Résumé des projets de mise à jour du rapport PG7 de 2005 (octobre 2021)

Résumé des projets de mise à jour
Section provisoire du document Résumé des projets de mise à jour du rapport PG/7 de 2005 Avantages Inconvénients
1 1.0 Introduction Applicable à la surveillance des émissions de SO2, de NOx et de CO2 des grandes sources de combustion, qui peut être étendue à d’autres contaminants et à d’autres sources ponctuelles. La version de 2005 du PG/7 était fortement axée sur les émissions de SO2 et de NOx provenant de centrales thermiques. Pourtant, certains règlements provinciaux, comme le règlement 127/01 de l’Ontario, ont appliqué le PG/7 à d’autres processus. La version mise à jour comprend également les émissions de CO2 et de CO et la possibilité d’application du rapport à d’autres processus de combustion. s/o
2 2.0 Résumé des spécifications et des procédures Les spécifications et les procédures sont présentées de manière détaillée, ainsi que dans des tableaux récapitulatifs pouvant servir de référence rapide aux personnes familières avec le sujet (par exemple, tableaux 3, 6 et 7). La structure du document PG/7 de 2005 a été conservée. Quelques sections jugées confuses ont été reformulées. Les tableaux ont été reformatés. Pour les experts, les tableaux 3, 6 et 7 présentent un résumé raisonnable des spécifications, avec des explications supplémentaires contenues dans les paragraphes concernés par les renvois internes. La formulation permet de distinguer les clauses obligatoires des clauses discrétionnaires (par exemple, « doit » et « devrait » par rapport à « peut » et « pourrait »). s/o
3 3.1.1 Emplacement du point d’injection des gaz d’étalonnage Tous les SSCE installés après 2023 devront être en mesure de réaliser les essais quotidiens de dérive de l’étalonnage et l’essai trimestriel de linéarité en utilisant des gaz d’étalonnage en écoulement comme référence. Le remplacement éventuel de certains SSCE canadiens par d'autres systèmes pouvant être étalonnés avec des gaz de référence permettra d'aligner les SSCE et les méthodes de référence en matière d'étalonnage. Les méthodes de référence instrumentales de l'EPA pour le SO2, les NOx et le CO2 nécessitent qu'un étalonnage du gaz de catégorie « Protocol » de l'EPA soit effectué avant l'essai et qu'une vérification de la dérive soit effectuée après l'essai. C'est ainsi que les résultats des essais sont validés. Les SSCE équipés uniquement d'un étalonnage interne peuvent constater qu'à la suite d'un test de CGA out RATA raté, les grands ensembles de données soient contestables. Les étalonnages alternatifs pour ces SSCE ont été maintenus dans la version révisée du PG/7, mais tous les nouveaux systèmes installés à partir de 2023 doivent être en mesure d'utiliser des gaz d'étalonnage à cette fin. Le code SSCE 2021 de l'Alberta comprend une déclaration relative à l'exigence pour les nouveaux analyseurs d'être en mesure de réaliser des vérifications de linéarité des bouteilles de gaz. Ceci est en accord général avec les sections 4.2, 3.1A et 3.1B du code SSCE 2021 de l'Alberta. La période de transactions, toutefois, tolère les systèmes existants qui pourraient ne pas être conformés aux objectifs de données à qualité garantie et facilite donc l’extension planifiée de leur vie de service.
4 3.2.1 Plage d’utilisation La plage de mesure (PM) de chaque analyseur doit être légèrement supérieure au niveau de concentration maximum probable des gaz d’échappement. La pleine échelle (PE) est un sous-ensemble de la PM, définie comme une plage telle que la plupart des mesures en fonctionnement normal se situent entre 20 % et 80 % de cette échelle. Cette PE doit être ajustée de manière annuelle avant la VER, car elle est utilisée pour définir certaines spécifications. Le PG/7 de 2005 exige que la moyenne (1 valeur) des mesures du SSCE se situe dans une plage comprise entre 40 % et 75 % de la PE définie. À l’inverse, la version PG/7-8 révisée exige que la majorité (plus de 50 %) des mesures du SSCE se trouvent dans une plage comprise entre 20 % et 80 % de la PE, formant ainsi un critère plus exhaustif. La modification de cette exigence est conforme aux politiques relatives à la PE des SSCE de l’EPA et aux méthodes de référence instrumentales relatives au SO2, aux NOx et au CO2. Notez que l’Alberta estime qu’environ 120 unités SSCE actuellement en service dans la province utilisent une PM inappropriée en termes d’ampleur et ne pouvant pas être modifié, empêchant ainsi à ces SSCE de satisfaire à ce critère (la plage de mesure est beaucoup plus élevée que la majorité des mesures actuelles). Par conséquent, le code SSCE de l’Alberta récemment mis à jour n’exigera plus « d’effectuer des modifications de la plage d’utilisation actuelle ou de la pleine échelle des analyseurs ».
