte diese in den
letzte Regel, vermutlich aufgrund von Einwänden der Bioenergie-Industrie). Stattdessen die Hauptquelle
Kesselregel regelt CO-Emissionen als stellvertretender Indikator für unvollständige Verbrennung, die dazu führen kann
zur Dioxinbildung. Die CO-Grenzwerte in der Hauptstromkesselregel sind extrem lax und in jedem Fall
Dies ist für die von uns überprüften Einrichtungen fast irrelevant, da nur wenige Anlagen als Großbetriebe zugelassen wurden
Quellen für HAPs. Die Bereichsquellenregel, die den Großteil der von uns geprüften Einrichtungen regelt,
enthält keine Begrenzung für Dioxine oder CO. Das Ergebnis der neuen Abfallregel der EPA ist, dass, wenn von Abfällen abgeleitet
Brennstoffe wie SpecFUEL werden in Biomasseeinheiten verbrannt, es gibt keine Beschränkungen oder Verantwortlichkeit für
Dioxinemissionen, oder in der Tat für alle anderen HAPs außer HCl. Laut dem Schreiben von EPA,
Abfallbewirtschaftungsanlagen zur Errichtung von SpecFUEL-Anlagen in den gesamten Vereinigten Staaten. 143
Fallstudie eines Biomassekraftwerks, das Müll verbrennt: Evergreen Community Power
Die 33 MW (brutto) Evergreen Community Power / United Corrstack Anlage in
Reading, Pennsylvania ist ein Beispiel für die Art von Abfallverbrennung Biomasse-Projekte, die EPA
Regeln ermutigen und die Bioenergie-Industrie möchte fördern. Diese Kraft-Wärme-Kopplung
Die mit United Corstack, einem Unternehmen für die Herstellung von Papierprodukten, verbundene Fabrik kostete 140 Millionen US-Dollar
bauen. Es erhielt 39 Millionen Dollar “sauber”
Energiezuschuss der Bundesregierung bei
Anfang. 144 Eine Bewertung durch die Abteilung
of Energy besagt, dass der Brennstoff bei der Verbrennung von
Pflanze enthält meist Holz, aber das gibt es
“Erhebliche Mengen von Papier, Kunststoff und anderen
Fremdkörper ” 145 (Abbildung 10 146 ). Dieser Brennstoffmix
schlägt vor, dass die Einrichtung tatsächlich ein ist
Verbrennungsanlage, obwohl aus Gründen, die sind
unklar, es war nicht erlaubt. Das
DOE berichtet, dass die Einrichtung erhält 41 –
55 Traktoranhänger lädt einen Tag Kraftstoff und brennt
300.000 – 350.000 Tonnen pro Jahr. Es erzeugt
~ 70.000 Tonnen giftige Asche pro Jahr, die kostet
Abbildung 10. Der in der Evergreen Community verbrannte Treibstoff
Kraftwerk in Reading, Pennsylvania.
$ 2,45 Millionen pro Jahr für die Entsorgung.
143 Brief an Frau Kerry Kelly, Abfallwirtschaft, vom US-EPA-Büro für feste Abfälle und Notfallmaßnahmen, 22. August,
2013. Verfügbar unter http://www.epa.gov/epawaste/nonhaz/define/
144 Die Anleitung für das 1603 (b) -Programm des Finanzministeriums, das die Anreizsteuergutschrift in Höhe von 30% umrechnet
Baukosten zu einem Barzuschuss, stellt fest, dass das Programm einen langfristigen Nutzen der Ausweitung der Nutzung von sauber und bietet
erneuerbare Energien und die Verringerung unserer Abhängigkeit von nicht erneuerbaren Energiequellen. “
145 US-Energieministerium, Mid-Atlantic Clean Energy Application Center. Evergreen Community Power Plant Fallstudie:
33-MW-Anlage mit Biomasse. 16. November 2011.
146 US-Energieministerium, Mid-Atlantic Clean Energy Application Center. Evergreen Community Power Plant Fallstudie:
33-MW-Anlage mit Biomasse. 16. November 2011.
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Die Evergreen-Pflanze befindet sich in der Ozon-Transportregion und Bundesluft erlaubt
Anwendbarkeitsschwellen waren 100 Tonnen, wenn es erlaubt war, nicht 250 Tonnen, aber die geplante Anlage
Sie emittierten nicht mehr als 98,7 Tonnen eines beliebigen Schadstoffs und vermieden somit die Nicht-Einnahme von New Source
Überprüfung erlaubt. 147 Evergreen wurde auch als Bereichsquelle für HAPs zugelassen, auch wenn dies möglich war
durfte Siedlungsabfälle, Abbruchschutt, Eisenbahnschwellen und Reifentreibstoffe verbrennen.
Die projizierten HAP-Emissionen betrugen 9,6 Tonnen HCl pro Jahr (knapp unter 10 Tonnen pro Jahr)
Hauptquellschwelle) und eine Vielzahl von Schwermetallen, einschließlich Cadmium, Kobalt, Chrom,
Nickel, Blei (über eine Tonne pro Jahr), Mangan, Quecksilber (fast sieben Pfund pro Jahr), Arsen,
und Selen. Die gesamten HAP – Emissionen wurden auf 23,9 Tonnen pro Jahr geschätzt, gefährlich nahe bei
die 25-Tonnen-Auslöseschwelle, die Anlagen so vermeiden möchten. 148 Die Einrichtung nahm ihren Betrieb in
2009 und bis zum Jahr 2010 hatte das Aschenbehandlungssystem sein Sorptionsmitteleinspritzsystem für versagt
Kontrolle von HCl, die vollständig ersetzt werden musste, und seines SCR-Systems zur NOx-Kontrolle. 149 Ein
Die Inspektion im Jahr 2010 ergab, dass die Anlage für einige keine kontinuierlichen Emissionsdaten erfasst hatte
Schadstoffe, und dass die 30-Tage-rollende durchschnittliche Emissionsrate für HCl, die sein sollte
0,005 lb / MMBtu, um sicherzustellen, dass die Anlage nicht mehr als 10 Tonnen emittierte, war tatsächlich 30-mal höher,
bei 0,149 Pfund / MMBtu. 150 Diese über ein Jahr aufrechterhaltene Rate würde zu Emissionen von über 300 führen
Tonnen HCl pro Jahr. Ab 2010 und 2011 verlor die Einrichtung sogar $ 15 Millionen pro Jahr
obwohl die Anlage nicht für Treibstoff bezahlt, sondern nur für den Transport. 151
Unnötig zu sagen, dass das Unternehmen seine zukünftigen Aktivitäten nicht so dargestellt hatte. Eine Zuschreibung
Über die Anlage von 2009 blickt die Zukunft, zitiert David Stauffer, ein Vizepräsident von United
Korsett. ” Dank der reduzierten Emissionen wird die neue Anlage die Luftqualität verbessern.
“Für jedes Megawatt von
Strom, den wir machen, dass Strom irgendwo eine fossile Brenn- stoffeinheit verdrängt “, sagt Stauffer.
“Wenn wir schießen
Bis unsere 25 Megawatt, 25 Megawatt Kohlefeuer untergehen, hilft das die Luft sauber zu machen . “” 152
Fazit: Sieben Empfehlungen zu sieben Schlupflöchern
Die Biomasse-Energieindustrie wächst in den Vereinigten Staaten schnell, aber die Regulierung hat nicht gehalten
Tempo – EPA und die Staaten behandeln Bioenergie noch immer als Boutique-Industrie, die eine spezielle Behandlung benötigt,
obwohl die Industrie in der Tat eine zunehmend große und mobbende Präsenz ist. Wie wir herausgefunden haben, ist Bioenergie
unverhältnismäßig stark verschmutzt, sowohl aus physikalischen Gründen, als auch aufgrund von Schlupflöchern und lax
Durchsetzung des Clean Air Act durch Ortschaften, Staaten und der EPA.
147 Plangenehmigung für das Evergreen Community Power Project von United Corstack LLC. Eingereicht zum Pennsylvania
Abteilung für Umweltschutz, Oktober 2006.
