Bestimmung der Emissionen klimarelevanter und flüchtiger organischer Spurengase aus Öl- und Gasfeuerungen kleiner Leistung Experiment Energieverbrauch Haushalte Kleinverbraucher Schornsteinfeger Kehrbezirke Stat. Bundesamt Emissionen Schalt-häufigkeit gerätespezifischer Energieverbrauch Anlagenbestand und -struktur gerätespezifische Emissionsfaktoren bauartspezifische Emissionsfaktoren Emissionsaufkommen Berechnung Datenerhebung Universität Stuttgart Institut für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen - Abteilung Reinhaltung der Luft - Bericht Nr. 48 - 2001 ISBN 3-928123-46-7 Im Selbstverlag des Institutes für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen der Universität Stuttgart (Pfaffenwaldring 23, D-70569 Stuttgart) erschienen. Bestimmung der Emissionen klimarelevanter und flüchtiger organischer Spurengase aus Öl- und Gasfeuerungen kleiner Leistung Von der Fakultät Energietechnik der Universität Stuttgart zur Erlangung der Würde eines Doktors der Ingenieurwissenschaften (Dr.-Ing.) genehmigte Abhandlung vorgelegt von Dipl.-Ing. Frank Pfeiffer aus Stuttgart Hauptberichter: Prof. Dr.-Ing. habil. Günter Baumbach Mitberichter: Prof. Dr.-Ing. Rainer Friedrich Tag der Einreichung: 19.01.2001 Tag der mündlichen Prüfung: 09.11.2001 Institut für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen (IVD) Institutsleiter: Prof. Dr.-Ing. Klaus R.G. Hein Abteilung Reinhaltung der Luft Abteilungsleiter: Prof. Dr.-Ing. Günter Baumbach Vorwort Die vorliegende Dissertation entstand während meiner Zeit als wissenschaftlicher Angestellter am Institut für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen der Universität Stuttgart in der Abtei- lung Reinhaltung der Luft. Für die Übernahme des Hauptberichts und der freien Arbeitsatmosphäre sowie die wissen- schaftliche Betreuung und Förderung der Arbeit möchte ich mich beim Leiter der Abteilung Reinhaltung der Luft, Herrn Prof. Dr.-Ing. G. Baumbach bedanken. Mein Dank gilt auch Herrn Prof. Dr.-Ing. R. Friedrich, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung der Universität Stuttgart, für das Interesse an meiner Arbeit und die Übernahme des Mitberichts. Bei Herrn Dr.-Ing. Struschka, Ingenieurbüro Dr. Struschka, bedanke ich mich ganz besonders für die langjährige enge und befruchtende Zusammenarbeit in einer Vielzahl von Forschungs- vorhaben. In allen Phasen meiner wissenschaftlichen Arbeit hat er mich durch fachliche Unter- stützung, Hinweise und Anregungen sowie durch die jederzeit vorhandene Gesprächs- und Diskussionsbereitschaft unterstützt. Zum Gelingen dieser Arbeit haben eine Vielzahl von Kollegen und Studenten des Instituts bei- getragen, die mich in der Durchführung der Versuche und deren Auswertung begleitet haben. Hervorheben möchte ich Herrn D. Straub für sein immer offenes Ohr und Hilfsbereitschaft in Fragen der Messtechnik und Versuchsdurchführung. Meinen Studenten Ina Kersten, Florian v. Lepel, Dieter Bielz und Jürgen Asal gilt der Dank für ihr Durchhaltevermögen und unermüdli- chen Einsatz bei den praktischen Messungen am Prüfstand zu allen Tag- und Nachzeiten. Besonderer Dank gilt auch meiner Freundin Simone und ihren Kindern, die mich letztendlich bei der Vollendung dieser Arbeit an unzähligen Wochenenden durch ihre Geduld entscheidend un- terstützt haben. Frank Pfeiffer Renningen, im Januar 2001 Inhaltsverzeichnis Seite V Bestimmung der Emissionen klimarelevanter und flüchtiger organi- scher Spurengase aus Öl- und Gasfeuerungen kleiner Leistung Definitionen VIII Zusammenfassung/Abstract XI 1 Einleitung 1 2 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern 6 2.1 Beheizungsarten 6 2.2 Anlagenarten 7 2.2.1 Gasfeuerungen in den alten Bundesländern 7 2.2.2 Gasfeuerungen in den neuen Bundesländern 10 2.2.3 Ölfeuerungen in den alten Bundesländern 10 2.2.4 Ölfeuerungen in den neuen Bundesländern 13 2.2.5 Heizkessel für Öl- und Gasbrenner mit Gebläse 13 2.3 Gesetzliche Grundlagen 15 3 Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase aus 16 Feuerungsanlagen 3.1 Distickstoffmonoxid (N2O) 16 3.1.1 Homogene Reaktionen 17 3.1.2 Heterogene Reaktionen 20 3.2 Methan (CH4) 20 3.3 Unverbrannte Kohlenwasserstoffe 21 4 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen – Stand der Forschung 22 4.1 Stationäre Betriebsweise 22 4.1.1 Ölfeuerungen 22 4.1.2 Gasfeuerungen 25 4.2 Intermittierende Betriebsweise 26 5 Bestand und Struktur der Öl- und Gasfeuerungen in Haushalten 32 und bei Kleinverbrauchern in Deutschland 5.1 Anlagenbestand in Haushalten und bei Kleinverbrauchern 32 5.1.1 Ermittlung der Bestandszahlen aus Daten des Statistischen Bundesamtes 32 Seite VI Inhaltsverzeichnis 5.1.2 Bewertung der Ergebnisse aus den Gebäude- und Wohnungsstatistiken 37 5.1.3 Zusätzliche Berechnungen zur Ermittlung der Anzahl von installierten 40 Gasfeuerungen 5.1.4 Aufteilung des Anlagenbestandes in Haushalte und Kleinverbraucher 41 5.2 Anlagenstruktur in Haushalten und bei Kleinverbrauchern 42 5.2.1 Datenerhebung in ausgewählten Kehrbezirken 43 5.2.2 Beschreibung der Anlagenstruktur in den alten und neuen Bundesländer 47 6 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs 49 6.1 Endenergieverbrauch der Haushalte und Kleinverbraucher 50 6.2 Emissionsrelevanter Endenergieverbrauch 51 6.2.1 Haushalte 52 6.2.2 Kleinverbraucher 53 6.3 Bauartspezifischer Endenergieverbrauch 59 7 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- 63 und Gasfeuerungen 7.1 Versuchsaufbau 63 7.1.1 Messungen im stationären Dauerbetrieb (Messreihe 1) 63 7.1.2 Messungen im intermittierenden Betrieb (Messreihe 2) 64 7.1.3 Kalibrierung und Messunsicherheit 66 7.1.4 Besondere Messtechnik 67 7.1.4.1 Messverfahren zur N2O-Bestimmung in Abgasen 68 7.1.4.2 Bestimmung der Konzentrationen von TOC, CH4, NMTOC 70 7.1.4.3 Messung des Verbrennungsluftvolumenstroms 72 7.2 Versuchssystematik und Versuchsdurchführung 74 7.2.1 Versuchssystematik 74 7.2.1.1 Auswahl der Heizgeräte - Messreihe 1 74 7.2.1.2 Auswahl der Heizgeräte - Messreihe 2 77 7.2.1.3 Verfeuerte Brennstoffe 78 7.2.1.4 Durchführung der Versuche 79 7.2.2 Versuchsauswertung 81 7.2.2.1 Stationärer Dauerbetrieb 81 7.2.2.2 Start-Stopp-Emissionen 82 7.3 Ergebnisse 88 7.3.1 Emissionen im stationären Dauerbetrieb 88 7.3.2 Emissionen im intermittierenden Betrieb 94 Inhaltsverzeichnis Seite VII 8 Ermittlung der Emissionsfaktoren 100 8.1 Berücksichtigung der Start-Stopp-Emissionen 102 8.1.1 Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung 102 8.1.2 Ermittlung der Schalthäufigkeit 105 8.1.3 Emissionen der untersuchten Heizgeräte 107 8.1.4 Berechnung der gerätespezifischen Emissionsfaktoren 108 für den intermittierenden Betrieb 8.2 Berechnung der bauartpezifischen Emissionsfaktoren 112 8.3 Berechnung mittlerer Emissionsfaktoren für die Bereiche Haushalte 114 und Kleinverbraucher 9 Ermittlung des Emissionsaufkommens 117 10 Zusammenfassung 119 11 Anhang 124 Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung 124 Anhang B: Verbrennungsrechnung, Elementarzusammensetzung 130 und verbrennungstechnische Kenndaten Anhang C: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 4: Emissionen von Öl- 134 und Gasfeuerungen - Literaturauswertung Anhang D: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 5: Bestand und Struktur 138 von Öl- und Gasfeuerungen in Haushalten und bei Klein- verbrauchern Anhang E: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 6: Ermittlung des geräte- 141 spezifischen Endenergieverbrauchs Anhang F: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 7: Messtechnische Ermittlung 143 der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Anhang G: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 8: Ermittlung der Emissions- 147 faktoren Anhang H: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 9: Ermittlung des Emissions- 151 aufkommens 12 Literatur 155 Seite VIII Definitionen Definitionen Definition und Beschreibung der häufigsten in der Arbeit verwendeten Begriffe. Die aufgeführten Normen, Richtlinien und Verordnungen sind, soweit nicht anders vermerkt, nur in der jeweils aktuellsten Form zitiert: 1. BImSchV Erste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung über Kleinfeuerungsanlagen - 1. BImSchV, 1997). Der Anwendungsbereich der Verord- nung erstreckt sich auf die Errichtung, die Beschaffenheit und den Betrieb von Feuerungs- anlagen, die keiner Genehmigung nach 4 BImSchV (1997) bedürfen. Für alle in den Anwendungsbereich fallende Feuerungsanlagen sind u.a. in Abhängigkeit vom eingesetz- ten Brennstoff, der Bauart und der Nennwärmeleistung Anforderungen an den Betrieb dieser Feuerungsanlagen festgelegt. Die Einhaltung der festgeschriebenen Emissions- grenzwerte bzw. Abgasverluste der Feuerungsanlagen wird vom zuständigen Bezirks- schornsteinfegermeister überwacht. Altgeräte Heizgeräte, bestehend aus Brenner und/oder Heizkessel mit Baujahren vor 1988, die zu Beginn der Messreihe 1 in der Regel nicht mehr dem Stand der Technik entsprachen. bauartspezifisch Als bauartspezifisch wird der zusammengefasste Endenergieverbrauch oder Emissions- faktor für eine Gerätebauart z.B. Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse, Gas- Brennwertgerät oder Gas-Raumheizer unter Berücksichtigung der Altersstruktur und Leis- tungsstruktur bezeichnet. Bezugsjahr In dieser Arbeit ist dies das Jahr 1995. Emissionsfaktoren emittierte Masse eines Stoffes bezogen auf die mit dem Brennstoff zugeführte Energie (in der Regel bezogen auf den Heizwert) in z.B. kg/TJ. Endenergieverbrauch, emissionsrelevanter Endenergieverbrauch, der in Haushalten und bei Kleinverbrauchern in den Verwendungs- arten "Raumwärme" und "Warmwasser" eingesetzt wird. Für die Verbrauchergruppe "Gar- tenbau" im Kleinverbrauch gehört auch die Verwendungsart "Prozesswärme" dazu. Der emissionsrelevante Endenergieverbrauch wird dem Anlagenbestand zur Berechnung der Emissionsaufkommens zugewiesen. Feuerungsanlage Anlage, bei der durch Verfeuerung von Brennstoffen Wärme erzeugt wird. Zur Feue- rungsanlage gehören Feuerstätte und, soweit vorhanden, Verbindungsstück und Abgas- einrichtung. Dieser Begriff wird vorzugsweise für installierte Öl- und Gasfeuerungen verwendet. gerätespezifisch Als gerätespezifisch werden alle Angaben z.B. Emissionsfaktor bezogen auf ein unter- suchtes Heizgerät bezeichnet. Haushalte Haushalte sind alle privaten Haushalte. Definitionen Seite IX Heizgeräte Die im Rahmen dieser Arbeit untersuchten Heizgeräte bestanden aus einem Brenner mit einem für die Abfuhr der erzeugten Wärme geeigneten Wärmetauscher. Heizzeit Die Heizzeit wird rein kalendermäßig vom 1. September bis zum 31. Mai des Folgejahres, also auf neun Monate, festgesetzt (VDI 2067 Blatt 1, 1983). Intermittierender Betrieb übliche Betriebsweise von nicht modulierenden Heizgeräten mit häufigen An- und Ab- schaltvorgängen der Brenner. Kleinverbraucher Der Bereich der Kleinverbraucher kann grob in die folgenden Verbrauchergruppen geglie- dert werden: - Landwirtschaft und Gartenbau - Handel (Einzel- und Großhandel) - Gastgewerbe - Handwerk (z.B. Metall-, Holz- und Baugewerbe) - Wäscher und Reiniger - Banken, Versicherungen - Dienstleistungen von Unternehmen und freien Berufen - Öffentliche Einrichtungen und private Organisationen ohne Erwerbscharakter (z.B. Krankenhäuser, Bildungs- und Badeanstalten) - industrielle Kleinbetriebe. LIV/IVD-Statistik Vom IVD aufbereitete Daten aus repräsentativ von den Landesinnungsverbänden des Schornsteinfegerhandwerkes Baden-Württemberg (LIV), Nordrhein-Westfalen und Sach- sen ausgewählten Kehrbezirken. Neugeräte Feuerstätten mit Baujahren ab 1989, die den Stand der Technik repräsentieren. Nonmethane total organic compounds (NMTOC) Der Begriff NMTOC umfasst alle TOC außer Methan. In der Regel wird die Emission an NMTOC als Differenz der gemessenen TOC- und CH4-Konzentration im Abgas angege- ben. Berücksichtigt werden muss hierbei der gerätespezifische Responsefaktors des Gasanalysators bezüglich CH4. In dieser Arbeit werden die NMTOC als "Summe der Nicht-Methankohlenwasserstoffe" oder kurz "Nicht-Methankohlenwasserstoffe" bezeich- net. Die Angabe der NMTOC-Emission erfolgt (bezogen auf Kohlenstoff) in der Größe kgC/TJ. Die emittierte Menge an CH4 dagegen in kg/TJ. Quasistationärer Betrieb nur noch geringfügige Änderungen der Emissionen und anderer Betriebsparameter (z.B. Abgastemperatur) um einen (Emissions-) Mittelwert. Relative Kesselleistung ist das Verhältnis der zeitlich gemittelten Kesselleistung in kW eines Heizkessels zur Nennwärmeleistung in kW (DIN 4702 Teil 8). Äquivalent hierzu ist die in dieser Arbeit verwendete Definition der relativen Kesselleistung aus dem Verhältnis der Brennerlaufzeit zur Länge eines Brennerzyklus (Brennerlaufzeit plus Brennerstillstandszeit). Schalthäufigkeit Anzahl der Start- und Stoppvorgänge für den Heizbetrieb in der Heizzeit. Seite X Definitionen Startvorgang Zeitraum zwischen dem Öffnen des Brennstoffventils (Brennstofffreigabe) und der unmit- telbaren Zündung der Flamme bis zum Erreichen der quasistationären Konzentration. Stationärer Dauerbetrieb zeitlich länger andauernder Betrieb bei Feuerungswärmeleistung mit nur noch geringfügi- ge Änderungen der Emissionen und anderer Betriebsparameter (z.B. Abgastemperatur). Stoppvorgang Zeitraum zwischen dem Schließen des Brennstoffventils und dem unmittelbaren Erlö- schen der Flamme bis zum Erreichen der quasistationären Konzentrationen nach dem Stoppvorgang oder dem Beginn eines erneuten Startvorganges. Total organic compounds (TOC) Diese Bezeichnung umfasst nach AP-42 (1998) der EPA alle VOCs und alle ausgenom- men Verbindungen einschließlich Methan, Ethan, Fluorchlorkohlenwasserstoffe, toxische Verbindungen, Aldehyde und mittelflüchtiger Verbindungen. Zu der Gruppe der TOCs ge- hören auch die sogenannten gasförmigen HAPs "hazardous air pollutants", die von der EPA in Abschnitt III des CAAA definiert sind. Als gleichwertiger Begriff für TOC werden in dieser Arbeit die deutschen Entsprechungen "Summe der organischen Kohlenwasserstof- fe" oder "Gesamtkohlenwasserstoffe" verwendet. Gemessen werden TOC im Abgas heu- te als Propan-Äquivalente oder seltener als Methan-Äquivalente. Nach Umrechnung der gemessenen Volumenkonzentration in eine Massenkonzentration wird die TOC-Emission (bezogen auf Kohlenstoff) in der Größe mgC/m3 angegeben. Volatile organic compounds (VOC) Unter dem Begriff VOC werden alle organischen Verbindungen zusammengefasst, die als Vorläufersubstanzen für die Ozonbildung angesehen werden. Hierzu gehören nach EPA (40 CFR 51.100, 3. Februar 1992) alle ".....kohlenstoffhaltigen Verbindungen, ausser Koh- lenmonoxid, Kohlendioxid, Carbonsäuren, Metallkarbide oder -carbonate und Ammonium- karbonat, die an chemischen Reaktionen in der Atmosphäre teilnehmen". Einige Verbindungen haben offensichtlich eine vernachlässigbare photochemische Reaktivität und sind daher von der Definition der VOCs ausgenommen: Methan, Ethane, Methylench- lorid, Methylchloroform, viele Fluorchlorkohlenwasserstoffe und einige Klassen von Perfluorkohlenwasserstoffen. ZIV-Statistik Vom Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerkes - Zentralinnungsverband - jährlich veröffentlichte Statistiken über die Abgasverlustmessung an Kleinfeuerungsanlagen nach Maßgabe der 1. BImSchV in der Bundesrepublik Deutschland. Zusammenfassung und Abstract Seite XI Zusammenfassung In vielen Arbeiten werden Emissionsfaktoren für Öl- und Gasfeuerungen auf der Grundlage von stichprobenartigen Messungen im stationären Dauerbetrieb abgeleitet. Die Emissionen wäh- rend der Start- und Stoppvorgänge bleiben darin unberücksichtigt. In der vorliegenden Arbeit wird eine Methodik zur Ermittlung von mittleren Emissionsfaktoren und zur Berechnung des Emissionsaufkommens für die klimarelevanten und organischen Abgasbestandteile CO, N2O, CH4, TOC und NMTOC aus Öl- und Gasfeuerungen im Bereich der Haushalte und Klein- verbraucher in den alten und neuen Bundesländern sowie Deutschland im Jahr 1995 unter Be- rücksichtigung aller Betriebszustände vorgestellt. Dazu wird eine umfassende Beschreibung des Anlagenbestandes an installierten Öl- und Gasfeuerungen unter Verwendung der Statisti- ken zum Wohnungs- und Gebäudebestandes, des Schornsteinfegerhandwerks und eigene Er- hebungen in ausgewählten Kehrbezirken der alten und neuen Bundesländer vorgenommen. Das Emissionsverhalten wird anhand eigener Untersuchungen auf dem Prüfstand sowohl im stationären als auch im Start-Stopp-Betrieb beschrieben. Die dazu notwendige Messtechnik und Auswertung wird umfassend dargestellt. Mit Hilfe eines eigenen Berechnungsverfahrens werden unter Berücksichtigung der Anzahl an Start- und Stoppvorgängen in der Heizzeit die ermittelten Emissionen für den stationären und den intermittierenden Betrieb in Emissionsfakto- ren für die untersuchten Heizgeräte überführt. Mit dem bauartspezifischen Endenergie- verbrauch zur Erzeugung von Raumwärme und Warmwasser und der Altersstruktur einer Gerätebauart werden die bauartspezifischen Emissionsfaktoren in mittlere Emissionsfaktoren für den Anlagenbestand an Öl- und Gasfeuerungen berechnet. Abschließend wird das Emissi- onsaufkommen, getrennt für die einzelnen Bereiche, ausgewiesen. Mit dieser Arbeit liegen erstmals realistische Zahlen zum Emissionsaufkommen von Öl- und Gasfeuerungen vor. Abstract In many investigations emission factors for oil and gas-fired combustion units are derived from random sample measurements during stationary combustion. The emissions during start-stopp- operation are not included. In this thesis methods for the determination of emission factors and the calculation of the emisson amounts of the climate relevant and organic flue gas components CO, N2O, CH4, TOC and NMTOC from oil and gas fired combustion units in households and the small consumer sector in the in the old and new federals states and Germany in the year 1995 considering all operation points are established. Therefore an extensive description of the in- stalled combustion units with use of statistics concerning the amount of flats and houses, the statistics of the trade of chimney sweeps as well as own surveys in selected chimney sweep districts in the old and new federal states. The characteristics of the combustion units are de- scribed on the basis of own measurements on the test stand during stationary combustion as well as during start-stopp-operation. The necessary measuring method and evaluation of the data is described. A own method for the calculation of emission factors for the investigated heating units regarding the amount of starts and stopps during the heating period is developed. With the individual energy consumption for room heating and hot water preparation of the heat- ing units and the structure-relevant emission factors new averaged emission factors for the in- stalled oil - and gas-fired combustion units are developed. Finally, the emission amount of each flue gas component in the new and old federal states in the year 1995 is calculated. With this thesis, for the first time realistic data of the emission amount are presented. Einleitung Seite 1 1 Einleitung Die Zusammensetzung der Erdatmosphäre in ihrer heutigen Form ist das Ergebnis von seit Jahrmillionen andauernden physikalischen und chemischen Wechselwirkungen zwischen Li- thosphäre, Hydrosphäre und Biosphäre (Enquete, 1990). Die relative Häufigkeit der einzelnen Gase ist das Ergebnis der Aktivität von Quellen und Senken. Die natürlichen Treibhausgase leisten einen bedeutenden Beitrag zum Klimahaushalt der Erde, in dem sie die Wärmeabstrah- lung in den Weltraum stärker dämpfen als das Vordringen der Sonnenstrahlung auf die Erd- oberfläche. Dadurch bewirken sie eine Erhöhung der globalen Jahresmitteltemperatur an der Erdoberfläche um durchschnittlich 30 K auf ca. + 15 °C. Nach ihrer Bedeutung gereiht sind vor allem folgende fünf natürlich vorkommenden Gase in der ungestörten Atmosphäre (vorindus- trielle Zeit) als treibhausrelevant einzustufen: Wasserdampf (H2O) mit ca. 70 % Anteil, Kohlen- dioxid (CO2) mit ca. 15 % Anteil, Ozon (O3) mit einigen Prozent, Distickstoffmonoxid (N2O) und Methan (CH4) mit jeweils wenigen Prozent Anteil (BMU, 1994). Nicht zu den Treibhausgasen werden organische Kohlenwasserstoffe wie Alkane, Alkene, Aldehyde, halogenierte Kohlen- wasserstoffe und Lösungsmittel gezählt. Verschiedene dieser Kohlenwasserstoffverbindungen nehmen allerdings aktiv an der Ozonbildung in der unteren Troposphäre (Bildung von Per- oxidradikalen) oder am Ozonabbau in der Stratosphäre (chlorierte Kohlenwasserstoffe) teil (Fa- bian, 1989; Baumbach, 1993). Mit Beginn der Industrialisierung im letzten Jahrhundert sind neben natürlichen Quellen durch menschliche Aktivitäten neue Emissionsquellen für die atmosphärischen Spurengase hinzuge- kommen. Die Erhöhung der Konzentration an klimarelevanten Spurengasen in der Atmosphäre nahm seitdem kontinuierlich zu, der natürliche Treibhauseffekt wurde durch den sog. anthropo- genen oder zusätzlichen Treibhauseffekt verstärkt (Tabelle 1.1). Tabelle 1.1: Eigenschaften ausgewählter klimarelevanter Spurengase in der Erdatmosphäre (nach BMU, 1994) Gas Verweildauer in der Atmosphäre Volumen- Mischungs- verhältnis 1992 Zuwachsrate der 80er Jahre in % pro Jahr Treibhauspotential pro Molekül relativ zu CO2 Strahlungs- bilanzstörung seit 1750 in W/m2 H2O Tage bis Monate 2 ppm v/v bis 3,5 % ? < 200+ > 0 CO2 > 100 Jahre * 357 ppm v/v 0,4 bis 0,5 1 1,3 N2O ≈ 150 Jahre 0,31 ppm v/v 0,25 200 ≈ 0,1 CH4 ≈ 10 Jahre 1,75 ppm v/v 0,8 25 bis 30 ≈ 0,5 CO wenige Monate 0,15 ppm v/v (NH) ≈ 1 (NH) 2 > 0 NH Nördliche Hemisphäre + maximal in der unteren Stratosphäre * nur anthropogener Zusatz ppm v/v parts per million (volume) = 1 Molekül auf 1 Million Moleküle (volumenbezogen) pbb v/v parts per billion (volume) = 1 Molekül auf 1 Milliarde Moleküle (volumenbezogen) Für die klimarelevanten Gase N2O und CH4 ist eine kontinuierliche Zunahme zu beobachten. Die Konzentration an CH4 betrug im Jahr 1992 im Mittel 1,75 ppm v/v, mit einem durchschnittli- chen Anstieg von ca. 12 ppb v/v/Jahr in den letzten Jahren (Kahlil und Rasmussen, 1993). N2O Seite 2 Einleitung hat mit einer mittleren Konzentration von 0,31 ppm v/v im Jahr 1992 einen geringeren Anteil in der Erdatmosphäre, mit einer Zunahme von ca. 0,8 ppb v/v/Jahr (Kahlil und Rasmussen, 1992). Die Strahlungswirkung eines Treibhausgases wird als Treibhauspotential relativ zum CO2 be- zeichnet. Das Treibhauspotential ist ein Maß dafür, wie viel effektiver ein zusätzliches Molekül oder Kilogramm eines Treibhausgases in der Atmosphäre im Vergleich zum CO2 die Strahlung absorbiert. Das größte Treibhauspotential der hier betrachteten Gase hat das N2O mit einem Wert von 200 relativ zum CO2. Die wichtigsten anthropogenen Quellen für die atmosphärischen Spurengase sind: - Verbrennungsprozesse (fossil und von Biomasse) - Industrieprozesse - Gewinnung und Verteilung von Brennstoffen (Erdgas, Kohlebergbau) - Anwendung von organischen Lösungsmitteln und lösemittelhaltigen Produkten - Mülldeponien - Landwirtschaft (Reisfelder, Fermentation durch Wiederkäuer, Einsatz von Dünger) - Brandrodung von Wäldern Literatur: Friedrich, 2000; DMGK, 1992; IPCC, 1995; BMU, 1994; IEA, 1993; IEA, 1998 Die emittierten Spurengase werden zum Teil über weite Strecken transportiert und umgewan- delt und bewirken erst dort direkte oder indirekte ökologische und ökonomische Schäden, die nicht mehr einem einzigen Emittenten angelastet werden können (Friedrich, 1992). Die Emissionssituation der klimarelevanten Gase CO, CH4 und N2O, sowie der Stoffgruppe der flüchtigen organischen Kohlenwasserstoffe (engl.: TOC = total organic compounds) und der Nicht-Methankohlenwasserstoffe (engl.: NMTOC = non methane total organic compounds) in Deutschland wird im wesentlichen durch die Emissionen aus den Bereichen Verkehr, Abfallwirt- schaft, Landwirtschaft, Lösemittel- und Produktverwendung, Industrieprozesse und Energie- verbrauch bzw. -umwandlung bestimmt (BMU, 1999). Zur Überprüfung von gesetzten Reduktionszielen vor dem Hintergrund der Einhaltung der Ver- einbarungen zum Klimaschutz leistet die tiefergehende Analyse der energiebedingten Emissio- nen aus dem Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher einen Beitrag. Allerdings sind dazu u.a. fundierte und nachvollziehbare Emissionsfaktoren für den Einsatz der wichtigsten fossilen Brennstoffe Heizöl und Erdgas in Feuerungsanlagen notwendig. In der Ermittlung von Emissionsfaktoren auf der Grundlage von Emissionsmessungen stellt sich in der Folge häufig die Frage, wie man Ergebnisse von Emissionsmessungen, ob nun auf dem Prüfstand oder aus Feldmessungen, in Emissionsfaktoren für den gesamten Bestand an Öl- und Gasfeuerungen überführt. Idealerweise sollten Emissionsfaktoren dermaßen ermittelt wer- den, dass aus dem Bestand an Feuerungsanlagen eine begrenzte Anzahl ausgewählt wird mit dem Ziel, auf der Basis des Emissionsverhaltens dieser Feuerungsanlagen einen repräsentati- ven Emissionsfaktor festzulegen, der wiederum auf das gesamte Kollektiv aller Feuerungsanla- gen in einem festzulegenden Bereich übertragen werden kann. Um die Aussagekraft von Emissionsfaktoren zu erhöhen, sollten zusätzlich auch die technologischen Parameter, wie z.B. Feuerungswärmeleistung sowie Alter und Bauart der untersuchten Feuerungsanlagen mit ei- nem gewichteten Anteil am Bestand aller Feuerungsanlagen berücksichtigt werden. Nicht zu Einleitung Seite 3 vernachlässigen ist außerdem, dass das Emissionsverhalten von Feuerungsanlagen signifikant durch die Betriebsweise beeinflusst wird (AP-42; 1997; EMEP, 1996). Demgegenüber werden häufig Emissionsfaktoren auf einer (zu geringen) Anzahl von Messun- gen oder einer nicht dem Anlagenbestand entsprechenden Auswahl von untersuchten Feue- rungsanlagen ermittelt. Unberücksichtigt in den Emissionsfaktoren bleibt in der Regel auch der Anteil der einzelnen Gerätebauarten oder deren Altersstruktur im Anlagenbestand (Doka und Nussbaumer, 1994; Vitovec, 1991). Einer Änderung beispielsweise in der Zusammensetzung des Anlagenbestandes durch Ersatz von technisch veralteten Feuerungsanlagen durch neue, emissionsarme oder energiesparende Öl- und Gasfeuerungen, wird häufig dadurch Rechnung getragen, dass bestehende Emissionsfaktoren durch mehr oder weniger große Abschläge den "neuen Verhältnissen" angepasst werden. In der Regel entstanden hierdurch Emissionsfakto- ren, deren Entstehungsgeschichte nicht mehr nachvollziehbar ist (AGEK, 1999; UBA, 1997a). Die daraus resultierenden Emissionsfaktoren sind oft in der Höhe häufig nicht plausibel und geben die realen Verhältnisse nur unzureichend wieder. Ziel dieser Arbeit ist es, die Ermittlung von Emissionsfaktoren und die Berechnung des Emissi- onsaufkommens für die im Jahr 1995 in Haushalten und bei Kleinverbrauchern installierten sta- tionären Öl- und Gasfeuerungen zur Erzeugung von Raumwärme und Warmwasser in jedem einzelnen Schritt nachvollziehbar und unter Berücksichtigung der oben beschriebenen wesentli- chen Einflussfaktoren durchzuführen. Dabei sind alle Öl- und Gasfeuerungen in sämtlichen Leistungsbereichen innerhalb dem Geltungsbereich der 1. BImSchV (1997) mit einer Feue- rungswärmeleistung < 5 MW für Heizöl EL und < 10 MW für gasförmige Brennstoffe Gegen- stand der Arbeit. Betrachtet werden sollen die klimarelevanten Abgasbestandteile CO, N2O und CH4, und die organischen Spurengase als Summe der flüchtigen organischen Kohlenwasser- stoffe (TOC) und als Summe der Nicht-Methankohlenwasserstoffe (NMTOC). Im folgenden wird systematisch das notwendige "Handwerkszeug" zur Erreichung der gesteck- ten Ziele bereitgestellt. Die Struktur mit den wesentlichen Teilschritten sowie deren Verknüp- fung zur Berechnung der Emissionsfaktoren und des Emissionsaufkommens sind für dieses Arbeit schematisch in Bild 1.1 dargestellt. Im ersten Abschnitt der Arbeit wird ein Überblick über die Beheizungsarten im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher gegeben. Gleichzeitig wird eine Abgrenzung der unterschiedli- chen Gerätebauarten, wie z.B. Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse, Gas-Brennwertgeräte, Gas-Durchlaufwasserheizer u.v.m. der installierten Öl- und Gasfeuerungen vorgenommen, an- hand derer die in der Arbeit verwendeten Bezeichnungen für die Gerätebauarten definiert wer- den. Die wichtigsten Bildungs- und Abbaureaktionen der klimarelevanten und organischen Spuren- gase in Feuerungsanlagen werden in einem eigenen Abschnitt zusammengefasst. Der Focus liegt hierbei auf den homogenen Gasphasenreaktionen, wie sie vorwiegend bei Öl- und Gas- feuerungen anzutreffen sind. Eine Literaturauswertung gibt Auskunft über den Stand des Wis- sens bisheriger Untersuchungen zum Emissionsverhalten von Öl- und Gasfeuerungen in Prüfstands- oder Felduntersuchungen. Unterschieden wird hierbei zwischen den Emissionen im stationären Betrieb oder im intermittierenden Betrieb mit den instationären Betriebszuständen Seite 4 Einleitung Start und Stopp. Herausgearbeitet werden die in den vorliegenden Untersuchungen beschritte- nen Wege zur Quantifizierung der Start- und Stoppemissionen. Aufgezeigt werden an konkreten Ergebnissen die wichtigsten Einflussfaktoren auf die Höhe der Emissionen während des Start- und Stoppvorgangs. Erhebung von Daten aus repräsentativen Kehrbezirken Kapitel 5 Öl- und Gasfeuerungen - Anlagenbestand - Altersstruktur - Leistungsstruktur Kapitel 5 Ermittlung des Anlagenbestand Ermittlungder Energieverbräuche Endenergie- verbrauch der Haushalte und Kleinverbraucher Kapitel 6 Emissions- aufkommen Kapitel 9 Statistik der Schornstein- feger zu Öl- und Gasfeuerungen Kapitel 5 Daten zur Beheizungs- struktur des Stat. Bundesamtes Kapitel 5 Prüfstands- untersuchungen im stationären Dauerbetrieb Kapitel 7 Ermittlung des Emissionsverhaltens bauartspezificher Endenergie- verbrauch Berechnung von Emissionsfaktoren struktruriert nach - Energieträger - Gerätebauart Ermittlung der Emissionsfaktoren Prüfstands- untersuchungen im intermittierenden Betrieb Kapitel 7 Berechnung von mittleren Emissionsfaktoren struktruriert nach - Energieträger -Haushalte - Kleinverbraucher Ermittlung des Emissions- aufkommens Bild 1.1: Struktur, Bearbeitungsschritte sowie Verknüpfungen zur Berechnung der Emissi- onsfaktoren und des Emissionsaufkommens in der Arbeit Ein wesentlicher Bestandteil für die spätere Ermittlung der Emissionsfaktoren ist hierbei eine nach Gerätebauarten strukturierte Beschreibung des Anlagenbestands der installierten Öl- und Gasfeuerungen, wobei zwischen dem Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher und der al- ten bzw. neuen Bundesländern zu unterscheiden ist. Auf der Basis vorhandener Statistiken des Statistischen Bundesamtes zum Gebäude- und Wohnungsbestand sollen eigene Methoden zur Bereitstellung von Zahlen zum Anlagenbestand, strukturiert nach Gerätebauarten, entwickelt werden. In Zusammenarbeit mit den Landesinnungsverbänden in Baden-Württemberg, Nord- rhein-Westfalen und Sachsen soll in ausgewählten Kehrbezirken anhand von Erhebungen im Rahmen der Feuerstättenschau Daten für eine Beschreibung der Alters- und Leistungsstruktur der installierten Feuerungsanlagen gewonnen werden. Das besondere Augenmerk liegt hierbei auf Heizgeräten, die nicht der wiederkehrenden Überwachung durch das Schornsteinfeger- handwerk unterliegen. Ausgehend von der Energiebilanz des Endenergieverbrauchs der Haushalte und Kleinverbrau- cher im Jahr 1995 für Deutschland wird eine Methodik zur Ermittlung des gerätespezifischen Endenergieverbrauchs entwickelt. Dazu wird der Endenergieverbrauch von Heizöl EL und Brenngasen (im wesentlichen Erdgas) den Verwendungsarten Raumwärme, Warmwasser, Pro- Einleitung Seite 5 zesswärme und Kraft, Strom und Licht zugewiesen. Der Endenergieverbrauch der Verwen- dungsarten Raumwärme und Warmwasser wird zum sog. emissionsrelevanten Endenergie- verbrauch zusammengeführt, da dieser Anteil in den zu betrachtenden Feuerungsanlagen nach 1. BImSchV verfeuert wird. Die Aufteilung des emissionsrelevanten Endenergieverbrauchs un- ter Verwendung der Zahlen zum Anlagenbestand und der Anlagenstruktur führt dann zum ge- suchten gerätespezifischen Endenergieverbrauch. In eigenen Untersuchungen werden systematisch die Emissionen der zu betrachtenden Abgas- bestandteile an repräsentativ für den Anlagenbestand ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen auf dem Prüfstand durchgeführt. Dazu werden die messtechnischen Vorraussetzungen zur Er- mittlung des Emissionsverhaltens sowohl im stationären Dauerbetrieb wie auch im intermittie- renden Betrieb geschaffen. Die Auswertung der gemessenen Emissionen während der Start- und Stoppvorgänge mit deren Definition nimmt einen besonderen Stellenwert ein, da die Aufar- beitung der Messwerte nicht ganz unproblematisch ist. Im Anschluss daran werden die ermittel- ten Emissionen mit Hilfe eines eigenen Berechnungsverfahren unter Berücksichtigung der Anzahl an Start- und Stoppvorgängen in der Heizzeit in Emissionsfaktoren für den intermittie- renden Betrieb überführt. Aus den Emissionsfaktoren werden dann unter Berücksichtigung der Anlagenstruktur einer Gerätebauart gerätespezifische Emissionsfaktoren berechnet. Diese wer- den unter Verwendung des zuvor berechneten gerätespezifischen Endenergieverbrauchs in mittlere Emissionsfaktoren für Feuerungsanlagen in den Bereichen Haushalte und Klein- verbraucher in den alten und neuen Bundesländer zusammengefasst. Den Abschluss der vorliegenden Arbeit bildet die Berechnung des Emissionsaufkommens im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern sowie für Deutschland unter den zuvor festgelegten Randbedingungen im Jahr 1995. Seite 6 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern 2 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Klein- verbrauchern In diesem Kapitel wird ein kurzer Überblick zu den üblichen Beheizungsarten im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher gegeben. Daran anschließend wird die Anlagentechnik der installierten Öl- und Gasfeuerungen vorgestellt. Der Schwerpunkt liegt hierbei auf denjenigen Feuerungsanlagen in den neuen Bundesländern, die noch aus der Produktion der ehemaligen DDR stammen. Diese Feuerungen sind auch fünf Jahre nach der deutschen Wiedervereinigung (bezogen auf das Bezugsjahr 1995 dieser Arbeit) immer noch sehr häufig anzutreffen. Dies gilt vor allem für Gasfeuerungen. Neuere Feuerungen, die nach dem 3.10.1990 in den neuen Bun- desländern installiert wurden, entsprechen in ihrer Bauart den bekannten und marktüblichen Heizgeräten in Deutschland. Gleichzeitig wird in diesem Kapitel eine Abgrenzung der Feue- rungsanlagen gegeneinander in Anlehnung an die entsprechenden DIN-Normen vorgenommen. Anhand dieser Einteilung der Feuerungen werden die in dieser Arbeit verwendeten Bezeich- nungen definiert. 2.1 Beheizungsarten Ein bedeutendes Qualitätsmerkmal für den Wohnkomfort der Bevölkerung stellt die Art der Hei- zung in Wohngebäuden dar. Einen Überblick über die Beheizungsarten bei Haushalten und Kleinverbrauchern und deren Abgrenzung gegeneinander gibt die folgende Zusammenstellung (u.a. aus StBa, 1997a): Blockheizung Eine Blockheizung liegt vor, wenn ein Block ganzer Häuser durch ein zentrales Heizsystem beheizt wird und die Heizquelle sich in bzw. an einem der Gebäude oder in deren unmittelbarer Nähe be- findet. Einzelraumofenheizung Eine Einzelraumofenheizung liegt vor, wenn jeweils ein Einzel- raumofen den Raum beheizt, in dem er steht. Etagenheizung Unter einer Etagenheizung versteht man eine zentrale Heizanlage für sämtliche Räume innerhalb einer abgeschlossenen Wohnein- heit, wobei sich die Heizquelle hierfür innerhalb dieser Wohnein- heit befindet, z.B. eine Gastherme. Mehrraumofenheizung Bei einer Mehrraumofenheizung beheizt ein Mehrraumofen gleich- zeitig mehrere Räume (z.B. Warmluft-Kachelofen mit Luftkanälen). Zentralheizung Bei einer Zentralheizung werden die Räume der Wohnung(en) über ein Röhrensystem von einer zentralen Heizstelle außerhalb der Wohnung(en) beheizt, die aber innerhalb des Gebäudes (Grundstücks) - in der Regel im Keller - liegt. Im Rahmen dieser Arbeit werden Feuerungsanlagen, die für zentrale und dezentrale Behei- zungsarten eingesetzt werden, betrachtet. Dazu gehören als dezentrale Beheizungsarten Ein- zelraum-, Mehrraumofen- und Etagenheizungen, als zentrale Beheizungsart die Zentralheizung sowie Blockheizungen, die aufgrund ihrer Bauart und Betriebsweise als größere Zentralheizun- Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Seite 7 gen angesehen werden können. Nicht betrachtet werden Nah- oder Fernwärmesysteme, da die Verwendung dieser Energieträger beim Verbraucher keine Emissionen verursacht. Die Beheizungsstruktur der Wohngebäude in Deutschland im Jahre 1993 ist in Tabelle 2.1 dar- gestellt. Berechnet wurde die Beheizungsstruktur mit Hilfe eigener Auswertungen auf der Basis von Erhebungen des Statistischen Bundesamtes (Struschka et. al, 1998). Tabelle 2.1: Beheizungsstruktur der Wohngebäude in Deutschland im Jahr 1993 Gebäudeart und -größe davon wurden beheizt mit....... Fernheizung Blockheizung Zentralheizung Etagenheizung Einzel- oder Mehrraumheizung Wohngebäude mit: % % % % % 1 - 2 Wohnungen 1,2 0,4 73,5 3,9 21,0 3 Wohnungen u. mehr 9,2 5,9 43,0 17,3 24,8 insgesamt 2,7 1,4 67,9 6,3 21,7 Während bei Wohngebäuden mit 1 - 2 Wohnungen in Deutschland fast drei Viertel (73,5 %) mit einer Zentralheizung ausgestattet sind, verfügten nur etwas mehr als zwei Fünftel (43,0 %) der Wohngebäude mit 3 und mehr Wohnungen über diese Beheizungsart. Einzel- oder Mehrraum- heizung stellen bei Gebäuden mit 1 - 2 Wohnungen zu 21,0 % und bei Gebäuden mit 3 Woh- nungen und mehr zu 24,8 % die überwiegende Beheizungsart dar. Etagenheizungen waren in 17,3 % der Wohngebäude mit drei und mehr Wohnungen aufgeführt, jedoch nur zu 3,9 % in Wohngebäude mit 1 - 2 Wohnungen. Diese Beheizungsart wird bei kleineren Wohngebäuden in der Regel durch eine gemeinsam genutzte Zentralheizung ersetzt. 2.2 Anlagenarten 2.2.1 Gasfeuerungen in den alten Bundesländern Die unterschiedlichen technischen Ausführungen an Gasbrennern lassen sich anhand ihrer kennzeichnenden Verbrennungstechnik nach der in Bild 2.1 dargestellten Systematik ordnen. Den bei weitem größten Anteil in Gasfeuerungen stellen atmosphärische Gasbrenner dar. Die- se Brenner sind hinsichtlich ihrer einfachen und effektiven Luft- und Abgasführung sehr flexibel in für unterschiedlichsten Anwendungen einsetzbar. Zur Reduzierung der NOx-Emissionen bei atmosphärischen Gasbrennern mit teilvorgemischter Flamme haben sich leicht zu realisierende Maßnahmen wie flammenkühlende Keramik- oder Edelstahlstäbe in Gas-Spezialheizkesseln weit verbreitet. In den letzten Jahren setzten vor allem bei wandhängenden Gasgeräten geblä- seunterstützte, vollvormischende Flächenbrenner (Abgasventilator oder Verbrennungsluftventi- lator) am Markt durch. Kennzeichnend für diese Geräte ist eine Brenneroberfläche aus temperaturbeständigen Edelstählen, speziellen Metall- oder Keramikfaserplatten mit einer defi- nierten Porosität, die zu sehr niedrigen Emissionen an CO und NOx führt. Mit Hilfe dieser Verbrennungstechnik kann durch einen gestuften oder modulierenden Gasbrenner eine optima- le Anpassung der Wärmeleistung an den momentanen Wärmebedarf vorgenommen werden. Seite 8 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Gasbrenner ohne Luftvormischung (Leuchtbrenner, Diffusionsbrenner) mit Luftvormischung (Vormischer) ohne Gebläse (atmosphärische Brenner) herkömmliche Brenner ca. 40 % .... 50 % Primärluftansaugung ca. 60 % .... 50 % Sekundärluftdiffusion an der Flamme zur NOx-Reduzierung mit Wärmeleitstäben Flächenbrenner mit optimierter Luftbeimischung (große Luftansaugöffnungen, große Brenneroberflächen, und sehr kurzen Flammen), praktisch 100 % Primärluft- ansaugung, hoher Strahlungswärmeanteil mit Gebläse (Gebläsebrenner) herkömmlicher Gebläsebrenner mit langen Flammen (Langflammbrenner) hauptsächlich Konvektionswärme Flächenbrenner (Strahlungswärmeabgabe) Bild 2.1: Systematik der Gasbrenner (nach Gaßner, 1995) Bei Gasgebläsebrennern wird die für den Verbrennungsprozess benötigte Luft mittels einem Gebläse dem Brennkopf zugeführt. Die Mischung des Brenngases mit der Verbrennungsluft erfolgt durch den Eigenimpuls der Verbrennungsluft. Heute üblicherweise eingesetzte Gasbren- ner werden als "Monoblock-Brenner" verkauft, d.h. Verbrennungsluftgebläse mit Antriebsmotor, evtl. vorhandene Drosselklappen zur Regulierung der Verbrennungsluftmenge, Mischkopf mit Flammrohr, Gasdüse und Stauscheibe, Regel- und Feuerungsautomat, Zünd- und Flammen- überwachungseinrichtungen sowie die zur Einstellung der Gasmenge notwendige Gasarmatur werden als eine einbaufertige Einheit zusammengebaut und ausgeliefert. Gasgeräte werden in Haushalten und bei Kleinverbrauchern vorzugsweise zur Raumheizung und Warmwasserbereitung eingesetzt. Eine Zusammenstellung der üblicherweise eingesetzten Gasgeräte in den alten Bundesländern sowie eine Definition der in dieser Arbeit hierfür verwen- deten Bezeichnungen ist in Tabelle 2.2 gegeben. Mit angeführt ist, ob die Zufuhr der Verbren- nungsluft raumluftabhängig oder -unabhängig erfolgt, sowie die Art der Abgasführung und der Einsatzbereich. Aus der Tabelle wird die Bandbreite an unterschiedlichen Bauarten der Gasge- räte, die in Haushalten und bei Kleinverbrauchern installiert, sind ersichtlich. Die am häufigsten installierten Gasgeräte waren in der Vergangenheit Gas-Spezialheizkessel und Gas-Durchlaufwasserheizer. In den vergangenen Jahren ist ein verstärkter Trend weg von bodenstehenden Gasgeräten (z.B. Gas-Spezialheizkessel) hin zu den wandhängenden Gasge- räten und hier vor allem zu Brennwertgeräte zu beobachten (VDI-Nachrichten, 1999). Raumhei- zer und Heizeinsätze verlieren zunehmend an Bedeutung sowohl im Bestand wie auch in den verkauften Stückzahlen. Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Seite 9 Tabelle 2.2: In Haushalten und bei Kleinverbrauchern in den alten Bundesländern üblicher- weise eingesetzte Gasgeräte Bauart Bezeichnung in der Arbeit Norm Verbrennungsluft Abgasführung Einsatz- bereich Gas-Spezialheiz- kessel Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse DIN EN 297 A2, A3 und A5 raumluftabhängig Schornstein H/WW Heizkessel mit Gasgebläsebrenner Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse DIN 4702 Teil 1 DIN 4788 Teil 2 DIN EN 303 Teil 3 und 4 raumluftabhängig Schornstein H/WW raumluftabhängig Schornstein H/WW Gas-Brennwertgeräte Brennwert- geräte DIN 4702 Teil 6 DIN 3368 Teil 7 und 8 raumluftunabhängig LAS-System H/WW raumluftabhängig Schornstein H raumluftunabhängig LAS-System H Gas-Umlauf- wasserheizer raumluftunabhängig Außenwand H raumluftabhängig Schornstein H/WW raumluftunabhängig LAS-System H/WW Gas-Kombi- wasserheizer Kombiwasser- heizer DIN 3368 Teil 2 raumluftunabhängig Außenwand H/WW raumluftabhängig Schornstein WW Gas-Durchlauf- wasserheizer Durchlauf- wasserheizer DIN 3368 Teil 4 raumluftunabhängig Außenwand WW Gas-Vorrats- wasserheizer Vorratswasser- heizer DIN 3377 raumluftabhängig Schornstein WW raumluftabhängig Schornstein RW Gas-Raumheizer DIN 3364 Teil 1 mit A1, A2 raumluftunabhängig Außenwand RW Gas-Heizeinsätze raumluftabhängig Schornstein RW Gas-Kamine Raumheizer (und Heizein- sätze für Ka- chelöfen) DIN 3364 Teil 1 mit A1, A2 und Teil 2 raumluftabhängig Schornstein ZH LAS-System Luft-Abgas-Schornstein-System H Heizung (Zentral- oder Etagenheizung) RW Raumwärme (Einzel- oder Mehrraumheizung) WW Warmwasserbereitung ZH Zusatzheizung Gas-Umlaufwasser- und Kombiwasserheizer wurden zusammengefasst, da sie sich verbren- nungstechnisch nicht unterscheiden. Zwischen raumluftab- und -unabhängigen Gasgeräten wird nicht weiter differenziert, da keine Anlagenbestände zu ermitteln waren (s. Kapitel 5). Seite 10 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern 2.2.2 Gasfeuerungen in den neuen Bundesländern In der ehemaligen DDR waren in wesentlich geringem Umfang ebenfalls Gasfeuerungen instal- liert. Eine Übersicht der Bauarten und Bezeichnungen hierzu gibt Tabelle 2.3. Die installierten Gasgeräte entsprachen in ihrem technischen Stand weitgehend den Gasgerä- ten der alten Bundesländer in den 60er und Anfang der 70er Jahre. Tabelle 2.3: Gasfeuerungen in den neuen Bundesländern aus DDR-Produktion (Bauakade- mie, 1986 und 1988) Bauart Bezeichnung in der Arbeit Verbrennungsluft Abgas- führung Nennwärme- leistung in kW Einsatz- bereich Allgas-Durchlauf- Wassererhitzer Durchlauf- wasserheizer raumluftabhängig Schornstein 8,7 - 17,4 WW raumluftunabhängig Außenwand 3,5 - 5,0 RW Allgas-Raumheizer Raumheizer (und Heizein- sätze für Ka- chelöfen) raumluftabhängig Schornstein 3,5 - 5,0 RW Umlauf- Wasserheizer Kombi- wasserheizer raumluftabhängig Schornstein 21 H/WW Schornstein 17 H/WW Schornstein 14,0 - 23,2 H/WW Gasspezialkessel Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse raumluftabhängig Schornstein 14,0 - 116,2 H/WW H Heizung (Zentral- oder Etagenheizung) RW Raumwärme (Einzel- oder Mehrraumheizung) WW Warmwasserbereitung Die Gasfeuerstätten wurden als Allgasgeräte ausgeführt, so dass ein Betrieb mit Erdgas oder auch Stadtgas nach einem Austausch der Brennereinsätze bzw. -düsen ohne weiteres möglich war. Zur Verwendung in den Heizgeräten kamen ausschließlich atmosphärische Gasbrenner. Innerhalb jeder Bauart standen in der Regel Heizgeräte in drei Leistungsstufen zur Verfügung. 2.2.3 Ölfeuerungen in den alten Bundesländern Ölfeuerungen in den alten Bundesländern haben sich seit Anfang der 60er Jahre in breitem Umfang im Bereich Raumbeheizung und Warmwasserbereitung durchgesetzt. Zum Einsatz kommen hauptsächlich Ölzerstäubungsbrenner in Verbindung mit einem Zentralheizungskessel (Marx, 1992). Steigende Anforderungen an die Reduzierung des Schadstoffauswurfs (CO, NOx, TOC) mit immer niedrigeren Grenzwerten bei gleichzeitiger verbesserter Energieausnutzung durch höhere feuerungstechnische Wirkungsgrade bzw. Normnutzungsgrade bei Kesseln ha- ben immer wieder zur technischen Weiterentwicklung des Systems Brenner-Kessel geführt. Die unterschiedlichen technischen Ausführungen der gebräuchlichsten Ölbrenner lassen sich nach der in Bild 2.2 gezeigten Systematik einordnen. Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Seite 11 Ölbrenner Verdampfungsbrenner ohne Ventilator (Leistung regelbar) mit Ventilator (Leistung regelbar) Druckzerstäubungsbrenner mit Gebläse (ein- u. zweistufig) Zerstäubungsbrenner mit Stauscheibe (Gelbbrenner) Vergasungsbrenner mit Brennrohr (Blaubrenner) Rotationszerstäuber Druckluftzerstäuber Ultraschallzerstäuber Bild 2.2: Systematik der gebräuchlichsten Ölbrenner Das Haupteinsatzgebiet der Verdampfungsbrenner ist die Einzel- sowie die Mehrraumheizung. Insgesamt haben die Verdampfungsbrenner stark an Bedeutung verloren, wenn auch die An- zahl der installierten Feuerungen nicht vernachlässigt werden kann. In Zentralheizungen (mit kombinierter Brauchwassererwärmung) sind mit Abstand am häufigsten Ölzerstäubungsbrenner mit Stauscheibe verbreitet. Das Heizöl EL wird durch die Ölpumpe verdichtet, zur Öldüse geför- dert und durch diese zerstäubt. Das zerstäubte Heizöl wird mit der Verbrennungsluft, welche durch die Stauscheibe in Rotation versetzt wird, vermischt und verbrennt schließlich. Bei diesen Brennern hat die Flamme eine gelbe Farbe. Daher werden diese Brenner auch häufig als "Gelbbrenner" bezeichnet. In den letzten Jahren hat sich der Marktanteil der stauscheibenlosen Vergasungsbrenner auf- grund der sehr guten Verbrennungseigenschaften (geringer Luftüberschuss bei niedrigen NOx-, CO- und Russemissionen) sehr stark ausgeweitet. Charakteristisch für diese Brenner ist die Rückführung eines Teils der heißen Abgase in die Flamme, so dass dort eine teilweise oder komplette Verdampfung des zerstäubten Heizöls stattfindet. Das entstandene Gas verbrennt ähnlich einer Gasflamme mit einer bläulichen Färbung in der Gasphase, weshalb man diese Brenner auch als "Blaubrenner" bezeichnet. Druckluft- und Ultraschallzerstäuber sowie gepulste Systeme sind als Nischenprodukte wenig verbreitet. Ein Einsatzgebiet dieser Verbrennungssysteme könnte in Zukunft im Bereich der Brenner kleiner Leistung (< 14 kW) liegen. Rotationszerstäuber finden dagegen ihre Anwen- dung vorzugsweise in Feuerungsanlagen größerer Leistung. Die wichtigsten technischen Merkmale von Ölbrennern mit Gebläse sind in Tabelle 2.4 zusam- mengestellt. Aus Tabelle 2.5 können die unterschiedlichen Bauarten der Ölfeuerungen sowie die in dieser Arbeit verwendeten Bezeichnungen entnommen werden. Seite 12 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Tabelle 2.4: Wichtige technische Merkmale von Ölbrennern mit Gebläse (nach Rick, 1988) technische Lösung a b c d Einstellung der Luftmenge Drosseleinrichtung vor Gebläse (saugseitig) Drosseleinrichtung nach Gebläse (druckseitig) Drosselung durch Stauscheibe und Brennerkonus (druckseitig) Strömungsfüh- rung im Luftge- häuse Gebläse gerade, Luftaustritt ohne Umlenkung Gebläse gerade, Luftführung mit Umlenkung Gebläse quer, Luftführung mit Umlenkung Strömungsfüh- rung im Brenner- rohr ohne Beeinflussung Brennerrohr mit zusätzlicher Leiteinrichtung Strömungsfüh- rung am Mischort (Brennerkopf) konventionell mit Brennerrohr und Stauscheibe Leiteinrichtung zur Stufenverbrennung (Sekundärluft) Leiteinrichtung zur Rezirkulation der Abgase außen am Brennerkopf Leiteinrichtung zur Rezirkulation der Abgase innen am Brennerkopf Flammenstabili- sierung Stauscheibe nur durch aerodyna- mische Maßnahmen Ausbrand- steuerung konventionell mit Ausbrand im Feuerraum Ausbrand im Brennerrohr Ölaufbereitung keine Ölvorwärmung Zerstäubung Düsendruck- zerstäubung Zerstäubung mit Hilfsmedium Luft Zerstäubung mit Ultraschall Zerstäubung durch Rotation Tabelle 2.5: In Haushalten und bei Kleinverbrauchern in den alten Bundesländern üblicher- weise eingesetzte Ölfeuerungen Bauart/ Bezeichnung Verwendete Bezeichnung Norm Verbrennungsluft Abgasfüh- rung Einsatz- bereich Öl-Raumheizer DIN EN 1 (1980) raumluftabhängig Schorn- stein H/(WW) Öl-Heizeinsatz Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Geblä- se raumluftabhängig Schorn- stein H/(WW) Spezialheizkessel mit Ölgebläse- brenner Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Brenner: DIN EN 267 (1996) Kessel: DIN EN 303 Teil 2 (1999) DIN EN 304 (1998) raumluftabhängig Schorn- stein H/WW H Heizung (Zentral- oder Etagenheizung) WW Warmwasserbereitung Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Seite 13 2.2.4 Ölfeuerungen in den neuen Bundesländern In der ehemaligen DDR standen für den Bereich der Raumbeheizung aufgrund des Mangels an Heizöl keine Ölfeuerungsanlagen zur Verfügung. Bei den wenigen installierten Ölfeuerungen dürfte es sich vermutlich um umgerüstete Festbrennstoffkessel oder um importierte Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse aus den alten Bundesländern handeln. Ölfeuerungen, die nach dem 3.10.1990 in den neuen Bundesländern installiert worden sind, entsprechen in ihrer Bauart den modernen Ölfeuerungen der alten Bundesländer in den 90er Jahren. 2.2.5 Heizkessel für Öl- und Gasbrenner mit Gebläse In der DIN-Normenreihe 4702 "Heizkessel" sind die gestellten Anforderungen an Heizkessel für flüssige und gasförmige Brennstoffe bis zu einer Nennwärmeleistung < 2 MW festgelegt. Als feststehende Begriffe sind in DIN 4702 Teil 1 (1990) folgende Bezeichnungen definiert: Brennwertkessel Brennwertkessel sind Heizkessel, in denen im Abgas enthaltene la- tente Wärme in Form von Wasserdampf durch Kondensation nutzbar gemacht wird. Niedertemperatur-Kessel (NT-Kessel) sind Heizkessel, in denen die Temperaturen des Wärmeträgers durch selbsttätig wir- kende Einrichtungen gleitend bis auf 40 °C oder tiefer abgesenkt werden bzw. die auf nicht mehr als 55 °C eingestellt sind. Niedertemperatur-Kessel Niedertemperatur-Kessel (NT-Kessel) sind Heizkessel, in denen die Temperatur des Wärmeträgers durch selbsttätig wirkende Einrichtun- gen gleitend bis auf 40 °C oder tiefer abgesenkt werden bzw. die auf nicht mehr als 55 °C eingestellt sind. Öl-/Gas-Kessel Öl-/Gaskessel sind Heizkessel, die ausschließlich für die Verfeuerung von flüssigen und gasförmigen Brennstoffen mit Gebläsebrennern geeignet sind. Umstellbrandkessel Umstellbrandkessel sind Heizkessel, die für die Verfeuerung von fes- ten sowie flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen eingerichtet sind. Das Umstellen von festen Brennstoffen auf flüssige oder gasförmige und umgekehrt ist stets mit dem Abbau und Wiederanbau von Kes- sel- und Feuerungsteilen verbunden. Wechselbrandkessel Wechselbrandkessel sind Heizkessel, die für die Verfeuerung von festen sowie flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen eingerichtet sind, und bei denen bei angebautem Gebläsebrenner der Wechsel von festen auf flüssige oder gasförmige Brennstoffe und umgekehrt vom Betreiber ohne Kessel- und Feuerungsumbau vorgenommen werden. Sie können einen oder mehrere Feuerräume, gemeinsame oder getrennte Heizgaszüge und Abgaswärmetauscher haben. Das Ein- bzw. Ausschwenken des Gebläsebrenners gilt nicht als Umbau. Heizkessel für zeitweilige Umstellung auf elektrische Beheizung gel- ten nicht als Wechselbrandkessel. Während heute Wechselbrand- und Umstellbrandkessel fast vollständig vom Markt verschwun- den sind, entsprechen moderne Heizkessel für Öl- und Gasfeuerungen mit Gebläsebrenner vorwiegend der Bauart Niedertemperatur-Kessel. Im Bereich der Gasfeuerungen sind heute Seite 14 Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Brennwertkessel Stand der Technik. Zur Erreichung einer höheren Ausnutzung von Heizöl EL in einer Ölfeuerungsanlage kommt auch hier prinzipiell die Brennwerttechnik in Frage. Allerdings sind hier aufgrund der im Abgas enthaltenen Schwefeloxide, die zum Teil im Kondensat in Lö- sung gehen, korrosionsbeständige Werkstoffe sowie eine anschließende Neutralisation des anfallenden Kondensats vor Einleitung in das öffentliche Abwassernetz notwendig. Wesentliche Merkmale von Heizkesseln für Gebläsebrenner sind beispielhaft in Tabelle 2.6 zusammenge- stellt. Auch diese Tabelle erhebt aufgrund der Vielzahl an Kesselkonstruktionen keinen An- spruch auf Vollständigkeit. Tabelle 2.6: Grundlegende Merkmale von Heizkesseln für Öl- und Gasbrenner mit Gebläse (nach Rick, 1988) Material/Bauweise Guß-Gliederkessel Stahl-Schweißkonstruktion Kühlung des Feuerraumes rundum gekühlt rundum gekühlt, mit eingestelltem Feuerleitelement (Brennkammereinsatz aus Stahl, Keramik oder Mineralfaser) teilweise gekühlt ungekühlt mit keramischer Auskleidung Strömungsführung im Feuerraum ohne spezielle Strömungsführung zentrische Flamme ohne Abgasumkehrung Strömungsumkehr der Abgase über oder neben der Flammenachse zentrische Flamme mit konzentrischer Abgasumkehrung um die Flamme Ableitung der Abgase senkrecht nach oben oder unten über gesamte Flam- menlänge Strömungsführung der Abgase im Kessel- körper 3-Zug-Anordnung mit zwei Umlenkungen in separaten Zügen 3-Zug-Anordnung mit zwei Umlenkungen, 2. Zug in der Brennkammer 3-Zug-Anordnung mit zwei Umlenkungen, 2. Zug in der Brennkammer, 3. Zug als konzentrischer Ring um die Brennkammer 2-Zug-Anordnung ohne Umlenkung, 2. Zug hinter der Brennkammer 2-Zug-Anordnung, steigende oder fallende Züge über der Flammenachse Im Rahmen der Arbeit wird nicht weiter zwischen den einzelnen Bauarten der Heizkessel unter- schieden, da für die unterschiedlichen Heizkessel keine getrennten Anlagenzahlen ermittelt werden konnten (s. Kapitel 5). Alle obengenannten Bauarten werden deshalb unter der Be- zeichnung "Heizkessel" zusammengefasst. Nicht unerwähnt bleiben soll in diesem Zusammenhang, dass sowohl bei der Installation von Neuanlagen oder dem Austausch von Altanlagen im Leistungsbereich < 70 kW heute in der Regel feste Brenner-Kessel-Kombinationen, sog. "Units", eingebaut werden. Units zeichnen sich durch eine optimale Abstimmung von Brenner und Kessel (einschließlich Regelung) aus. Die Vorteile liegen in einer werksseitigen "warmen" Voreinstellung, so dass vor Ort nur noch eine Feinjustierung der Verbrennungswerte (z.B. CO2-Gehalt) erforderlich ist. Beheizungs- und Anlagenarten in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Seite 15 2.3 Gesetzliche Anforderungen in Deutschland Der Betrieb und die Errichtung von nicht genehmigungsbedürftigen Feuerungsanlagen im Be- reich der Haushalte und Kleinverbraucher ist in der "Ersten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung über Kleinfeuerungsanlagen – 1. BImSchV)" geregelt. Dem Geltungsbereich dieser Verordnung werden alle Ölfeuerungen mit einer Feue- rungswärmeleistung < 5 MW und Gasfeuerungen mit einer Feuerungswärmeleistung < 10 MW zugeordnet. Feuerungsanlagen mit größerer Feuerungswärmeleistung fallen in den Geltungs- bereich der 4. BImSchV (1997) und sind nicht Gegenstand dieser Arbeit. In dieser Verordnung (1. BImSchV, 1997) sind in bezug auf die in dieser Arbeit zu betrachten- den Emissionen an Methan (CH4), Distickstoffmonoxid (N2O) und unverbrannte Kohlenwasser- stoffe (TOC) keine Emissionsgrenzwerte für Öl- und Gasfeuerungen festgelegt. Seite 16 Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen 3 Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen Bei der chemischen Umwandlung von reinen kohlenwasserstoffhaltigen Brennstoffen in Feue- rungsanlagen entstehen im Idealfall bei vollständiger Verbrennung nur Kohlendioxid (CO2) und Wasser (H2O). Im Brennstoff vorhandene Begleitsubstanzen, wie z.B. Stickstoff (N), Schwefel (S) oder mineralische Bestandteile (Asche) führen in Abhängigkeit von ihrer Konzentration im Brennstoff (die natürlichen Schwankungen unterworfen sind) zu unerwünschten Nebenproduk- ten, die teilweise oder ganz emittiert werden. Unzureichende Verbrennungsbedingungen wie schlechte Durchmischung von Brennstoff und Verbrennungsluft führen zu Emissionen an Pro- dukten aus der unvollständigen Verbrennung in Form von Kohlenmonoxid (CO), Methan (CH4) oder unverbrannter Kohlenwasserstoffe. Im folgenden soll kurz auf die bekannten Bildungsmechanismen von CO, CH4, Distickstoffmo- noxid (N2O) und unverbrannter Kohlenwasserstoffe in Feuerungsanlagen eingegangen werden. Der Focus liegt dabei auf den homogenen Gasphasenreaktionen, wie sie vorwiegend bei der Verbrennung von Erdgas und Heizöl EL anzutreffen sind. Im Falle von N2O und CH4 werden auch die physikalischen und chemischen Eigenschaften dargestellt. Die Entstehung der men- genmäßig wichtigeren Stickstoffoxide, wie z.B. Stickstoffmonoxid (NO) und Stickstoffdioxid (NO2) ist ausführlich in der Literatur (Warnatz et al., 1996) beschrieben. 