5 3.2.2 Effets d’interférence et 3.2.3 Dérives de réponse dues à la température Le fabricant de l’analyseur doit certifier que la somme des effets d’interférence des gaz de combustion est inférieure à 4,0 % de la PE prévue, ainsi que le respect de certaines dérives de réponse dues à la température. Cette modification réduit le nombre d’essais auxquels l’utilisateur doit se conformer lors de la pré-homologation d’une nouvelle unité. L’exigence n’incombe plus l’utilisateur, mais au fabricant, potentiellement mieux équipé pour mettre à l’essai une ou plusieurs unités identiques d’un lot de production et fournir un certificat de conformité à l’utilisateur. Cette modification ne s’applique pas aux unités existantes.
6 3.2.4. Convertisseurs de NOx Si l’analyseur de NOx s’appuie sur le convertisseur de NO2, alors l’efficacité doit être vérifiée tous les trimestres, conformément aux procédures définies. Cette exigence est similaire à celle de la méthode de référence 7E de l’EPA, sauf que dans le cadre de SSCE, l’efficacité doit être vérifiée de manière trimestrielle, et non avant et après chaque essai sur le terrain, conformément aux sections 8.2.4 et 8.2.4.1 de la méthode de référence 7E de l’EPA. s/o
7 3.2.5 SSCE à spectromètre IRTF extractif Un spectromètre IRTF peut être utilisé dans un SSCE pour surveiller les émissions de NOx, de SO2 et de CO2 des gaz s’échappant d’une source de combustion, à condition que celui-ci réponde aux spécifications applicables relatives aux analyseurs du présent document, notamment en ce qui concerne les essais d’AQ-CQ quotidiens, trimestriels, semestriels ou annuels prescrits. Les caractéristiques propres à cette technologie sont reconnues. Parmi les raisons principales poussant à l’installation d’un spectromètre IRTF, on peut par exemple citer la surveillance obligatoire des contaminants dangereux tels que le HCl dans les fours à ciment, pour lesquels, aux États-Unis, le SSCE doit satisfaire à la Spécification de rendement 18. Le même SSCE peut être utilisé au Canada pour surveiller les émissions de SO2, de NOx et de CO2, mais il ne bénéficie pas d’une exemption privilégiée pour les essais d’AQ/CQ quotidiens, trimestriels, annuels ou semestriels. Cette décision concernant les exigences en matière d’AQ/CQ est conforme à la Partie 75 des politiques du programme sur les pluies acides des États-Unis, mais peut décevoir les attentes des vendeurs de spectromètres IRTF, de leurs clients et de certains praticiens.
8 3.4 Spécifications applicables au SCGD Amélioration des capacités en matière de compilation des rapports mensuels du SSCE et de vérification annuelle par un examinateur indépendant. Le SCGD doit archiver les données horaires mensuelles et annuelles, notamment en ce qui concerne la disponibilité, les essais d'homologation, la VER, les vérifications des bouteilles de gaz, les facteurs de correction de l’erreur systématique (FCES) et la substitution de valeurs aux données manquantes. Les spécifications des exigences du SCGD sont similaires à celles du ministère de l’Environnement et des Parcs de l’Alberta (MEPA), à l’exception des spécifications relatives aux formats et aux codes de la déclaration électronique des données, qui sont mentionnés dans un document séparé du MEPA de 55 pages (aep-ssce-information-user-manual-version-2-4.pdf). À l’exception de ceux d’Alberta, nous n’avons pas connaissance d’utilisateurs de SSCE effectuant les déclarations mensuelles relatives au SSCE ou la vérification annuelle prescrite par un examinateur indépendant (PG/7 de 2005, Tableau 5, Procédures de contrôle de la qualité, sous-section 16). Ceux-ci pourraient donc être réticent à l’idée de mettre à niveau de leur système de gestion des données afin de respecter des exigences qu’eux et que l’autorité de réglementation compétente ignorent aujourd’hui.