148 Ebd.
149 Brief von Art McLaughlin, Bauleiter für Evergreen Community Power, an Kenneth Hartzler, Pennsylvania Department
des Umweltschutzes, 28. Dezember 2010.
150 Jährlicher Überprüfungsbericht für kleinere Einrichtungen – United Corstack, LLC. Datum der Inspektion 29. September 2010.
Eingereicht von William Borst, AQDS, an das Umweltschutzamt von Pennsylvania.
151 Die Einrichtung hat im ersten Betriebsjahr voraussichtlich 500.000 $ an Trinkgeld erhalten, jedoch nur 10.000 $ gesammelt.
152 Website von Ben Franklin Technology Partners: “United Corstack: Entwicklung einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage zur Bereitstellung von Dampf und
Strom zu seiner Produktionsstätte. “10. Mai 2009. Zugriff auf Januar 2014 unter http://nep.benfranklin.org/united-corstack-
Entwicklung einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage zur Bereitstellung von Dampf und Elektrizität für ihre Herstellung /
66
Was kann getan werden, um die Gefahr der Verschmutzung durch Biomasse zu verringern? Unsere Analyse identifiziert
sieben Gesetzeslücken in der Luftreinhaltung und ihre Durchsetzung; hier schlagen wir vor, wie diese Schlupflöcher können
geschlossen.
Schlupflöcher 1: Biomasseanlagen können mehr Umweltverschmutzung verursachen, bevor sie vom Bundesland genehmigt werden
Das Clean Air Act schreibt vor, dass ein Kohlekraftwerk die Bundespräsidierung von Signifikant durchläuft
Verschlechterungen erlauben, einschließlich einer besten verfügbaren Steuerungstechnologieanalyse und Luftqualität
Modellierung, wenn eine Anlage 100 Tonnen eines Schadstoffs pro Jahr emittiert. Biomassepflanzen emittieren
zweieinhalb Mal so viel von jedem Schadstoff – 250 Tonnen pro Jahr – bevor PSD-Genehmigungen gelten.
Die Lösung: Brennende Biomasse für Strom erzeugt so viel oder mehr Schadstoffe wie Kohle
Biomasse sollte wie Kohle reguliert werden. Die EPA ist befugt, Biomasseanlagen zu verlangen
in die Liste der Verschmutzungsquellen aufgenommen, bei denen PSD-Genehmigungen bei 100 Tonnen ausgelöst werden. Biomasse
Kraftwerke sind große, umweltverschmutzende Anlagen, die jeweils Hunderte bis Tausende von Tonnen Umweltverschmutzung emittieren
Jahr. Sie sollten entsprechend reguliert werden.
Schlupfloch 2: EPA-Freikarte für Bioenergie CO 2 lässt große Kraftwerke regulieren
Die Entscheidung der EPA, Bioenergie-CO 2 nach dem Clean Air Act nicht zu regulieren, wurde als rechtswidrig erachtet
vom US-Berufungsgericht im Jahr 2013. Die Befreiung hat eine große Anzahl von Pflanzen erlaubt
Entkommen PSD zulässt, wodurch die zulässige Umweltverschmutzung aus dieser Industrie verdoppelt.
Der Fix: EPA sollte jetzt Bioenergie CO 2 regulieren . Einmal im PSD-Programm können Einrichtungen
diskutieren, wie sie ihre CO 2 -Emissionen bei der Berücksichtigung der besten verfügbaren Kontrolle reduzieren können
Technologie.
Schlupfloch 3: Staatliche Regulierungsbehörden helfen Biomassekraftwerken, strengere Genehmigungen zu vermeiden
Regulierer akzeptieren routinemäßig sogar weit hergeholte Genehmigungsgrenzen für Biomasseanlagen, die behaupten, dass sie es können
Treffen Sie “synthetische geringfügige” Erlaubnisgrenzen von 250 Tonnen jedes Kriterienschadstoffs pro Jahr. Vermeiden von PSD
verdoppelt die Verschmutzung, die eine Pflanze emittieren darf, und vermeidet die Modellierung der Luftqualität
festzustellen, ob eine Einrichtung dazu führt, dass die EPA-Gesundheitsstandards überschritten werden.
Der Fix: Wenn Loophole 1 repariert wurde und PSD-Genehmigungen bei 100 Tonnen Emissionen ausgelöst wurden,
Die meisten Biomasseanlagen müssten PSD durchlaufen. Gleichermaßen, wenn das EPA das Gericht umgesetzt hat
Entscheidung und regulierte Bioenergie CO 2 emittieren die meisten Pflanzen mehr als 100.000 Tonnen CO 2 , auch
Auslösen von PSD. Über diese Festlegungen hinaus sollte die EPA jede Kraftwerksgenehmigung dem Bundesgesetz unterstellen
Aufsicht – vor allem aus Staaten wie Georgien, wo die Regulierungsbehörden regelmäßig synthetisch ausgeben
Untergeordnete Quelle erlaubt mit minimalen Bedingungen. Es wird bedeutungsvoll föderal sein
Aufsicht, um sicherzustellen, dass diese Einrichtungen Emissionsgrenzwerte festlegen, die bundesweit durchsetzbar sind, wie die Clean
Luftverkehrsgesetz erfordert.
67
Lücke 4: Die meisten Biomasseanlagen haben keine Einschränkungen für gefährliche Luftemissionen
Die Kesselregel, der Teil des Luftreinhaltegesetzes, der die Emissionen gefährlicher Luftschadstoffe regelt, ist
extrem schwach. Englisch: www.bafu.admin.ch/chemikalien
Grenzwerte für Emissionen gefährlicher Luftschadstoffe und der MACT-Standard für PM (0,03 lb / MMBtu)
ist die doppelte Rate, die von den meisten BACT-Bestimmungen ausgegeben wird. Die wichtigsten Quellen stehen nur lax
Emissionsstandards für PM, CO, HCl und Quecksilber, Standards, die normalerweise keine Anlagen erfordern
um ihre Emissionen überhaupt zu reduzieren.
Die Lösung: Die EPA sollte den so genannten Maximum-Available-Control-Technology-Standard festlegen
sinnvoll, indem Standards gesetzt werden, wie sie im Clean Air Act gefordert werden – Standards, die
maximaler Grad der Reduzierung jedes HAP, der “erreichbar” ist, unter Berücksichtigung der Kosten und anderer Faktoren
gesetzliche Faktoren. Sie müssen zumindest ohne Rücksicht auf Kosten das Emissionsniveau widerspiegeln
die saubersten Quellen haben erreicht – Quellen, die Emissionskontrolltechnologien verwenden, die sind
effektiv und verfügbar, wie zum Beispiel hocheffiziente Gewebefilter, die Partikel deutlich reduzieren
Materie Emissionen. Die Biomasse MACT sollte mindestens so schützend wie die Standards für
Müllverbrennungsanlagen und Kohlekessel – vor allem, da diese Anlage als Biomassekessel eingestuft werden kann
sogar beim Verbrennen von bis zu 90% Kohle und beim Verbrennen von stark kontaminierten Abfällen.
Schlupfloch 5: Die Biomasse-Industrie schränkt Schätzungen von toxischen Emissionen ein, um Regulierung zu vermeiden
Es gibt eine Epidemie von Biomasseanlagen, die sich als synthetische Nebenquellen für gefährliche Luft ausweisen
Schadstoffe. Fast egal, was ihre Kesselgröße, Einrichtungen behaupten, sie sollten als Bereich geregelt werden
Quellen von HAPs, die weniger als 25 Tonnen HAP pro Jahr emittieren, und weniger als 10 Tonnen von HAPs
individuelle HAP. Unsere Analyse ergab, dass der von der
Die heimliche Industriegruppe NCASI unterbietet die typischen Emissionen von Salzsäure deutlich
Säure, eine wichtige HAP. Die Verwendung dieser Emissionsfaktoren in der Industrie scheint die HAPs am
Stadium erlauben, tatsächliche Emissionen unterrepräsentieren.