3.1 Distickstoffmonoxid (N2O) Distickstoffmonoxid (N2O), besser bekannt unter der Bezeichnung "Lachgas", wurde nachweis- lich zuerst von Joseph Priestley um 1733 erstmals als gasförmiges Produkt einer Mischung von Eisendisulfid und Salpetersäure nachgewiesen (Frost, 1985). Als farbloses, diamagnetisches Gas liegt es mit einem Siedepunkt von -88,5 °C und einem Schmelzpunkt von -90,9 °C zwi- schen den Siede- und Schmelzpunkten von Stickstoffmonoxid (NO) und Stickstoffdioxid (NO2). In kaltem Wasser ist N2O mäßig löslich: 1 Raumteil Wasser absorbiert, ohne jede chemische Reaktion, bei 0 °C 1,3052, bei 25 °C 0,5962 Volumenteile N2O (Hollemann und Wiberg, 1985). Wird N2O in geringen Mengen eingeatmet, führt es zu einem rauschartigen Zustand mit krampf- hafter "Lachlust". In höheren Dosen zeigt es eine schwach betäubende Wirkung und kann da- her für Narkosezwecke verwendet werden. N2O ist, wie das Kohlendioxid (CO2), linear aufgebaut mit der Konstitution N=N=O. Bei Raum- temperatur ist N2O reaktionsträge und reagiert weder mit Halogenen, Alkalimetallen oder Ozon. Bei höheren Temperaturen über 600 - 650 °C disoziiert N2O unter Spaltung 2 N2O ⇔ 2 N2 + 1/2 O2 – 163 kJ (3.1) und unterhält - bei entsprechenden Konzentrationen - die Verbrennung z.B. von Kohle oder zahlreichen Metallen zu Oxiden (Hollemann und Wiberg, 1985; Greenwood, 1988; Wyne, 1985). Technisch wurde N2O in der Vergangenheit durch Erhitzen von festem Ammoniumnitrat bzw. 83 %iger Ammoniumnitrat-Lösung, die als Nebenprodukt bei der Düngermittelproduktion anfällt, hergestellt (Wynne, 1985). N2O fällt auch bei der Produktion von Adipinsäure (Aus- Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen Seite 17 gangsstoff der Nylonherstellung) als Abfallprodukt an. Für jedes Mol produzierter Adipinsäure entsteht ein 1 mol N2O. Bei einer geschätzten weltweiten Jahresproduktion von rund 1,8 Mio t an Adipinsäure im Jahr 1990 fallen somit nicht unerhebliche Mengen an N2O an, die allerdings nur schwer im Markt unterzubringen sind (Reimer et al, 1994). 3.1.1 Homogene Reaktionen Die Bildung von Stickstoffoxiden in technischen Flammen aus dem mit der Verbrennungsluft eingebrachten molekularen Stickstoff und aus dem im Brennstoff chemisch gebundenem Stick- stoff ist sehr komplex. Sie ist ausführlich in der Literatur beschrieben (Miller und Bowmann, 1989; Görner, 1991; Warnatz und Maas, 1993). In diesem Zusammenhang soll nur auf die Ent- stehung von N2O eingegangen werden. Von entscheidender Relevanz für die Bildung von N2O sind homogene Gasphasenreaktionen, wie sie bei der Entgasung von Kohle oder in Öl- und Gasfeuerungen anzutreffen sind. N2O wurde inzwischen bei allen technischen Verbrennungsprozessen mit fossilen Brennstoffen nachgewiesen (Vitovec, 1993). Einfluss auf die N2O-Bildung hat die Anwesenheit von chemisch gebundenem Stickstoff im Brennstoff. Bestätigt wurde dies durch Messungen in technischen Gasflammen, bei denen nur sehr geringe N2O-Konzentrationen gemessen wurden, außer wenn stickstoffhaltige Verbindungen in das Abgas in einem Temperaturbereich zwischen 1.050 K und 1.400 K zugegeben wurden (Kramlich et al., 1989). In Bild 3.1 ist der Zusammenhang zwischen der Temperatur und der gebildeten N2O-Konzentration für drei verschiedene zugegebene stick- stoffhaltige Verbindungen - Ammoniak (NH3), Blausäure (HCN) und Acetonitril - dargestellt. Bild 3.1: N2O-Emission bei der Zugabe von NH3, HCN oder Acetonitril in das Abgas einer Gasflamme in Abhängigkeit von der Temperatur (Randbedingung: 600 ppm v/v NO im Abgas auf 0 VOL% O2 bezogen; Kramlich et al., 1989) Deutlich ist die Bildung von N2O bei der Zugabe von HCN und Acetonitril zu erkennen. Beide stickstoffhaltigen Verbindungen führen zu einer Emission von N2O, die allerdings auf einen sehr engen Temperaturbereich von ca. 300 K beschränkt ist. Das Maximum für Acetonitril liegt bei 1.400 - 1.450 K, das von HCN bei 1.250 - 1.300 K. Die höchste Konzentration an N2O im Abgas wurde bei der Zugabe von HCN beobachtet. Bemerkenswert ist, dass NH3, ebenfalls eine stick- Seite 18 Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen stoffhaltige Verbindung, nur zu einer unbedeutenden Emission von N2O führte, was in guter Übereinstimmung mit durchgeführten reaktionskinetischen Betrachtungen der Autoren steht. Die Ergebnisse zeigen, dass N2O in Gegenwart von Cyano-Spezies in der Gasphase gebildet wird. Die Umwandlung von chemisch gebundenem Stickstoff im Brennstoff erfolgt durch Entgasung von stickstoffhaltigen Verbindungen wie Ammoniak (NH3) und Blausäure (HCN) und deren Ü- bertritt in die Gasphase (Warnatz et al., 1996). Vom NH3 und HCN führen die Reaktionen über verschiedene Zwischenprodukte letztendlich zu molekularem N2 und NO, wobei N2O ein Zwi- schenprodukt darstellt (Kramlich et al. 1989; Sybon, 1994). Ob der Reaktionsweg bevorzugt über NH3 oder HCN geht, ist von der Verteilung dieser Reaktionsspezies in einem sehr frühen Stadium der Verbrennung abhängig (Kilpinen und Hupa, 1991). Modellrechnungen und prakti- sche Untersuchungen zeigen einen sehr starke Abhängigkeit der N2O-Entstehung von der Verbrennungstemperatur und dem Brennstoff-Luft-Verhältnis (Miller und Bowmann, 1989; Hay- hurst und Lawrence, 1992; Pelz, 1993; Sybon, 1994). Als wichtigste Reaktionspfade der N2O-Bildung und -Abbau wurden folgende Teilschritte identi- fiziert (nach Kramlich et al., 1989): NH3-Reaktionspfad NH3 + OH ⇔ NH2 + H2O (3.2) NH2 + OH ⇔ NH + H2O (3.3) NH + NO ⇔ N2O + H (3.4) NH + O oder OH ⇔ NO (alternativ) (3.5) HCN-Reaktionspfad HCN + OH ⇔ HNCO + H (3.6) HNCO + H ⇔ NH2 + CO (3.7) HNCO + OH ⇔ NCO + H2O (3.8) HCN + O ⇔ NCO + H (3.9) NCO + NO ⇔ N2O + CO (3.10) NCO + OH ⇔ NO + CO + H (3.11) Im NH3-Reaktionspfad stehen die Reaktionen (3.4) und (3.5) in Konkurrenz zueinander um den NH-Pool. Die hohen Konzentrationen an O- und OH-Radikalen in der Verbrennungszone be- günstigen die Bildung von NO aus dem NH-Pool, wodurch die Konzentration an NH-Radikalen abnimmt und dadurch weniger N2O nach Reaktion (3.4) entsteht. Der HCN-Reaktionspfad führt über die Zwischenprodukte HNCO oder NCO zum N2O. Der Weg über das HNCO führt entweder zu NH2-Radikalen aus Reaktion (3.7) und in den oben beschrie- benen NH3-Reaktionspfad oder zum NCO in Reaktion (3.8). Das Zwischenprodukt NCO bildet nun N2O (Reaktion 3.10) oder NO über die Reaktion (3.11) als Konkurrenzreaktion. Aus expe- Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen Seite 19 rimentellen Untersuchungen zur N2O-Entstehung bei der Zugabe von Harnstoff ist bekannt, dass relevante Mengen an N2O über das NCO gebildet werden (Kilpinen und Hupa, 1991). Der Einfluss der Verbrennungstemperatur zeigt sich sehr deutlich im engen Temperaturfenster zwischen 1.000 und 1.200 K, in dem N2O gebildet wird. Die Bildung von N2O nimmt allgemein zu mit abnehmender Verbrennungstemperatur. Bei hohen Temperaturen wird weniger N2O ge- bildet, weil das NCO-Radikal als wichtigstes Zwischenprodukt nicht in N2O überführt wird (Hay- hurst and Lawrence, 1992; Mann et al., 1992; Johnsson et al., 1992; Hupa und Kilpinen, 1992). Unter brennstoffarmen Bedingungen in der Flamme wird bei Verbrennungstemperaturen unter 1.110 K ein nicht unerheblicher Teil des HCN zu N2O oxidiert, wogegen weniger N2O aus NH3 gebildet wird. Mit Verbrennungstemperaturen oberhalb 1.110 K nimmt auch hier die N2O- Bildung sehr stark ab, bedingt durch die wesentlich schnelleren Abbaureaktionen. In brennstoff- reichen Gebieten der Flamme wird die N2O-Bildung nahezu vollständig unterdrückt (Kilpinen und Hupa, 1991; Miller und Bowmann, 1989). Das in der Flamme gebildete N2O wird in der Regel durch freie Radikale oder durch unimoleku- laren Zerfall in der Nachreaktionszone fast vollständig abgebaut. Die dafür verantwortlichen Reaktionen sind: N2O-Abbau sehr schnell N2O + H ⇔ N2 + OH (3.12) schnell N2O + OH ⇔ N2 + HO2 (3.13) N2O + O ⇔ N2 + O2 (3.14) Über die Reaktion N2O + O ⇔ NO + NO (3.15) wird NO gebildet. Die Reaktion wird häufig in der Beschreibung der NO-Bildung übersehen, da sie nur einen geringen Beitrag liefert. Allerdings ist der Weg über das N2O eine der Hauptquel- len für NO unter brennstoffarmen Verbrennungsbedingungen, wie sie in Gasturbinen auftreten. Die Tatsache, dass messbare Konzentrationen an N2O im Abgas von Gasfeuerungen (Erdgas enthält Stickstoff nur in Spuren) nachgewiesen wurden (Jacobs und Hein, 1988), kann auf die Bildung von N2O analog zur thermischen NO-Bildung durch Angriff eines O-Radikals auf den molekularen Stickstoff erklärt werden (Warnatz et al., 1996). In Gegenwart eines Stoßpartners M kann folgende Reaktion ablaufen: N2 + O + M ⇔ N2O + M (3.16) wobei N2O durch Reaktion mit einem O-Radikal entsprechend Reaktion (3.15) auch wieder ab- gebaut wird. Seite 20 Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen 3.1.2 Heterogene Reaktionen Die Bildung von N2O durch heterogene Reaktionen von Brennstoff-Stickstoff an der Oberfläche oder in Poren von teilweise entgastem Koks mit Sauerstoff ist am besten untersucht für die Koh- leverbrennung in Wirbelschichtfeuerungen (Hayhurst und Lawrence, 1992; Mann et al., 1992; deSoete, 1990, Klein und Rotzoll, 1994). Während der Verbrennung von Kohle bleibt ein Teil des Stickstoffs im Koks (-CN) und wird in die Nachverbrennungszone transportiert. Dieser Koksstickstoff wird durch O2 oxidiert und führt zu den Primärprodukten N2O und NO (Kramlich et al, 1989; Klein und Rotzoll, 1994): (-CN) + (-CNO) ⇔ N2O + (-C) (3.17) (-CNO) ⇔ NO + (-C) (3.18) In geringem Umfang wird auch NO zu N2O an Koksoberflächen reduziert: NO + (-CN) ⇔ N2O + (-C) (3.19) NO + (-CN) ⇔ N2 + (-CO) (3.20) An Kohlenstoffoberflächen (-C) kann N2O auch wieder abgebaut werden (Hayhurst und Law- rence, 1992; deSoete, 1990): N2O + (-C) ⇔ N2 + CO2 (3.21) N2O + (-CO) ⇔ N2 + CO2 (3.22) Quantitativ wird hierbei vor allem molekularer Stickstoff (N2) gebildet. Im Zusammenhang mit der Verbrennung von Heizöl EL in Kleinfeuerungsanlagen könnten auch Bildungs- und Abbaureaktionen von N2O mit dem in der Flamme gebildetem Ruß denkbar sein. In der Literatur sind dazu bisher allerdings keine Untersuchungen veröffentlicht worden. 3.2 Methan (CH4) Methan (CH4) wurde erstmals in der Erdatmosphäre 1948 von Migoette aufgrund seiner starken Adsorptionsbanden im infraroten Wellenlängenbereich (3 und 8 µm) bei Untersuchungen des Sonnenspektrums nachgewiesen (Badr et al., 1992). Methan ist ein farb- und geruchsloses, brennbares Gas. Die spezifische Dichte liegt bei 0,717 kg/m3, die Gasdichte (im Verhältnis zu Luft = 1) liegt bei 0,5545. Der Siedepunkt von CH4 beträgt -16,5 °C, der Schmelzpunkt -184 °C. Bei 0 °C sind 0,0556 ml CH4 in 1 ml H2O löslich (Puxbaum, 1994). CH4-Emissionen aus Feuerungsanlagen haben ihre Ursache entweder in einer nicht vollständi- gen Umsetzung des mit dem Brennstoff zugeführten Methans in die Feuerung, z.B. bei Gasfeu- erungen (Dupont et al., 1995), oder sind das Ergebnis einer unvollständigen Verbrennung des während des Verbrennungsprozesses gebildeten CH4 (Karlsvik et al., 1993; Oravainen et al., 1997; von Czapiewski, 1999). Der Umfang der CH4-Emission hängt u.a. von der lokalen Sauer- stoffkonzentration, der Verbrennungstemperatur und von der Art des Brennstoffes ab. Entstehung klimarelevanter und organischer Spurengase in Feuerungsanlagen Seite 21 Die Verbrennung von gasförmigen Methan kann als eine reine Gasphasenreaktion beschrieben werden. Die Oxidation des CH4 mit dem Luftsauerstoff erfolgt nicht in einem Reaktionsschritt, sondern in mehreren Teilschritten (Warnatz et al, 1996): CH4 → CH3 → CH2O → CHO → CO → CO2 (3.23). 3.3 Unverbrannte Kohlenwasserstoffe Die fossilen Brennstoffe Heizöl EL und Ergas bestehen hauptsächlich aus Kohlenwasserstoff- Verbindungen mit mehr oder weniger großem C/H-Verhältnis. Bei vollständiger Verbrennung reagiert der Kohlenstoffanteil des Brennstoffs mit Sauerstoff zu Kohlendioxid, der Wasserstoffanteil zu Wasser entsprechend folgender Bruttogleichung (Baum- bach, 1993): OH* 2 mCO*nO* 4 m nHC 222mn +→   ++ (3.24) Unverbrannte Kohlenwasserstoffe entstehen durch ungenügende Vermischung des Brennstof- fes mit Luft oder eine unvollständige Verbrennung, die bedingt sein kann bei gasförmigen und flüssigen Brennstoffen durch lokale Flammenlöschung im Feuerraum (Warnatz und Maas, 1993). Durch die Pyrolyse des Brennstoffes in Verbindung mit einer Abspaltung von Wasser- stoffatomen bei gleichzeitiger Trennung der Kohlenstoffbindung kann es zur Bildung neuer, ur- sprünglich nicht im Brennstoff enthaltener Kohlenwasserstoffe kommen. In diesem Zusammen- hang ist auch die Entstehung und Emission von Methan in Feuerungsanlagen zu sehen. Seite 22 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung 4 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der For- schung In bisherigen Untersuchungen zum Emissionsverhalten von Öl- und Gasfeuerungen wurden die Schwerpunkte häufig in der Ermittlung der CO-, NOx- und Kohlenwasserstoffemissionen (TOC) unter stationären Betriebsbedingungen in Prüfstanduntersuchungen gesehen. Wechselnde Randbedingungen, wie z.B. Aufstellungsort, Kamin, Witterungsverhältnisse, Wartungszustand und Einstellung durch den Installateur, führen in der Praxis häufig zu einem anderen Emissi- onsverhalten von Öl- und Gasfeuerungen gegenüber Messungen auf dem Prüfstand (Haltiner, 1996a und b; Haltiner 1997; De Ruyck und Distelmans, 1993). In Felduntersuchungen wird deshalb das Emissionsverhalten der Feuerungsanlagen unter den Bedingungen der Praxis be- stimmt. Allerdings sind diese Messungen mit einem nicht unerheblichen Zeit- und Kostenauf- wand verbunden, so dass sich die Untersuchungen in der Regel auf exemplarisch ausgewählte Anlagen beschränken müssen (Baumgärtner; 1993). Zur Ermittlung der Konzentrationen an N2O und CH4 im Abgas von Öl- und Gasfeuerungen wurden bisher wenige, stichprobenartige Untersuchungen auf dem Prüfstand oder in Feldmes- sungen durchgeführt. Erst in neuerer Zeit wird diesen Abgaskomponenten auf Grund ihrer kli- marelevanten Eigenschaften eine größere Bedeutung beigemessen (BMU 1999). 4.1 Stationäre Betriebsweise 4.1.1 Ölfeuerungen Die Emission von Produkten der unvollständigen Verbrennung, CO und TOC waren Gegen- stand zahlreicher Untersuchungen verschiedener Autoren. In Tabelle C.1 im Anhang C sind die gemessenen Emissionen an CO bei stationärer Betriebsweise der Ölfeuerungen auf dem Prüfstand zusammengestellt. Die in der Literatur angegebenen Konzentrationen mussten hier zuerst in Emissionsfaktoren (in kg/TJ) umgerechnet werden. Unterschieden wird zwischen mi- nimalem und maximalem Emissionsfaktor (auch als Emission bezeichnet), um die Bandbreite aufzuzeigen. Der Mittelwert wurde als arithmetisches Mittel aus der Anzahl an Einzelwerten berechnet. Die Bandbreite der CO-Emissionen für Ölzerstäubungsbrenner bzw. die Kombination aus Öl- zerstäubungsbrenner und Heizkessel (Units) in älteren Untersuchungen (Jahr der Messungen vor 1988) beträgt 2,0 - 125 kg/TJ. Deutlich erkennbar in Tabelle C.1 im Anhang C ist der Ein- fluss der Kesselbauart auf die Höhe der CO-Emissionen, wobei Heizkessel mit heißer Brenn- kammer niedrigere Emissionen aufweisen als Heizkessel mit gekühltem Feuerraum. Die Höhe der gemessenen CO-Emission ist unabhängig von der Leistung der Brenner. Moderne Ölzerstäubungsbrenner bzw. Units in neueren Untersuchungen (Jahr der Messung ab 1989) zeichnen sich durch geringe Emissionen an CO im stationären Betrieb unter Prüfstands- bedingungen aus. Die Bandbreite der CO-Emissionen beträgt 0,00 - 17 kg/TJ. Bei Blaubrennern Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Seite 23 tritt aufgrund der optimierten Verbrennungsbedingungen deutlich weniger CO im Abgas auf als bei Gelbbrennern. Beispielhaft für Emissionsmessungen unverbrannter Kohlenwasserstoffe im Abgas von Ölfeue- rungen unter Prüfstandsbedingungen sollen hier die Untersuchungen von Kremer (1975) und Sandkuhl (1989) genannt werden, die systematisch die Abhängigkeit der Emissionen u.a. von der Brenner-Kessel-Kombination und dem eingestellten Luftüberschuss aufgezeigt haben. Aus Messungen von Kremer (1975) ergibt sich für 14 untersuchte Ölzerstäubungsbrenner am Prüf- flammrohr ein Mittelwert von 1,9 kgC/TJ für die Summe an unverbrannten Kohlenwasserstoffen im Abgas, mit einer Bandbreite von 0,1 - 9,5 kgC/TJ. Die Emissionen aus der unvollkommenen Verbrennung, TOC und CO, wiesen bei Luftzahlen von 1,1 <  < 1,3 ein Minimum auf. Bei Luft- zahlen außerhalb dieses Bereichs stiegen die Emissionen stark an. Von Sandkuhl (1989) wurden bei stationärer Betriebsweise auf dem Prüfstand zwei Ölzerstäu- bungsbrenner an zwei verschiedenen Heizkesseln (Guss- bzw. Stahlkessel) untersucht. Auch hier erreichten die Emissionen an TOC und CO ein ausgeprägtes Minimum in einem brenner- spezifischen, optimalen Bereich des Luftüberschusses. Die Bandbreite der gemessenen mittle- ren Emissionen an Kohlenwasserstoffen (gemessen als Summe) betrug für alle vier untersuchten Brenner-Kessel-Kombinationen 0,14 - 0,23 kgC/TJ, mit einem Mittelwert von 0,19 kgC/TJ. Als weitere Einflussgröße auf die Höhe der Emissionen an Produkten der unvoll- ständigen Verbrennung wurde die Kombination aus Brenner und Kessel erkannt. Die mittlere Emission an CO und TOC war am Heizkessel mit heißer Brennkammer ca. 10 - 20 % niedriger als an einem Heizkessel, dessen Brennkammerwände direkt wassergekühlt waren. An hand der Ergebnisse aus Felduntersuchungen an installierten Ölfeuerungen mit Zerstäu- bungsbrennern (Tabelle C.2 in Anhang C) ist eine große Bandbreite der CO-Emissionen aus- zumachen, die leicht eine oder zwei Zehnerpotenzen bei vergleichbaren Anlagen umfassen kann. Ältere Ölfeuerungen (Messungen vor 1988) zeigen dabei ein höheres Emissionsniveau als neuere Ölfeuerungen (Messungen nach 1989). Im Gegensatz zu den vorgestellten Messun- gen auf dem Prüfstand ist in Felduntersuchungen nur eine geringe Abhängigkeit der Emissio- nen von der Brenner-Kessel-Kombination festzustellen. Andere Parameter, wie z.B. der Wartungszustand oder Witterungsverhältnisse, die auf dem Prüfstand unter optimierten Bedin- gungen keinen Einfluss haben, treten hier stärker in den Vordergrund. Baumgärtner (1993) hat in einer umfangreichen Arbeit an 25 Ölfeuerungen im Leistungsbereich zwischen 16 und 251 kW die Kohlenwasserstoffemission im Abgas vor Ort ermittelt. Ölfeuerun- gen im Leistungsbereich < 25 kW emittierten im Mittel 7,3 kgC/TJ (3 Anlagen, Baujahr bis 1988). Mit zunehmender Leistung nahmen im Mittel die Emissionen an TOC ab (Leistungsbe- reich 25 - 50 kW: 5,1 kgC/TJ, Leistungsbereich > 50 kW: 3,1 kgC/TJ, alle Anlagen bis Baujahr 1988). Bei einigen wenigen Ölfeuerungen betrugen die im Abgas vorgefundenen Emissionen an CO mehr als 250 kg/TJ, so dass auch die Emission an TOC hoch war. Es muss hier von einem ungenügenden Wartungszustand der Feuerungsanlagen ausgegangen werden. Mitte der 70er Jahre wurden erste Messungen zur Emission an N2O im Abgas fossil befeuerter Kraftwerke durchgeführt. Aus diesen Messungen wurde abgeleitet, dass die Verbrennung von fossilen, stickstoffhaltigen Brennstoffen, insbesondere Kohle und in geringem Umfang Heizöl, in Seite 24 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Abhängigkeit von der Feuerungstechnik eine bedeutende, anthropogene Quelle an N2O dar- stellt (Pierotti und Rasmussen, 1976; Weiss und Craig, 1976; Hao et al., 1987). Auf grund einer bis dahin unbekannten Artefaktbildung von N2O in den Probenahmebehältern wurden die Messwerte allerdings häufig verfälscht, was zu einem Mehrbefund an N2O in der Abgasprobe führte. Nach bekannt werden der Artefaktbildung (Muzio und Kramlich, 1988) konnte mit Hilfe einer verbesserten Probenahmetechnik die Nachbildung an N2O ausgeschlossen werden. Neu- ere Messungen im Abgas von öl- und gasgefeuerten Kraftwerken zeigten, dass die Emissionen an N2O im Bereich unter 2,7 kg/TJ (< 5 ppm v/v) liegen (Muzio et al., 1990; Linak et al., 1990). Eine Korrelation zur NOx-Emission, wie in älteren Arbeiten postuliert (Hao et al., 1987), konnte nicht nachgewiesen werden. Erste stichprobenartige Untersuchungen zur Emission von N2O im Abgas von Ölfeuerungen kleinerer Leistung wurden in Felduntersuchungen von Vitovec (1991) in Österreich durchgeführt (Tabelle 4.1). Tabelle 4.1: Mittelwerte und Bandbreite der Emission an N2O im Abgas von ölgefeuerten Kleinfeuerungsanlagen bei Nennwärmeleistung (nach Vitovec, 1991) Brennstoff Art der Feuerung N2O-Emission Leistung Anzahl der Messungen Min Max Mittelwert kW - kg/TJ kg/TJ kg/TJ Heizöl M Ölzerstäubungsbrenner/ Zentralheizungskessel (Bj. 1965) 970 8 0,29 0,72 0,43 Heizöl L Ölzerstäubungsbrenner/ Zentralheizungskessel (Bj. 1983) 150 3 n.n. 1,0 0,65 n.n. nicht nachweisbar (vom Autor angegebene Nachweisgrenze: 0,1 ppmv/v N2O) Die gemessenen Emissionen betrugen alle < 1 kg/TJ, mit einem Mittelwert von 0,43 kg/TJ bzw. 0,65 kg/TJ. Anzumerken ist, dass die Messungen mit zwei nicht üblicherweise in Deutschland eingesetzten Heizölen mit einem höheren Stickstoffgehalt im Brennstoff durchgeführt wurden. Weitgehend bestätigt wurden die von Vitovec (1991) ermittelten geringen N2O-Konzentrationen in einer Untersuchung aus der Schweiz. Dort wurden 13 verschiedene Low-NOx-Ölbrenner im Leistungsbereich zwischen 10 und 70 kW am Prüfflammrohr bzw. an Heizkesseln geprüft (Doka und Nussbaumer, 1994). Mit Emissionswerten < 1,2 kg/TJ im stationären Betrieb für fast alle untersuchten Ölbrenner (2 Messwerte lagen knapp über 1,2 kg/TJ) lagen alle Emissionswerte unter der in der Arbeit angegebenen Nachweisgrenze von < 2 ppm v/v N2O (umgerechnet 1,2 kg/TJ N2O). Eine Korrektur des Volumenfehlers durch die Entfernung von CO2 (Signalbeeinflus- sung) aus dem Abgas wurde nicht vorgenommen. Sie würde zu einer Verkleinerung der Werte in der Größenordnung von 12,0 - 12,5 % führen (entsprechend einem mittleren CO2-Gehalt im trockenen Abgas der untersuchten Ölbrenner). Untersuchungen zur Emission an Methan (CH4) aus Ölfeuerungsanlagen sind nach dem derzeitigen Wissensstand nicht bekannt. Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Seite 25 4.1.2 Gasfeuerungen Gasfeuerungen, ob nun Gas-Spezialheizkessel mit Brenner ohne Gebläse, Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse oder Gas-Brennwertgeräte, um nur einige Bauarten zu nennen, er- freuen sich seit vielen Jahren einer steigenden Nachfrage. Kennzeichnend für diese modernen Heizgeräte ist eine optimale Abstimmung aller Gerätekomponenten mit der Folge von niedrigs- ten Emissionen. Ältere Gasfeuerungen mit Gasbrenner ohne Gebläse (sog. atmosphärische Brenner) waren in der Vergangenheit dagegen häufig gekennzeichnet durch einfachste Bren- nertechnik, hohe Abgastemperaturen und vergleichsweise hohe Emissionen an CO und NOx. Systematische Emissionsuntersuchungen an Gasfeuerungen auf dem Prüfstand (Tabelle C.3 in Anhang C) werden in regelmäßigen Abständen u.a. von der "Stiftung Warentest" im Rahmen von Qualitätsuntersuchungen durchgeführt. Bewertet werden die Energieausnutzung, Sicherheit und Handhabung der Heizgeräte sowie die Umweltbelastung durch die Emission an CO und NOx. Pischinger et al. (1993) haben in einer Studie u.a. die Emissionen an CO marktgängiger Gas-Spezialheizkessel, Gas-Umlauf- und Kombiwasserheizer, Gas-Brennwertgeräte und Heiz- kessel mit Gasbrenner mit Gebläse bis zu einer Leistung von 350 kW ermittelt. Aus der Zusammenstellung in Tabelle C.3 in Anhang C für Prüfstandsuntersuchungen geht her- vor, dass für alle Gerätebauarten eine große Bandbreite in den Emissionen zu beobachten ist. Ältere Gasfeuerungen emittieren im Mittel ein Vielfaches moderner Gasfeuerungen. Über die tatsächliche Emissionssituation von Gasfeuerungen unter realen Bedingungen liegen nur in sehr beschränktem Umfang Ergebnisse vor (Tabelle C.4 in Anhang C). In einer Feldun- tersuchung wurden 1986 in zwei Städten Deutschlands 78 Gasgeräte eingehender untersucht (Kämper und Lommerzheim, 1986). Die Emissionen der Gasfeuerungen wurden bei vorgefun- dener Wärmebelastung bestimmt. Im Mittel betrug die Emission an CO 11 kg/TJ, mit einer er- heblichen Bandbreite zwischen der minimalen Emission von 0,0 kg/TJ und der maximalen Emission von 152 kg/TJ. Bei fünf Gasgeräten wurden sehr hohe Emissionen (CO > 1.000 ppm v/v) im Abgas festgestellt. Alle diese Geräte hatten gemeinsam, dass kein Wartungsvertrag be- stand und die Brenner bzw. Wärmetauscher zum Teil starke Verschmutzungen aufwiesen. Die Bestimmung von unverbrannten Kohlenwasserstoffen (TOC) und Methan (CH4) im Ab- gas von Gasfeuerungen fand bis heute nur geringe Beachtung in wissenschaftlichen Untersu- chungen (Dupont et al., 1993; Dupont et al., 1995), da diese Abgaskomponenten in den einschlägigen Normen zur heiztechnischen Prüfung der Geräte nicht limitiert sind. Für keines der untersuchten Heizgeräte wurde für die stationäre Betriebsweise ein nennenswerter Schlupf an Methan berichtet. Die gemessene Konzentration an unverbrannten Kohlenwasserstoffen im Abgas waren geringer als in der ebenfalls untersuchten Laborluft. Von Vitovec (1991) wurde N2O im Abgas von Heizkesseln mit Gasbrenner mit Gebläse (4 Zent- ralheizungskessel, 1 Flammrohrkessel), einem Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse und einem Durchlaufwasserheizer bestimmt (Tabelle 4.2). Seite 26 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Die Emissionen sind als sehr niedrig einzustufen. Für die meisten der durchgeführten Messun- gen liegen sie unter der Nachweisgrenze des eingesetzten Messverfahrens (< 0,1 ppm v/v N2O für das verwendete manuelle Verfahren). Tabelle 4.2: N2O-Emissionen von Gasfeuerungen (nach Vitovec, 1991) Art der Feuerung Leistung N2O-Emission Anzahl der Messungen Min Max Mittelwert kW - kg/TJ kg/TJ kg/TJ 190 3 n.n 0,69 0,41 250 3 n.n n.n n.n Zentralheizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse (Bj. 1982/83) 320 6 1) n.n 0,41 0,17 Flammrohrkessel mit Gasbrenner mit Gebläse 2.100 3 n.n 0,24 n.n 2) Zentralheizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse (Bj. 1982) 90 3 n.n n.n n.n Durchlaufwasserheizer (Bj. ca. 1980) 9,0 6 0,31 0,45 0,41 1) Kessel gleicher Leistung zusammengefasst 2) Mittelwert (vom Autor angegebene Nachweisgrenze: 0,1 ppm v/v N2O) n.n nicht nachweisbar In der Arbeit von Doka und Nussbaumer (1994) wird die N2O-Emission zweier untersuchter Gasbrenner mit Gebläse an einer Brennkammer ebenfalls mit kleiner als die Nachweisgrenze (< 2 ppm v/v N2O) angegeben. 