9 3.4.3 Substitution de valeurs aux données manquantes Présente des exemples de solutions de substitution de valeurs aux données manquantes. Les spécifications doivent être décrites dans le plan d’assurance qualité (PAQ) et être acceptées par l’autorité de réglementation compétente. L’objectif des SSCE est de produire un enregistrement complet des émissions horaires. Cependant, le PG/7-8 révisé exige une nouvelle disponibilité pour les SSCE (plus de 90 % la première année, plus de 95 % par la suite), ce qui peut provoquer un manque de données pour 5 à 10 % des heures en raison de dysfonctionnements de l’équipement ou des opérations d’entretien quotidiennes. Les programmes utilisant les données du SSCE déterminent la procédure appropriée quant aux heures manquantes. Les politiques américaines de plafonnement et d’échange en ce qui concerne le remplacement des heures manquantes sont par exemple conçues pour fournir des valeurs de données de substitution de qualité vérifiée, de manière à susciter une réponse rapide à la cause des données manquantes. Les substitutions de valeurs aux données manquantes des trois premiers mois suivant l’homologation sont susceptibles d’être proches des valeurs attendues si le SSCE a fonctionné. Par la suite, la substitution s’avérera plus punitive, notamment dans le cas d’épisodes plus longs et plus fréquents. Au Canada, les données du SSCE sont vraisemblablement utilisées à d’autres fins que le plafonnement et l’échange. De ce fait, le rapport PG/7-8 révisé ne fournit que des exemples de substitution à court terme, en utilisant les valeurs les plus probables selon la base de données historique de la source. Les programmes de substitution propres à une source doivent être approuvés par l’autorité qui demande et collecte les données. Ceci s’applique aux données sur les émissions de CO2 recueillies par le SSCE et soumises à la taxe sur les émissions carboniques. Il reste une question similaire à résoudre : peut-on procéder à une substitution de valeurs aux données manquantes lorsque les objectifs de disponibilité du SSCE ne sont pas atteints?
10 3.5.1 Systèmes à temps partagé Après 2023, les nouveaux SSCE à temps partagé seront limités à deux (2) sources adjacentes. Le rapport PG/7 de 2005 permet à un SSCE extractif d’être partagé par plusieurs sources adjacentes, à condition que chacune d’entre elles soit mesurée à intervalles de 15 minutes. Étant donné que le temps de réponse du SSCE peut atteindre 200 secondes (soit 3,33 minutes), un cycle de 15 minutes portant sur deux sources laisserait à peine assez de temps pour effectuer des lectures moyennes d’une minute et assez de temps libre pour procéder à l’étalonnage quotidien. Par conséquent, la version PG/7-8 révisée limite le partage du temps à deux sources adjacentes et fournit des procédures supplémentaires pour effectuer la VER selon la partie 75 de l’Emission Monitoring Policy Manual (2013) de l’EPA, page 8-20 et 8-21, questions 8.33 à 8.35. Nous n’avons pas connaissance de SSCE à temps partagé entre plus de deux sources, néanmoins ce changement ne devrait pas s’appliquer de manière rétroactive.
11 3.6 Procédures d’essai pour la vérification du respect des spécifications de conception Le rejet des effets d’interférence des analyseurs, la réponse due à la température et la durée du cycle du système (pour les SSCE à temps partagé) doivent être contrôlés par le fabricant du SSCE et le certificat de conformité doit être archivé dans le manuel du PAQ. Cette modification réduit le nombre d’essais auxquels l’utilisateur doit se conformer lors de la pré-homologation d’un nouveau SSCE. Il incombe au fabricant de conduire ces essais sur une ou plusieurs unités identiques d’un même lot de production. Le certificat de conformité doit être fourni et archivé dans les dossiers de l’utilisateur. Il s’agit d’exigences relatives aux essais de pré-homologation ne devant pas s’appliquer de manière rétroactive.