Die Lösung: EPA und die Staaten sollten verlangen, dass die HAP-Emissionen bei der Genehmigung geschätzt werden
auf der Grundlage von Emissionsfaktoren, die transparent abgeleitet werden, mit einer großzügigen Fehlerspanne
Das setzt voraus, dass die Emissionen zu bestimmten Zeiten (z. B. beim Starten und Herunterfahren) stark ansteigen
Sie werden am wenigsten gemessen. Die meisten Einrichtungen sind wahrscheinlich Hauptquellen für HAPs, und
sollte als solche geregelt werden.
Lücke 6: Schwache Testanforderungen bedeuten, dass Grenzwerte für Lufttoxizität nicht durchsetzbar sind
Die Einrichtungen konnten wegen ihrer Genehmigungen ungestraft Anspruch auf einen unbedeutenden Quellenstatus für HAPs erheben
enthalten so wenig Anforderungen für die tatsächliche Prüfung und laufende Überwachung der Emissionen, sobald die Anlage
ist in Betrieb.
Die Lösung: Die jüngste Entscheidung der EPA zur Hu Honua-Genehmigung besagt, dass, wenn eine Einrichtung es sein will
als synthetische minderwertige Quelle (für Kriterien Schadstoffe oder HAPs) geregelt ist, muss es Tests durchführen, dass
stellt seine wahren Emissionen dar, einschließlich beim Starten und Herunterfahren. Die Genehmigung muss geschrieben werden
68
eine solche Prüfung zu verlangen, andernfalls ist sie nicht bundesweit durchsetzbar und somit ungültig. Für Grenzen auf
wirklich durchsetzbar sein, sollte es laufende Überwachung mit Ergebnissen in Echtzeit gezeigt werden, so dass
Staaten und Bürger können wissen, wann und ob eine Einrichtung gegen ihre Genehmigung verstößt.
Schlupfloch 7: EPA-Regeln verwischen die Grenze zwischen Biomasseanlagen und Verbrennungsanlagen
Die EPA-Regeln erlauben Materialien, die genauso kontaminiert sind wie Kohle – und in einigen Fällen mehr
kontaminiert, wie im Fall von phthalathaltigen “Brennstoffwürfeln” – in Biomasseanlagen als verbrannt werden
“Nicht gefährliche sekundäre Materialien” statt Müllverbrennungsanlagen, wo Emissionen mehr sind
streng reguliert. Die EPA schlägt vor, eine allgemeine Bezeichnung als nicht gefährlich für
Bau- und Abbruchhölzer, die Schwermetalle wie Arsen, Blei und Blei enthalten
Quecksilber und emittiert Karzinogene wie Benzol, Formaldehyd und Dioxine beim Verbrennen.
Die Lösung: Die EPA muss die Menschen in den Mittelpunkt stellen – nicht die Bioenergie-Industrie, die unerschöpflich ist
Appetit auf kontaminierte Brennstoffe, insbesondere Materialien, die für die Verbrennung entsorgt werden. Das
Das EPA sollte sicherstellen, dass es keine Lücke für die ungeregelte Müllverbrennung schafft und dass es keine Lücke schafft
schützt die öffentliche Gesundheit, indem es alle Abfallbrenner sicherstellt – auch diejenigen, die sich selbst beschriften
Biomasse-Einheiten – erfüllen die Schutznormen, die der Kongress für die Verbrennung von Abfällen erlassen hat.
Überall im Land werden Gemeinden mit großen Biomasseanlagen konfrontiert, die als solche vermarktet werden
“Saubere und grüne” erneuerbare Energie. Wenn Leute herausfinden, wie viel diese Einrichtungen verschmutzen
Englisch: bio-pro.de/en/region/stern/magazin/…1/index.html Doch emittieren sie und die spezielle Behandlung, die die Bioenergie – Industrie erhält, wundern sie sich warum
Englisch: emagazine.credit-suisse.com/app/art … = 157 & lang = en Die knappen erneuerbaren Energiedollars unterstützen eine Industrie, die buchstäblich Menschen mit ihrem Leben töten kann
Emissionen. Die Daten aus den 88 Genehmigungen, die wir überprüft haben, erzählen die Geschichte – immer wieder Biomasse
Pflanzen dürfen mehr Kriterien Schadstoffe und gefährliche Luftschadstoffe emittieren, sowie
Treibhausgase, als fossil betriebene Pflanzen oder sogar Müllbrenner. Der Großteil der Biomasse
Anlagen, die derzeit gebaut werden, werden eine Art von Abfallmaterial verbrennen, und es wird zunehmend schwieriger
für Gemeinden, die sich angesichts der rückläufigen Regulierung vor giftiger Luftverschmutzung schützen
bei EPA jetzt im Gange. Es ist an der Zeit, einen klaren Blick darauf zu werfen, was diese Bioenergie-Industrie eigentlich ist
stellt dar – die Liquidierung von die Umweltverschmutzung ausstoßenden und oft giftigen Stoffen in die Atmosphäre,
wo sie in die Umwelt und die Luft, die wir atmen, verteilt sind. Auf der ganzen Linie ist es Zeit
für Staaten und die Bundesregierung aufhören, Biomasse-Power als “sauber” zu fördern und zu unterstützen
Energie und erkennen ihre tatsächlichen Auswirkungen.
69
Zusammenfassende Fallstudien: Die aufstrebende Bioenergieindustrie
Im Folgenden werden einige repräsentative Beispiele für Biomassekraftwerke vorgestellt und gebaut
im ganzen Land. Informationen über Einrichtungen und die Schlupflöcher, von denen sie profitieren, werden genommen
von Genehmigungen und Genehmigungsunterlagen. Im Gegensatz zu den Genehmigungen für neue, “Greenfield”
Einrichtungen, mit denen wir die Unterschiede zwischen PSD – Einrichtungen und
synthetische kleine Anlagen (Abbildungen 4 bis 7) enthält diese Liste einige Biomasseanlagen, die
zuvor gebrannte fossile Brennstoffe.
Sierra Pacific, Anderson, Kalifornien
Was : Eine bestehende Anlage, die die Biomasseverbrennung steigert. 468 MMBtu / hr Heizkessel;
31 MW (brutto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 401.890
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 267
CO: 472
PM 10 insgesamt : 41
SO 2 : keine Begrenzung gesetzt
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle (PSD)
Status für HAPs: Hauptquelle
Brennstoff: 25 knochentrockene Tonnen / Stunde: “a. Unbehandelte Holzpaletten, Kisten, Stauholz, unbehandelt
Herstellung und Bau von Holzabfällen aus städtischen Gebieten; b. Alle landwirtschaftlichen Kulturen oder
Rückstände; c. Holz- und Holzabfälle, die alle folgenden Praktiken erfüllen; ich.
Geerntet gemäß einem genehmigten Holzbewirtschaftungsplan, der gemäß
das Z’berg-Nejedly Forest Practice Act von 1973 oder ein anderer lokal oder national genehmigter Plan;
ii. Geerntet für den Zweck der Reduzierung von Waldbränden oder zur Verbesserung der Waldbestände. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Anmerkungen: Diese Luftgenehmigung legt keine Grenze für SO 2 fest und legt keine Mittel fest
Kontrolle der HCl-Emissionen, wie es offensichtlich ist, die Hauptquellgrenze von 0,022 lb / MMBtu für
HCl unter der Kesselregel wird so leicht erfüllt, es sind keine Kontrollen erforderlich. Die Pflanze kann bis zu
45 Tonnen HCl unter der Hauptquellgrenze. Diese Genehmigung ist auch dadurch bemerkenswert, dass es tatsächlich ist
gibt eine Emissionsrate für CO 2 an , die für eine Bioenergieanlage ungewöhnlich ist.
DTE Stockton, Stockton, Kalifornien
Was: Refire von alten Kohlekraftwerken zu Biomasse. 699 MMBtu / hr Heizkessel; 54 MW (brutto).