4.2 Intermittierende Betriebsweise Öl- und gasgefeuerte Heizgeräte werden in Haushalten und bei Kleinverbrauchern zum über- wiegenden Teil zur Bereitstellung von Raumwärme und zur Erzeugung von Warmwasser ein- gesetzt. In der Praxis hängt die Leistungsabgabe der Heizgeräte in der Regel vom momentanen Heizwärmebedarf der Gebäude, dem Nutzerverhalten und von der Effizienz des Heizsystems ab. Die Leistungsanpassung bei Feuerungsanlagen kleinerer Leistung erfolgt in Form eines Ein- Aus-Betriebes mit entsprechend langen Brennerlauf- und -stillstandszeiten. Bei modernen Gas- feuerungen wie bspw. wandhängenden Brennwertgeräten oder Kombi- und Umlaufwasserhei- zern erfolgt die Leistungsanpassung durch modulierende oder mehrstufige Brenner. Während des An- und Abschaltvorgangs der Brenner werden gegenüber dem stationären Be- trieb deutlich mehr luftverunreinigende Abgasbestandteile emittiert (Baumbach, 1977; Strusch- ka et al., 1987; Sandkuhl, 1989; Köhne et al., 1997; Köhne und Pesch, 1994; Kreft et al., 1997; Karner und Zobl, 1998). Eine ausschließliche Betrachtung der Emissionen von Heizgeräten im stationären Betrieb führt deshalb zu einer möglichen Fehleinschätzung der Emissionen unter praktischen Betriebsbedingungen mit häufigen Start- und Stoppvorgängen. Die Ermittlung der Emissionen während der instationären Betriebszustände Start und Stopp stellt allerdings we- sentlich höhere Anforderungen an die Messtechnik sowie an die Auswertung der erhaltenen Messsignale als im stationären Betrieb. Eine weitgehend offene Frage im Hinblick auf die Ablei- Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Seite 27 tung von Emissionsfaktoren stellt auch die Bewertung der Emissionen aus dem intermittieren- den Betrieb im Vergleich zum stationären Betrieb dar. In den folgenden Abschnitten werden einige Arbeiten und deren Ergebnisse zur Ermittlung der Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen im intermittierenden Betrieb etwas näher vorgestellt. Aufgezeigt werden sollen Abhängigkeiten zwischen der Brenner-Kessel-Kombination, der Bren- nerlauf- und -stillstandszeiten und der Kesselwassertemperatur auf die Höhe der Emissionen. Einen Überblick über die in der Literatur beschriebenen Untersuchungen zum Emissionsverhal- ten von Öl- und Gasfeuerungen im intermittierenden Betrieb gibt Tabelle 4.3. Tabelle 4.3: Untersuchungen zum Emissionsverhalten von Öl- und Gasfeuerungen im inter- mittierenden Betrieb Bauart der Heizgeräte Start Stopp Messung von Angabe der Messwerte Untersuchungen zum Einfluss der Emissionen durch Lit. CO TOC CH4 instationär Brenner Kessel  TK Ölgebläsebrenner x - x x - ppm v/v 1) x - x 7) - /a/ Ölgebläsebrenner, Gasgebläsebrenner, Öl/Gaskombibrenner x x x x - mg/m3 2) mg 3) x x k.A. - /b/ Ölgebläsebrenner - x x x - mgÖl/kW 4) - x x 8) - /c/ Ölgebläsebrenner x - x x - mg/kWh 5) x x - x /d/ Ölgebläsebrenner, Gasgebläsebrenner, atm. Gasheizkessel, atm. Wasserheizer, Gasbrennwertgeräte x x x x x - - x mg/kW 6) x 9) x 9) - - /e/ /f/ /g/ TK Kesselwassertemperatur  relative Kesselleistung in % 1) nur Spitzenwerte 2) Spitzenwerte 3) für 2 Anlagen als Mehremission für den Start in mg 4) Gesamtemission berechnet als äquivalente Menge emittierten Heizöls (über Kohlenstoffbilanz) bezogen auf die eingestellte Feuerungswärmeleistung des Brenners 5) Mehremission für den Brennerstart bezogen auf eine Brennerlaufzeit von 300 s 6) Mehremission für intermittierenden Betrieb (= Start + Stopp) bezogen auf die Nennwärme-belastung des Heizgerätes 7) bei 25 und 75 % Auslastung bei konstanter Kesselwassertemperatur von 90 °C 8) Variierung der Brennerlaufzeit 9) verschlüsselte Angabe der Brenner/Kessel-Bauart (z.B. Kombinationstyp 1) oder des Gasgeräts (z.B. Brennwertgerät 1) /a/ Baumbach (1977), /b/ Struschka et al. (1987), /c/ Buschulte (1993), /d/ Sandkuhl (1989), /e/ Kreft et al. (1997), /f/ Karner und Heger (1998), /g/ Karner und Zobl (1998) Die Untersuchungen von Baumbach (1977) zeigten sowohl für einen Gelb- wie auch für einen Blaubrenner kurzzeitig hohe Emissionsspitzen beim Starten des Brenners. Beim Abschalten treten wiederum deutliche Emissionen an Kohlenwasserstoffen und CO im Abgas auf. Nach dem Brennstopp war die bei abgeschaltetem Brenner durch den Kaminzug strömende Luft- Seite 28 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung menge geringer als der Abgasvolumenstrom bei eingeschaltetem Brenner. Damit waren auch die Emissionen an Kohlenwasserstoffen und CO für den Brennerstopp vergleichsweise geringer als für den Brennerstart. Eine Bewertung der Emissionen für den Startvorgang wurde auf der Grundlage der gemessenen Emissionsspitzen (in ppm v/v) vorgenommen. Der Blaubrenner zeigte im Vergleich zum Gelbbrenner etwas niedrigere Emissionen für den Startvorgang. Eine quantitative Abschätzung der Emissionen für den Startvorgang von Öl- und Gasfeuerun- gen wird von Struschka et al. (1987) vorgestellt. Die Berechnung der emittierten Masse für ei- nen Startvorgang wurde unter der vereinfachenden Annahme eines konstanten Abgasvolumenstrom und einer konstanten CO2-Konzentration, die vom Brennerstart an dem Wert des Dauerbetriebs entsprechen soll, durchgeführt. Der Konzentrationsverlauf zwischen Brennerstart und Erreichen der Emissionskonzentration im stationären Dauerbetrieb wurde mit einer an die Messwerte angepassten Expotentialfunktion nachgebildet. Durch Integration dieser Funktion zwischen den Grenzen 'Brennerstart' und 'Ende des Startvorgang (= Erreichen der Konzentration im stationären Betrieb)' errechnet sich die Emission der Abgaskomponente ein- schließlich des Anteils des stationären Dauerbetriebs für diesen Zeitraum. Als Mehremission (in mg) für einen Startvorgang wurde die Differenz zwischen der emittierten Masse während des Startvorgangs und der im gleichen Zeitraum emittierten Masse für einen stationären Dauerbe- trieb definiert. Für den Stoppvorgang wurde keine Abschätzung vorgenommen, da das Bren- nergebläse gleichzeitig mit der Brennstoffzufuhr abgeschaltet werden musste und somit kein definierter Volumenstrom durch den Brenner bzw. Kessel mehr vorlag. Unter Berücksichtigung obiger Randbedingungen ergab sich für einen Heizkessel mit Gasge- bläsebrenner eine Mehremission für einen Startvorgang von drei Mal so hoch wie für den zeit- gleichen Dauerbetrieb von 60 s. Eine überschlägige Berechnung der Jahresemission zeigt, dass mit 25.000 Schaltzyklen (was durchaus in der Praxis erreicht wird) und einer Vollbenut- zungsstundenzahl von 1.500 h/a in etwa genauso viel CO durch Anfahrvorgänge emittiert wird wie durch den stationären Dauerbetrieb. Die freigesetzten Emissionen aus Startvorgängen ha- ben somit einen nicht unerheblichen Einfluss auf die Gesamtemission einer Feuerungsanlage. Besonders dem Thema der Emissionen während des Brennerstopps widmete sich Buschulte (1993) in theoretischen wie auch praktischen Untersuchungen an einem Gelb- und Blaubren- ner. Die Emissionen für den Brennerstopp waren unabhängig von der Bauart des Heizkessels bzw. der Brennerlaufzeit und wurden im wesentlichen durch die thermische Expansion des im Düsenstocks verbleibenden Heizöls verursacht. Ein Teil des Heizöls trat über die Düse in den Brennraum aus, verdampfte und wurde beim erneuten Brennerstart emittiert. Die Gesamtemis- sion für den Brennerstopp wurde als äquivalente Menge an emittiertem Heizöl (über eine Koh- lenstoffbilanz) bezogen auf die eingestellte Feuerungswärmeleistung (in mgÖl/kW) angegeben. Die Abhängigkeit der Emissionen im intermittierenden Betrieb von den Einflussgrößen Luftver- hältnis, Brennkammerdruck, Öldruck und der Temperatur der Brennkammerwand wurden sys- tematisch von Sandkuhl (1989) untersucht. Konstruktive Einflüsse wie Gelb- oder Blaubrenner und Bauart der Heizkessel (kalte/heiße Brennkammer) wurden ebenfalls berücksichtigt. Die Messung der Emissionen im intermittierenden Betrieb wurde mit kontinuierlich arbeitenden Messgeräten vorgenommen. Die Berechnung der Mehremission für einen Brennerstart wurde in vergleichbarer Weise wie bei Struschka et al. (1987) durchgeführt. Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Seite 29 Für die Bewertung der Emissionen im intermittierenden Betrieb der untersuchten Brenner und Heizkessel wurde die Mehremission (in mg/kWh) auf eine Brennerlaufzeit von 300 s normiert und auf die mit dem Brennstoff im Zeitintervall zugeführte Energiemenge bezogen. Der Einfluss von Brennerlauf- und -stillstandszeiten auf die Höhe der Emissionen wurde nicht untersucht. Als wesentliche Einflussgröße auf die Start-Stopp-Emissionen wurde die Bauart der Brenner bzw. Heizkessel genannt. So war der relative Anteil der Mehremission an CO an der Gesamt- emission beim Kessel mit heißer Brennkammer höher als am Kessel mit kalter Brennkammer. Ursache hierfür waren die deutlich niedrigeren Emissionen im quasistationären Betrieb beim Heizkessel mit heißer Brennkammer gegenüber dem Heizkessel mit kalter Brennkammer. Den niedrigsten Anteil an unverbrannten Kohlenwasserstoffen in der Vorbelüftungsphase wies ein Gelbbrenner mit Düsenabschlussventil auf. Dieses verhinderte beim Abschalten des Brenners ein Nachtropfen von Heizöl aus der Düse und während der Phase der Ölvorwärmung vor dem eigentlichen Brennerstart ein Ausdehnen des erwärmten Öls. Eine durchgeführte Variierung der Kesselwassertemperatur von 20 °C bis auf 60 °C führte zu keinem einheitlichen Bild in bezug auf die Emission an unverbrannten Kohlenwasserstoffen. Hinsichtlich der CO-Emission zeigten fast alle Brenner-Kessel-Kombinationen dagegen ähnli- che Tendenzen. Bei abgekühltem Kessel (20 °C Kesselwassertemperatur) war die Gesamt- emissionen, gemessen über 300 s, höher als bei betriebswarmen Heizkessel (60 bzw. 67 °C Kesselwassertemperatur). Dies wurde auf höhere Mehremissionen beim Brennerstart, und zum Teil auch im quasistationären Betrieb, zurückgeführt. Umfangreiche Untersuchungen zur Bestimmung der Emissionen von öl- und gasgefeuerten Kleinfeuerungsanlagen unter Berücksichtigung der instationären Betriebszustände wurden vor kurzem in Österreich abgeschlossen. Die Messungen wurden auf dem Prüfstand an 11 ölge- feuerten Brenner-Kessel-Kombinationen, darunter 4 Units, im Leistungsbereich von 22 - 80 kW und an 18 gasgefeuerten Heizgeräten im Leistungsbereich von 10 - 135 kW vorgenommen. Die ausgewählten Heizgeräte deckten den weiten Bereich der wichtigsten am Markt verfügbaren Gerätetechniken ab. Über die erzielten Ergebnisse wurde auszugsweise in Veröffentlichungen (Kreft et al., 1997; Karner und Herger, 1998; Karner und Zobl, 1998) oder in den Dissertationen von Kreft (1998) für Gasfeuerungen und von Herger (1997) für Ölfeuerungen berichtet, wobei letztere der Öffentlichkeit nicht zu gänglich ist. Aus allen durchgeführten Messungen ging sowohl für Öl- als auch für Gasfeuerungen hervor, dass mit längerer Brennerstillstandszeit die Emissionen für den Start zunahmen. Eine Abhän- gigkeit zur eingestellten Vor- und Rücklauftemperatur wurde ebenfalls erkannt, wobei der An- stieg der Emissionen mit niedrigeren Temperaturen sich weniger signifikant darstellte. Für die Berechnung der Emissionen während der Startphase wurde ein ähnliches Modell wie von Struschka et al. (1987) und Sandkuhl (1989) verwendet. Das Auswertemodell wurde aller- dings durch die Berücksichtigung der Totzeiten der eingesetzten Gasanalysatoren und der An- nahme eines konstanten Abgasmassenstroms weiterentwickelt. Die Brennschlussemissionen wurden mit einem eigens hierfür entwickelten Modell unter zu Hilfenahme des CO2- Konzentrationsverlaufs berechnet. Seite 30 Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Die nach obigem Verfahren berechneten Emissionsmengen für Start und Stopp wurden addiert und die emittierte Masse für einen der Brennerlaufzeit entsprechenden stationären Dauerbe- trieb abgezogen, so dass die Mehremission für den intermittierenden Betrieb angegeben wer- den konnte. Die emittierte Masse einer Abgaskomponente wurde auf die Nennwärmeleistung des Heizgeräts normiert und in mg/kW angegeben. Ohne hier auf Einzelwerte der Messungen einzugehen, die auch der entsprechenden Literatur entnommen werden können, sollen hier die wichtigsten Einflussgrößen auf die Start-Stopp- Emissionen zusammengefasst werden. In der folgenden Tabelle 4.4 ist die Abhängigkeit der Startemissionen für CH4 von verschiede- nen Einflussgrößen dargestellt (nach Kreft, 1998). Tabelle 4.4: Einfluss verschiedener Parameter auf die Startemissionen an CH4 (nach Kreft, 1998) Stillstands- zeit Wärme- belastung Kesselwasser- temperatur atm. Wasserheizer ++ + o (+) atm. Heizkessel (vollständig vorgemischt) +/- o o atm. Heizkessel mit Flächenbrenner ++ - o Gasgebläsebrenner o + o Brennwertkessel (flächenbrenner, geblä- seunterstützt) + o o ++ starke Erhöhung + Erhöhung o kein Einfluss - Minderung -- starke Minderung  Einfluss nicht eindeutig Alle untersuchten Gasfeuerungen zeigten eine deutliche Abhängigkeit der Startemissionen an CH4 von den meisten Einflussparametern. Den wesentlichsten Einfluss auf die Höhe der Start- emissionen hatte hierbei die Brennerstillstandszeit. Die Kesselwassertemperatur hat keinen Einfluss und die eingestellte Wärmebelastung führte bei manchen Heizgeräten zu einer gerin- gen Erhöhung. Ein Vergleich mit den ermittelten Startemissionen an CO zeigte im wesentlichen die gleichen Einflussfaktoren, nur in abgeschwächter Form. Die Emissionen für den Brennerstopp zeigten in den Untersuchungen von Kreft (1998) zumeist einen deutlichen Einfluss von der Wärmebelastung. In der Regel waren sie bei Großlast höher als bei Kleinlast. Die Brennerlaufzeit hatte bei Flächenbrennern wegen ihrem Einfluss auf das Niveau der Oberflächentemperaturen ebenfalls Einfluss auf die Stopp-Emissionen. Die wesentlichen Einflussfaktoren auf die Start- und Stopp-Emissionen bei Ölfeuerungen kön- nen an dieser Stelle leider nicht diskutiert werden, da die hierzu verfasste Arbeit, wie schon er- wähnt, der Öffentlichkeit nicht zugänglich ist (Herger, 1997). An hand der beschriebenen Literaturauswertung für die Emissionen im intermittierenden Betrieb ist deutlich erkennbar, dass die Messergebnisse aufgrund der unterschiedlichen angewendeten Messtechnik und Auswertung keine gemeinsame Basis haben. Die Überführung der gemesse- Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Stand der Forschung Seite 31 nen Emissionen in Emissionsfaktoren ist daher im nachhinein nicht möglich. In einigen Untersu- chungen wurden nur wenige, eher stichprobenartig, Heizgeräte untersucht. Auch in den Unter- suchungen mit einem vergleichsweise großen Kollektiv an untersuchten Heizgeräten stellt sich die Frage, inwieweit diese Heizgeräte als repräsentativ für den Anlagenbestand anzusehen sind. Die Auswahl wird nicht beispielweise durch statistische Erhebungen zum Anlagenbestand untermauert. Idealerweise sollten Emissionsfaktoren dermaßen ermittelt werden, dass aus dem Bestand an Feuerungsanlagen eine begrenzte Anzahl ausgewählt wird mit dem Ziel, auf der Basis des E- missionsverhaltens dieser Feuerungsanlagen einen repräsentativen Emissionsfaktor festzule- gen, der wiederum auf den Bestand aller Feuerungsanlagen in einem festzulegenden Bereich übertragen werden kann. Um die Aussagekraft von Emissionsfaktoren zu erhöhen, sollten zu- sätzlich auch die technologischen Parameter, wie z.B. Feuerungswärmeleistung sowie Alter und Bauart der untersuchten Feuerungsanlagen mit einem gewichteten Anteil am Bestand aller Feuerungsanlagen berücksichtigt werden. Nicht zu vernachlässigen ist außerdem, dass das Emissionsverhalten von Feuerungsanlagen signifikant durch die Betriebsweise beeinflusst wird (AP-42; 1997; EMEP, 1996). Demgegenüber werden häufig Emissionsfaktoren auf einer zu geringen Anzahl von Messungen oder einer nicht dem Anlagenbestand entsprechenden Auswahl von untersuchten Feuerungsanlagen ermittelt. Unberücksichtigt in den Emissionsfaktoren bleibt auch der Anteil der einzelnen Gerätebauarten oder deren Altersstruktur im Anlagenbestand. Einer Änderung beispielsweise in der Zusammensetzung des Anlagenbestandes durch Ersatz von technisch veralteten Feuerungsanlagen durch neue, emissionsarme oder energiesparende Öl- und Gas- feuerungen, wird häufig dadurch Rechnung getragen, dass bestehende Emissionsfaktoren durch mehr oder weniger große Abschläge den "neuen Verhältnissen" angepasst werden. In der Regel entstanden hierdurch Emissionsfaktoren, deren Entstehungsgeschichte nicht mehr nachvollziehbar ist (AGEK, 1999; UBA, 1997a). Die daraus resultierenden Emissionsfaktoren sind oft in der Höhe nicht plausibel. Die Integration der Emissionen für den instationären Betrieb wurde in der Ermittlung von Emissionsfaktoren oder des Emissionsaufkommens bisher in keiner Arbeit beschrieben. Ziel dieser Arbeit ist es daher, die Ermittlung von Emissionsfaktoren in jedem einzelnen Schritt nachvollziehbar und unter Berücksichtigung der oben beschriebenen wesentlichen Einflussfak- toren durchzuführen (s. Kapitel 1, Bild 1.1). Im Rahmen dieser Arbeit wird deshalb große Sorg- falt auf die Auswahl der zu untersuchenden Feuerungsanlagen gelegt. Die umfassende Ermittlung und Beschreibung der Anlagenstruktur sowie des Endenergieverbrauchs der zu be- trachtenden Gerätebauarten stellt eine grundlegende Vorraussetzung für die spätere Berech- nung von mittleren Emissionsfaktoren dar. Die messtechnische Erfassung der Emissionen der auf dem Prüfstand untersuchten Öl- und Gasfeuerungen wird sowohl für die stationäre Be- triebsweise wie auch für die instationären Betriebszustände Start und Stopp beschrieben. Mit Hilfe eines eigenen Berechungsmodels werden erstmals Emissionsfaktoren für den Betrieb ei- nes Heizgerätes unter Berücksichtigung der Schalthäufigkeit in einem Jahr und der ermittelten Emissionen im stationären und intermittierenden Betrieb berechnet. Seite 32 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland 5 Bestand und Struktur der Öl- und Gasfeuerungen in Haushal- ten und bei Kleinverbrauchern in Deutschland In diesem Kapitel wird für den Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher die Ermittlung der Anlagenstruktur nicht genehmigungsbedürftiger Öl- und Gasfeuerungen im Geltungsbereich der 1. BImSchV (1997) in Deutschland beschrieben. Die Anlagenstruktur wird differenziert nach der Anzahl der installierten Geräte, Gerätebauart, Leistungsbereich, Alter und mittlere Nennwärme- leistung in den alten und neuen Bundesländer für das Bezugsjahr 1995. Übernommen wird die erarbeitete Anlagenstruktur später in die Aufteilung des Endenergieverbrauchs (s. Kapitel 6) und die Berechnung der Emissionsfaktoren (s. Kapitel 8). Die entwickelte Methodik zur Ermitt- lung des Anlagenbestandes und der Alters- und Leistungsstruktur der installierten Öl- und Gas- feuerungen in Haushalten und bei Kleinverbrauchern ist in Bild 5.1 dargestellt. 5.1 Anlagenbestand in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Die Ermittlung und Darstellung der Anlagenstruktur von Öl- und Gasfeuerungen in Haushalten und bei Kleinverbrauchern stützt sich im wesentlichen auf die Daten des Statistischen Bundes- amtes zum Gebäude- und Wohnungsbestand. Für die alten Bundesländer war dies die 1%- Gebäude- und Wohnungsstichprobe von 1993 (StBa, 1995a und 1995b) sowie deren Son- derauswertungen zur Beheizungsstruktur und Warmwasserversorgung (StBa, 1995c und 1995d). Im Falle der neuen Bundesländer standen Daten einer Totalerhebung des Gebäude- und Wohnungsbestandes von 1995 (StBa, 1997a bis c) zur Verfügung. Nach einer umfassen- den Auswertung der Daten mit dem Ziel, eine vergleichbare Datenbasis zwischen den Statisti- ken herzustellen, wurden die Ergebnisse durch eigene Berechnungen vertieft. Mit Hilfe der Sta- tistiken des Schornsteinfegerhandwerks wurde die ermittelte Anzahl der Feuerungsanlagen einer Plausibilitätsprüfung unterzogen. 5.1.1 Ermittlung der Bestandszahlen aus Daten des Statistischen Bundesamtes 1%-Gebäude- und Wohnungsstichprobe 1993 Am 18. März 1993 verabschiedete der Bundestag das Gesetz über gebäude- und wohnungs- statistische Erhebungen - WoStG". Dieses Gesetz regelte die Durchführung einer Gebäude- und Wohnungsstichprobe in allen Bundesländern zum Stichtag 30. September 1993. Ziel der Gebäude- und Wohnungsstichprobe 1993 war es, auf der Basis einer stichprobenartigen Erhe- bung für 1% aller Wohnungen und Gebäude mit Hilfe statistischer Methoden erstmals für das gesamte Bundesgebiet Daten über den Bestand aller bewohnten Gebäude und Wohnungen sowie über die Wohnsituation der Menschen bereitzustellen. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 33 Br en n ga se He izö l E L An za hl de r in st al lie rte n Öl - un d G as fe ue ru n ge n in Ha u sh al te n m it An la ge n za hl e n fü r Ra u m he iz u n g: - Ze n tra l- u n d Et ag en he izu n ge n - Ei n ze l- u n d M eh rr a u m öf en G eb äu de - u n d W oh nu n gs st a tis tik en de s St a tis tis ch e n Bu n de sa m te s al te Bu n de slä n de r: 1% Er he bu n g n e u e Bu n de sl än de r: T ot al er he bu n g H ei zg er ät e m it Öl br e n n e rn m it / oh n e G eb lä se Ra u m he ize r H ei zk es se l m it G a sb re n n e rn m it / o hn e G eb lä se Br en n w er tg e rä te Du rc hl au fw a ss e rh e iz er Ko m bi w a ss e rh e ize r Vo rr a ts w as se rh ei ze r So n de ra u sw er tu n g de s St a tis tis ch e n Bu n de sa m te s zu r W ar m w as se re rz eu gu n g in Kü ch en u n d Bä de rn Da te n d es Sc ho rn st ei n fe ge r- ha n dw e rk s zu r CO - Üb er w ac hu n g vo n G as fe u e ru n ge n An la ge n za hl e n fü r W ar m w as se re rz eu gu n g: - Ei n ze lg er ät e in Kü ch e n - Ei n ze lg er ät e in Bä de rn Da te n d es Sc ho rn st ei n fe ge rh a n d- w er ks z u w ie de rk eh er e n d m es s- pf lic ht ig en Ö l- u n d G as fe u er u n ge n Er he bu n ge n in au sg ew äh lte n Ke hr be zir ke n in Ba de n- W ür tte m be rg , No rd rh ei n - W es tfa le n u n d Sa ch se n Al te rs - u n d Le ist un gs st ru kt u r de r in st al lie rte n Öl - u n d G a sf e u er u n ge n in de n Ha u sh al te n de r a lte n u n d ne u en Bu n de slä n de rn En de rg e bn is se Ei n ga ng sd at en An za hl de r in st al lie rte n Öl - un d G as fe ue ru n ge n be i K le in ve rb ra u ch er n (A u fte ilu n g s. lin ks ) Al te rs - u n d Le ist un gs st ru kt u r de r in st al lie rte n Öl - u n d G a sf e u er u n ge n be i K le in ve rb ra u ch er n d er a lte n u n d ne u en Bu n de slä n de rn En de n e rg ie ve rb ra u ch , m itt le re Ne n n w är m e le ist u n g un d An za hl de r Vo llb en u tz u n gs st u n de n d er in st a llie rte n Öl - u n d G a sf e u e ru n ge n im Kl ei n ve rb ra u ch Zw is ch en er ge bn iss e B ild 5 .1 : Er m itt lu ng d er A nz ah l u nd d er A lte rs - un d Le ist un gs st ru kt ur in st al lie rte r Öl - un d G as fe ue ru ng en in H au sh al te n un d be ii Kl ei nv er br au ch er n in d en a lte n un d ne ue n Bu nd es lä n de rn Seite 34 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Die Durchführung der 1%-Gebäude- und Wohnungsstichprobe vor Ort wurde von den Statisti- schen Landesämtern der einzelnen Bundesländer vorgenommen. Grundlage der Erhebungen waren dabei zwei vom Statistischen Bundesamt vorgegebene Fragebögen. Während der eine sich an die Gebäudeeigentümer (Gebäudebogen - StBa, 1995a) richtete, war der andere für die Bewohner oder Eigentümer von Wohnungen (Wohnungsbogen - StBa, 1995b) vorgesehen. Der Gebäudefragebogen verlangte von einem Gebäudeeigentümer u.a. Angaben zur Behei- zungsart des Gebäudes (Definition siehe Kapitel 2). Dabei wurde im ersten Teil der Frage nach der überwiegenden (flächenmäßig) Beheizungsart gefragt. War dies eine Fern-, Block-, oder Zentralheizung sollte im zweiten Teil der Frage die verwendete Energieart genannt werden. Dabei durfte nur eine der vorgegebenen Energiearten Heizöl, Gas, Strom, Kohle, Koks, Briketts, Holz oder Sonstiges sowie Fernwärme angekreuzt werden. Besondere Bedeutung im Gebäudefragebogen lag in der Verwendung der Formulierung "über- wiegend beheizt mit..." zur Beheizungs- und Energieart. In der Praxis bedeutet dies, dass bei- spielsweise neben einer "überwiegend" verwendeten Zentralheizung durchaus eine zusätzliche, und auf diese Art nicht erfasste Feuerung zur Beheizung einzelner Räume des gleichen Ge- bäudes vorhanden sein kann. Außerdem kann eine Zentralheizung auch gelegentlich mit einer anderen Energieart betrieben werden (z.B. Steinkohlenkoks statt Heizöl EL in Wechselbrand- kessel), die hier ebenfalls nicht erfasst wurde. Im Wohnungsfragebogen wurde u.a. wiederum nach der Beheizungsart der Wohnung gefragt. Im Gegensatz zum Gebäudefragebogen wurde hier allerdings nicht zwischen Fern-, Block-, oder Zentralheizung unterschieden. War dies nicht der Fall, so wurde nach der Art der Behei- zung in Form einer Etagenheizung (Einzel- oder Mehrraumöfen, Elektrospeicherheizung) und der verwendeten Energieart differenziert. Wiederum unterschiedlich zum Gebäudefragebogen war die Möglichkeit, mehrere Energiearten zu nennen. In einer weiteren Frage konnten weitere zusätzliche Beheizungsmöglichkeiten genannt werden. Zur Auswahl standen hierbei Kachel- öfen, offene Kamine und Allzwecköfen. Auch über die Verwendung von Einzelgeräten in Kü- chen und Bädern zur Warmwassererzeugung sollten Angaben gemacht und die darin verwen- dete Energieart angegeben werden. Gebäude- und Wohnungszählung 1995 in den neuen Bundesländern Für die neuen Bundesländer standen lediglich wenige und unvollständige Statistiken über die Wohnsituation der Bevölkerung aus der ehemaligen DDR zur Verfügung. Eine erste Abhilfe stellte die schon am Anfang zitierte 1%-Gebäude- und Wohnungszählung aus dem Jahr 1993 dar. Der rasante Strukturwandel nach der Wiedervereinigung in den neuen Bundesländern wirk- te sich auch auf den Gebäude- und Wohnungsbestand aus, so dass die zuvor erhobenen Daten nur kurzfristig Gültigkeit hatten. Aus diesem Grunde wurde in den neuen Bundesländern im Jahr 1995 im Rahmen einer Gebäude- und Wohnungszählung eine Totalerhebung durchge- führt, um eine verlässliche Datengrundlage für planerische Maßnahmen der Stadtentwicklung in naher Zukunft zu schaffen. Im Gegensatz zur 1%-Gebäude- und Wohnungsstichprobe von 1993 wurden jetzt in der Total- erhebung zu jedem bewohnten Gebäude und jeder Wohnung Daten erfasst. Bei Art und Inhalt Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 35 der Fragen wurden gegenüber der 1%-Gebäude- und Wohnungsstichprobe Änderungen vorge- nommen, die einen Vergleich der Ergebnisse erheblich erschweren. So bezogen sich alle Aus- sagen zu den Beheizungsarten Zentral- oder Etagenheizung und Einzel- oder Mehrraumöfen nur auf die Gebäude. Bei den Angaben zur Beheizungsart waren auch Mehrfachnennungen zulässig. Innerhalb einer Beheizungsart konnten dann noch mehrere verwendete Energieträger angegeben werden. In der Auswertung wurde die Verwendung einer