12 4.2 Représentativité Les méthodes 2G (sondes bidimensionnelles) ou 2F (sondes tridimensionnelles) de l’EPA peuvent être utilisées comme méthodes de référence pour mesurer le débit pour l’homologation et comme une VER lorsqu’un écoulement de type cyclonique ne peut être corrigé d’une autre manière. Les méthodes 2G et 2F de l’EPA ont été élaborées pour mesurer les types d’écoulement de gaz de cheminée complexes, pour lesquels la méthode 2 conventionnelle a tendance à surestimer le débit. Ces types d’écoulement sont rencontrés plus fréquemment près des emplacements d’échantillonnage non idéaux que de ceux idéaux (section droite de 10 diamètres de longueur). Une réduction de 1 % du débit mesuré à l’aide de la méthode 2 ou de la méthode B d’ECCC peut être appliquée automatiquement (méthode 2H pour la perte de vitesse près de la paroi de la cheminée), mais ces méthodes ou ajustements doivent alors être utilisés pour les VER suivantes. Les méthodes 2G et 2F sont plus compliquées que la méthode B d’ECCC ou la méthode 2 et nécessitent que des sondes différentes et un système de mesure de la pression différentielle différent soient utilisés.
13 Tableau 3, page 19 Réduction de la limite alternative à ≤ 5 ppm d’écart en valeur absolue pour le SO2 et les NOx. Erreur systématique limitée à ≤ 4,0 % de la PE pour les contaminants, les diluants et le débit. Dérive de l’étalonnage quotidien limitée à ≤ 2,5 % de la PE pour toutes les concentrations. La suppression de la clause < 250 ppm élimine une « faille » importante dans la validation de la VER relative au SO2. L’ER de 10 % et les limites alternatives de précision à faible concentration sont similaires à celles du règlement CFR, titre 40, partie 75, et du code SSCE 2021 de l’Alberta. Ce dernier définit toutefois la pleine échelle (PE) comme la valeur supérieure de la plage d’utilisation de l’analyseur (PM dans le PG/7), alors que pour le CFR, titre 40, partie 75, et le rapport PG/7, la PE est un sous-ensemble de la PM qui englobe la majorité des valeurs mesurées entre 20 % et 80 % de cette échelle. La PM est supérieure à la PE. Par conséquent, la dérive (2,5 % de la PE) et l’erreur systématique (4 % de la PE) admissibles selon le rapport PG/7 peuvent être inférieures à celles du code SSCE 2021 de l’Alberta, en fonction de la surdimension de la plage de mesure de l’analyseur ou du dispositif de surveillance. Les limites d’erreur systématique et de dérive de l’étalonnage du PG-7 peuvent être inférieures à celles du code SSCE 2021 de l’Alberta car, pour ce dernier, la PE correspond à la plage d’utilisation de l’analyseur qui englobe toutes les concentrations ou valeurs prévues (y compris les dépassements des limites d’émission).
14 5.3.2.2 Procédures relatives aux essais de dérive de l’étalonnage et de linéarité La description des procédure relatives à essai de dérive de l’étalonnage (7 jours, 2 concentrations vérifiées par jour) ont été séparées des procédures aux vérifications de linéarité des bouteilles de gaz (3 cycles, 3 concentrations par cycle). Ces deux essais peuvent être effectués pendant la période d’essai démontrant que le SSCE est opérationnel (PEO). Les procédures décrites à la section 5.3.2.2 concernaient la réalisation de ces deux essais de gaz en écoulement, ce qui était déroutant pour certains praticiens. Dans le rapport PG/7 révisé, ces procédures sont expliquées de manière distincte dans la section 5.3.2. s/o
15 5.3.6 Calculs applicables à la mesure de l’erreur systématique Une erreur systématique ≤ 4,0 % de la PE est acceptable, et les mesures ultérieures doivent être corrigées par un facteur de correction de l’erreur systématique (FCES) qui compense celle-ci. Par ailleurs, les erreurs systématiques sont acceptables si l’écart moyen en en valeur absolue (|e|) entre la moyenne du SSCE et celle de la PM est inférieure à une certaine valeur minimale. Dans ces cas, cependant, aucun FCES ne doit être appliqué aux données ultérieures. La VER produit 9 à 12 comparaisons entre les mesures du SSCE et celles de la PM. L’objectif principal de ces comparaisons est de déterminer avec une probabilité de 95 % que les mesures du SSCE se situent à plus ou moins des 10 % des données de la PM. L’erreur systématique statistique entre les deux ensembles de données est calculée et une limite inférieure ou égale à 4,0 % de la PE et un écart moyen en valeur absolue (|e|) alternatives sont appliquées. Ces limites sont cohérentes avec celles de l’EPA des États-Unis, qui n’autorise que les FCES supérieurs ou égaux à 1,0. Cela est également cohérent avec d’autres mesures de l’EPA qui lient la performance à des punitions ou des concessions (par exemple, le remplacement punitif des données manquantes ou la fréquence réduite des VER si l’ER ≤ 7,5 %). Le rapport PG-7 permet l’application de FCES inférieurs et supérieurs à 1. Notre modélisation numérique indique qu’un FCES ne devrait être appliqué que lorsque la limite inférieure ou égale à 4,0 % de la PE est respectée. Le code SSCE 2021 de l’Alberta n’autorise pas l’application de FCES.