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 600.259
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 108
CO: 248
PM 10 insgesamt : 58
SO 2 : 70
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: “Biomasse ist definiert als jegliches organisches Material, das von Pflanzen stammt, nicht chemisch behandelt und
nicht aus fossilen Brennstoffen gewonnen, einschließlich, aber nicht beschränkt auf Produkte, Nebenprodukte und
Rückstände aus der Land- und Forstwirtschaft, aquatischen und verwandten Industriezweigen wie
Energie- oder Futterpflanzen und -rückstände, Rebschnitt und Rückbau von Obst- und Weingärten, Steinobst
Gruben, Nußschalen, Baumwoll-Gin-Abfall, Maisstängel und -stroh, Stroh, Samenschalen, Zuckerrohrreste
und Bagasse, Wasserpflanzen und Algen, Baumstämme, Eukalyptusstämme, Pappeln, Weiden,
70
switchgrass, Luzerne, Rinde, Rasen, Hof und Gartenabfälle, Papier (unbedruckt), Blätter,
Rückstände von Baumbeständen, Baum – und Bürstenschnitt, Sägemehl, Schnittholz, Schrott, Holz und
Holzspäne und Holzreste. Biomasse enthält keine Reifen, Abwasser enthaltendes Material
Schlamm oder industrieller, gefährlicher, radioaktiver oder kommunaler fester Abfall. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkung: Als Kohlekraftwerk wurde diese Anlage 2009 stillgelegt. Sie befindet sich in einer stark verschmutzten Gegend,
mit “extremem” Nicht-Erreichungsstatus für Ozon. Emissionen aus dem neuen Biomassekessel
Offset-Anforderungen für die Emissionen von NOx, SOx, PM 10 und VOCs, aber nicht
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1996/02/15.html Da die Einrichtung gezwungen war, neue Offsets zu erhalten, durfte die Einrichtung die Einstellung von
Bisherige zulässige Emissionen aus dem Kohlekraftwerk kompensierten hauptsächlich die Emissionen von Biomotoren.
Der DTE Stockton Kessel ist zwar um 50% größer als der Kessel bei der PSD zulässig
Sierra Pacific Anderson Anlage in diesem Bericht beschrieben, behauptete die DTE-Anlage synthetisch
geringer Status, um PSD-Genehmigungen zu vermeiden.
Plainfield erneuerbare Energie, Plainfield, CT
Was: 523 MMBtu / h Wirbelschichtkessel; 37,5 MW (netto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 449.207
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 175
CO: 239
PM 10 :
84.8
SO 2 : 81,3
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle (PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: 56,54 Tonnen pro Stunde gesäumter Bäume, Stümpfe, Zweige oder Bürsten, wie in RCSA 22a definiert
208a-1; Recyceltes Holz oder sauberes Holz, dh Holz oder Holz, das abgeleitet wird
aus solchen Produkten oder Verfahren wie Paletten, Kufen, Spulen, Verpackungsmaterialien, sperriges Holz
Abfälle oder Abfälle von neu gebauten Holzprodukten, sofern dieses Holz kein behandeltes Holz ist.
[CGS 22a-209a] [RCSA 22a-208a-1]; Verarbeitetes Bau- und Abbruchholz,
Das bedeutet verarbeitetes Holz aus Bau- und Abbrucharbeiten, das sortiert wurde
zum Entfernen von Kunststoffen, Gips, Gipswandplatten, Asbest, Asphaltschindeln und Holz
enthält Kreosot oder auf die Pestizide aufgetragen wurden oder die Substanzen enthalten
im Abschnitt CGS 22a-115 als gefährlich definiert. [CGS 22a-209a]; Andere Arten wenn richtig
Größe, saubere, nicht verunreinigte Holzmaterialien, wie Sägemehl, Chips, Rinde, Baumbesatz
oder andere ähnliche Materialien. Die Anlage darf auch bis zu 781 Gallonen Biodiesel pro Jahr verbrennen
Stunden, ohne Einschränkungen hinsichtlich der Anzahl der Stunden, in denen Biodiesel verbrannt werden kann.
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Anmerkungen: Diese Genehmigung erfordert, dass die Anlage “sortiertes” Abfallholz verbrennt, das verunreinigt ist
Materialien entfernt, aber gibt nicht an, welches Maß an Kontamination akzeptabel ist, a
Problem, da kein Sortierprogramm 100% der kontaminierten Materialien entfernen kann. Das
Genehmigung enthält eine Anforderung für die Erstprüfung von Emissionen von Schwefelsäure, Ammoniak,
Arsen, Beryllium, Cadmium, Chrom, Nickel, Kupfer, Benzol, Titan, Formaldehyd,
Blei, Mangan, Quecksilber, Dioxine (2,3,7,8-TCDD-Äquivalente), Selen, Wasserstoff
Chlorid, Styrol, Silber und Zink. Die Erlaubnis fordert auch die Einrichtung, bestimmte zu treffen
71
Emissionsgrenzwerte für HAPs, gibt jedoch nicht an, wie diese Emissionsgrenzwerte eingehalten werden sollten, oder
ob Tests für alle HAPs erforderlich sind. Die HAPs Bestimmungen in diesem erlauben daher
offenbar nicht durchsetzbar, obwohl die Erteilung einer Betriebsgenehmigung nach Titel V nachträglich sein kann
berichtige dies.
Montville Power, Uncasville, CT
Was: 600 MMBtu / h Stokerkessel beim Brennen von Biomasse; 42 MW (netto). Kann zu Destillatöl konvertieren
oder Gas für bis zu 995 MMBtu / h und 82 MW (netto).
Geschätzte CO 2 -Emissionen ( Tonnen pro Jahr) : 515 244 (beim Brennen von Biomasse)
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 158
CO: 263
PM 10 :
31.5
SO 2 : 65,7
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle (PSD)
Status für HAPs: Vermutlich Major
Treibstoff: Abgestoßene Bäume, Stümpfe, Zweige oder Pinsel. Recyceltes Holz oder sauberes Holz, also Holz
oder Holzbrennstoff, der aus solchen Produkten oder Verfahren wie Paletten, Kufen, Spulen,
Verpackungsmaterialien, sperrige Holzabfälle oder Reste von neu gebauten Holzprodukten, bereitgestellt
solches Holz ist nicht behandeltes Holz. Anderes sauberes Holz, wenn richtig sortiert, sauber,
nicht kontaminierte Holzmaterialien, wie Sägemehl, Pommes frites, Rinde, Baumbesatz oder anderes
organisch basierte Materialien.
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Anmerkungen: Diese Genehmigung erfordert, dass die Anlage die Emissionsnormen für eine lange Liste von Luftgiften erfüllt
beschrieben in Connecticut Vorschriften, sondern spezifiziert nur Tests für HCl und Ammoniak, die
während giftig, gilt nicht als ein gefährlicher Luftschadstoff. Die Genehmigung erscheint daher
nicht durchsetzbar sein, obwohl die spätere Erteilung einer Betriebsgenehmigung nach Titel V Abhilfe schaffen kann
Dies.