Energieart und die Ver- wendung von zwei oder mehr Energiearten getrennt ausgewiesen. Anzahl von Anlagen zur Raumwärme- und Warmwassererzeugung Bei genauerer Betrachtung der zuvor beschriebenen Statistiken ist erkenntlich, dass diese zu- einander inkonsistent sind. Die Fragen wurden hauptsächlich unter statistischen Gesichtspunk- ten festgelegt, die inhaltlich leider oft das technisch Sinnvolle nicht wiedergaben. Bedingt durch die möglichen Mehrfachnennungen der verwendeten Energiearten, beispielweise im Woh- nungsfragebogen, übersteigt die Summe der hochgerechneten Nennungen aller Energiearten (1,55 Mio.) in den alten Bundesländern die Zahl der mit Einzel- oder Mehrraumöfen beheizten Wohnungen (1,07 Mio.). Daraus ergibt sich rein rechnerisch eine durchschnittliche Verwendung von annähernd 1,5 Brennstoffen je Wohnung. Dies, und insbesondere auch die Änderung in Art und Inhalt der Fragen bei Durchführung der unterschiedlichen Erhebungen, macht eine unmit- telbare Übernahme der Ergebnisse der Erhebungen in Anlagenzahlen an Öl- und Gasfeuerun- gen nicht möglich. Deshalb waren auf der Basis dieser Statistiken zusätzlich eigene Berech- nungen notwendig. Dazu zählten: - Anpassung der Anzahl an Gebäuden aus 1993 an das Bezugsjahr 1995 mit Hilfe von Angaben zum Zu- und Abgang an Wohnraum (nach IKARUS, 1991), - Angleichung der unterschiedlichen Anzahl und Aufteilung der Baualtersstufen in den neuen Bundesländern auf die der alten Bundesländer, - Ermittlung der Bestandszahlen an bewohnten und leerstehenden Wohnungen, - Berechnung der Anzahl an Einzel- und Mehrraumöfen unter Verwendung der Zahl an Räumen pro Wohnung, Zahl der Öfen je beheiztem Raum einer Wohnung und der An- zahl an Nennungen einer Energieart, - Zusammenfassung der Daten zur verwendeten Energieart einer Beheizungsart in der Gebäude- und Wohnungszählung von 1995 in den neuen Bundesländern entspre- chend der Struktur in den alten Bundesländern, - Ermittlung der Anzahl an Geräten zur Warmwasserversorgung in Küchen und Bädern im Jahr 1993 und Anpassung der Zahlen an den Gebäudebestand in 1995. Tabelle 5.1 zeigt zusammenfassend die Ergebnisse der eigenen Berechnungen zum Bestand von Öl- und Gasfeuerungen zur Raumwärmeerzeugung auf Grundlage der Erhebungen zum Gebäude- und Wohnungsbestand des Statistischen Bundesamtes in den alten und neuen Bun- desländern. In den Berechnungen konnte nicht zwischen Feuerungen der Haushalte und der Kleinverbraucher unterschieden werden. In der Statistik wurden alle Öl- und Gasfeuerungen in Gebäuden erfasst, die ausschließlich Wohnungen oder Wohnungen in Verbindung mit in ande- rer Weise genutzte Flächen (z.B. Wohnung in einer Lagerhalle oder Hausmeisterwohnung in Schulgebäude) enthielten. Feuerungsanlagen bei Kleinverbrauchern, die in Gebäuden ohne Wohnungen vorhanden sind, wurden somit bei der Gebäudezählung nicht erfasst. Seite 36 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Eine Tabelle zum Bestand an Öl- und Gasfeuerungen zur Raumwärmeerzeugung für alle Ener- gieträger (einschließlich Festbrennstoffe und Strom) befindet sich in Anhang D. Tabelle 5.1: Berechnete Anzahl an Öl- und Gasfeuerungen zur Raumwärmeerzeugung aus den Gebäude- und Wohnungsstatistiken des Statistischen Bundesamtes Beheizungsart Energieträger alte Bundesländer neue Bundesländer Deutschland 1.000 Stück 1.000 Stück 1.000 Stück Zentralheizungen Heizöl EL Gas 5.610 3.767 472 670 6.082 4.437 Summe 9.377 1.142 10.519 Etagenheizungen Heizöl EL Gas 146 2.333 22 334 168 2.667 Summe 2.479 356 2.834 Einzel- oder Mehrraumöfen Heizöl EL Gas 2.339 2.154 255 866 2.594 3.020 Summe 4.493 1.120 5.614 Kachelöfen 1) Heizöl EL Gas 133 50 / / 133 50 Summe 183 / 183 Summe Energieträger Heizöl EL Gas 8.228 8.303 749 1.870 8.977 10.173 Summe (alle) 16.531 2.619 19.150 1) zusätzliche Heizmöglichkeit in Verbindung mit einer Zentral- oder Etagenheizung / Anzahl wurde vom Statistischen Bundesamt nicht hochgerechnet Datenbasis für alte Bundesländer: StBa, 1995a bis d; für neue Bundesländer: StBa, 1997a bis c Nach Tabelle 5.1 waren im Jahr 1995 rund 19,2 Mio. Öl- und Gasfeuerungen zur Raumwärme- erzeugung in Deutschland vorhanden. Davon wurden ca. 8,98 Mio. Feuerungsanlagen mit Heizöl und ca. 10,17 Mio. Feuerungsanlagen mit Gas betrieben. In den neuen Bundesländern sind in etwa ein Zehntel aller Öl- und Gasfeuerungen anzutreffen. Neben Geräten zur Raumwärmeerzeugung sind in Gebäuden auch Geräte zur Bereitstellung von Warmwasser notwendig. Im Falle von Zentral- und Etagenheizungen kann angenommen werden, dass die installierten Heizgeräte (z.B. Heizkessel) auch die Erzeugung von Warmwas- ser übernehmen. Sie sind somit in den obigen Zahlen enthalten. Bei einer Beheizung mit Ein- zel- oder Mehrraumöfen sind für die Erzeugung von Warmwasser dagegen zusätzliche, dezen- trale Geräte erforderlich, die unmittelbar am Ort des Warmwasserbedarfs, Küche oder Bad, aufgestellt sind. In Bild 5.2 sind die Ergebnisse der eigenen Berechnungen zum Bestand an Öl- und Gasfeue- rungen zur Warmwassererzeugung in Küchen und Bädern dargestellt. Verwendet wurden die Daten des Statistischen Bundesamts über den Gebäude- und Wohnungsbestand sowie die Sonderauswertung zur Warmwassererzeugung (StBa, 1995d). Nicht mit aufgeführt sind die mit Strom oder Festbrennstoffen betrieben Warmwassergeräte. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 37 358 20 378 434 25 459 3.073 1.776 3.755 1.240 4.9954.849 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 An za hl in 1 .0 00 S tü ck aBl nBl D aBl nBl D Küchen Bäder Heizöl Gas Bild 5.2: Anzahl an Öl- und Gasfeuerungen zur Warmwassererzeugung in Küchen und Bädern In Deutschland waren im Jahr 1995 rund 10 Mio. Öl- und Gasfeuerungen in Bädern und Küchen ausschließlich zur Warmwassererzeugung installiert. Diese Feuerungen wurden sowohl in den alten wie auch in den neuen Bundesländern überwiegend mit Gas befeuert. Die Anzahl der Öl- feuerungen zur Warmwassererzeugung, insbesondere in Küchen, erscheint unrealistisch hoch. Schätzungen zum Bestand an "Ölöfen" zur Warmwassererzeugung in Küchen und Bädern nach Prognos (1995) sind mit 0,25 Mio. in den alten Bundesländern deutlich niedriger. Für die neuen Bundesländer werden keine Zahlen genannt, sie dürften allerdings vernachlässigbar sein. Technisch sinnvoll ist die Warmwassererzeugung in Öl-Badeöfen mit Ölbrenner ohne Gebläse. Unter diesen Gesichtspunkten dürfte eine Abschätzung des Bestandes an Ölfeuerungen zur Warmwassererzeugung entsprechend Prognos in der Größenordnung 0,25 Mio realistisch sein. 5.1.2 Bewertung der Ergebnisse aus den Gebäude- und Wohnungsstatistiken Das Schornsteinfegerhandwerk betreute im Jahr 1995 im Rahmen der wiederkehrenden Über- wachung nach 1. BImSchV (1997) über 14 Millionen Gebäude, die mit messpflichtigen Feue- rungsanlagen ausgestattet waren. Hierzu zählen in der Regel alle Heizkessel mit Brenner mit/ohne Gebläse mit einer Nennwärmeleistung > 11 kW. Nicht wiederkehrend messpflichtig sind Feuerungen mit kleinerer Nennwärmeleistung, Öl- und Gas-Brennwertgeräte sowie Heiz- geräte mit einer Nennwärmeleistung < 28 kW, die ausschließlich der Erzeugung von Warmwas- ser dienen. Die Ergebnisse der Abgasverlustmessungen werden vom Zentralinnungsverband des Schornsteinfegerhandwerks (ZIV) aufbereitet und jährlich in einer Statistik veröffentlicht (ZIV, 1996). Enthalten sind alle wiederkehrend messpflichtige Feuerungsanlagen, die sowohl in Haushalten als auch bei Kleinverbrauchern installiert sind. Die messpflichtigen Feuerungsanlagen werden vom Schornsteinfegerhandwerk vor Ort einzeln erfasst. Sind mehrere Feuerungsanlagen (z.B. Heizkessel mit Ölbrennern mit Gebläse) Be- standteil einer größeren Zentralheizung, so werden diese von den Schornsteinfegern entspre- Seite 38 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland chend der vorhandenen Anzahl aufgeführt. In den eigenen Berechnungen zur Anzahl von Zent- ralheizungen konnte aber nur die Beheizungsart "Zentralheizung" berücksichtigt werden, nicht aber die Anzahl der vorhandenen Feuerungsanlagen, die zu dieser Beheizung gehörten. Be- wohnte Gebäude mit 1 bis 12 Wohnungen stellen sowohl in den alten als auch neuen Bundes- ländern rund 98 % des Gebäudebestandes. Zentralheizungen mit mehreren Feuerungsanlagen sind in diesen Gebäuden nicht zu erwarten. Bei Etagenheizungen ist grundsätzlich davon aus- zugehen, dass jeweils nur eine Feuerungsanlage in einer Wohnung installiert ist. Damit kann in der überwiegenden Anzahl der Fälle davon ausgegangen werden, dass die berechnete und in Tabelle 5.1 aufgeführte Anzahl von Zentral- und Etagenheizungen auch, bis auf geringe Abwei- chungen, der Anzahl der installierten Feuerungsanlagen entspricht. In Tabelle 5.2 wird die vom Schornsteinfegerhandwerk ermittelte Anzahl von Öl- und Gasfeuerungen mit den eigenen Be- rechnungen zur Anzahl von Zentral- und Etagenheizungen verglichen. Tabelle 5.2: Vergleich der vom Schornsteinfegerhandwerk (ZIV) ermittelten Anzahl von Öl- und Gasfeuerungen mit den eigenen Berechnungen zur Anzahl von Zentral- und Etagenheizungen nach Tabelle 5.1 Anzahl Ölbrenner mit Gebläse nach ZIV Anzahl Zentralheizungen für Öl nach eigenen Berechnungen Abweichung zwischen ZIV und eigenen Berechnungen (Basis: ZIV-Erhebungen) Ölfeuerungen 1.000 Stück 1.000 Stück % alte Bundesländer 5.427 5.610 3,4 neue Bundesländer 435 472 8,5 Deutschland 5.862 6.082 3,8 Anzahl Gasbrenner mit und ohne Gebläse nach ZIV Anzahl Zentral- und Etagenheizungen für Gas nach eigenen Berechnungen Abweichung zwischen ZIV und eigenen Berechnungen (Basis: ZIV-Erhebungen) Gasfeuerungen Stück Stück % alte Bundesländer 6.072 6.099 0,5 neue Bundesländer 734 1.004 36,5 Deutschland 6.806 7.103 4,3 Für die alten Bundesländer ist die Übereinstimmung der berechneten Anzahl an Zentralhei- zungen für Öl sowie Zentral- und Etagenheizungen für Gas auf der Datenbasis des Statisti- schen Bundesamtes im Vergleich zu der Anzahl an Ölbrennern mit Gebläse sowie Gasbrennern mit und ohne Gebläse des Schornsteinfegerhandwerks sehr gut. Die Abweichungen betragen lediglich 3,4 bzw. 0,5 %; die Bestandszahlen können somit als gleichwertig angesehen werden. Hierin zeigt sich, dass die angewendete Methodik zur Berechnung der Anzahl der Feuerungs- anlagen zu einem plausiblen Ergebnis führt. Dies ist vor allem für die Verifizierung der Anzahl der installierten nicht wiederkehrend messpflichtigen Einzelöfen, wie z.B. Gasraumheizer, von Bedeutung, da hier eine unabhängige Vergleichsbasis, die in ihrem Umfang und Qualität der Statistik des Schornsteinfegerhandwerks entspricht, nicht zur Verfügung steht. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 39 In den neuen Bundesländern wird die Anzahl der Zentralheizungen für Öl auf der Grundlage der eigenen Berechnungen im Vergleich zu den Angaben des Schornsteinfegerhandwerks um ca. 8 % überschätzt. Trotzdem kann die Übereinstimmung, in anbetracht des raschen Strukturwan- dels durch die Modernisierung von Heizungen in den neuen Bundesländern, als gut angesehen werden. Für die spätere Ermittlung der Emissionsfaktoren wurden die in Tabelle 5.3 zusammengefass- ten Bestandszahlen für Ölfeuerungen verwendet. Für Ölbrenner mit Gebläse wurden die Anga- ben des ZIV aus Tabelle 5.2 übernommen und für Ölbrenner ohne Gebläse die eigenen Be- rechnungen auf der Basis der Gebäude- und Wohnungszählung entsprechend Tabelle 5.1. Tabelle 5.3: Bestand an Ölfeuerungen in Deutschland im Jahr 1995 Gerätebezeichnung nach ZIV Bezeichnung in der Arbeit alte Bundesländer neue Bundesländer Deutschland 1.000 Stück 1.000 Stück 1.000 Stück Ölbrenner ohne Gebläse Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse 2.472 255 2.727 Ölbrenner mit Gebläse Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse 5.428 435 5.863 Summe 7.900 690 8.590 In den eigenen Berechnungen zum Bestand an Gasfeuerungen in den neuen Bundesländern aus den Daten des Statistischen Bundesamtes wurde eine deutlich höhere Anzahl an Zentral- und Etagenheizungen ermittelt im Vergleich zur Anzahl der Gasfeuerungen nach ZIV. Eine Rückfrage diesbezüglich beim Zentralinnungsverband und dem Landesinnungsverband Sach- sen ergab, dass nach einer Regelung innerhalb des Schornsteinfegerhandwerks Gasfeuerun- gen, die heizseitig auf eine Leistung < 11 kW und zur Erwärmung von Brauchwasser auf eine Leistung < 28 kW begrenzt sind, als Einzelgeräte angesehen und somit entsprechend der Fest- legungen in 15 in Verbindung mit 11 der 1. BImSchV (1997) nicht wiederkehrend gemessen werden (Gralapp, 1998). Gasfeuerungen, die unter diese Regelung fallen (insgesamt ca. 140.000 Geräte) werden somit statistisch auch nicht erfasst. Der Bestand an Gasfeuerungen wird durch den ZIV in den neuen Bundesländern unterschätzt. In den alten Bundesländern, mit einem höheren Bestand an älteren Geräten, führt diese Regelung zu keiner auffälligen Abwei- chung zwischen den in Tabelle 5.2 dargestellten Zahlen. Die ZIV-Angaben zum Bestand an Gasfeuerungen unterscheiden nicht zwischen Gerätebauar- ten (z.B. Durchlaufwasserheizer oder Gas-Spezialheizkessel). Deshalb musste ergänzend zu den vorliegenden Bestandszahlen eine tiefergehende Betrachtung zum Bestand an installierten Gasfeuerungen, unterschieden nach Bauarten, durchgeführt werden. Seite 40 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland 5.1.3 Zusätzliche Berechnungen zur Ermittlung der Anzahl von installierten Gasfeu- erungen Datenbasis für die Abschätzung des Bestandes an installierten Gasfeuerungen bildeten die Er- hebungen des Schornsteinfegerhandwerks über die CO- und Abgasverlustmessungen an Gas- feuerungen für das Jahr 1995, die vom Umweltbundesamt zur Verfügung gestellt wurden (Schäl, 1997). Problematisch für die Ermittlung der Bestandszahlen war der Umstand, dass es keine bundeseinheitliche Regelung für die Überwachung der Gasgeräte gibt. Die Schornstein- fegerdaten geben somit lediglich Auskunft über die Anzahl der durchgeführten Messungen, die aber nicht identisch sein muss mit der tatsächlichen Anzahl an Gasfeuerungen. Aufbauend auf den gut strukturierten Daten des Bundeslandes Hessen wurde ein prozentuales Verteilungsmuster der verschiedenen Gasgeräte berechnet, welches auf alle anderen Bundes- länder übertragen wurde. Ein Vergleich des hochgerechneten Anlagenbestandes auf Bundes- ebene mit anderen Angaben zum Anlagenbestand (z.B. ZIV-Statistik, 1996) und eine Plausibili- tätsprüfung mit den vorliegenden bundesländerspezifischen Gesamtzahlen der durchgeführten CO-Messungen in einem Bundesland ergab, dass die Verhältnisse aus Hessen nicht ohne wei- teres auf alle anderen Bundesländer übertragen werden können. Dies galt u.a. für Baden- Württemberg und Bayern sowie für die neuen Bundesländer, wo sich z.T. unrealistisch hohe Anlagenzahlen (z.B. bei Durchlaufwasserheizern) ergaben. Deshalb wurden die erzielten Teilergebnisse durch Einbeziehung folgender Angaben zum An- lagenbestand überarbeitet: - Erhebungen des Schornsteinfegerhandwerks (ZIV, 1996) für die wiederkehrend mess- pflichtigen Gasfeuerungen, - Abschätzung von Gralapp (1998) über nicht erfasste Gasfeuerungen zur Raumwärme- und Warmwassererzeugung in den neuen Bundesländern, - zusammengefasste Angaben für Berlin nach Ost- und Westberlin aufgeschlüsselt, - Ergebnisse der eigenen Berechnungen aus den Gebäude- und Wohnungsstatistiken für Gasheizungen, - Zusammenfassung der raumluftab- und -unabhängigen Gasfeuerungen. In Tabelle 5.4 ist das Ergebnis dieser Berechnungen zusammengefasst dargestellt. Aus den Berechnungen ergibt sich, dass im Jahr 1995 in Deutschland rund 14 Mio. Gasfeue- rungen installiert waren. In den alten Bundesländern teilt sich der Bestand an Gasgeräten vor- wiegend in die drei Gerätebauarten Heizkessel mit Brenner ohne Gebläse (ca. 3,2 Mio.), Um- lauf- und Kombiwasserheizer (ca. 2,5 Mio.) und Raumheizer (ca. 2,2 Mio.) auf. Gasraumheizer haben in den neuen Bundesländern den zahlenmäßig größten Anteil am Bestand. Weitere wichtige Gerätebauarten sind Durchlaufwasserheizer und Heizkessel mit Brenner ohne Geblä- se. Der hohe Anteil von Gasraumheizern und Durchlaufwasserheizern am Bestand der neuen Bundesländer lässt sich dadurch erklären, dass diese Gasfeuerungen in der ehemaligen DDR vorzugsweise installiert wurden, wenn Brenngase (z.B. Kokereigas) zur Anwendung kamen. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 41 Tabelle 5.4: Aus den Erhebungsdaten des Schornsteinfegerhandwerks und eigenen Be- rechnungen abgeleiteter Bestand an Gasgeräten in Deutschland im Jahr 1995 alte Bundesländer neue Bundesländer Deutschland Gerätebezeichnung nach ZIV Bezeichnung in der Arbeit 1.000 Stück 1.000 Stück 1.000 Stück Gasbrenner mit Gebläse Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse 549 63 612 Gasbrenner ohne Gebläse Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse 3.149 459 3.608 Umlauf- und Kombi- wasserheizer Kombiwasserheizer 2.443 356 2.799 Durchlaufwasserheizer Durchlaufwasserheizer 1.573 582 2.155 Vorratswasserheizer Vorratswasserheizer 858 11 869 Raumheizer Raumheizer 1) 2.174 993 3.167 Brennwertgeräte Brennwertgeräte 418 69 487 Summe 11.163 2.533 13.696 1) Raumheizer beinhalten auch Gas-Heizeinsätze und Gas-Kamine 5.1.4 Aufteilung des Anlagenbestand in Haushalte und Kleinverbraucher Auf grund der zur Verfügung stehenden Datenbasis (z.B. ZIV-Statistik und Daten des Statisti- schen Bundesamtes) konnte bisher nur die Anzahl der installierten Öl- und Gasfeuerungen für den gesamten Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher angegeben werden (s. Tabelle 5.3 und Tabelle 5.4). Die Aufteilung des Bestandes an installierten Feuerungsanlagen in Haushalte und Kleinverbraucher wird in diesem Abschnitt beschrieben. Trotz intensiver Recherchen konnten keine Angaben zum Anlagenbestand im Bereich der Kleinverbraucher zusammengestellt werden. Um trotzdem zu einer Aussage über den Bestand der installierten Öl- und Gasfeuerungen bei Kleinverbrauchern zu kommen, die zumindest in ihrer Größenordnung den Anlagenbestand in Jahr 1995 richtig wiedergibt, wurde eine eigene Methodik zur Abschätzung entwickelt. Grundlage der Methodik bildet die Disaggregierung des Endenergieverbrauchs der Kleinverbraucher in den alten Bundesländern nach Verbraucher- gruppen und Energieträgern, wie sie ausführlich in Kapitel 6.6.2 beschrieben wird. Für die neu- en Bundesländer wurde die ermittelte Struktur des Endenergieverbrauchs aus den alten Bun- desländern übernommen, da in den neuen Ländern auch nicht annähernd Angaben hierüber zu ermitteln waren. Die Berechnung der Anzahl an installierten Feuerungsanlagen wurde letztend- lich unter Verwendung des Endenergieverbrauchs, der mittleren installierten Nennwärmeleis- tung und der jährlichen Vollbenutzungsstunden vorgenommen. Die so berechnete Anzahl der Feuerungsanlagen im Bereich der Kleinverbraucher wurde mit dem Bestand der Öl- und Gas- feuerungen, wie er in Tabelle 5.3 und Tabelle 5.4 ermittelt wurde, verrechnet. Die Ergebnisse zur Ermittlung des Anlagenbestandes an Öl- und Gasfeuerungen sind abschließend für den Bereich der Haushalte und der Kleinverbraucher in Tabelle 5.5 zusammengestellt. Seite 42 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Tabelle 5.5: Bestand an installierten Öl- und Gasfeuerungen bei Kleinverbrauchern und in Haushalten in Deutschland im Jahr 1995 Kleinverbraucher Haushalte aBl nBl D aBl nBl D Öl- und Gasfeuerungen 1.000 Stück 1.000 Stück Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse 64 0 64 2.408 255 2.663 Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse 810 61 871 4.618 374 4.992 Summe 874 61 935 7.026 629 7.655 Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse 241 22 263 308 40 348 Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse 155 17 172 2.994 442 3.436 Kombiwasserheizer 80 8 88 2.363 348 2.711 Durchlaufwasserheizer 120 30 150 1.453 552 2.005 Vorratswasserheizer 50 2 52 808 9 817 Raumheizer 1) 20 9 29 2.154 984 3.138 Brennwertgeräte 10 2 12 408 67 474 Summe 676 90 766 10.487 2.443 12.930 Summe (alle) 1.550 151 1.701 17.513 3.072 20.584 aBl alte Bundesländer nBl neue Bundesländer D Deutschland 1) Raumheizer beinhalten auch Gas-Heizeinsätze und Gas-Kamine Als Ergebnis dieser umfangreichen Auswertung unterschiedlichster statistischer Erhebungen liegen nun erstmals Zahlen zum Anlagenbestand von Öl- und Gasfeuerungen vor. Die Auftei- lung des Anlagenbestandes an Öl- und Gasfeuerungen auf die einzelnen Gerätebauarten findet Eingang in die Ermittlung des Endenergieverbrauchs einer Gerätebauart. 5.2 Anlagenstruktur in Haushalten und bei Kleinverbrauchern Zur späteren Berechnung der Emissionsfaktoren unter Berücksichtigung der Anlagenstruktur sind die zuvor ermittelten Zahlen zum Anlagenbestand einer Gerätebauart weiter nach Leis- tungsbereichen und Altersstufen zu untergliedern. Das besondere Augenmerk liegt hierbei wie- derum auf den Öl- und Gasfeuerungen, die nicht der wiederkehrenden Messung durch das Schornsteinfegerhandwerk unterliegen. Zur Beschreibung der Anlagenstruktur dieser Feuerun- gen wurde eine Methodik entwickelt, die ausgehend von eigenen Erhebungen in ausgewählten Kehrbezirken in Zusammenarbeit mit dem Schornsteinfegerhandwerk die benötigten Daten be- reitstellt. Die Überprüfung der Übertragbarkeit der erhobenen Daten auf die Verhältnisse in den alten und neuen Bundesländern erfolgt anhand eines Vergleichs mit den vom Zentralinnungs- verband des Schornsteinfegerhandwerk (ZIV) für das Jahr 1995 veröffentlichten Statistiken zu den durchgeführten Abgasverlustmessungen an Öl- und Gasfeuerungen. Zusätzlich werden aus den Daten der Kehrbezirke die mittleren Nennwärmeleistungen der installierten Öl- und Gasfeuerungen ermittelt, die in die Aufteilung des Endenergieverbrauchs auf die einzelnen Ge- rätebauarten eingehen. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 43 5.2.1 Datenerhebung in ausgewählten Kehrbezirken In der Bundesrepublik Deutschland ist durch das Gesetz über das Schornsteinfegerwesen (Schornsteinfegergesetz, 1969 und 1994) u.a. festgelegt, dass regelmäßig in jedem Kehrbezirk eine Überprüfung der Betriebs- und Feuersicherheit der installierten Feuerungsanlagen (d.h. der Schornsteine, Feuerstätten und Verbindungsstücke) durch den Bezirksschornsteinfeger- meister vorgenommen werden muss. Die Überprüfung der Feuerungsanlagen muss in einem wiederkehrenden Turnus von fünf Jahren erfolgen, und zwar jährlich in einem Fünftel der Ge- bäude des betreffenden Kehrbezirks (sog. Feuerstättenschau). Die Ergebnisse der durchge- führten Feuerstättenschau müssen im Kehrbuch festgehalten werden, gerätespezifische Daten wie z.B. Baujahr, Typ, Hersteller und Leistung allerdings nicht. Der Rahmen dieser Feuerstättenschau wurde genutzt, um die notwendigen Daten zur Be- schreibung der Anlagenstruktur in Zusammenarbeit mit den Landesinnungsverbänden des Schornsteinfegerhandwerks in Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen und Sachsen in einer eigenen umfassenden Datenerhebung zu den installierten Feuerungen in ausgewählten Kehr- bezirken zu ermitteln. Grundlage hierfür bildete ein eigens entworfener Fragebogen, der vor Ort im Rahmen der Feuerstättenschau durch den Schornsteinfegermeister ausgefüllt wurde (Aus- zug des Fragenkatalogs siehe Tabelle 5.6). Tabelle 5.6: Auszug aus dem Fragebogen zur Erfassung von Öl- und Gasfeuerungen in Haushalten und bei Kleinverbrauchern im Rahmen der Feuerstättenschau Standort Haushalt Kleinverbraucher öffentliche Einrichtung Zentralheizung Zentralheizung mit Brauchwasser Brauchwasserbereitung Mehrraumheizung oder Einzelraumheizung Ölbrenner mit/ohne Gebläse Gasbrenner mit/ohne Gebläse Brenner Hersteller, Typ, Baujahr, Leistung Angaben zur Feuerung Wärmetauscher Hersteller, Typ, Baujahr, Leistung Brennstoffe Heizöl, Erdgas, Braun- oder Steinkohlenbri- ketts, Stück- oder Restholz Allgemeines Häufigkeit der Nutzung vorwiegende Beheizungsart vorwiegender Energieträger Gebäudeart und Gebäudenutzung Baujahr des Gebäudes Ursprünglich war im Rahmen der durchzuführenden Erhebung vorgesehen, in jeweils 2 bis 3 ausgewählten Kehrbezirken der jeweiligen Bundesländer alle Feuerungen zu erfassen. Auf- grund der Art der Durchführung der Feuerstättenschau in den Kehrbezirken (ca. ein Fünftel der Gebäude pro Jahr, wobei jeweils die Hälfte davon im Frühjahr und Herbst besichtigt wird) war dies allerdings in dieser Form nicht realisierbar. Seite 44 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Deshalb wurden in Zusammenarbeit mit den Landesinnungsverbänden in Baden-Württemberg und Sachsen für jedes Bundesland 10 repräsentative Kehrbezirke für die Datenerhebung aus- gewählt, von denen jeweils 9 für die Auswertung verwendet werden konnten. Die Daten aus diesen Kehrbezirken wurden anschließend zu einem Modellkehrbezirk für das Bundesland zusammengefügt. Um die Struktur des Anlagenbestandes im jeweiligen Bundesland repräsen- tativ wiedergeben zu können, waren jeweils drei Land-, Stadt- und Stadtrandkehrbezirke in der Erhebung enthalten. Innerhalb eines Kehrbezirkes wurden ca. 150 Gebäude oder entsprechend rund 10 % des Gebäudebestandes mit den darin enthaltenen Feuerungen erfasst. Die Auswahl der Gebäude erfolgte aufgrund der Kenntnis über den Kehrbezirk vor Ort durch den zuständi- gen Bezirksschornsteinfegermeister. Hierbei sollte bezüglich der installierten Bauarten der Feu- erungen und der eingesetzten Brennstoffe die grundlegende Struktur des Kehrbezirkes wieder- gegeben werden. Lokale Besonderheiten einzelner Kehrbezirke sollten von untergeordneter Bedeutung sein und, begünstigt durch die Datenerhebung in zehn Kehrbezirken des Bundes- landes, weitestgehend ausgeschlossen werden. Ergänzend zu den Erhebungen in Baden-Württemberg und Sachsen wurden zusätzlich drei in vergleichbarer Form ausgewählte Kehrbezirke in Nordrhein-Westfalen mit einem hohen Anteil an Einzelöfen betrachtet. Ziel der Befragung war eine möglichst vollständige Erfassung der durch den Schornsteinfeger- meister ausgewählten Feuerungen mit einem hohen Grad an Vollständigkeit der Angaben. Im Falle von unleserlichen oder fehlenden Typenschildern sollten die geforderten Angaben durch bestmögliche Annahmen, z.B. zur Nennwärmeleistung oder zum Baujahr, ergänzt werden. Im folgenden werden alle Ergebnisse, die sich auf die Datenerhebung in den Kehrbezirken un- ter Mitwirkung der Landesinnungsverbände (LIV) stützen, mit dem Hinweis LIV/IVD-Statistik versehen. In diesem Kapitel ebenfalls aufgeführte Ergebnisse aus den Erhebungen des Bun- desverbandes des Schornsteinfegerhandwerks (Zentralinnungsverband, ZIV) werden mit dem Hinweis ZIV-Statistik kenntlich gemacht. Aufarbeitung der Fragebögen Die Angaben in den Fragebögen wurden zuerst auf Vollständigkeit und Plausibilität überprüft. In vielen Fällen, vor allem im Bereich der Einzelöfen, wurden die gewünschten Angaben zu Bau- jahr, Hersteller und Typ nicht oder nur teilweise erfasst. Zur Verbreiterung der Datenbasis wur- den die entsprechenden Fragebögen mit der Bitte um Ergänzung an die Schornsteinfeger zu- rückgeschickt. Die korrigierten Angaben wurden anschließend eingearbeitet. Nach Erhalt aller Fragebögen aus den ausgewählten Kehrbezirken wurden die Daten für jedes Bundesland zu einem Modellkehrbezirk vereinigt. Bei der weiteren Überarbeitung wurden die Angaben zur Art der Nutzung (z.B. Zentralheizung, Zentralheizung mit Brauchwasser), dem eingesetzten Brennstoff und der Art der Feuerung überprüft. Widersprüchliche Angaben wie - z.B. Zentralheizung - Öl-Heizeinsatz - Ölbrenner mit Gebläse (Definition s. Kapitel 2) - wurden soweit wie möglich anhand der Typbezeichnung korrigiert. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 45 Aussortiert, und bei der weiteren Betrachtung nicht berücksichtigt, wurden Datensätze, in denen Geräte bzw. Feuerungen (z.B. Dampfstrahler und Backöfen) enthalten waren, bei denen das Wärmeträgermedium nicht in einem geschlossenen Kreis geführt wird. Diese Geräte dienen nicht der Erzeugung von Raumwärme- und Warmwasser. Ebenfalls aussortiert wurden Elektro- heizungen sowie Elektrogeräte zur Warmwassererzeugung. Der Anteil der aussortierten Frage- bögen war mit < 1 % gering. Tabelle 5.7 gibt einen Überblick über die Anzahl der verwertbaren Fragebögen bezüglich der installierten Öl- und Gasfeuerungen. Tabelle 5.7: Anzahl der verwertbaren Fragebögen aus den Kehrbezirken in Baden- Württemberg, Sachsen und Nordrhein-Westfalen LIV/IVD-Statistik Baden-Württemberg Nordrhein-Westfalen Sachsen Anzahl der Kehrbezirke 9 % 3 % 9 % darin Ölfeuerungen 576 39 143 60 168 25 darin Gasfeuerungen 894 61 95 40 495 75 Summe 1.470 100 238 100 663 100 Nach der umfassenden Aufarbeitung der Fragebögen waren über 90 % der Angaben zum Bau- jahr und zur Nennwärmeleistung der Öl- und Gasfeuerungen in den Fragebögen vollständig. Angaben zur Bauart konnten bei Heizkesseln und Brenner mit Gebläse nahezu vollständig er- mittelt werden, bei Einzelöfen im Mittel für 2/3 der erfassten Feuerungen. Die durchgeführte Erhebung stellt somit qualitativ hochwertige Daten bereit, die eine sehr gute Ausgangsbasis für die weitergehende Beschreibung der Anlagenstruktur bilden. Die erhobenen Daten aus den Kehrbezirken in Baden-Württemberg und Sachsen wurden ent- sprechend der Leistungs- und Altersstruktur, wie sie vom Bundesverband des Schornsteinfe- gerhandwerks - Zentralinnungsverband (ZIV) - in den jährlich veröffentlichten Statistiken über die Ergebnisse der Abgasverlustmessungen an Öl- und Gasfeuerungen verwendet wird, aufbe- reitet. Die wesentlichen Merkmale dieses Rasters sind in der Tabelle 5.8 wiedergegeben. Für die Zuordnung der Öl- und Gasfeuerungen in Leistungsbereiche und Errichtungszeiträume aus den ausgewählten Kehrbezirken wurden die Angaben zu Baujahr und Nennwärmeleistung des Wärmetauschers (d.h. des Heizkessels bei Feuerungen mit Gebläsebrennern) herangezo- gen. Nicht berücksichtigt wurden alle Feuerungen mit Gasbrennern ohne Gebläse mit einer Nennwärmeleistung  28 kW, denen aufgrund der angegebenen Typenbezeichnung eine aus- schließliche Nutzung zur Warmwassererzeugung (z.B. Gas-Vorratswasserheizer) zu geordnet werden konnte. Diese Gasfeuerungen unterliegen nach 1. BImSchV nicht der wiederkehrenden Überwachung. Sie sind daher auch nicht in den Statistiken des ZIV enthalten. Seite 46 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Tabelle 5.8: Klassifizierungsraster für wiederkehrend messpflichtige Öl- und Gasfeuerungen Errichtungszeiträume Art des Brenners Leistungsbereiche nach ZIV (1996) in dieser Arbeit Ölbrenner ohne Gebläse Ölbrenner mit Gebläse Gasbrenner ohne Gebläse Gasbrenner mit Gebläse > 11 - 25 kW > 25 - 50 kW > 50 kW 1) aBl: nBl: bis 31.12.1978 1.1.1979 bis 31.12.1982 1.1.1983 bis 30.9.1988 ab 1.10.1988 bis 31.12.1978 1.1.1979 bis 31.12.1982 1.1.1983 bis 2.10.1990 ab 3.10.1990 } } bis 1988 ab 1989 bis 1990 ab 1991 1) Geltungsbereich der 1. BImSchV: bis 5 MW für Ölfeuerungen und bis 10 MW für Gasfeuerungen aBl alte Bundesländer nBl neue Bundesländer Die Zuordnung der Feuerung in einen Errichtungszeitraum erfolgt in der ZIV-Statistik nach dem Zeitpunkt der Errichtung, an dem die Feuerungsanlage neu installiert oder eine bestehende Anlage wesentlich geändert wurde. Nach gängiger Auslegung der 1. BImSchV (1997) gilt im Falle installierter Heizkessel mit Öl- oder Gasgebläsebrenner nur der Austausch des Heizkes- sels als wesentliche Änderung. Wird an einem bestehenden Heizkessel ein neuer Brenner in- stalliert, bleibt die Zuordnung der Feuerungsanlage in den bisherigen Errichtungszeitraum be- stehen. Zu beachten ist, dass für die Errichtungszeiträume in den alten und neuen Bundeslän- dern unterschiedlich lange Zeiträume gelten. Die Erhebung der Daten in den ausgewählten Kehrbezirken fand Ende 1996 statt. Der zeitliche Unterschied zwischen der ZIV-Statistik (Bezugsjahr 1995) und der LIV/IVD-Statistik (Ende 1996) führt u.U. dazu, dass in der LIV/IVD-Statistik der Anteil der Feuerungsanlagen im Errich- tungszeitraum ab 1989 bzw. ab 1991 etwas höher ist als in der ZIV-Statistik. Allerdings kann davon ausgegangen werden, dass sich innerhalb eines Jahres weder in den Kehrbezirken noch in den alten bzw. neuen Bundesländern die Bestandsstruktur grundlegend geändert hat. Die möglicherweise vorhandene geringfügige Verschiebung der Altersstruktur hin zum neuesten Errichtungszeitraum ist deshalb von geringer Bedeutung. Zur Überprüfung der Übertragbarkeit der erhobenen Daten aus den Kehrbezirken in Baden- Württemberg und Sachsen auf die Verhältnisse in den alten und neuen Bundesländern wurden als Vergleichsbasis die vom ZIV veröffentlichten Statistiken zur Abgasverlustmessung an Öl- und Gasfeuerungen für das Jahr 1995 herangezogen (ZIV, 1996). Der Vergleich der aufbereite- ten Daten aus der LIV/IVD-Statistk in Baden-Württemberg mit der ZIV-Statistik für die alten Bundesländer in bezug auf die Leistungsstruktur ergab vor allem Abweichungen im Leistungs- bereich > 50 kW. Dieser Leistungsbereich ist in der LIV/IVD-Statistik im Vergleich zur ZIV- Statistik etwas überrepräsentiert. Im Vergleich zur ZIV-Statistik für die neuen Bundesländer sind in der Leistungsstruktur der LIV/IVD-Statistik für die in Sachsen ausgewählten Kehrbezirke deutlich mehr Gasbrenner ohne Gebläse im Leistungsbereich > 25 - 50 kW (+ 4 %) und > 50 kW (+10 %) enthalten. Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland Seite 47 Die Leistungsstruktur der Gasbrenner mit Gebläse wird sowohl in den alten wie auch neuen Bundesländern durch die LIV/IVD-Statistik nur unbefriedigend wiedergegeben. Ursache hierfür ist die geringe Anzahl der erfassten Gasbrenner mit Gebläse in der LIV/IVD-Statistik (25 Bren- ner in den ausgewählten Kehrbezirken in Sachsen und 48 Brenner den ausgewählten Kehrbe- zirken in Baden-Württemberg). Allerdings ist die Abweichung in der Alters- und Leistungsstruk- tur für Gasbrenner mit Gebläse nur von geringer Bedeutung für die Ermittlung des Emissions- aufkommens, da der Anteil der Gasbrenner mit Gebläse am Anlagenbestand in den alten und neuen Bundesländern < 4 % beträgt. Die Altersstruktur der Öl- und Gasfeuerungen in den alten Bundesländern wird durch die Alters- struktur der erfassten Feuerungen in den ausgewählten Kehrbezirken in Baden-Württemberg gut wiedergegeben. Etwas Größere Abweichungen treten nur für Ölbrenner ohne Gebläse (hö- herer Anteil im Errichtungszeitraum “bis 1988”) und für Gasbrenner ohne Gebläse (Verschie- bung der Altersstruktur hin zum Errichtungszeitraum "bis 1988") auf. In den neuen Bundsländern ergibt sich erwartungsgemäß eine sehr gute Übereinstimmung der Altersstruktur zwischen der LIV/IVD- und der ZIV-Statistik. In der Zeit vor 1990 waren nur sehr wenige Öl- und Gasfeuerungen in den neuen Bundesländern installiert. Nach der Wiederverei- nigung wurden in großem Ausmaß Feuerstätten für feste Brennstoffe ersetzt. Daraus ergibt sich, dass bei allen Brennerarten der prozentuale Anteil im Errichtungszeitraum “ab 1991” so- wohl in der LIV/IVD-Statistik als auch in der ZIV-Statistik > 97 % ist. Der Vergleich der erhobenen Daten für die wiederkehrend messpflichtigen Öl- und Gasfeuerun- gen in der LIV/IVD-Statistik für Sachsen und Baden-Württemberg mit der ZIV-Statistik für die neuen und alten Bundesländer lieferte eine zufriedenstellende Übereinstimmung hinsichtlich der Alters- und Leistungsstruktur. Dies ist deshalb bemerkenswert, wenn man bedenkt, das in der LIV/IVD-Statistik nur ein Bruchteil des Anlagenbestandes in den alten und neuen Bundeslän- dern erfasst wurde. Die Überstimmung der Leistungs- und Altersstruktur bestätigt die weitge- hend repräsentative Auswahl der Kehrbezirke durch die Landesinnungsverbände und der Feue- rungen vor Ort durch die Schornsteinfegermeister. Das Ziel der Erhebung, die Ableitung einer Alters- und Leistungsstruktur für die installierten Einzelöfen in den alten und neuen Bundeslän- dern, kann somit als erreicht angesehen werden. 5.2.2 Beschreibung der Anlagenstruktur in den alten und neuen Bundesländern Basis für die Beschreibung der Anlagenstruktur bilden die Daten aus den Kehrbezirken. Dabei werden die Verhältnisse aus den Kehrbezirken in Baden-Württemberg auf die alten Bundeslän- der und aus Sachsen auf die neuen Bundesländer übertragen. Die Alters- und Leistungsstruktur wurde in Anlehnung an das Klassifizierungsraster des Schornsteinfegerhandwerks entspre- chend Tabelle 5.8 aufgebaut, erweitert um den Leistungsbereich 4 - 11 kW. Alters- und Leistungsstruktur in Haushalten Die ermittelte Alters- und Leistungsstruktur für die installierten Öl- und Gasfeuerungen in den Haushalten der alten Bundesländer ist in Tabelle 5.9 dargestellt. Die fett unterlegten Zahlen Seite 48 Bestand und Struktur von Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland werden in die Berechnung der Emissionsfaktoren für die einzelnen Gerätebauarten übernom- men. Die entsprechende Tabelle für die neuen Bundesländer befindet sich im Anhang D. Tabelle 5.9: Alters- und Leistungsstruktur der installierten Öl- und Gasfeuerungen in den Haushalten der alten Bundesländern im Jahr 1995 Anteile der Altersstufe in % im Leistungsbereich in kW Öl- und Gasfeuerungen Altersstufe 4 - 11 > 11 - 25 > 25 - 50 > 50 > 4 bis 1988 79 92 - - 82 Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse ab 1989 21 8 - - 18 bis 1988 - 33 74 78 66 Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse ab 1989 - 67 26 22 34 bis 1988 - 54 74 77 - Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse ab 1989 - 46 26 23 - bis 1988 - 20 65 57 50 Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse ab 1989 - 80 35 43 50 bis 1988 89 - - - 89 Raumheizer (einschliesslich. Heizeinsätze und Kamine) ab 1989 11 - - - 11 bis 1988 - 48 - - 47 Kombiwasserheizer ab 1989 - 52 100 - 53 bis 1988 67 74 33 - 73 Durchlaufwasserheizer ab 1989 33 26 67 - 27 bis 1988 92 - 0 - 86 Vorratswasserheizer ab 1989 8 - 100 - 14 bis 1988 - - - - 5 Brennwertgeräte ab 1989 - - - - 95 Anmerkung: Daten zu Brennwertgeräten waren in den untersuchten Kehrbezirken nicht enthalten. Deshalb wurden die Anteile der installierten Brennwertgeräte in der Alterstufe "bis 1988" mit 5 % und "ab 1989" mit 95 % angesetzt - keine Angaben für den Leistungsbereich in Kehrbezirksdaten enthalten oder Leistungs- bereich ist bei dieser Bauart nicht vorhanden Alters- und Leistungsstruktur bei Kleinverbrauchern Wie bereits mehrfach angesprochen, konnten Angaben über den Bestand und die Struktur der installierten Feuerungsanlagen im Bereich der Kleinverbraucher nicht ermittelt werden. Um trotzdem eine Alters- und Leistungsstruktur für die weitere Berechnung bereitzustellen, wurde deshalb die zuvor beschriebene Alters- und Leistungsstruktur der Haushalte auch auf den Be- reich der Kleinverbraucher übertragen. Mittlere Nennwärmeleistung der installierten Feuerungsanlagen Die bauartspezifische mittlere Nennwärmeleistung der installierten Öl- und Gasfeuerungen im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher wurde mit den Daten aus den Kehrbezirken ge- trennt für die alten und neuen Bundesländer festgelegt (Tabelle E.1 im Anhang E). Die Leis- tungsbereiche 4 - 11 kW und > 11 - 25 kW wurden zu einem Leistungsbereich 4 - 25 kW zu- sammengefasst. Die mittlere Nennwärmeleistung stellt eine reine Rechengröße dar, die zur Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs verwendet wird. Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 49 6 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs In diesem Kapitel wird die Methodik zur Ermittlung des bauartspezifischen Endenergie- verbrauchs im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher strukturiert nach Gerätebauarten und Leistungsbereichen beschrieben. Ausgangspunkt für die Ermittlung stellt der Endenergie- verbrauch der Haushalte und Kleinverbraucher für die alten und neuen Bundesländer im Jahr 1995 dar. Die Aufteilung des Endenergieverbrauchs für die Energieträger Heizöl und Brenngase in verschiedene Verwendungsarten (z.B. Erzeugung von Raumwärme, Warmwasser, Prozesswärme) wird vorgestellt. Der Endenergieverbrauch der Verwendungsarten Raumwärme und Warmwasser wird anschließend zum sog. emissionsrelevanten Endenergieverbrauch zusammengeführt. Die Aufsplittung des emissionsrelevanten Endenergieverbrauchs unter Verwendung der Zahlen zum Anlagenbestand und der Anlagenstruktur aus Kapitel 5 führt zum gesuchten bauartspezifischen Endenergieverbrauch einer Gerätebauart. Die Vorgehensweise zur Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs ist zum besseren Verständnis graphisch in Bild 6.1 dargestellt. Endenergieverbrauch der Haushalte und Kleinverbraucher in Deutschland Haushalte Kleinverbraucher alte Bundesländer neue Bundesländer Raum- wärme Warm- wasser Emissionsrelevanter Endenergieverbrauch bauartspezifischer Endenergieverbrauch Prozeß- wärme Kraft Strom Licht Energieverbrauch nach Verwendungsarten Raum- wärme Warm- wasser Prozeß- wärme Kraft Strom Licht Energieverbrauch nach Verwendungsarten * Emissionsrelevanter Endenergieverbrauch bauartspezifischer Endenergieverbrauch EndergebnisseEingangsdaten Zwischenergebnisse Struktur des End- energieverbrauchs nach Verwendungs- arten Struktur des Endener- gieverbrauchs nach Verbrauchergruppen u. Verwendungsarten (Disaggregierung) Bild 6.1: Methodik zur Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs (* Anmerkung: in der Verbrauchergruppe Gartenbau im Verbraucherbereich Land- und Forstwirtschaft wird Prozesswärme als emissionsrelevant angesehen) Seite 50 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs 6.1 Endenergieverbrauch der Haushalte und Kleinverbraucher Den Rahmen für die Aufteilung des Endenergieverbrauchs stellt die von der Arbeitsgemein- schaft Energiebilanzen mit Stand zum 15. Juli 1997 (AGEB, 1997a) veröffentlichte Energiebi- lanz für die Bundesrepublik Deutschland für das Jahr 1995 dar, die in einigen Punkten durch Ergebnisse anderer Studien (z.B. BGW, 1998) ergänzt wurde. Da mit dieser Energiebilanz erstmals seitens der Arbeitsgemeinschaft nicht mehr zwischen alten und neuen Bundesländer unterschieden wurde, ergab sich das Problem einer adäquaten Aufteilung. Herangezogen wurde hierzu die prozentuale Aufteilung des Endenergieverbrauchs aus der (vorläufigen) Energiebilanz für das Jahr 1995 mit Stand vom 12. Juni 1996 in Tabelle 6.1 (AGEB, 1996c). Tabelle 6.1: Prozentuale Aufteilung des Endenergieverbrauchs von flüssigen und gasförmi- gen Energieträgern in Haushalten und bei Kleinverbrauchern der alten und neu- en Bundesländer (AGEB, 1996; BGW, 1998) Energieträger Bereich Anteil am Endenergieverbrauch des jeweiligen Energieträ- gers Haushalte Kleinverbraucher % % Erdgas alte Bundesländer 84 89 neue Bundesländer 16 11 Flüssiggas alte Bundesländer 69 89 neue Bundesländer 31 11 Heizöl EL alte Bundesländer 93 84 neue Bundesländer 7 16 Das Ergebnis der durchgeführten Detaillierung des Endenergieverbrauchs für die Bundesrepu- blik Deutschland im Jahr 1995 ist in Tabelle 6.2 zusammengestellt. Damit die Endenergiebilanz der Haushalte und Kleinverbraucher geschlossen werden kann, sind auch die Endenergie- verbräuche der festen Brennstoffe 1995 enthalten. Anzumerken ist noch, dass der Endenergie- verbrauch an Flüssiggas in den alten und neuen Bundesländern in der Energiebilanz für Deutschland nach AGEB (1997a) unter der Bezeichnung “andere Gase” ausgewiesen wurde. Da Kokerei- und Stadtgas in Haushalten und bei Kleinverbrauchern im Jahr 1995 nicht mehr eingesetzt wurde (BGW, 1998), entspricht der Endenergieverbrauch der "anderen Gase" demjenigen von Flüssiggas. Die wichtigsten Energieträger in Deutschland im Bereich der Haushalte sind zu beinahe gleichen Teilen Heizöl EL und Brenngase (Erdgas + Flüssiggas). Feste Brennstoff kommen vorwiegend in Form von Braunkohlenbriketts und als Holzbrennstoffe zum Einsatz, wobei in der Zwischenzeit deutlich mehr Holzbrennstoffe als kohlenstämmige Brennstoffe verfeuert werden. Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 51 Tabelle 6.2: Endenergieverbrauch der Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern sowie Deutschland im Jahr 1995 Energieträger Literatur Haushalte Kleinverbraucher aBl nBl D aBl nBl D TJ TJ TJ TJ TJ TJ Heizöl davon Heizöl EL davon Heizöl S und SA 1) a,b,c a,c,d 888.025 888.025 - 64.485 64.485 - 952.510 952.510 - 359.968 343.642 16.344 95.485 63.758 31.726 455.470 407.400 48.070 Brenngase davon Erdgas davon Flüssiggas a,b,c,e a,c,d 808.592 782.871 25.721 160.848 149.118 11.729 969.440 931.990 37.450 338.999 316.441 22.559 44.051 41.119 2.931 383.050 357.560 25.490 Steinkohlen 2) a,f,g 12.687 0 12.987 8.458 7.442 15.900 Steinkohlenkoks 2) a,f,g 11.351 1.814 13.165 6.112 1.814 7.926 Steinkohlenbriketts 2) a,f,g 8.513 648 9.161 0 0 0 Braunkohlenbriketts 2) c,f,g,h,i,j 16.696 46.115 62.812 0 17.934 17.934 Rohbraunkohle c,f 0 0 0 61 2.176 2.237 Hartbraunkohle u. Braunkohlenstaub a,f - - - 3 274 277 Holzbrennstoffe 3) (naturbelassenes Holz u. Resthölzer) k,l,m 59.264 23.296 82.560 25.322 5.303 30.625 Summe - 1.805.128 297.206 2.102.334 738.942 174.478 913.419 - kein Energieeinsatz 0 Energieeinsatz nicht ausweisbar aBl alte Bundesländer nBL neue Bundesländer D Deutschland 1) nur in genehmigungsbedürftigen Anlagen nach 4. BImSchV (1997) 2) einschließlich Deputate 3) in Haushalten ausschließlich naturbelassenes Holz Literatur: /a/ AGEB (1997), /b/ AGEB (1996a), /c/ IER(1998), /d/ StatKo (1997), /e/ AGEB (1996b), /f/ StatKo (1996c), /g/ StatKo (1998) /h/ ADPI (1998), /i/ RBV (1996), /j/ AEGB (1998), /k/ DIW (1996), /l/ Dreiseidler und Baumbach (1998), /m/ IVD (1998) 6.2 Emissionsrelevanter Endenergieverbrauch Die in Haushalten und bei Kleinverbrauchern eingesetzten Energieträger tragen in vielfältigster Weise zur Deckung des Energiebedarfs bei. In Haushalten steht hierbei die Bereitstellung von Raumwärme, Warmwasser und Kochen im Vordergrund. Im Bereich der Kleinverbraucher ist der Endenergieverbrauch im Vergleich zu den Haushalten sehr heterogen. Je nach Art des Energiebedarfs können einzelne Verbrauchergruppen zu den raumwärme- und/oder warmwas- serintensiven Verbrauchern (z.B. öffentliche Verbraucher, Krankenhäuser, Schulen und Badeanlagen) oder zu den prozesswärmeintensiven Verbrauchern (z.B. Gartenbau, Kleinin- dustrie, Reinigungen und Wäschereien sowie Bäckereien) gezählt werden. Andere Verbrau- chergruppen sind wiederum gekennzeichnet durch einen vergleichsweise hohen Anteil des Endenergieverbrauchs in Form von Kraft, Strom und Licht. Seite 52 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Auf dem Weg der Ermittlung bauartspezifischer Endenergieverbräuche ist die Aufteilung des gesamten Endenergieverbrauchs der Haushalte und Kleinverbraucher in die Verwendungsarten Raumwärme, Warmwasser, Prozesswärme (in Haushalten Kochen), Kraft - Strom - Licht notwendig. Für den Kleinverbrauch ist zuvor eine Disaggregierung des Endenergieverbrauchs nach Verbrauchergruppen erforderlich, um der heterogenen Struktur des Energieverbrauchs innerhalb der Verbrauchergruppen gerecht zu werden. 6.2.1 Haushalte Zur Ermittlung der Endenergieverbräuche nach Verwendungsarten wurde auf eine Studie der Prognos AG zurückgegriffen, in welcher die Entwicklung des Endenergieverbrauchs der privaten Haushalte für den Zeitraum 1992 - 2010 dargestellt wird (Prognos, 1995). Die prozentualen Anteile des Endenergieverbrauchs nach Verwendungsarten im Bezugsjahr 1995 wurden durch lineare Interpolationen der Zahlen für 1994 und 1996 der Prognos-Studie ermittelt. Eine Zusammenstellung der Zahlen für die unterschiedlichen Energieträger und unterschieden nach neuen und alten Bundesländern ist in Tabelle 6.3 enthalten. Tabelle 6.3: Prozentuale Anteile der Verwendungsarten Raumwärme, Warmwasser, Kochen und Kraft, Strom, Licht am brennstoffbezogenen Endenergieverbrauch der Haus- halte in den alten und neuen Bundesländern (nach Prognos, 1995) Bezugsjahr 1995 Haushalte Raumwärme Warmwasser Kochen Kraft, Strom, Licht % % % % alte Bundesländer Heizöl EL Erdgas H und L Flüssiggas 1) 90,6 88,1 88,1 9,4 10,6 10,6 0,0 1,2 1,2 0,0 0,1 0,1 neue Bundesländer Heizöl EL Erdgas H und L Flüssiggas 1) 86,9 74,0 74,0 13,1 14,9 14,9 0,0 11,1 11,1 0,0 0,0 0,0 1) aufgrund fehlender Zahlen wurde die Struktur für Erdgas übernommen Im Bereich der Haushalte wird bei allen Energieträgern der überwiegende Teil der eingesetzten Energie zur Erzeugung von Raumwärme und Warmwasser verwendet. Der Anteil der eingesetzten Energie an Erdgas zum Kochen ist in den neuen Bundesländern mit rund 11 % deutlich höher als in den alten Bundesländern mit ca. 1 %. Die zusammengefassten Verwen- dungsarten Kraft, Strom, Licht haben einen vernachlässigbaren Anteil von < 0,1 % am Endenergieverbrauch. Aufgrund fehlender Zahlen musste zur Aufteilung des Endenergie- verbrauchs an Flüssiggas die Struktur des Erdgases übernommen werden. Zur späteren Berechnung des Emissionsaufkommens ist die Zuordnung eines Endenergie- verbrauchs zu dem in Kapitel 5 ermittelten Anlagenbestand an Öl- und Gasfeuerungen nach 1. BImSchV erforderlich. Diesem Anlagenbestand wird der Endenergieverbrauch der Verwendungsarten Raumwärme und Warmwasser zugewiesen, der zusammengefasst als emissionsrelevanter Endenergieverbrauch bezeichnet wird. Für die Energieträger Heizöl EL, Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 53 Erdgas sowie für Flüssiggas wurde aus dem in Tabelle 6.2 aufgeführten Endenergieverbrauch mit Hilfe der prozentualen Anteile nach Verwendungsarten in Tabelle 6.3 der emissionsrelevan- te Endenergieverbrauch berechnet (Tabelle 6.4). Tabelle 6.4: Nach Energieträgern strukturierter emissionsrelevanter Endenergieverbrauch der Haushalte in Deutschland im Jahr 1995 Energieträger Haushalte alte Bundesländer neue Bundesländer Deutschland TJ TJ TJ Heizöl EL 888.025 64.485 952.510 Brenngase 798.080 142.994 941.074 davon Erdgas davon Flüssiggas 772.694 25.386 132.566 10.427 905.260 35.814 Summe 1.686.105 207.479 1.893.584 Der emissionsrelevante Endenergieverbrauch an Heizöl EL und Brenngasen der Haushalte betrug im Jahr 1995 rund 1,9 Mio. TJ in Deutschland. Davon entfiel der überwiegende Teil auf die Haushalte der alten Bundesländer. In den neuen Bundesländern war im Jahr 1995 der Anteil der festen Brennstoffe als Energieträger mit ca. 24 % in den Haushalten vergleichsweise hoch gegenüber den alten Bundesländern mit ca. 6 % (s. Tabelle 6.2), so dass entgegen dem Verhältnis der Bevölkerungszahlen der Anteil an Heizöl und Brenngasen am Endenergie- verbrauch der Haushalte geringer ausfällt. 6.2.2 Kleinverbraucher Im Gegensatz zu den Haushalten besitzt der Bereich der Kleinverbraucher eine sehr inhomogene Energieverbrauchsstruktur. Zusammengefasst sind hier die unterschiedlichsten Verbraucherbereiche und -gruppen, wobei nur die wichtigsten genannt werden (Tabelle 6.5). Formal abgegrenzt wird der Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher in der Regel durch einen negativen Ausschluss, d.h. derjenige Endenergieverbrauch, der nicht eindeutig den Bereichen Haushalte, Verkehr, Energieumwandlung oder Industrie zugeordnet werden kann, wird den Kleinverbrauchern zugewiesen. Nur in wenigen und vor allem älteren Arbeiten (Suding, 1982; DIW/EWI/RWI, 1986) wurde die Energieverwendung im Kleinverbrauch einer tiefergehenden Analyse unterzogen. Aus energetischer Sicht bestehen daher zum Teil erhebliche Unsicherheiten im Hinblick auf die Struktur des Endenergieverbrauchs der verschiedenen Verbrauchergruppen. Eine Disaggregierung des Endenergieverbrauchs nach Verwendungsarten, z.B. Raumwärme und Warmwasser, ist äußerst schwierig. Ausgangspunkt für die Analyse des Endenergieverbrauchs in den alten Bundesländern bildete die Studie von Suding (1982) zur Struktur des Energieverbrauchs der Haushalte und Kleinverbraucher sowie deren Bearbeitung durch DIW/EWI/RWI (1986) mit einer Disaggregie- rung der Kleinverbraucher nach Verbrauchergruppen, Energieträgern und Verwendungsarten. Seite 54 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Das Referenzjahr der Studie des DIW/EWI/RWI ist 1982. In dieser Studie wurden auf der Basis einer Umfrage typische Verbrauchswerte zum Energieeinsatz der Kleinverbraucher ermittelt. Unterschieden wurde in 22 Verbrauchergruppen, 7 Verwendungsarten und 6 Energieträger. Die Hochrechnung der Stichprobe konnte für die Mehrzahl der Verbraucher zufriedenstellend durchgeführt werden. Trotz intensiver Bemühungen mussten 30 % des Energieverbrauchs auf anderem Wege berechnet werden. Die Studie stellt die einzig verfügbare und verlässliche Arbeit zur Detaillierung des Energieverbrauchs im Kleinverbrauch dar. Alle relevanten Arbeiten zum Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher sowie Prognosen zur weiteren Entwicklung bauen hierauf auf (z.B. Prognos, 1984, 1990 und 1995). Tabelle 6.5: Verbraucherbereiche und -gruppen im Kleinverbrauch Verbraucherbereich Verbrauchergruppe Land- und Forstwirtschaft Land- und Forstwirtschaft Gartenbau Gewerbe Handel (Einzel- und Großhandel) Gasgewerbe Handwerk (z.B. Metall-, Holz- und Baugewerbe) Wäscher und Reiniger Banken und Versicherungen Dienstleistungen von Unternehmen und freien Berufen öffentliche Verbraucher Krankenhäuser Schulen, Universitäten öffentliche Einrichtungen sonstige Verbrauchergruppen industrielle Kleinbetriebe Deutsche Bundespost Gebietskörperschaften Sonstige In der Disaggregierung des Endenergieverbrauchs wurde eine Aufteilung des Energie- verbrauchs nach Verbraucherbereichen und -gruppen und deren Energieeinsatz nach Verwendungsarten vorgenommen. Herangezogen wurde hierzu die Struktur des Endenergie- verbrauchs in den alten Bundesländern der einzelnen Verbrauchergruppen, wie er in DIW/EWI/RWI (1986) für das Jahr 1982 beschrieben ist, und für die Verbraucherbereiche zusammengefasst (Tabelle 6.6). Tabelle 6.6: Struktur des Endenergieverbrauchs nach Verbraucherbereiche in den alten Bundesländer im Jahr 1982 (nach DIW/EWI/RWI, 1986) Verbraucherbereich Deutschland Heizöle 1) Erdgas Flüssiggas % % % Land- und Forstwirtschaft 9,1 3,3 2,2 Gewerbe 41,6 36,0 16,1 öffentliche Verbraucher 14,3 37,8 8,0 sonstige Verbrauchergruppen 35,0 22,9 73,7 Summe 100 100 100 1) Heizöl EL und Heizöl S bzw. SA zusammen Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 55 Für die neuen Bundesländer ist keine Studie verfügbar, die einen vergleichbaren Detaillie- rungsgrad wie für die alten Bundesländer aufweist. Erschwert werden Aussagen zur Struktur des Endenergieverbrauchs der Kleinverbraucher in den neuen Bundesländern zusätzlich noch durch den drastischen Strukturwandel im Energieverbrauch nach 1990, bei einer gleichzeitigen wirtschaftlichen Neuorientierung vieler Verbraucher. Dies hat unmittelbare Auswirkungen auf die Höhe und Struktur des Energieeinsatzes. Um trotzdem zu verwendbaren Zahlen zu kommen, die zumindest in ihrer Größenordnung die Situation für das Jahr 1995 realistisch abbilden, wurde die Struktur des Endenergieverbrauchs der alten Bundesländer auf die der neuen Bundesländer übertragen. Dies erscheint auch dadurch gerechtfertigt, dass im Vergleich zum Bereich der Haushalte durch die große Anzahl an Betriebsschließungen oder Neugrün- dungen sich die Angleichung der neuen an die alten Bundesländer bezüglich des Energieein- satzes wesentlich schneller vollzogen haben dürfte als im Bereich der Haushalte. Durch Ergebnisse aus Prognos (1995) wird die Übertragung aus dem Jahr 1982 auf das Jahr 1995 in ihren grundsätzlichen Zügen gestützt. Vergleicht man die Ergebnisse der DIW/EWI/RWI-Studie aus dem Jahr 1982 mit der auf einer Fortschreibung von Index-Zahlen (z.B. Raumwärmebedarf bezogen auf die Anzahl der Beschäftigten) basierenden Prognos- Studie zur Verwendung der Energieträger, so sind in den Verwendungsarten Raumwärme und Warmwasser maximale Abweichungen in der Größenordnung von 7 % erkenntlich. Eine Ursache für die Abweichungen könnte die nicht exakte Abgrenzung der unterschiedlichen Ver- wendungsarten gegeneinander sein. Dies wird besonders deutlich im Verbraucherbereich Land- und Forstwirtschaft. Hier wird von Prognos für Heizöl ein halb so großer Anteil zugewiesen als in der