16 6.3.1.6 Cas particulier de vérification trimestrielle de l’analyseur Suppression de la référence à l’ancienne méthode SPE 1/RM/15 visant à effectuer des vérifications trimestrielles particulières des SSCE installés avant 2023 et ne pouvant pas être étalonnés au moyen de gaz en écoulement. Méthode remplacée par une VER abrégée au moyen d’un analyseur portatif conforme aux spécifications de la PM. Une ER ≤ 15 % pour les polluants et les diluants est également acceptable, tout comme 1,0 % d’écart en valeur absolue pour l’O2 et le CO2. La méthode SPE 1/RM/15 est une ancienne méthode électrochimique d’ECCC, qui n’est aujourd’hui plus disponible sur ses sites Web. La vérification trimestrielle particulière proposée (vérification des bouteilles de gaz particulière) est basée sur une VERA abrégée (6 essais de 21 minutes chacun) utilisant des analyseurs portatifs (par exemple Horiba PG350) respectant les spécifications de la PM. La valeur alternative acceptable élargie (≤ 15 % d’ER) est partiellement due à la valeur t0,025 plus élevée pour un ensemble de 6 essais. Les VER abrégées utilisant des analyseurs portatifs compatibles avec la PM sont plus coûteuses que l’ancienne méthode de vérification trimestrielle en cas particulier. Les VER abrégées utilisant des analyseurs portatifs compatibles avec la PM sont plus coûteuses que l’ancienne méthode de vérification trimestrielle en cas particulier.
17 6.3.2.4 Évaluation des données du rapport débit-puissance Base de données trimestrielle maintenue à 168 heures et, dans le cas d’unités répondant à une consommation de pointe, extension de la base de données potentielle aux 12 mois de fonctionnement précédents. Une unité répondant à une consommation de pointe est définie comme devant être exploitée 1500 heures au cours d’une année civile. Le rapport débit-puissance trimestriel compare le débit moyen des gaz de cheminée mesuré au cours de la dernière VER (a) avec le débit moyen de gaz de cheminée de ≥ 168 heures du trimestre (b) au cours desquelles la production moyenne d’électricité ou de vapeur se situait à plus ou moins 10 % de la production électrique ou de vapeur moyenne mesurée lors de la dernière VER. Le système est jugé conforme si le débit (b) se situe à plus ou moins 10 % de (a), pour des niveaux de sortie ≥ 60 MJ/s (± 15 % si les niveaux de sortie ≤ 60 MJ/s). Cet exercice constitue une vérification trimestrielle acceptable du débitmètre des gaz de cheminée, et nécessite de trier entre 2160 et 8640 heures environ de données du SCGD. Cette vérification permet d’éviter la mesure trimestrielle coûteuse du débit des gaz de cheminée par la méthode de référence, mais peut s’avérer trop importante pour les SSCE ne disposant pas d’un SCGD approprié.