Gainesville Erneuerbare Energien, Gainesville, FL
Was: 1.359 MMBtu / h Wirbelschichtkessel; 116 MW (brutto), 100 MW (netto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 1.167.000
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 416
CO: 714
PM 10 : 58
SO 2 : 172,6
Status für NOx, PM und CO : Hauptquelle (PSD)
Status für HAPs: Anfänglich als Bereichsquelle zugelassen; kann als Hauptquelle erneut zugelassen werden
Brennstoff: “Oberteile, Äste, ganze Baumaterialien und andere Rückstände von Weich – und Harthölzern, die daraus resultieren
traditionelle forstwirtschaftliche Ernten; Sägemehl, Rinde, Späne und Schnittfugen ab
Schneiden / Fräsen von ganzen grünen Bäumen; Bußgelder aus der Planung von getrocknetem Bauholz; Holzabfälle
Material, das von primären Holzproduktindustrien erzeugt wird, wie Rundungen, Endschnitte,
Stöcke, Stangenenden; und Ausschussholz sowie Rückstandmaterial von der Konstruktion von
Holzbinder und Paletten. Oberteile, Glieder, ganzes Baummaterial und andere Rückstände, die sich ergeben
vom Schneiden oder Entfernen von bestimmten, kleineren Bäumen von einem Stand, um die Anzahl zu regulieren,
Qualität und Verbreitung der verbleibenden kommerziellen Bäume; und Waldunterwuchs, die
72
umfasst kleinere Bäume, Büsche und Setzlinge. Oberteile, Gliedmaßen, ganzes Baumaterial und anderes
Rückstände, die durch Stürme, Brände oder Infektionskrankheiten beschädigt werden. Baumteile und / oder
Äste, die von Landschaftsbauunternehmen und der Freileitung von Stromleitungen / Straßen erzeugt werden
Bauunternehmer, die für die Erschließung von Flächen oder für die Räumung von Flächen abgebaut wurden
Zwecke. Holz aus gebrauchten Paletten zum Verpacken von Kisten; und Stauholz entsorgt
kommerzielle oder industrielle Nutzer. Krautige Pflanzenstoffe; saubere landwirtschaftliche Rückstände (dh
Reisschalen, Stroh usw .; keine tierischen Abfälle oder Gülle); und ganze Baumspäne und Faserholz
Chips. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Nein
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Zu Beginn des Genehmigungsantrags wurde diese massive Anlage als Hauptquelle für
HAPs, aber nachfolgende Überarbeitungen behaupteten, dass es weniger als 25 Tonnen von HAPs ausstrahlen würde, und die
Anlage wurde schließlich als eine Flächenquelle zugelassen. Jetzt eine ausstehende und mögliche Genehmigung
Revision im Februar 2014 beantragt, die Anlage unter dem großen Quellkessel zu regulieren
Regel, 153 schließlich, obwohl diese Neuzulassung Prozess derzeit ausgesetzt ist. Wenn die Pflanze ist
wieder zugelassen als eine Hauptquelle für HAPs, werden seine zulässigen filtrierbaren PM-Emissionen abnehmen
unter der Hauptquelle MACT für sprudelnde Wirbelschichtkessel, von 0,015 lb / MMBtu zu
0,0098 Pfund / MMBtu. Diese Änderung würde die zulässigen Emissionen von filtrierfähigem PM verringern
89 Tonnen bis 58 Tonnen pro Jahr.
Grüne Energiepartner, Lithonia, GA
Was: Zwei Stokerkessel von 93,22 MMBtu / h; 11,5 MW (netto).
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr): 160.103
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 25
CO: 249
PM 10 : 24
SO 2 : 8.1
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: “Biomasse besteht aus Holzabfällen in Chips oder in geschredderter Form aus der Holzernte,
vorkommerzielle Durchforstung von Waldbeständen, Ernte nichtkommerziell, tot oder
deformierte Arten für Brennstoffzwecke und Landräumungsaktivitäten (Gliedmaßen, Spitzen, Stümpfe und
nichtkommerzielle Bäume) und kann auch Erdnussschalen, Pecanschalen, Baumwollstiele,
Schnittholz und Palettenholzabfälle (unbemalt / nur unbehandelt) und ähnliche Holzbiomasse. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Diese Anlage wird im Atlanta Metro-Bereich gebaut, der mit der EPA-Luft nicht mehr erreicht werden kann
Qualitätsstandard für PM und Ozon. Es wird vorgeschlagen, ein keramisches Filtersystem zur Kontrolle zu verwenden
von NOx und PM, eine einzigartige Technologie für diese Einrichtung. Erlaubt als synthetischer Moll
Quelle hat das Unternehmen Maßnahmen zur Emissionsminderung vermieden. Mögen
Fast alle Biomasseanlagen, die in den letzten Jahren in Georgien Luftgenehmigungen erhalten haben, die
153 Gainesville Erneuerbares Energiezentrum. Initial Title V Luftbetriebserlaubnis Antrag eingereicht bei Florida Department of
Umweltschutz. 10. Februar 2014
73
Unternehmen wurde erlaubt, Nicht-EPA-Emissionsfaktoren für HAPs zu verwenden, was dramatisch ist
unterschätzen die Emissionen im Vergleich zu den von der EPA genehmigten Emissionsfaktoren.
Nordstern Jefferson, Wadley, GA
Was: 312 MMBtu / h Wirbelschichtkessel; 25 MW (brutto).
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 275.000
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 249
CO: 249
PM 10 : 21
SO 2 : 249
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Kraftstoff: Holz, geschredderte Reifen
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Anfangs ja; wie erlaubt, nein.
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Hinweise: Die Anlage befindet sich in einem Gebiet mit großen bestehenden Verschmutzungsquellen, einschließlich
Brenner. Es wurde keine vor der Konstruktion durchgeführte Luftqualitätsmodellierung durchgeführt. Es ist
entwickelt von einer pro-forstwirtschaftlichen Non-Profit-Organisation, der US-Stiftung für Forstwirtschaft und
Gemeinschaften, aber der Entwickler hat festgestellt, dass das Verbrennen von Reifen für den Erfolg wichtig ist
die Einrichtung. Wie bei anderen in Georgien zugelassenen Biomasseanlagen wurde diese Anlage nicht-EPA verwendet
sanktionierten Emissionsfaktoren, um zu dem Schluss zu kommen, dass es sich um eine untergeordnete Quelle für HAPs handelt.
Erste Stapeltests sind erforderlich, um Emissionsraten für bestimmte HAPs festzulegen.
Piedmont Green Power, Barnesville, GA
Was: 657 MMBtu / hr heizkessel; 54,5 MW (netto).
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 564 192
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 228
CO: 227
PM 10 : 86
SO 2 : nicht spez
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: “Biomasse besteht aus Holzabfällen in Chips oder in geschredderter Form aus der Holzernte,
vorkommerzielle Durchforstung von Waldbeständen, Ernte nichtkommerziell, tot oder
deformierte Arten für Brennstoffzwecke und Landräumungsaktivitäten (Gliedmaßen, Spitzen, Stümpfe und
nichtkommerzielle Bäume) und kann auch Erdnussschalen, Pecanschalen, Baumwollstiele,
Schnittholz und Palettenholzabfälle (unbemalt / nur unbehandelt) und ähnliche Holzbiomasse. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Während diese Einrichtung behauptet, eine synthetische Nebenquelle für HAPs zu sein, und die Erlaubnis besagt, dass
Mögliche HAP-Emissionen liegen über 25 Tonnen, die Genehmigung enthält keine Tests
andere Anforderungen als ein einmaliger Test auf HCl. Die Genehmigung würde somit wahrscheinlich gelten
nicht durchsetzbar nach den Anforderungen des Clean Air Act, obwohl die Unterlassung korrigiert werden könnte
wenn die Betriebserlaubnis nach Titel V erteilt wird. Diese Einrichtung wurde 49,5 Millionen US-Dollar zugesprochen
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1996/02/16.html Saubere Energie – Finanzierung der Bundesregierung als 1603b – Auszeichnung, die das
Steuervergünstigung für erneuerbare Energien der Bundesbehörde für erneuerbare Energien zu einem Barzuschuss.
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Hu Honua, Pepe’ekeo, HI
Was: Refire der alten Kohleanlage. 407 MMBtu / hr Heizkessel; 23,8 MW brutto, 21,5 MW netto
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 349.507
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 210
CO: 246
PM 10 fil : 21.4
SO 2 : 39,2
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Kraftstoff: Holz, Biodiesel
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Nein
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Hinweise: Diese Einrichtung hat einen synthetischen Minderstatus für die Kriterien Schadstoffe und HAPs angenommen. EPA kommentiert
auf dieser Genehmigung, mit der Beobachtung, dass es unwahrscheinlich ist, dass eine Anlage dieser Größe unter ihrem CO bleiben könnte
Deckel, und die Beobachtung, dass die Verwendung von Nicht-EPA-sanktionierten Emissionsfaktoren für die Berechnung
HAPs Emissionen müssen gerechtfertigt sein. Wie vom Clean Air Act zugelassen, eine Bürgergruppe
Er ersuchte das EPA, sich formell gegen die Genehmigung zu wehren, und die EPA hat geantwortet
wie geschrieben, sind die Verschmutzungsgrenzen nicht durchsetzbar. Diese Entscheidung ist wichtig, weil EPA
hat deutlich gemacht, dass die tatsächlichen Emissionsprüfungen für beide Kriterien Luftschadstoffe und HAPs müssen
unter einer Vielzahl von Betriebsbedingungen durchgeführt werden, damit eine Einrichtung Anspruch auf und haben kann
den Status der synthetischen minderwertigen Quelle beibehalten. Viele Genehmigungen für Bioenergieanlagen werden erteilt
im ganzen Land enthalten diese Anforderungen nicht, insbesondere für HAPs, und sind
daher wahrscheinlich nicht durchsetzbar im Sinne des Clean Air Act.
ecoPower, Gefahr, KY
Was: 745 MMBtu / h Wirbelschichtkessel; 58 MW
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr): 577 073
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 240
CO: 240
PM 10 fil : 240
SO 2 : 240
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: Hartholzstämme, die während der vorkommerziellen Ausdünnungsarbeiten entfernt wurden. Sturm und Feuer
beschädigte Hartholzbäume und Baumteile. Niedrige Qualität Hartholz-Protokolle und Hartholz-Blöcke
das sind in der Produktion von Sägeblöcke getrimmt. Hartholzindustrie Nebenprodukte, wie z
als Späne, Sägemehl, Rinde und ähnliche Materialien, die keine Konservierungsmittel, Harze,
oder andere Zusätze. Niedrige Qualität Hartholzstämme und Hartholz Hackschnitzel produziert während
Vorfahrt und städtische Forstwirtschaft. Nicht recycelbares unbehandeltes Hartholz
Paletten, unbehandeltes Bauholz und Stauholz.
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Ein früher Entwurf der Luftgenehmigung hat die Anlage als Hauptquelle für HAPs klassifiziert, die dies tun würden
emittieren über 35 Tonnen pro Jahr. Die endgültige Version der Genehmigung reduzierte die Anzahl der HAPs auf
7,71 Tonnen. Die Antragstellerin hat die Verringerung der geschätzten HAPs durch einen Eigenanteil erreicht
HAPs Emissionsfaktoren und nur bestimmte HAPs zu Gesamtemissionen zählen. Rückstellungen
In der endgültigen Version der Genehmigung wurden die erforderlichen Stapeltests entfernt, sodass die HAPs begrenzt sind
sind an dieser Stelle nicht durchsetzbar.
75
Verso Bucksport, Bucksport, ME
Was: 814 MMBtu / hr heizkessel; 25 MW (brutto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 699.014
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 476,3 CO: 952,7
PM 10 : 95,3
SO 2 : 243,9
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle
Status für HAPs: Vermutlich eine wichtige Quelle; Erlaubnis erwähnt keine HAPs.
Kraftstoff: “Heizöl (einschließlich Heizöl, Off-Spezifikation Altöl und Spezifikation Altöl), natürlich
Gas und Biomasse (einschließlich Holzabfälle, Hackschnitzel, Rinde, Klärschlamm aus
Papierrollenkernenden und Abfallpapiere). “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Weitere Informationen: Direkt neben Wohnhäusern und Schulen liegt die Papierfabrik Verso Bucksport
erweiterte seine Biomasse-Brennfähigkeit auf 25 MW, um erneuerbare Energien zu nutzen
Credits im Nordosten verfügbar. Obwohl die Anlage eine BACT-Analyse durchlief, ist ihre
Emissionsrate für PM (bei 0,03 lb / MMBtu) ist sehr permissiv, doppelt so hoch wie bei anderen BACT-
zugelassene Anlagen und Kohlekraftwerke erreichen. Bei 0,3 lb / MMBtu ist das 24-stündige zulässige NOx
Emissionsrate ist auch mehr als das Dreifache der Grenze bei anderen PSD-zugelassenen Anlagen. Die Einrichtung
verwendet kein Sorptionsmittel, um die Emission von Salzsäure zu reduzieren.
Bürger Biopower, Berlin, NH
Was: 1.013 MMBtu / hr sprudelnden Wirbelschichtkessel; 70 MW (brutto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 869.903
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 244,5 CO: 307,3
PM 10 fil : 40,9
SO 2 : 48,7
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle
Status für HAPs: Hauptquelle
Brennstoff: “ganze Baumhackschnitzel und anderes minderwertiges sauberes Holz”
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Nein
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Weitere Informationen: Diese Einrichtung befindet sich auf dem Gelände einer alten Zellstofffabrik und grenzt unmittelbar an die Häuser und
Schulen. Es ist die größte Holzbrennanlage im Nordosten. Die Erlaubnis spezifiziert, dass das
Pflanze wird etwa 113 Tonnen Holzschnitzel pro Stunde brennen, die in erster Linie bezogen werden
von ganzen Bäumen. Diese Einrichtung wurde im Gegensatz zu. Als eine wichtige Quelle für HAPs anerkannt
eine andere “saubere” Holzfabrik, das 100 MW (Netz) Gainesville Renewable Energy Centre,
die behauptete, eine Bereichsquelle zu sein.
ReEnergy Lyonsdale Biomasse, Lyons fällt, NY
Was: 290 MMBtu / hr Heizkessel; 19 MW (netto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 243.882
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 249
CO: 249
PM 10 fil : ~ 124
SO 2 : “Weniger als
10 Tonnen “
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
76
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Treibstoff: unverfälschtes Holz, bis zu 30% Paletten; auch nicht wiederverwertbares Fasermaterial wie Wachs
Pappe in Kombination mit anderen Brennstoffen in Mengen von bis zu 30 Gew
die Brennstoffzufuhr des Kessels. Nicht wiederverwertbares Fasermaterial kann in Form von Pellets vorliegen,
Extrusionen, Späne, Schnitzel oder andere Formen, die eine geeignete Kraftstoffmanagementfähigkeit bereitstellen.
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Anmerkungen: Während die Genehmigung eindeutig die Einrichtung ermächtigt, Abfälle zu verbrennen, die Firma
Englisch: www.germnews.de/archive/dn/1995/02/11.html Die Website sagt, dass die Anlage ” nachhaltig erzeugten Strom aus verantwortungsvoll geernteten grünen Wäldern liefert
Restbiomasse und unverfälschtes Holz. Diese Genehmigung nutzt eine obskure Gesetzeslücke aus
Dadurch kann eine filtrierbare Partikelemissionsrate von 0,1 lb / MMBtu festgelegt werden. Das
Die Einrichtung muss alle fünf Jahre einen Stapeltest für PM durchführen, um die Einhaltung nachzuweisen.
Die zulässige NOx – Emissionsrate von 0,2 lb / MMBtu ist etwa dreimal höher als die von
Rate bei Pflanzen, die eine BACT-Analyse durchlaufen. Die Genehmigung enthält keine Beschränkungen für HCl
Emissionen und kein Sorbens-System ist in der Genehmigung angegeben. Dies ist eine Titel V Genehmigung mit Nein
strenge Testanforderungen, um den Status der synthetischen Nebenquellen für
HAPs, was darauf hindeutet, dass es nicht durchsetzbar ist.
ReEnergy Schwarzer Fluss, Fort Drum, NY
Was: Refire der bestehenden alten Kohleanlage. Drei zirkulierende Wirbelschichtkessel, 284 MMBtu / h
jeder; 60 MW (brutto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 658.274
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 538,5 CO: 234,1
PM 10 : 52
SO 2 : 696,3
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: “Die vorgeschlagenen Brennstoffe sind sauberes Holz, unverfälschtes Holz von C + D-Trümmern,
Holz, mit Kreosot behandeltes Holz, aus Reifen gewonnener Brennstoff und nicht wiederverwertbares Fasermaterial
(Altpapier).”