18 Tableau 6, page 37, Résumé des évaluations quotidiennes et trimestrielles du rendement Suppression de la limite de dérive quotidienne redondante pour les dispositifs de mesure de l’humidité d’O2 sec et humide (mais limite de dérive maintenue pour les analyseurs d’O2 et de CO2). Les limites de la vérification de linéarité des bouteilles de gaz sont calculées par rapport à la valeur du gaz de référence, et non par rapport à la PE. Vérification particulière pour les SSCE ne pouvant pas effectuer de vérifications des bouteilles de gaz. Il s’agit de modifications ou de corrections mineures apportées au tableau reformaté sur les vérifications quotidiennes et trimestrielles du rendement mentionnées précédemment. s/o
19 6.5.2 Inspection indépendante Définition de la portée de l’inspection annuelle par un examinateur indépendant du programme d’AQ/CQ des SSCE, basée sur l’examen du PAQ et des données du SCGD : heures de données de qualité vérifiée, heures en période de fonctionnement inacceptable, heures remplacées, en plus des résultats des vérifications trimestrielles, semestrielles ou annuelles du rendement (vérifications des bouteilles de gaz, vérification des débits et VER). Discussion des problèmes de non-conformité, des mesures correctives à prendre en cas de fonctionnement inacceptable et des recommandations pour améliorer le rendement du SSCE. L’inspection annuelle par un examinateur indépendant est une méthode pouvant être utilisée par les autorités de réglementation pour obtenir des renseignements sur la qualité des données produites par les SSCE (NOx, CO2 ou autres contaminants réglementés) en l’absence d’un programme mensuel de déclaration des données (comme celui en vigueur en Alberta). Si le système réglementé ne dispose pas d’un SCGD qui lui est propre, la préparation d’un tel rapport (à partir de 8 760 heures de données) par un examinateur indépendant hors site peut être assez coûteuse. Cependant, si le système installe un SCGD conformément aux sections 3.4 à 3.4.3, le coût de l’inspection annuelle hors site du programme d’AQ/CQ du SSCE est estimé à environ 3 500 $ (estimé selon les devis budgétaires reçus).
20 Tableau 7, page 40, Résumé des vérifications semestrielles ou annuelles du rendement Réduction de la limite alternative pour le SO2 et les NOx (5 ppm d’écart moyen en valeur absolue à la VER), mais ajout d’une limite alternative pour le H2O des gaz de cheminée (1,5 % d’écart moyen en valeur absolue à la VER). Erreur systématique limitée à ≤ 4,0 % de la PE pour les contaminants, les diluants et le débit. Suppression des spécifications relatives à l’ER des débits massiques d’émission. La limite alternative pour l’acceptation de la VER du SO2 et des NOx a été abaissée de 8 ppm à 5 ppm d’écart moyen en valeur absolue afin de réduire l’éventuelle utilisation de cette limite alternative comme « moyen » de réussir la VER des sources à faible émission (par exemple, les turbines à gaz fixes présentant une valeur nominale de 10 à 25 ppm de NOx). Les limites d’exactitude relative fournissent un point de référence cohérent en matière d’exactitude, mais deviennent plus difficiles à respecter à faible concentration, car l’incertitude liée aux SSCE et aux méthodes de référence augmente. L’application de limites alternatives adéquates permet de remédier à ce problème. s/o
21 7.0 Détermination des émissions de dioxyde de carbone (nouveau) Cette section décrit quatre SSCE de CO2 appropriés et équipés de débitmètres de gaz de cheminée, accompagnés des équations et des limites qui les concernent, notamment l’utilisation d’analyseurs d’O2 au lieu d’analyseurs de CO2. Ce chapitre termine la fusion des documents PG8 et PG/7. Les formules fournies ont été dérivées de la méthodologie de calcul du niveau 4 du règlement CFR, titre 40, partie 98c) des États-Unis et de l’Annexe F, 4, du règlement CFR, titre 40, partie 75. Procédures pour les débits massiques d’émission de CO2. Ajustement des facteurs F à la température de référence d’ECCC. Les SSCE équipés d’analyseurs d’O2 au lieu d’analyseurs de CO2 doivent effectuer des essais d’AQ/CQ quotidiens et trimestriels comme les analyseurs d’O2, mais le bon fonctionnement de la VER est déterminé à partir de la valeur calculée du CO2. Les données relatives aux émissions de CO2 collectées par le SSCE peuvent être soumises à la taxe sur les émissions carboniques, il est donc primordial que l’ensemble des données annuelles soit exhaustif. Les programmes de remplacement des données spécifiques à certaines sources doivent être approuvés par l’autorité de réglementation compétente, notamment dans les cas où la disponibilité de 80 à 95 % n’a pas été respectée.