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Hinweise: Diese Einrichtung darf eine Reihe von Abfallbrennstoffen verbrennen. Seine Testanforderungen für
Brennstoffzustand ” ReEnergy soll den ” Gittertest ” anwenden, der aus einem 10 mal 10 Raster besteht, das über dem
Holzstrom und überprüft, um den Prozentsatz von geklebtem Holz, behandeltem / lackiertem Holz und nicht
Holzwerkstoffe. Wenn festgestellt wird, dass der Anteil an Leimholz zwischen 0 und 1,0% liegt
Volumen, dann ist der Prozentsatz von geklebtem Holz für diese Ladung 1%. Wenn es bestimmt wird, dass der Prozentsatz
von geklebtem Holz ist zwischen 1% und 20% nach Volumen, der Prozentsatz von geklebtem Holz für diese Last ist 20%.
Wenn festgestellt wird, dass der Anteil an verleimten Hölzern mehr als 20 Vol .-% beträgt, beträgt die Belastung
zu 100% geklebtes Holz betrachtet. Diese Methode muss einmal alle 5 Ladungen pro Lieferant angewendet werden. ” Dies
ist eine Titel-V-Genehmigung, die keine strengen Prüfanforderungen für die Herstellung und Wartung des synthetischen Materials enthält
geringer Quellstatus für HAPs, was darauf hindeutet, dass es nicht durchsetzbar ist.
77
Biogreen nachhaltige Energie, La Pine, OR
Was: 353 MMBtu Stokerkessel, 24,9 MW (netto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr): 303.135
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 232
CO: 247
PM 10 : 46
SO 2 : 39
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: “Holz in Form von Schweineholz, Rinde und Pommes frites, Waldbewirtschaftungsrückstände (Holz)
von Yard Trümmer, und Bau-und Abbruchholz Materialien werden als Brennstoff für verwendet werden
der Kessel. Die Anlage wird keine Holznebenprodukte verbrennen, die Sperrholz oder Harz enthalten
Materialien. Jährlich werden weniger als 20% der Wärmezufuhr zum Kessel kommen
Yard Trümmer und Bau- und Abrissmaterialien “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Auf der Website der Einrichtung 154 heißt es: “Saubere Energie aus heimischen Wäldern schaffen”, aber eine bedeutende
Ein Teil des Brennstoffs der Anlage wird aus Bau- und Abbruchabfällen stammen. Diese Erlaubnis
enthält eine Anforderung, HCl-Emissionen zu testen, um sicherzustellen, dass der Emissionsfaktor gültig ist, aber dies tut
Sie enthalten keine Anforderung, andere HAPs zu testen, was darauf schließen lässt, dass sie nicht durchsetzbar sind.
Immergrüne Gemeinschaftsmacht / Vereinigtes Corstack, Lesen, PA
Was: 482 MMBtu / hr Heizkessel; 33 MW (Brutto)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 414.000
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 96
CO: 99
PM 10 : 96
SO 2 : 92
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: Holz, Bauschutt, Siedlungsabfälle
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Hinweise: Siehe Abschnitt oben für Details zu dieser Anlage.
Nacogdoches Kraft, Sacul, TX
Was: 1.374 MMBtu sprudelnden Wirbelschichtkessel, 116 MW (brutto).
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr): 1.179.908
Zulässige Emissionen 155 (Tonnen pro Jahr): NOx: 602 CO: 903
PM 10 gesamt : 192.6
SO 2 : 274
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle (PSD)
Status für HAPs : Hauptquelle
Brennstoff: 1,4 Millionen Tonnen pro Jahr von “Biomasse – Materialien in Form von Waldreststoffen (hauptsächlich Reststoffe)
Ober – und Unterholz von Bäumen, ungenutzte Totholzbäume und Schnittholz) und Mühlrückstände (einschließlich
Sägespäne). Ganze Holzhackschnitzel können auch als Brennstoff verwendet werden. “
155 Berechnet aus zulässigen Raten, da in der Genehmigung keine Grenzwerte für die Gesamttonnen festgelegt sind.
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Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja – “saubere kommunale Holzabfälle”
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? unbekannte
Anmerkungen: Dies ist die Schwesteranlage des Gainesville Renewable Energy Centre in Florida, die behauptet
eine kleine Quelle für HAPs zu sein, obwohl es als Hauptquelle erlaubt war. Das
Nacogdoches Anlage wurde als Hauptquelle zugelassen, mit zulässigen Emissionen von 126 Tonnen
HCl pro Jahr.
EDF Allendale, Allendale, SC
Was: Neue Einrichtung; 275 MMBtu / h Stoker; 21 MW brutto, 17,5 MW netto
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 236.153
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 241
CO: 250
PM 10 : 36
SO 2 : 30.1
Status für NOx, PM und CO: Synthetische Nebenquelle (vermiedene PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: Der Kessel darf nur saubere, unbehandelte Holzabfälle als Brennstoff verbrennen. Sauberes Holz ist
definiert in SC Verordnung 61-62.1 als unbehandeltes Holz oder unbehandelte Holzprodukte einschließlich
sauberes unbehandeltes Bauholz, Baumstümpfe (ganz oder abgebrochen) und Äste (ganz oder unbehandelt)
gechipt). Sauberes Holz beinhaltet keine Gartenabfälle oder Bau, Renovierung und
Abbruchabfälle (einschließlich, aber nicht beschränkt auf Eisenbahnschwellen und Telefonmasten). Die Verwendung
von anderen Stoffen, einschließlich Gartenabfälle und Bau, Renovierung und Abriss
Abfälle, da Brennstoff ohne vorherige Erteilung einer Baugenehmigung von Revision untersagt ist
das Büro für Luftqualität.
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Nein
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Diese Genehmigung wäre eine wichtige Quelle für HAPs, wenn AP-42-Emissionsfaktoren verwendet worden wären
Berechnung der Emissionen anstelle einer Kombination von NCASI und anderen Faktoren. Diese Einrichtung hat a
Zwilling, der auch kürzlich online gegangen ist, das EDF Dorchester-Werk in Harleyville, SC.
Dominion Energy, Southampton, Altavista und Hopewell, VA
Was: Drei 63-MW-Kohlekraftwerke werden zu 51-MW-Biomassekraftwerken umgebaut: Altavista (Altavista,
VA), Hopewell (Hopewell, VA) und Southampton (Franklin, VA)
Geschätzte CO 2 -Emissionen ( Tonnen pro Jahr) : 2.030.060 (drei Anlagen)
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 412 (x 3) = 1.236
CO: 916 (x 3) = 2,748
PM 10 fil : 59,6 (x 3) = 178,7
SO 2 : 38,2 (x 3) = 114,6
Status für NOx, PM und CO: Hauptquellen (PSD)
Status für HAPs: Unbekannt.
Treibstoff: Drei Genehmigungen; zwei spezifizieren die Verwendung von 785.480 Tonnen Holz pro Jahr und kein kontaminiertes Holz;
eine Genehmigung (Southampton) erlaubt die Verwendung von Destillat-Heizöl mit einem Volumen von 5.879.518 gal / a. “Biomasse
bedeutet jene Rückstände, die der herkömmlichen Biomasse aus Zellulose ähneln, einschließlich der aus Wäldern gewonnenen
Biomasse (zB grünes Holz, Walddurchforstungen, saubere und unverfälschte Rinde, Sägemehl,
und Holzernte aus Holz – und Sägewerksmaterial), das aus Holz gewonnen wird
Wald Brandbekämpfung Aktivitäten, Bäume und sauberes Holz in Katastrophen Trümmer gefunden, und sauber
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Biomasse aus Rodungsvorgängen, die jeweils in der Definition von “Saubere Zellulose” definiert sind
Biomasse in 40 CFR 241.2, ausgenommen Holz, das chemische Behandlungen enthält oder hat
daran befestigte Farb- und / oder Ausrüstungsmaterialien oder Papier- oder Kunststofflaminate. Genehmigt
Biomasse ist Biomasse, die bei Konzentrationen normalerweise keine Verunreinigungen enthält
im Zusammenhang mit Biomasse-Rohstoffen. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Nein
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Während die ersten Stack-Tests erforderlich sind, um die Emissionen von SO 2 , NOx, CO, VOCs zu bestimmen ,
Schwefelsäurenebel und Fluorwasserstoff, es ist kein Stapeltest für HCl oder andere erforderlich
HAPs. Anforderungen für HAP-Tests können enthalten sein, wenn Titel V-Betrieb dies zulässt
Die Pflanzen werden ausgegeben.
Nippon Papier, Port Angeles, WA
Was: Anlagenerweiterung; 420 MMBtu / hr Stoker; ~ 20 MW netto (Cogen, verbraucht etwas Wärmeenergie)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 360.670
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 184
CO: 644
PM 10 fil : 2
SO 2 : 152
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle
Status für HAPs: Hauptquelle (PSD)
Brennstoff: “Genehmigte Kraftwerke für Kraft-Wärme-Kopplung: Der Berechtigte darf nur saubere Holzbiomasse verbrennen,
recycelter Holzbrennstoff, entwässerter Klärschlamm, Erdgas und Ultra
Dieselkraftstoff mit niedrigem Schwefelgehalt in der KWK-Anlage. Für den Zweck dieser Bestellung: a.Reinigen
holzige Biomasse, auch bekannt als Schweineheizkraftstoff oder zerhackter Brennstoff, ist irgendein Holzmaterial definiert
das entspricht der Definition von sauberer cellulosischer Biomasse in § 241.2. b. Recyceltes Holz
Brennstoff ist definiert als holziges, ungefährliches Sekundärmaterial, das als nicht
Abfälle nach den in § 241.3 beschriebenen Normen und Verfahren. c. Entwässertes Abwasser
Behandlungsschlamm ist definiert als Klärschlamm, der hauptsächlich aus Zellstoff und Papierfasern besteht
vor Ort produziert und nach den genannten Standards und Verfahren als nicht abfallfrei deklariert wurde
in § 241.3. d. Erdgas ist jeder in §63.7575 als Erdgas definierte Brennstoff, einschließlich
Propan und LPG. e. Dieselkraftstoff mit extrem niedrigem Schwefelgehalt bedeutet Heizöle, die weniger als 0,05 enthalten
Gewichtsprozent Stickstoff und weniger als 0,0015 Gewichtsprozent Schwefel, die den Anforderungen entsprechen
Spezifikationen für die Brennstofföle Nr. 1 und 2 nach ASTM D396 oder Dieselkraftstoff
Nummer 1 und 2 nach ASTM D975. Ultra-schwefelarmes Heizöl kann enthalten
Prozentanteil Biodiesel, der den Spezifikationen in ASTM 6751 entspricht, vorausgesetzt,
Stickstoff- und Schwefelgrenzwerte werden durch das flüssige Brennstoffgemisch erreicht. “
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Weitere Informationen: Das Hotel liegt auf der Olympic Peninsula, etwa 50 km vom Port Townsend Paper entfernt
Unternehmen, diese Einrichtung war verpflichtet, die Emissionen von Luftgiften mehr als die meisten anderen zu reduzieren
Einrichtungen, die wir überprüft haben, aber da es eine Vielzahl von kontaminierten Brennstoffen brennt, einschließlich Papier-
Bei der Herstellung von Schlämmen sind die Emissionen von Luftgiften wahrscheinlich hoch. Die Firma wird benötigt von
seine Erlaubnis, einen Brennstoffüberwachungsplan zu entwickeln und Brennstoffanalyse für Chlor und Quecksilber zu prüfen
Inhalt. Es soll sicherstellen, dass “recycelter Holzbrennstoff” eine Qualität erreicht
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Versicherungsplan. Die Anlage wurde als Hauptquelle für HAPs vor dem erheblich zugelassen
geschwächte Version der Kesselregel, die heute existiert, und musste eine filterable treffen
PM-Emissionsgrenze von 0,0011 lb / MMBtu (der aktuelle MACT-Standard für die Hauptquelle)
Kessel ist 0,03 Pfund / MMBtu, die 27 mal höher ist). Die filterbare PM – Grenze erklärt die
relativ niedrige geschätzte Emissionen von 2 Tonnen pro Jahr aus der Anlage. Die Erlaubnis setzt auch
Grenzwerte für Emissionen von Acrolein, Ammoniak, Benzol, Formaldehyd, Chlorwasserstoff
(HCl) Quecksilber und Dioxine / Furane. Erste und “intermittierende” Stack-Tests sind erforderlich
Gewährleistung der Einhaltung (einmal pro Genehmigungsperiode oder alle fünf Jahre). Die Pflanze wird auch benötigt
Englisch: www.dlr.de/en/DesktopDefault.aspx/t…mage.1.3575/ Für das PM – System ein kontinuierliches Emissionsüberwachungssystem zu installieren, das für die
Genehmigungen haben wir überprüft.
Port Townsend Papierfirma, Port Townsend, WA
Was: Anlagenerweiterung; 414 MMBtu / hr Stoker; ~ 24 MW netto (Cogen, verbraucht etwas Wärmeenergie)
Geschätzte CO 2 -Emissionen (Tonnen pro Jahr) : 355.518
Zulässige Emissionen (Tonnen pro Jahr): NOx: 262
CO: 635
PM 10 : 36.4
SO 2 : 96
Status für NOx, PM und CO: Hauptquelle (PSD)
Status für HAPs: Synthetische Nebenquelle
Brennstoff: “Holzbrennstoffe einschließlich Schweineholz, Waldbiomasse und urbanes Holz. Ökologie ist derzeit nicht
klassifizieren diese Holzbrennstoffe als festen Abfall. Holzbrennstoffe sind nicht mit Holz behandelt
Kreosot, Pentachlorphenol oder Kupfer-Chrom-Arsen; oder Hausmüll. Wald
Biomasse bedeutet die Nebenprodukte derzeitiger Waldbewirtschaftungsaktivitäten, aktueller Wald
von der Behörde zugelassene Schutzmaßnahmen oder die Nebenprodukte der Waldgesundheit
Behandlung, die gemäß dem Washingtoner Forstgesetz vorgeschrieben oder erlaubt ist. Waldbiomasse
enthält keine festen Siedlungsabfälle. Urbane Holz ist Holzkraftstoff gekauft treffen ein
Annahmeprogramm, das mit Kreosot, Pentachlorphenol oder
Kupfer-Chrom-Arsen; Siedlungsabfälle, gefährliche Schadstoffe (Asbest, Blei,
Quecksilber), Blei lackierte Gegenstände und Kunststoffbeschichtungen. “(Urban Holz ist Abbruchabfälle. Port
Der Kraftstoff von Townsend Paper umfasst auch wiederaufbereitetes Heizöl (etwa 15% des gesamten Kraftstoffs) und
Wellpappe-Recycling-Ausschuss (“OCC-Ausschuss”), also Wellpappe-Boxen, die sind
zu stark mit Etiketten, Verschlüssen usw. verunreinigt, um sie zu recyceln. PTPC verwendet ungefähr ein
Drittel von Washington recyceltem Karton.
Bau- und Abbruchhölzer oder andere als Brennstoff zugelassene Abfälle? Ja
Verwendung von NCASI oder anderen Nicht-EPA-Faktoren zur Schätzung von HAPs? Ja
Anmerkungen: Im Gegensatz zum Nippon Paper Werk in Port Angeles, das von der Olympic Region herausgegeben wurde
Clean Air Agency in Washington, die Genehmigung für diese Einrichtung wurde von Washington erteilt
Department of Ecology und enthält relativ wenige Schutzmaßnahmen, obwohl es ein
größere Anlage als die Nippon-Anlage. Emissionsberechnungen, die zur Rechtfertigung der
Der Ausbau der Biomasseverbrennung in der Anlage umfasst Kürzungen durch die Installation von Zukunft
Emissionskontrolleinrichtungen, die gesetzlich vorgeschrieben sein werden, unabhängig davon, ob die Biomasse
Projekt ist gebaut oder nicht. Die vorgeschlagene Erweiterung wird den Brennstoffdurchsatz auf 2,9 erhöhen
die gegenwärtigen Beträge.
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