22 Glossaire, page 44 Nouvelle définition pour les unités répondant à une consommation de pointe : unité de combustion exploitée au maximum 1 500 heures au cours d’une année civile. Diverses concessions relatives aux unités répondant à une consommation de pointe sont incluses dans les sections 5.1.1, 5.1.2, 6.3.1, 6.3.2.4, 6.3.3.1, et 6.5.1. La nouvelle définition est plus simple et permet une application plus rapide que la précédente. Elle est également compatible avec les autres documents d’ECCC. Les concessions établissent un lien équilibré entre le bon fonctionnement des vérifications d’AQ/CQ et le fonctionnement intermittent et sporadique de ces unités. Les unités répondant à une consommation de pointe peuvent être exemptées de l’essai effectué pendant la période d’essai démontrant que le SSCE est opérationnel de 7 jours; seules les vérifications annuelles (et non trimestrielles) du débit des gaz de cheminée, les vérifications des bouteilles de gaz, les facteurs F (systèmes de l’Annexe A); base de données sur 12 mois pour l’essai du rapport débit-puissance; disponibilité minimale de 80 %; problèmes éventuels pour étalonner le SSCE pendant les périodes d’arrêt prolongé, à condition que cela soit fait au redémarrage; réussite de l’essai de dérive de l’étalonnage sur 24 heures, même si le processus est arrêté à ce moment-là. Ces concessions sont similaires à celles du programme sur les pluies acides des États-Unis. s/o
23 Annexe A : Calcul des émissions par les facteurs F de combustion Applicable aux SSCE des sources de combustion pour lesquels le résultat doit être exprimé en émissions par rapport au flux calorifique (sans débitmètre). L’Annexe A mise à jour développe le précédent tableau relatif aux facteurs F, corrige une erreur dans une équation (valeurs Kx) et recommande des solutions pour les périodes de transition entre des concentrations d’O2 extrêmement élevés et des concentrations de CO2 très bas. L’Annexe A a été modifiée pour corriger une erreur dans une équation (valeurs Kx). Le Tableau A-1 a été développé pour inclure tous les facteurs F de combustion du Tableau 1 de l’Annexe F du règlement CFR, titre 40, partie 75, des États-Unis, qui ont été convertis selon les unités et les températures de référence d’ECCC. Les formules de l’Annexe A, telles que les équations A-1, A-3 et d’autres avec le dénominateur 20,9 ou %O2, peuvent servir à calculer des valeurs d’émission de SO2 ou de NOx anormalement élevées lorsque le niveau d’oxygène des gaz de cheminée se rapproche de celui de l’air ambiant (par exemple démarrages ou arrêts), ce qui peut influencer les moyennes horaires. Cela peut être évité en définissant des niveaux minimums de CO2 et maximums d’O2, adoptés pour coïncider avec la section 3.3.4.1 de l’annexe F du règlement CFR, titre 40, partie 75 des États-Unis. s/o
24 Annexe B : Détermination des débits massiques d’émission Des modifications mineures ont été apportées à cette Annexe, à l’exception de l’ajout d’équations linéaires pour calculer la teneur en humidité des gaz de cheminée à partir de la concentration d’O2 mesurée à l’état humide (pour le gaz naturel, le pétrole et le charbon) et de la teneur en humidité mensuelle moyenne de l’air dans les capitales provinciales canadiennes, qui, combinées, peuvent donner des teneurs en humidité acceptables des gaz de cheminée. Au Canada, l’utilisation d’analyseurs de SO2 et de NOx à l’état sec dans les SSCE des débits massiques d’émission est courante, contrairement au secteur de l’électricité aux États-Unis où les SSCE à dilution prédominent. En règle générale, la teneur en humidité des gaz de cheminée nécessaire pour combiner la concentration à l’état sec avec le débit des gaz de cheminée se détermine lors de l'homologation ou de la VER. Elle est ensuite maintenue à une valeur constante tout au long de l’année, quel que soit le niveau d’air de combustion excédentaire ou d’humidité de l’air ambiant. Cette approche peut créer de nombreuses inexactitudes si la source fait varier les niveaux d’air de combustion excédentaires. La teneur en humidité des gaz de cheminée peut être estimée ou mesurée de différentes manières. Une méthode simple, basée sur la mesure de l’O2 à l’état humide (analyseur de ZrO2) est présentée à l’Annexe B accompagnée des équations linéaires applicables à la combustion du gaz naturel, du pétrole et du charbon. Les niveaux d’humidité de l’air ambiant peuvent être ajoutés à la teneur en humidité calculée de la combustion, afin d’estimer de manière raisonnable la teneur en humidité des gaz de cheminée. Certains utilisateurs peuvent s’opposer à la surveillance et à la modification de la teneur en humidité des gaz de cheminée, car ils passent la VER annuelle au cours du même mois, à la même capacité et au même niveau d’air excédentaire, indépendamment des autres conditions d’exploitation.
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