DIW-Studie. Bei Erdgas und Flüssiggas sind die Anteile in vergleichbarer Größe. In einem weiteren Schritt der Disaggregierung wurde der Endenergieverbrauch eines Verbraucherbereichs in die Verwendungsarten Wärme (Raumwärme und Warmwasser) und Sonstige (Prozesswärme, Kraft, Licht) aufgeteilt. Grundlage hierfür bildete die aus der DIW/EWI/RWI-Studie abgeleitete und in Tabelle 6.7 dargestellte Aufteilung für das Jahr 1982. Tabelle 6.7: Struktur des Endenergieverbrauchs nach Verbraucherbereichen und Verwen- dungsarten (nach DIW/EWI/RWI, 1986; Prognos, 1995; eigene Berechnungen) Verbraucherbereich Verwendungsart Heizöle 2) Erdgas Flüssiggas % % % Land- und Forstwirtschaft Wärme 1) Kraft, Licht, Kochen, Sonstige 92,9 7,1 99,3 0,7 100 0,0 Gewerbe Wärme Kraft, Licht, Kochen, Sonstige 91,0 9,0 97,1 2,9 57,3 42,7 öffentliche Verbraucher Wärme Kraft, Licht, Kochen, Sonstige 78,5 21,5 76,9 23,1 62,3 37,7 sonstige Verbraucher- gruppen Wärme Kraft, Licht, Kochen, Sonstige 79,0 21,0 85,8 14,2 61,6 38,4 1) hier ist auch der Anteil der Prozesswärme enthalten 2) Heizöl EL und Heizöl S bzw. SA zusammen Seite 56 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Im Verbraucherbereich Land- und Forstwirtschaft konnte in der Verbrauchergruppe Gartenbau nicht eindeutig zwischen dem Endenergieverbrauch der Verwendungsart Raumwärme und dem Endenergieverbrauch der Verwendungsart Prozesswärme unterschieden werden. Hier wurde in den zugrundegelegten Arbeiten ein hoher Anteil für Prozesswärme bei allen Energieträgern genannt. Dabei dürfte es sich vor allem um die Beheizung von Unterglasflächen handeln. Da die installierten Feuerungsanlagen sich nicht von denen für die Raumheizung und Warmwas- sererzeugung unterscheiden bzw. trennen lassen (Wärmeträgermedium Wasser wird im Kreis geführt), wird der Anteil der Verwendungsart Prozesswärme am Energieverbrauch in diesem Fall der Verwendungsart Wärme zugerechnet. In allen anderen Fällen bleibt der Energie- verbrauch der Verwendungsart Prozesswärme unberücksichtigt. Durch Multiplikation der Zahlen für den Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher in Deutschland mit der Struktur des Endenergieverbrauchs nach Verbraucherbereichen (Tabelle 6.6) und der Struktur des Endenergieverbrauchs nach Verwendungsarten (Tabelle 6.7) erhält man den Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher für das Jahr 1995, strukturiert nach Verbraucherbereichen und Energieträgern (Tabelle 6.8). Der berechnete Endenergieverbrauch der Verwendungsarten Raumwärme und Warmwasser wird zur Verwendungsart Wärme zusammengefasst und als emissionsrelevanter Endenergieverbrauch bezeichnet. Hierzu gehört im Verbraucherbereich Land- und Forstwirtschaft auch die Prozesswärme. Der Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher in Deutschland ergibt sich zu 712.736 TJ. Der größte Anteil des emissionsrelevanten Endenergieverbrauchs kann dem Verbraucherbereich, "Gewerbe“ zugewiesen werden, gefolgt vom Verbraucherbereich "öffentliche Verbraucher“ und "sonstige Verbrauchergruppen“. In nahezu allen Verbraucherbereichen werden Heizöle am häufigsten eingesetzt. Einzige Ausnahme hiervon sind die öffentlichen Verbraucher, bei denen mehr als die doppelte Energiemenge in Form von Erdgas als an Heizölen verwendet wurde. Trotz intensiver Bemühungen konnte aufgrund fehlender Angaben zur Anzahl der Betriebe und der darin installierten Feuerungsanlagen keine Beschreibung der Struktur der installierten Feuerungsanlagen nach Gerätebauarten, Leistungsbereichen und Baujahr für jeden Verbrau- cherbereich vorgenommen werden. Aus diesem Grund musste auf eine weitere Differenzierung des Endenergieverbrauchs verzichtet werden. Die berechneten Endenergieverbräuche der Verbraucherbereiche wurden für jeden Energieträger wieder zusammengeführt zu einem gesamten Endenergieverbrauch innerhalb der Kleinverbraucher. Der in Tabelle 6.8 dargestellte Endenergieverbrauch umfasst den gesamten Energieeinsatz im Jahr 1995 im Bereich der Kleinverbraucher. Problematisch für die spätere Berechnung des Emissionsaufkommens ist der Umstand, dass im Bereich der Kleinverbraucher sowohl Feuerungsanlagen, die in den Geltungsbereich der nicht genehmigungsbedürftigen Anlagen (Feuerungsanlagen mit Heizöl EL < 5 MW, Feuerungsanlagen mit Erdgas < 10 MW) der 1. BImSchV (1997), als auch Feuerungsanlagen, die in den Geltungsbereich der genehmi- gungsbedürftigen Anlagen nach 4. BImSchV (1997) fallen, betrieben werden. Da letztere nicht in dieser Arbeit betrachtet werden sollen, muss deren Anteil aus dem Endenergieverbrauch herausgerechnet werden. Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 57 Su m m e TJ 50 .7 34 29 9. 00 0 15 5. 09 0 20 7. 91 1 71 2. 73 6 Fl üs si gg as TJ 55 0 1. 93 2 1. 27 6 11 .5 69 15 .3 27 Er dg as TJ 11 .5 48 12 5. 62 9 10 4. 07 5 70 .2 61 31 1. 51 4 D eu ts ch la nd H ei zö le TJ 38 .6 36 17 1. 43 9 49 .7 39 12 6. 08 1 38 5. 89 5 Fl üs si gg as TJ 63 22 2 11 .9 69 1. 33 0 1. 76 3 Er dg as TJ 1. 32 8 14 .4 47 10 .4 27 8. 08 0 35 .8 24 n e u e B un de slä n de r H ei zö le TJ 8. 10 0 35 .9 40 1. 92 3 26 .4 32 80 .8 99 Fl üs si gg as TJ 48 7 1. 71 0 1. 12 9 10 .2 39 13 .5 64 Er dg as TJ 10 .2 20 11 1. 18 2 92 .1 07 62 .1 81 27 5. 69 0 a lte B un de slä n de r H ei zö le TJ 30 .5 36 13 5. 49 8 39 .3 12 99 .6 50 30 4. 99 6 Ve rb ra uc he rb er ei ch 1) La nd - u nd F or st wi rts ch af t G ew er be öf fe nt lic he V er br au ch er so n st ig e Ve rb ra uc he rg ru pp en Su m m e 1) a ls e m is si on sr el ev an te r E nd en er gi ev er br au ch w ird d er E ne rg ie ve rb ra uc h in d en V er we nd un gs ar te n Ra um wä rm e + W ar m w as se r s ow ie im V er br au - ch er be re ich L an d- u nd F or st wi rts ch af t a uc h di e Pr oz es sw är m e a n ge se he n, Ta be lle 6 .8 : Em is si on sr el ev an te r En de ne rg ie ve rb ra uc h im K le in ve rb ra uc h st ru kt ur ie rt na ch V er br au ch er be re ich en u nd E ne rg ie trä ge rn in D eu ts ch la nd im J ah r 1 99 5 (ei ge ne B ere ch nu ng en ) Seite 58 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Aus Tabelle 6.2 ist weiterhin bekannt, dass im Bereich der Kleinverbraucher sowohl Heizöl EL als auch Heizöl S und SA eingesetzt werden. Bisher konnte anhand der durchgeführten Disaggregierung des Endenergieverbrauchs im Bereich der Kleinverbraucher noch nicht zwischen dem Einsatz an Heizöl EL und Heizöl S bzw. SA unterschieden werden. Da Heizöl S und SA ausschließlich in genehmigungsbedürftigen Anlagen nach 4. BImSchV eingesetzt werden darf, ist eine Aufteilung des Energieeinsatzes an Heizölen unerlässlich. Die notwendigen Schritte zur Ermittlung des Endenergieverbrauchs der genehmigungsbedürfti- gen Anlagen sowie die Aufteilung des Energieeinsatz an Heizölen würde den Rahmen dieser Arbeit zu sehr ausdehnen. Eine ausführliche Beschreibung findet sich in Pfeiffer et al. (2000), so dass an dieser Stelle nur das Ergebnis der eigenen Berechnungen zum Endenergie- verbrauch der Feuerungsanlagen im Geltungsbereich der 1. und 4. BImSchV im Bereich Kleinverbraucher stehen soll (Tabelle 6.9). Tabelle 6.9: Emissionsrelevanter Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher unterschieden nach Feuerungsanlagen im Geltungsbereich der 1. bzw. 4. BImSchV Feuerungsanlagen nach 1. BImSchV (1997) 4. BImSchV (1997) aBl nBl D aBl nBl D Energieträger TJ TJ TJ TJ TJ TJ Heizöle Heizöl EL Heizöl S und SA 1) 283.207 283.207 - 53.325 53.325 - 336.532 336.532 - 21.789 7.942 13.847 27.574 693 26.880 49.363 8.635 40.727 Brenngase Erdgas Flüssiggas 258.963 245.399 13.564 32.735 30.972 1.763 291.697 276.371 15.327 30.291 30.291 0 4.852 4.852 0 35.143 35.143 0 Summe 593.989 140.518 734.508 39.157 10.639 49.796 0 Energieeinsatz nicht ausweisbar 1) Heizöl S und SA wird vollständig genehmigungsbedürftigen Feuerungsanlagen zugewiesen aBl alte Bundesländer nBl neue Bundesländer D Deutschland Der Anteil an Heizöl EL, der in genehmigungsbedürftigen Anlagen verbrannt wird, ist im Vergleich zum gesamten emissionsrelevanten Endenergieverbrauch der Kleinverbraucher nicht unerheblich. Heizöl S und SA ist nur von untergeordneter Bedeutung. Bemerkenswert ist der Umstand, dass in den neuen Bundesländern doppelt soviel schweres Heizöl zum Einsatz kommt als in den alten Bundesländern. Der berechnete emissionsrelevante Endenergie- verbrauch der Feuerungsanlagen nach 1. BImSchV wird dem ermittelten Anlagenbestand der Kleinverbraucher aus Kapitel 5 zugewiesen und der nach 4. BImSchV nicht weiter berücksich- tigt. Wie auch schon bei den Haushalten entfällt der überwiegende Teil des Endenergie- verbrauchs auf die alten Bundesländern. Feste Brennstoffe hatten im Jahr 1995 mit ca. 20 % immer noch einen nicht unbedeutenden Stellenwert am Endenergieverbrauch gegenüber den alten Bundesländern mit < 5 % (s. Tabelle 6.2). Hierdurch ist der Endenergieverbrauch an Heizöl und Brenngasen geringer als dies nach den Bevölkerungszahlen zu erwarten wäre. Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 59 6.3 Bauartspezifischer Endenergieverbrauch In diesem Kapitel wird der in den vorangegangenen Abschnitten ermittelte emissionsrelevante Endenergieverbrauch im Bereich der Haushalte (Tabelle 6.4) und Kleinverbraucher (Tabelle 6.9) strukturiert nach Gerätebauarten und Leistungsbereichen (vgl. Kapitel 5) aufgeschlüsselt. Dieser bauartspezifische Endenergieverbrauch wird zur Wichtung der einzelnen bauartspezifi- schen Emissionsfaktoren einer Gerätebauart bei der Berechnung von Emissionsfaktoren z.B. Gas-Durchlaufwasserheizern oder Heizkesseln mit Ölbrennern mit Gebläse oder der Berechnung der mittleren Emissionsfaktoren für die alten und neuen Bundesländer bzw. Deutschland für das Jahr 1995 herangezogen. Angaben zum bauartspezifischen Endenergieverbrauch sind nur ansatzweise und nur für einzelne Energieträger in der Literatur zu finden (Joos und Nymoen, 1995). Die Berechnung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs der installierten Öl- und Gasfeuerungen stützt sich auf folgenden Ansatz: 6,3*B*mNWL*ABE = (6.1) mit: E bauartspezifischer Endenergieverbrauch in TJ AB Anzahl der installierten Feuerungen einer Gerätebauart in Millionen Stück (aus Kapitel 5) mNWL mittlere Nennwärmeleistung der installierten Feuerungen in kW (aus Kapitel 5) B Vollbenutzungsstunden pro Jahr in h. Berücksichtigt werden muss in der berechneten Anzahl der installierten Feuerungen einer Gerätebauart, dass alle Geräte enthalten sind, die betriebsbereit in Haushalten oder bei Kleinverbrauchern eingebaut sind, unabhängig davon, ob diese z.B. regelmäßig oder nie betrieben werden. Vor allem im Bereich der Einzelöfen (z.B. Gas-Raumheizer oder Ölbrenner ohne Gebläse als Kachelofenheizeinsätze) gibt es eine nicht unerhebliche Zahl an Feuerungen, die nur selten oder gelegentlich genutzt werden, da sie ausschließlich als Zusatz- oder Komfortheizung dienen. Innerhalb einer Gerätebauart wird die über den Anlagenbestand gemittelte Nutzungshäufigkeit der Feuerungen durch die festgelegte Anzahl der Vollbenut- zungsstunden berücksichtigt. Dabei stehen die jährlichen Vollbenutzungsstunden für die Betriebsdauer einer Feuerungen bei Nennwärmeleistung im Jahr. Unter der jährlichen Betriebsdauer wiederum wird die Summe der Zeiträume verstanden, während denen Verbrennungsvorgänge in der Feuerung stattfinden. Dies ist z.B. bei Heizkesseln mit Ölbrennern mit Gebläse die Summe der jährlichen Brennerlaufzeiten (ohne Vorbelüftungspha- sen). Je nach Bau- und Ausführungsart der Feuerung setzen sich die Vollbenutzungsstunden u.U. aus Zeiträumen unterschiedlicher Wärmeleistungen zusammen. Dies kann z.B. bei zweistufigen oder modulierend geregelten Öl- oder Gasfeuerungen der Fall sein. Um die Berechnung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs zu vereinfachen, werden alle Zeiträume entsprechend ihren Wärmeleistungen in die Rechengröße “Vollbenutzungsstunden” (d.h. Betriebsdauer bei Nennwärmeleistung) umgerechnet. Die berechneten Vollbenutzungs- stunden entsprechen nur dann der Betriebsdauer der Feuerung, wenn diese immer bei Nennwärmeleistung betrieben wird. Wird die Feuerung mit Wärmeleistungen kleiner der Nennwärmeleistung betrieben, ist die effektive jährliche Betriebsdauer entsprechend länger. Seite 60 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Die festzulegende Zahl der Vollbenutzungsstunden wurde letztendlich mit Hilfe eigener Arbeiten (Struschka et al., 1996) und aus Studien anderer Autoren (Prognos, 1995) sowie bestmöglichen Annahmen abgeleitet (Anhang E in Tabelle E.1). Über die Anzahl an Feuerungsanlagen, die für den Betrieb mit Flüssiggas geeignet sind, stehen keine Daten zur Verfügung. Aus der Ermittlung des Endenergieverbrauchs konnte ein prozentualer Anteil von Flüssiggas am gesamten emissionsrelevanten Endenergieverbrauch an Brenngasen in Haushalten nach Tabelle 6.4 in der Größenordnung von ca. 3 % in den alten Bundesländern und von ca. 7 % in den neuen Bundesländern abgeleitet werden. Generell kann davon ausgegangen werden, dass Feuerungen für die Verbrennung von Flüssiggas in den gleichen Verwendungsarten eingesetzt werden wie Feuerungsanlagen für Erdgas, wobei der Schwerpunkt eher bei Feuerungsanlagen kleinerer Leistung (< 50 kW) liegen dürfte. Die verwendete Gerätetechnik unterscheidet sich nicht grundsätzlich von erdgasbefeuerten Heizgeräten (Cerbe, 1992). Der Endenergieverbrauch an Flüssiggas verteilt sich somit in gleicher Weise auf die einzelnen Gerätebauarten und wird deshalb mit dem Endenergie- verbrauch an Erdgas zusammengefasst. Veröffentlichte Untersuchungen zur Charakterisierung des Emissionsverhaltens der Heizgeräte sind nach dem derzeitigen Stand des Wissens nicht bekannt. Im Vergleich zum Einsatz von Erdgas ist die Bedeutung von Flüssiggas am Endenergieverbrauch eher gering, ein akuter Handlungsbedarf zur Ermittlung der Emissionen wurde daraus in der Vergangenheit nicht abgeleitet. Aufgrund der nahezu identischen Gerätetechnik für die Verbrennung von Erdgas und Flüssiggas kann näherungsweise davon ausgegangen werden, dass die Emissionen für Produkte unvollständiger Verbrennung (z.B. CO und TOC) in vergleichbarer Höhe liegen (UBA, 1997a). Im Rahmen einer Worst-Case-Rechnung wurde abgeschätzt, dass unter der Annahme eines doppelt so hohen CO-Emissionsfaktors für den Einsatz von Flüssiggas im Vergleich zu Erdgas das Emissionsaufkommen sich in der Größenordnung von 3 - 5 % erhöhen würde. In Wirklichkeit wird die Abweichung geringer ausfallen. Im folgenden werden die aus dem emissionsrelevanten Endenergieverbrauch berechneten bauartspezifischen Endenergieverbräuche für das Jahr 1995 für die installierten Öl- und Gasfeuerungen im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern dargestellt. Ölfeuerungen In Tabelle 6.10 sind für die alten und neuen Bundesländer die bauartspezifischen Endenergie- verbräuche der im Jahr 1995 installierten Ölfeuerungen dargestellt. Bei der Erstellung der bauartspezifischen Endenergieverbräuche musste, aufgrund der tiefgreifenden und schnellen Änderungen in der Beheizungsstruktur der neuen Bundesländer, eine gesonderte Energiemen- ge dem Lagerbestand aus der Erstbefüllung der Heizöltanks zugewiesen werden. So wurden im Jahr 1995 ca. 66.000 Ölfeuerungen neu installiert. Bei einer durchschnittlichen Erstbefüllung der Lagertanks mit 3.000 l Heizöl EL ergeben sich die in Tabelle 6.10 aufgeführten 7.186 TJ. Dieser Endenergieverbrauch verbleibt beim emissionsrelevanten Endenergieverbrauch. Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Seite 61 Tabelle 6.10: Bauartspezifischer Endenergieverbrauch der in Haushalten installierten Ölfeuerungen in den alten und neuen Bundesländern im Jahr 1995 Bauartspezifischer Endenergieverbrauch Ölfeuerungen in Haushalten Leistungs- bereich Alte Bundesländer Neue Bundesländer Deutschland 1) kW TJ % TJ % TJ % Heizgeräte mit Ölbrennern ohne Gebläse ≥ 4 41.610 4,7 4.403 7,7 46.013 4,9 Heizkessel mit Ölbrennern mit Gebläse 4 - 25 > 25 - 50 > 50 145.292 469.017 232.103 16,4 52,8 26,1 32.173 16.731 4.035 56,1 29,2 7,0 177.465 485.748 236.138 18,8 51,4 25,0 Energieinhalt der Öltank-Erstbefüllung - - 7.186 - 7.186 - Summe ≥ 4 888.022 100 64.529 100 952.551 100 Differenz zu Tabelle 6.4 -3 0,0 +44 0,1 +41 0,0 1) für Deutschland berechnet als gewichtete Mittelwerte aus alten und neuen Bundesländern Für die neuen Bundesländer wurde für das Jahr 1995 ein Endenergieverbrauch der Ölfeuerun- gen von 64.529 TJ berechnet, wobei 56,1 % in Heizkesseln mit Ölbrenner mit Gebläse im Leistungsbereich 4 - 25 kW eingesetzt wurden. In den alten Bundesländern hatten Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse im Leistungsbereich 25 - 50 kW den größten Anteil (52,8 %) am gesamten Endenergieverbrauch der Ölfeuerungen (888.022 TJ). Der Endenergieverbrauch der Heizgeräte mit Ölbrennern ohne Gebläse ist mit 4,7 % gering. Gasfeuerungen Für die alten und neuen Bundesländer sind in Tabelle 6.11 die bauartspezifischen Endenergie- verbräuche für die im Jahr 1995 installierten Gasfeuerungen dargestellt. Im Jahr 1995 hatten Heizkessel mit Gasbrennern ohne Gebläse in den alten Bundesländern mit 431.855 TJ (ca. 54 %) den größten Anteil am Endenergieverbrauch der Gasfeuerungen in Höhe von 797.801 TJ. Weitere 156.537 TJ oder entsprechend rund 20 % konnten den Kombi- /Umlaufwasserheizern zugeordnet werden. Deutlich geringere Anteile entfielen auf die anderen Gerätebauarten. In den neuen Bundesländern hatten Heizkessel mit Gasbrennern ohne Gebläse mit 67.296 TJ (ca. 47 %) den größten Anteil am Endenergieverbrauch. Der Energie- verbrauch der Brennwertgeräte betrug 5.368 TJ und entsprach somit einem Anteil von knapp 4 % am gesamten emissionsrelevanten Energieeinsatz von 142.481 TJ. Seite 62 Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Tabelle 6.11: Bauartspezifischer Endenergieverbrauch der in Haushalten installierten Gasfeuerungen in den alten und neuen Bundesländern im Jahr 1995 Bauartspezifischer Endenergieverbrauch Gasfeuerungen in Haushalten Leistungs- bereich Alte Bundesländer Neue Bundesländer Deutschland kW TJ % TJ % TJ % Heizkessel mit Gasbrennern mit Gebläse 4 - 25 > 25 - 50 > 50 13.790 32.125 29.455 1,7 4,0 3,7 2.944 2.039 5.897 2,1 1,4 4,1 16.734 34.165 35.351 1,8 3,6 3,8 Heizkessel mit Gasbrennern ohne Gebläse 4 - 25 > 25 - 50 > 50 267.287 135.070 29.497 33,5 16,9 3,7 45.241 17.326 4.729 31,8 12,2 3,3 312.529 152.396 34.226 33,2 16,2 3,6 Brennwertgeräte ≥ 4 32.885 4,1 5.368 3,8 38.253 4,1 Raumheizer 1) ≥ 4 52.721 6,6 20.203 14,2 72.-924 7,8 Kombiwasserheizer ≥ 4 156.537 19,6 24.036 16,9 180.574 19,2 Durchlaufwasserheizer ≥ 4 40.289 5,0 14.603 10,2 54.891 5,8 Vorratswasserheizer ≥ 4 8.144 1,0 95 0,1 8.239 0,9 Summe ≥ 4 797.801 100 142.481 100 940.282 100 Differenz zu Tabelle 6.4 - -279 0,0 -513 0,4 -792 0,0 1) einschließlich Gas-Heizeinsätze und Gas-Kamine In Tabelle E.2 und E.3 im Anhang E sind für die alten und neuen Bundesländer die bauartspe- zifischen Endenergieverbräuche für die im Jahr 1995 im Bereich der Kleinverbraucher installierten Öl- und Gasfeuerungen zusammengestellt. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 63 7 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen In diesem Kapitel wird die entwickelte Methodik zur messtechnischen Erfassung der Emissio- nen an klimarelevanten und flüchtigen organischen Spurengasen im Abgas von Öl- und Gas- feuerungen vorgestellt. Die verwendeten Versuchsaufbauten und Messverfahren werden beschrieben, wobei zwischen der Ermittlung des Emissionsverhaltens im stationären Dauerbe- trieb (Messreihe 1) und im intermittierenden Betrieb mit Start- und Stoppvorgängen (Messreihe 2) unterschieden wird. Eine Beschreibung der Versuchssystematik mit den wichtigsten techni- schen Angaben der ausgewählten Heizgeräte, der eingesetzten Messtechnik und der Ver- suchsdurchführung schließt sich an. In einem eigenen Abschnitt wird die verwendete Methodik zur Auswertung der Messdaten eingehender beschrieben. Insbesondere die Ermittlung der E- missionen während der instationären Betriebsphasen Start und Stopp stellt hohe Anforderun- gen an die Aufarbeitung und Auswertung der erhaltenen Messsignale. Abschließend werden die Ergebnisse der Messreihen für den stationären und intermittierenden Betrieb vorgestellt. 7.1 Versuchsaufbau 7.1.1 Messungen im stationären Dauerbetrieb (Messreihe 1) Die Messungen im stationären Dauerbetrieb (Messreihe 1) wurden auf dem institutseigenen Versuchsstand für Öl- und Gasfeuerungen durchgeführt. In Bild 7.1 ist der Versuchsaufbau schematisch dargestellt. Die Probenahmestrecke mit den notwendigen Stutzen für die Entnahme des Probengases und für die Temperatur- und Zugmessung wurde in möglichst kurzem Abstand zum Abgasstutzen der untersuchten Heizgeräte angebracht. Die repräsentative Entnahme des Probengases aus dem Abgasstrom erfolgte mittels gelochter Sonden über den gesamten Querschnitt des Abgas- rohrs. Das Abgas wurde bei Heizkesseln mit Gebläsebrenner und bei Ölverdampfungsbrennern über ein Saugzuggebläse in den Kamin abgeführt. Bei Gasgeräten mit atmosphärischem Bren- ner wurde zur Vermeidung einer Verdünnung des Abgases mit Umgebungsluft die geräteeigene Strömungssicherung abgedeckt und durch eine weiter oben im Abgasweg eingebaute Haube ersetzt. Ein Einfluss auf die Verbrennungsqualität wurde nicht festgestellt. Mit Hilfe eines Zug- reglers wurde entsprechend den Herstellerangaben ein konstanter Unterdruck im Abgasrohr eingestellt. Das dem Abgasstrom entnommene Probengas wurde über einen Messgaskühler zur Abschei- dung des im Abgas enthaltenen Wasserdampfs den Messgeräten zugeführt. Die Abgaskonzent- rationen wurden somit im trockenen Abgas gemessen. Eine Überprüfung des Probengasweges mit Prüfgasen ergab, dass im Messgaskühler kein Gas gelöst oder adsorbiert wurde. Kontinuierlich gemessen wurden die Konzentrationen an Kohlenmonoxid (CO), Kohlendioxid (CO2), Gesamtkohlenwasserstoffen (TOC), Methan (CH4) und Distickstoffmonoxid (N2O) sowie die Abgastemperatur. Zusätzlich handschriftlich festgehalten wurden Brennstoffverbrauch, Un- terdruck im Abgasweg, Kesselwassertemperatur und die Vor- bzw. Rücklauftemperatur. Seite 64 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Die Ausgangssignale der Messgeräte wurden mit einem einfachen Messwerterfassungssystem auf PC-Basis im Millisekundenbereich abgefragt, daraus 20 sec-Mittelwerte berechnet und auf Festplatte abgespeichert. Die weitere Aufarbeitung erfolgte mit einem Tabellenkalkulationspro- gramm am PC. T P Saugzug zum Kamin Kessel Zugregler beheizte Pumpe zum / vom Heizkreis Meßgas- kühler Mischer CO2 CO CH4/TOC TT T T PC Schreiber 1 2 3 Erdgas H eizöl EL aus Faß Filter Zähler 1 2 3 Zähler T P Regel- strecke Filter CO2-Auswaschung/Trocknung N2O/CO2 Bild 7.1: Schematische Darstellung des Versuchsaufbaus zur Bestimmung der Emissio- nen von Öl- und Gasfeuerungen im stationären Dauerbetrieb (Messreihe 1) In Tabelle 7.1 sind die verwendeten Messgeräte und die Messprinzipien zusammengestellt. Die eingestellten Messbereiche können Tabelle F.1 im Anhang F entnommen werden. 7.1.2 Messungen im intermittierenden Betrieb (Messreihe 2) In Bild 7.2 ist der verwendete Versuchsaufbau zur Erfassung der Emissionen im intermittieren- den Betrieb (Messreihe 2) schematisch dargestellt. Er entspricht in den wesentlichen Grundzü- gen demjenigen in Messreihe 1. In einigen Punkten wurde der Versuchsaufbau entsprechend der gestellten Messaufgabe modifiziert. Alle abgasführenden Leitungen wurden so kurz wie möglich gehalten. Das Probengas zur Messung der CO- und CO2-Konzentration im Abgas wur- de im Gegensatz zu Messreihe 1 mit einem hohen Überschuss dem Abgasrohr entnommen und über einen Messgaskühler einem Gasverteiler zugeführt, aus dem die Gasanalysatoren mit Hil- fe der geräteeigenen Messgaspumpen den notwendigen Probengasvolumenstrom entnahmen. Überschüssig gefördertes Probengas wurde über einen Bypass abgeblasen. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 65 Filter T P Saugzug zum Kamin Kessel Zugregler beheizte Leitung Zähler Heizöl EL Signal "Luftmenge"T zum / vom Heizkreis Meßgas- kühler Mischer Verteiler Bypass Signal "Brennstofffreigabe" CO CH4/TOC TT T T Messung des Verbrennungsluft volumenstroms 1 2 3 CO2beheizte Pumpe Messwert- erfassung Bild 7.2: Schematische Darstellung des Versuchsaufbaus zur Bestimmung der Emissio- nen von Öl- und Gasfeuerungen im intermittierenden Betrieb (Messreihe 2) Das Probengas für die Messung der CH4- und TOC-Konzentration wurde gegenüber Messrei- he 1 ein Gasanalysator eingesetzt, der direkt die Konzentrationen im feuchten Abgas bestimmt. Um eine Kondensation des im Abgas enthaltenen Wasserdampfs auszuschließen, wurde der gesamte Probengasweg einschließlich Messgerät beheizt. Über die gesamte Versuchsdauer wurden kontinuierlich die Konzentrationen an CO und CO2, im trockenen Probengas, TOC und CH4 im feuchten Probengas sowie die Abgas- und Verbren- nungslufttemperatur und der Verbrennungsluftvolumenstrom gemessen. Alle kontinuierlichen Messgrößen wurden von einer zentralen, modular aufgebauten Messwert- erfassung (Messsystem MEDANA, Fa. Delphin-Instruments) mit A/D-Wandler registriert. Die Auflösung des A/D-Wandlers betrug 12 bit (4.096 Inkremente). Bei bipolarer Einstellung des Messkanals von bspw. ± 10 V und einem dazugehörigen Messbereich von 0 - 1000 ppm v/v des Gasanalysators ergab sich somit eine kleinstmögliche Auflösung von 0,49 ppm v/v. Aus den im Millisekundenbereich abgefragten Messsignalen wurden 0,7 s Mittelwerte berechnet und auf Festplatte abgespeichert. In Vorversuchen wurde der Zeitraum für die Mittelwertbildung variiert. Hierbei konnte auch für Mittelungszeiträume < 0,7 s keine bessere Wiedergabe der Konzentra- tionsverläufe erreicht werden. Messgrößen, die nicht elektronisch aufgezeichnet werden konnten, wie z.B. Brennstoff- verbrauch, Temperatur des Brennstoffs, Vor- und Rücklauftemperatur, Kesselwassertempera- tur, wurden mehrmals während des Versuchszeitraums abgelesen und die Messwerte Seite 66 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen handschriftlich protokolliert. Die in Messreihe 2 verwendeten Messgeräte und Messprinzipien sind in Tabelle 7.1 zusammengestellt. Eine detaillierte Tabelle mit Angabe der Messbereiche und Prüfgaskonzentrationen befindet sich in Anhang F (Tabelle F.2). Tabelle 7.1: Messgrößen, Messgeräte und Messprinzipien in den Messreihen 1 und 2 Messgröße Messgerät Messprinzip Messreihe 1 (stationärer Dauerbetrieb) CO/CO2 BINOS, Fa. Fisher-Rosemount nicht dispersive Infrarotabsorption O2 OXYNOS, Fa. Fisher-Rosemount Paramagnetismus des Sauerstoffs CH4/TOC 1) APHA 300 E, Fa. Horiba Flammenionisation N2O/CO2 BINOS 1004, Fa. Fisher-Rosemount nicht dispersive Infrarotabsorption Messreihe 2 (intermittierender Betrieb) CO UNOR 6N, Fa. Maihak nicht dispersive Infrarotabsorption CO2 BINOS, Fa. Fischer-Rosemount nicht dispersive Infrarotabsorption CH4/TOC 2) Model 109A, Fa. JUM Engeineering Flammenionisation Verbrennungsluft - Venturirohr allgemeine Messgrößen Abgastemperatur Ni-CrNi-Thermoelement Thermoelektrizität Unterdruck (Zug) Schrägrohrmanometer - Brennstoffverbrauch Ölzähler/Gasuhr/Waage Durchfluss/Masse Luftdruck Fa. RB Messtechnik Druckdose Luftfeuchtigkeit Fa. RB Messtechnik Kapazitiv Umgebungstemperatur Fa. RB Messtechink Thermowiderstand 1) gemessen wurde CH4 und die Summe der organischen Kohlenwasserstoffe im trockenen Abgas 2) gemessen wurde CH4 und die Summe der organischen Kohlenwasserstoffe im feuchten Abgas 7.1.3 Kalibrierung und Messunsicherheit Für die überwiegende Mehrzahl der heute eingesetzten Messgeräte zur Bestimmung von luft- verunreinigenden Komponenten im Abgas besteht ein linearer Zusammenhang zwischen dem Messsignal und der zu bestimmenden Messgröße (hier die Konzentration). Im Fall einer linea- ren Kalibrierfunktion kann für Routinemessung das vereinfachte Verfahren zur Überprüfung der Messwertanzeige eingesetzt werden, die sogenannte Zwei-Punkte-Messung (Zweipunktkalibrie- rung). Der lineare Zusammenhang zwischen dem Messsignal und der Konzentration unterliegt allerdings kurzzeitigen oder auch langfristigen Änderungen, der sogenannten Drift. Bei allen Messgeräten muss auf Grund von beispielsweise nicht genügend kontrollierten Messbedingun- gen, Verschmutzung der Messgeräte und Probenahmeeinrichtung (z.B. Probenahmesonde, Schläuche etc.) und Umgebungseinflüssen (z.B. Temperatur der Messküvetten und der Elekt- ronik) daher mit einer Drift gerechnet werden. Es ist daher erforderlich, diesen Umständen Rechnung zu tragen und die auftretende Drift von Nullpunkt und Kalibrierpunkt in den Messsig- nalen zu berücksichtigen. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 67 Vor den eigentlichen Messungen wurden im Labor für die eingesetzten Gasanalysatoren die Kalibrierfunktion und die Verfahrenskenngrößen nach VDI 2449 Blatt 1 (1995) in einem Kalib- rierexperiment ermittelt. Dabei wurde für alle Messgeräte eine lineare Kalibrierfunktion ermittelt, so dass für die routinemässige Kalibrierung während der Versuche eine Zwei-Punkt- Kalibrierung durchgeführt werden konnte. Die Messgeräte wurden vor und nach dem Versuch einer Kalibrierung unterzogen. Zur Überprü- fung bzw. Justierung des Nullpunktes wurde Stickstoff 5.0, am Kalibrierpunkt Prüfgas mit einer bekannten Konzentration des zu analysierenden Gases verwendet. Bei längeren Versuchszei- ten wurde zusätzlich in regelmäßigen Abständen (ca. 4 Std) eine Überprüfung (ohne Justie- rung) von Nullpunkt und Kalibrierpunkt vorgenommen. Im Rahmen der Auswertung wurde die ermittelten Kalibrierdaten in die Messergebnisse eingearbeitet. Die Berechnung der Messer- gebnisse erfolgte durch Umrechnung des Messsignals basierend auf einer für den Zeitraum festgelegten gültigen Analysenfunktion. Die Analysenfunktion wurde aus den oben beschriebe- nen Zwei-Punkt-Kalibrierungen am Anfang und nach einem festgelegten Zeitpunkt, der idealer- weise dem Ende des Versuchs entspricht, berechnet. Innerhalb dieses Zeitraums wurde jedes Messsignal mit der berechneten Analysenfunktion korrigiert. Die Ermittlung der Messunsicherheiten der eingesetzten Gasanalysatoren erfolgte nach einem Verfahren, dass ausführlich in Glaser (2001) beschrieben wird. Grundlage dieses Verfahrens bildet die Berechnung einer mittleren Analysenfunktion aus mehreren Analysenfunktionen in- nerhalb eines festgelegten Zeitraumes, die auf den in diesem Zeitraum durchgeführten Zwei- Punkt-Kalibrierungen basieren. Aus den festgehaltenen Daten der Zwei-Punkt-Kalibrierungen werden die Standardabweichungen des Nullpunktes und der Empfindlichkeit berechnet und unter Anwendung des Unsicherheitsfortpflanzungsgesetzes die Standardunsicherheit dersel- ben. Durch einsetzten in die Analysenfunktion ergibt sich dann die kombinierte Standardunsicherheit des Messergebnisses. Auf diese Weise wurden für die eingesetzten Gasanalysatoren die kombinierten Standardunsi- cherheiten ermittelt. Sie betrugen am Nullpunkt für CO 1,13 mg/m3, für TOC 1,74 mgC/m3, für CH4 1,24 mg/m3 und für N2O 0,6 mg/m3. Die meisten Größen bewegten sich während der Ver- suche am Nullpunkt. 7.1.4 Besondere Messtechnik In den folgenden Abschnitten werden besondere Messtechniken zur Erfüllung der gestellten Messaufgabe näher vorgestellt. Hierzu gehören die Bestimmung der N2O-Konzentration im Ab- gas, die Ermittlung der Emission an CH4, TOC, Nicht-Methankohlenwasserstoffen (NMTOC) und die Messung des Verbrennungsluftvolumenstroms. Die beiden anderen eingesetzten Messverfahren zur Bestimmung der Konzentrationen an CO, CO2 sind in Baumbach (1993) beschrieben. Seite 68 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen 7.1.4.1 Messverfahren zur N2O-Bestimmung in Abgasen Die Bestimmung der N2O-Konzentration in Feuerungsabgasen kann mit unterschiedlichen Messverfahren durchgeführt werden, wobei diese sich im Hinblick auf den apparativen Auf- wand, die Handhabbarkeit und die erzielten Messergebnisse unterscheiden. Das handanalyti- sche Messverfahren verwendet Gassammelbeutel, mit deren Hilfe das Abgas über einen längeren Zeitraum beprobt wird. Die Analyse erfolgt später im Labor mit Gaschromatographie (GC) in Verbindung mit einem geeigneten Detektor (z.B. ECD = Electron Capture Detector). Als Messergebnis liegt ein Konzentrationsmittelwert für den Beprobungszeitraum vor. Das Messver- fahren ist in der Literatur beschrieben (Ford, 1990; ASTM E 697, 1997). Dieses Messverfahren wurde hier nicht angewendet. Für Emissionsmessungen, die mit einer hohen zeitlichen Auflösung durchgeführt werden sollen, hat sich in weiten Bereichen als kontinuierliches Messverfahren die nicht dispersive Infrarot- spektroskopie (NDIR) durchgesetzt. Als IR-aktives Gas besitzt das N2O Absorptionsbanden, die für eine Bestimmung der N2O-Konzentration in Frage kommen. Die Intensität der Absorption ist besonders ausgeprägt im mittleren infraroten Strahlungsbereich von ca. 1.285 cm-1 und 2.223 cm-1 (Eisenberger et al., 1998). Einschränkungen bei der Auswahl der Absorptionsbande für die Messung gibt es durch Überlappungen mit Absorptionsbanden anderer im gleichen Wel- lenlängenbereich infrarotabsorbierender Komponenten im Abgas, wie z.B. H2O, CO2, CO und SO2. Dies führt im allgemeinen zu einer teilweisen deutlichen Signalbeeinflussung mit dem Er- gebnis von Mehr- oder Minderbefunden an N2O (Köser und Greulich, 1989). Als Maßnahmen zur Korrektur oder Beseitigung der Signalbeeinflussung gibt es verschiedene Möglichkeiten, wie z.B. Querverrechnung mit der Störkomponente oder Filterung derselben. Im Rahmen dieser Arbeit stand für die Untersuchungen ein IR-Gasanalysator vom Typ BINOS 1004 der Fa. Fisher-Rosemount zur Verfügung. Der Aufbau des Gasanalysators, mit den we- sentlichen Bauteilen Strahlungsquelle, Mess-, Filter- und Vergleichsküvette sowie Strahlungs- empfänger, entspricht bis auf herstellerinterne Details der heute üblichen Technik bei IR- Gasanalysatoren (Baumbach, 1993). Der kleinste mögliche Messbereich ist 0 - 50 ppm v/v N2O. Zur Unterdrückung der Signalbeeinflussung durch CO2 wird in diesem Gasanalysator eine Kombination aus Querverrechnung und Filterung verwendet. Ausgerüstet ist der Gasanalysator hierzu mit zwei Messkanälen zur Messung der Konzentration an CO2 und N2O. Im Messkanal 1 wird die Konzentration an CO2 gemessen. Im Kanal 2 wird die N2O-Konzentration einschließlich dem durch die Signalbeeinflussung gegenüber CO2 verursachten Mehrbefund an N2O in der Summe gemessen. Mit eingeschalteter geräteinterner Verrechnung wird der Einfluss der CO2- Konzentration auf den N2O Messwert elektronisch kompensiert. In zahlreichen Kalibrierexperimenten wurde vor Beginn der Messungen die durch CO2 und an- dere Störkomponenten, wie z.B. CO, hervorgerufene Signalbeeinflussung in unterschiedlichen Konzentrationsbereichen untersucht. Als Beispiel hierfür ist die Signalbeeinflussung durch CO2 in der N2O-Anzeige bei ausgeschalteter Querverrechnung für den in Feuerungsabgasen übli- cherweise auftretenden Konzentrationsbereich von 0 - 11 Vol% CO2 in Bild 7.3 dargestellt. Die Herstellung der CO2-Konzentration erfolgte durch Verdünnung mit N2 aus reinem CO2 mit einer Gasmischpumpe nach VDI 3490 Blatt 6 (1988). Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 69 0 100 200 300 400 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 CO2 in Vol % N 2O -A nz ei ge in p pm v /v Bild 7.3: Einfluss der CO2-Konzentration auf die N2O-Anzeige des Gasanalysators im Be- reich von 0 - 11 Vol% (bei ausgeschalteter Querverrechnung) Die ermittelte Signalbeeinflussung durch CO2 im N2O-Kanal (bei ausgeschalteter Querverrech- nung) verläuft ab einer CO2-Konzentration von ca. 4 Vol% weitgehend linear. Allerdings ist die Signalbeeinflussung mit einem Wert von ca. 300 ppm v/v N2O bei einer Prüfgaskonzentration von 10 Vol% CO2 sehr hoch. Auch die Signalbeeinflussung durch CO auf den N2O-Messwert ist nicht zu vernachlässigen. Sie ist über einen weiten Konzentrationsbereich linear und führt bei 1.000 ppm v/v CO zu einer N2O-Anzeige im Bereich von 1 ppm v/v N2O und bei 100 ppm v/v CO zu einer N2O-Anzeige im Bereich von 0,4 ppm v/v N2O. Bei ersten orientierenden Messungen im Abgas eines Ölverdampfungsbrenners stellte sich heraus, dass bei den zu erwartenden niedrigen Konzentrationen an N2O im Abgas von weniger als 3 ppm v/v die geräteinterne Querverrechnung nicht zu befriedigenden Messergebnissen mit teilweise negativen N2O-Konzentrationen führte. Ein Grund hierfür ist, dass das Messergebnis bei eingeschalteter Querverrechnung unmittelbar von der Qualität der CO2-Messung abhängig ist. Bei einem CO2-Gehalt von 10 Vol% CO2 im Abgas und einer angenommen Schwankung des Messwertes von ± 1 % (= 0,1 Vol%) führt dies bereits zu einer Änderung der N2O-Anzeige von rund ± 2,5 ppm v/v. Nicht berücksichtigt sind hierin Einflüsse wie Abweichung des CO2- Messwertes vom Null- und Kalibrierpunkt sowie die Drift. Ein weiterer Nachteil ist in der Anord- nung und der unterschiedlichen Baugröße der Messküvetten zu sehen. Das Messgas durch- strömt zuerst die CO2-Küvette (Länge 10 mm) und anschließend die in Reihe geschaltete N2O- Küvette (Länge 150 mm). Unter der Vorraussetzung eines identischen Durchmessers der bei- den Messküvetten wird zur vollständigen Spülung der N2O-Messküvette ein wesentlich längerer Zeitraum benötigt als für die CO2-Küvette. Durch das größere Küvettenvolumen der N2O- Messküvette wird das N2O-Messsignal im Vergleich zum CO2 gedämpft und geglättet. Für stark schwankende CO2-Konzentration im Abgas führt dies zu instabilen N2O-Messwerten. Aus die- sen Gründen wurde zur Verbesserung der Messgenauigkeit auf die geräteinterne Querverrech- nung verzichtet. Stattdessen wurde eine Probengasaufbereitung gewählt, bei der das im Abgas Seite 70 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen enthaltene CO2 in zwei Waschflaschen quantitativ entfernt wurde. In Bild 7.4 ist der ausgeführte Versuchsaufbau zur kontinuierlichen Bestimmung der N2O-Konzentration im Abgas dargestellt. NaOH NaOH CaCl2 Bypass Analysator N2O/CO2 beheizte Pumpe CO2-Auswaschung Gastrocknung Bild 7.4: Schema der verwendeten N2O-Probenahme In Vorversuchen wurde der Abgasweg hinsichtlich der einzusetzenden Waschlösung und der Menge der in den Waschflaschen befindlichen Lösung optimiert. Als geeignet hat sich eine 10%ige Natronlauge in 250 ml Waschflaschen herausgestellt. Um einen innigen Kontakt zwi- schen Probengas und Waschlösung zu erreichen, wurde das Probengas über Fritten geleitet. Die Wirksamkeit bzw. die Sättigung der Waschlösung konnte direkt mit Hilfe des CO2- Messkanals im Gasanalysator überprüft werden. Die NaOH-Lösung wurde vor jeder einzelnen Bestimmung frisch angesetzt. Eine Überprüfung der Probenahmeeinrichtung mit N2O- und CO- Prüfgasen ergab, dass in der NaOH-Lösung oder am Trockenmittel (CaCl2) weder N2O noch CO gelöst oder adsorbiert wurde. Nach Abschluss der Messungen wurde im Rahmen der Ver- suchsauswertung die N2O-Konzentration mit Hilfe des parallel betriebenen zweiten CO2- Gasanalysators wieder auf CO2-haltiges Abgas zurückgerechnet. Mit der eingesetzten Probenahmetechnik musste durch den deutlich verlängerten Probengas- weg ein verzögertes Ansprechverhalten in kauf genommen werden. Um diesem entgegenzu- wirken, wurde das Probengas mit großem Überschuss aus dem Abgaskanal abgesaugt und zwar so, dass in den Waschflaschen das CO2 gerade noch vollständig entfernt wurde (Anzeige im CO2-Kanal: 0,00 Vol% CO2). Vor dem N2O-Analysator wurde das überschüssige Probengas über einen Bypass abgeblasen. 7.1.4.2 Bestimmung der Konzentrationen von TOC, CH4 und NMTOC Als Produkte der unvollständigen Verbrennung werden aus Feuerungsanlagen eine Vielzahl von organischen Kohlenwasserstoffverbindungen emittiert. Gemessen wird in der Regel die Summe der kohlenstoffhaltigen organischen Verbindungen (engl.: TOC = total organic com- pounds, dt: Summe der organischen Kohlenwasserstoffe oder "Gesamtkohlenwasserstoffe), wie z.B. Methan, Ethan, Fluorchlorkohlenwasserstoffe, Aldehyde und leicht bis mittelflüchtige Ver- bindungen. Dazu gehören nicht CO, CO2, Carbonsäuren, Metallcarbide oder Metallcarbonate (AP-42,1998). In vielen Fällen wird die Angabe der Kohlenwasserstoffemission ohne Methan gefordert, wobei dann die engl. Bezeichnung "non methane total organic compounds" (NMTOC) verwendet wird. Die deutsche Entsprechung ist sinngemäß "Summe der Nicht- Methankohlenwasserstoffe" oder "Nicht-Methankohlenwasserstoffe". Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 71 Besonders geeignet zur kontinuierlichen Bestimmung der TOC- und CH4-Konzentration im Ab- gas ist der Flammenionisationsdetektor (FID). Das Messprinzip des Flammenionisationsdetek- tors beruht auf der Ionisation von organisch gebundenen Kohlenstoffatomen in einer Wasserstoffflamme (Baumbach, 1993; Gans und Baumbach, 1995; Mai et al., 1990; DIN EN 12619, 1996; VDI 3481 Blatt 3, 1995). Das Messsignal hängt von der Anzahl der Kohlenstoff- atome, der Art der Bindung (gerade oder verzweigte Ketten) und vom Bindungspartner (z.B. Sauerstoff- oder Halogenatome) der Kohlenstoffatome ab. Diese Abhängigkeit wird im stoffspe- zifischen Responsefaktor des FIDs ausgedrückt (Gans und Baumbach, 1985). Der stoffspezifi- sche Responsefaktor einer Verbindung wird relativ zu einer Referenzsubstanz, in der Regel Propan (C3H8), dessen Responsefaktor gleich 1 gesetzt wird, ermittelt. Je nach Anwendungsfall muss zwischen einem Responsefaktor, der sich auf die Masse des Kohlenstoffanteils der ge- messenen Substanz bezieht, und einem Responsefaktor, der sich auf die gesamte Masse der gemessenen Substanz bezieht, unterschieden werden. Aus Ringversuchen zur Bestimmung von Responsefaktoren (CEN,1994) ist bekannt, dass bei Aufgabe von Methan auf einen mit Propan kalibrierten FID der ermittelte Messwert für Methan in der Regel höher ist, als dies auf grund des einen C-Atoms im Methanprüfgas zu erwarten wäre. Diese stoffspezifische Empfindlichkeit ist gerätespezifisch und muss für jeden FID be- stimmt werden (DIN EN 12619, 1997; VDI 3481 Blatt 3, 1995). Für die kontinuierlichen Stoffströme an Propan und CH4, deren Gehalt in der Messsubstanz bekannt ist, gilt für den kohlenstoffbezogenen Responsefaktor für Methan: opanPr,c opanPr CH,c 4CH 4CH,c c S c S f 4= (7.1) mit: fc,CH4 kohlenstoffbezogener Responsefaktor für Methan SCH4 Anzeige des FID (Messsignal) für Methan SPropan Anzeige des FID (Messsignal) für die Referenzsubstanz Propan cc,CH4; cc,Propan Kohlenstoffkonzentration für Methan oder Propan in mg/m3 wobei: mn c opanPr,vopanPr,c mn c CH,vCH,c V M*3 *cc.bzw V M*1 *cc 44 == (7.2) mit: cc,CH4, cc,Propan Kohlenstoffkonzentration von Methan bzw. Propan in mg/m3 cv,CH4, cv,Propan Volumenkonzentration von Methan bzw. Propan in ppm v/v MC molare Masse von Kohlenstoff (MC = 12,01 g/mol) Vmn molare Volumen (Vmn = 22,4 l/mol bei T = 273 K und p = 1.013 hPa) Im Rahmen dieser Arbeit wurden zwei FIDs, bei denen unabhängig voneinander die Konzentra- tionen an TOC und CH4 gemessen wird, eingesetzt. Die selektive Messung von CH4 wird da- durch erreicht, dass in einem mit Katalysatormaterial gefüllten Konverter alle im Probengas enthaltenen Kohlenwasserstoffe bis auf Methan zu CO2 verbrannt werden. Die gerätespezifi- Seite 72 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen schen Responsefaktoren für Methan der verwendeten FID's wurden sowohl aus Kalibrierexpe- rimenten als auch auf der Basis von Kalibrierdaten der routinemässig durchgeführten Kalibrie- rungen während der Messreihen berechnet. Dazu wurde der TOC-Kanal des FID's mit Propan bekannter Konzentration kalibriert und der Messwert notiert. Unmittelbar darauf wurde CH4- Prüfgas aufgegeben und der Messwert festgehalten. Obige Gleichungen wurden auf jeden so erhaltenen Datensatz angewendet. Aus allen zur Verfügung stehenden Datensätzen wurde an- schließend ein Mittelwert für den Responsefaktor gebildet. Für den eingesetzten FID der Fa. J.U.M Engineering (Model 104 A) in Messreihe 2 ergab sich ein kohlenstoffbezogener Responsefaktor fc.CH4 von 1,03 für CH4. Der FID APHA 300 E der Fa. Horiba in Messreihe 1 wies dagegen einen deutlich höheren kohlenstoffbezogenen Responsefaktor fc,CH4 = 1,25 für CH4 auf. Die Konzentration an Nicht-Methankohlenwasserstoffen cNMTOC im Abgas berechnet sich aus der Differenz der gemessenen Konzentration an Gesamtkohlenwasserstoffen cTOC und der ge- messenen Methankonzentration cCH4 unter Berücksichtigung des gerätespezifischen Response- faktors (7.1): 4 4 4 CH,c CH CH C TOCNMTOC f c * M M cc −= (7.3) mit: cNMTOC Kohlenstoffkonzentration für Nichtmethan-Kohlenwasserstoffe in mgC/m3 cTOC Kohlenstoffkonzentration für Gesamtkohlenwasserstoffe in mgC/m3 MC molare Masse von Kohlenstoff (MC = 12,01 g/mol) MCH4 molare Masse von Methan (MCH4 = 16,01 g/mol) cCH4 Konzentration von Methan in mg/m3 fc,CH4 kohlenstoffbezogener Responsefaktor für Methan aus (7.1) 7.1.4.3 Messung des Verbrennungsluftvolumenstroms Von zentraler Bedeutung für die quantitative Ermittlung der Start-Stopp-Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen ist die Bestimmung des Abgasvolumenstroms. Beim Brennerstart steigen nach der Brennstofffreigabe und dem Zünden der Flamme die Konzentrationen der im Abgas enthal- tenen Komponenten stark an. Während des gesamten Startvorganges ist die Zusammenset- zung des Abgases somit einer zeitlichen Änderung unterworfen, so dass man diesen Zustand auch als instationär bezeichnet. Erst nach vollständiger Ausbildung der Flamme sind die noch verbleibenden Änderungen in der Abgaszusammensetzung um einen Mittelwert als gering an- zusehen. Die in Frage kommenden Verfahren zur Messung des Abgasvolumenstroms, wie z.B. Blenden oder Düsen, haben alle den gemeinsamen Nachteil, dass sie von der Dichte und Tem- peratur des zu messenden Gases abhängig sind (Dubbel,1981). Damit die Abgasdichte wäh- rend des Startvorganges mit einer ausreichenden Genauigkeit berechnet werden kann, müssen die Konzentrationen und die Temperatur im Abgas in hoher zeitlicher Auflösung bekannt sein. Dies würde sehr hohe Anforderungen an die Messung stellen, und wäre in der Praxis nur mit einem erheblichen Aufwand realisierbar. Im Rahmen der durchgeführten Untersuchungen wurde deshalb ein anderer Ansatz zur Ermitt- lung des Abgasvolumenstromes gewählt. Wie später noch gezeigt wird, kann aus dem gemes- Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 73 senen Verbrennungsluftvolumenstrom während des Brennerstarts zu jedem Zeitpunkt der Ab- gasvolumenstrom berechnet werden. Der Vorteil dieser Methode liegt darin, dass die zu erfas- senden Größen Verbrennungsluftvolumenstrom, Umgebungsdruck und Umgebungstemperatur exakt bestimmt werden können. Die Ermittlung des Verbrennungsluftvolumenstroms erfolgte mittels Messung der Druckdifferenzen an einem zuvor kalibrierten Venturirohr (Bild 7.5). V L1 A1 A2 Bild 7.5: Schnittbild der eingesetzten Messdüsen zur Verbrennungsluftmessung In Folge der Strömungsgeschwindigkeit des Luftvolumenstroms . L stellt sich zwischen den Querschnitten A1 und A2 in der Messdüse eine Druckdifferenz ein. Diese Druckdifferenz wird indirekt über die Messung eines Teilluftstroms 1L in einem Bypasskanal mittels eines Hitzdrah- tes als Spannungssignal gemessen. Mit Hilfe einer Kalibrierkurve kann dieses Spannungssignal dem eigentlich zu messenden Verbrennungsluftvolumenstrom zugeordnet werden (Bild 7.6). Eingesetzt wurden zwei baugleiche Messdüsen. Als Spannungssignal liefern beide Messdüsen eine Gleichspannung. Der Zusammenhang zwischen gemessenem Spannungssignal und Normvolumenstrom ist nicht linear (s. Bild 7.6). Die Abhängigkeit des Normvolumenstroms vom Spannungssignal wurde deshalb mit einem Polynom 6. Ordnung angenähert. Für beide Mess- düsen errechnete sich damit ein Bestimmtheitsmaß von R2 = 0,9996. Messdüse 1: y = -0,068x6 + 1,5754x5 - 14,544x4 + 68,435x3 - 172,13x2 + 226,81x - 112,09 R2 = 0,9996 Messdüse 2: y = -0,0375x6 + 0,8874x5 - 8,4577x4 + 41,4x3 - 108,65x2 + 151,9x - 77,255 R2 = 0,9996 0 10 20 30 40 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Spannungssignal in V N or m vo lu m en st ro m in m ³/h Bild 7.6: Kalibrierkurven der beiden eingesetzten Messdüsen zur Messung des Verbren- nungsluftvolumenstromes Seite 74 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen 7.2 Versuchssystematik und Versuchsdurchführung 7.2.1 Versuchssystematik 7.2.1.1 Auswahl der Heizgeräte - Messreihe 1 Um den Umfang der Untersuchungen in Messreihe 1 (stationärer Dauerbetrieb) in einem zeit- lich vertretbaren Rahmen zu halten, mussten sich die zu untersuchenden Heizgeräte auf eine repräsentative Auswahl von Öl- und Gasfeuerungen mit einer Feuerungswärmeleistung < 50 kW beschränken. Die zu untersuchenden Heizgeräte sollten dabei das breite Spektrum der installierten Feuerungsanlagen zur Raumwärme- und Warmwassererzeugung der letzten 30 Jahre abdecken. Im Rahmen der Auswahl der zu untersuchenden Heizgeräte wurde vor Beginn der Messreihe 1 eine umfangreiche Analyse der Bestandsstruktur von Öl- und Gasfeuerungen für das Jahr 1991 unternommen. Herangezogen wurden hierzu Daten zu installierten Öl- und Gasfeuerungen aus den jährlich wiederkehrenden Abgasverlustmessungen nach 1. BImSchV in einem Kehrbezirk in Baden-Württemberg, die freundlicherweise vom Landesinnungsverband des Schornsteinfeger- handwerks (LIV) zur Verfügung gestellt wurden. Der Kehrbezirk wurde vom Landesinnungsver- band so ausgewählt, dass er im Hinblick auf die Zusammensetzung des Bestandes an Öl- und Gasfeuerungen als vergleichbar mit der Struktur in den alten Bundesländern gelten konnte. Alle installierten Feuerungsanlagen wurden in einem ersten Schritt anhand von Stichworten wie z.B. Hersteller, Typ, Baujahr, Nennwärmeleistung oder Art des verwendeten Brennstoffes klas- sifiziert und fehlende Angaben ergänzt. Identische Geräte wurden in Baureihen, Leistungsbe- reiche oder Herstellungszeiträume zusammengefasst. Anschließend wurden die vollständigen Kessel- und Brennerdaten einer weiteren Auswertung unterzogen. Dabei wurde eine Aufteilung nach charakteristischen Merkmalen (z.B. Kesselmaterial, Zündung, Ölvorwärmung), die einen wesentlichen Einfluss auf das Betriebs- und Emissionsverhalten haben könnten, vorgenommen (Tabelle F.3 in Anhang F). Die Häufigkeit eines charakteristischen Merkmals war unter ande- rem ein Kriterium für die Aufnahme eines Heizgeräts in das Untersuchungsprogramm. In Tabelle 7.2 sind die für die Untersuchungen ausgewählten Ölfeuerungen mit der Angabe des Baujahres von Brenner bzw. Heizkessel sowie der eingestellten Feuerungswärmeleistung zu- sammengestellt. In das Untersuchungsprogramm wurden neben Heizgeräten, die den Stand der Technik Mitte der 90er Jahre repräsentierten - im weiteren als "Neugeräte" bezeichnet - auch Heizgeräte aufgenommen, die nicht mehr am Markt erhältlich waren und bei denen auf- grund ihres Baujahres für wesentliche Komponenten der Heizgeräte die zu erwartende Nut- zungsdauer schon weitgehend erschöpft war. Diese sog. "Altgeräte" waren Heizgeräte mit Baujahren vor 1988. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 75 Tabelle 7.2: In Messreihe untersuchte Ölfeuerungen mit dem Baujahr von Kessel/Brenner, der eingestellten Feuerungswärmeleistung und Bezeichnung Ölfeuerungen Bezeichnung in der Arbeit Baujahr (Kessel/Brenner) FWL Bez. Altgeräte - - kW - Ölverdampfer (als Kachelofen- Heizeinsatz) Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse 1970 8,3 ÖA1 Ölspezialkessel mit Ölzerstäubungsbren- ner ("Gelbbrenner") 1970/1981 25,6 ÖA2 Wechselbrandkessel mit Ölzerstäubungs- brenner ("Gelbbrenner") 1968/1983 19,4 ÖA3 Umstellbrandkessel mit Ölzerstäubungs- brenner ("Gelbbrenner") Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse 1971/1983 20,8 ÖA4 Neugeräte Ölverdampfer mit Luftventilator (als Ka- chelofen-Heizeinsatz) Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse 1993 9,0 ÖN1 Gusskessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Gelbbrenner") 1994/1994 20,2 ÖN2 Stahlkessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Blaubrenner") als Unit Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse 1994 20,1 ÖN3 FWL Feuerungswärmeleistung Bez. Bezeichnung Dem hohen Bestand an Altgeräten im Bereich der Heizkessel (mehr als 45 - 50 % der installier- ten Heizkessel im untersuchten Kehrbezirk mit einer Nennwärmeleistung < 25 kW waren zum Zeitpunkt der Auswahl der Geräte älter als 13 Jahre) wurde durch die Auswahl von drei typi- schen Vertreter dieser Zeit, Ölspezialheizkessel, Wechselbrandkessel und Umstellbrandkessel Rechnung getragen. Die Kombination dieser Heizkessel mit deutlich "jüngeren" Ölbrennern ent- spricht dem vorgefunden Anlagenbestand dieser Altgeräte im Kehrbezirk. Gasbrenner ohne Gebläse sind in der Summe die am häufigsten installierten Heizgeräte bei der Nutzung von gasförmigen Brennstoffen für die Erzeugung von Warmwasser und Raumwärme. Die sehr große Typenvielfalt dieser Heizgeräte mit unterschiedlichsten Bauarten (wandhän- gend, bodenstehend), Wärmetauschermaterialien (Edelstahl, Kupfer etc.) und Brenneraufbau (atmosphärisch, gebläseunterstützt, mit Abgasventilator, Stabbrenner oder Flächenbrenner) macht in diesem Bereich eine Auswahl besonders schwierig. Gasbrenner mit Gebläse haben in Deutschland im unteren Leistungsbereich bis rund 70 kW nur einen geringen Anteil am Anlagenbestand von wenigen Prozent. Ihrer Bedeutung am Anlagen- bestand entsprechend sollte eine typische Brennerkonstruktion näher untersucht werden. Für die Untersuchungen im Bereich der Gasfeuerungen wurden als Vertreter für Altgeräte und für Neugeräte folgende Heizgeräte (Tabelle 7.3) ausgesucht. Seite 76 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Tabelle 7.3: In Messreihe 1 untersuchte Gasfeuerungen mit dem Baujahr von Kes- sel/Brenner, der eingestellten Feuerungswärmeleistung und Bezeichnung Gasfeuerungen Bezeichnung in der Arbeit Baujahr (Kessel/Brenner) FWL Bez. Altgeräte - - kW - Gaseinzelofen Raumheizer (und Heiz- einsätze für Kachelöfen) 1970 4,3 GA1 Durchlauferhitzer Durchlaufwasserheizer 1970 23,3 GA2 atmosphärischer Gaskessel Gasbrenner ohne Gebläse (Heizkessel) 1972 36,6 GA3 Neugeräte Gaseinzelofen mit NOx-Minderung (Wärmeleitstäbe aus Keramik) Raumheizer (und Heiz- einsätze für Kachelöfen) 1993 6,2 GN1 Durchlauferhitzer Durchlaufwasserheizer 1993 19,2 GN2 atm. Gaskessel mit NOx-Minderung (Wärmeleitstäbe aus Keramik) 1995 15,8 GN3 atm. Gaskessel mit Infrarotstrahlungsbr. Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse 1994 19,0 GN4 Gusskessel mit Gasgebläsebrenner 1994/1994 17,5 GN5 Gusskessel mit Gasgebläsebrenner und Keramikbrennkopf Heizkessel mit Gasbren- ner mit Gebläse 1994/1994 19,9 GN6 FWL Feuerungswärmeleistung Bez. Bezeichnung Die ausgewählten Altgeräte vertreten den "klassischen" Gasbrenner ohne Gebläse mit einer oder mehrerer, parallel nebeneinander liegenden Brennerreihen (Stabbrenner) mit teilvorge- mischter Flamme (als Injektorbrenner) und einer teilweise ständig brennenden Zündflamme. Bei Neugeräten werden zur Reduzierung der NOx-Emissionen verschiedene Techniken eingesetzt (Joos, 1989; Schulz und Weber, 1992). Hierzu zählen unter anderem Wärmeleitstäbe aus Ke- ramik im Flammenbereich oder die Verbrennung des Erdgases auf einer Oberfläche aus Kera- mik, Metall oder Fibermetall. Zu dieser neuen Generation der Gas-Spezialheizkessel gehört der atm. Gaskessel mit Infrarotstrahlungsbrenner (GN4), bei dem die Brenneroberfläche in Form einer Halbkugel aus einem sehr feinmaschigen Edelstahlnetz ausgeführt ist. Infolge der starken Wärmeabstrahlung im infraroten Bereich und der geringen thermischen Belastung an der Bren- neroberfläche liegt die Temperatur in der Flamme deutlich niedriger als bei anderen Brennern. Eine vergleichbare Konstruktion weist der Gasbrenner mit Gebläse (GN6) auf, bei dem die Flamme mit einem hohen Infrarotstrahlungsanteil auf einer porösen, zylindrischen Keramikober- fläche brennt. Mit dieser Konstruktion werden lt. Herstellerangabe günstige Emissionswerte erreicht. Ob durch die niedrigeren Temperaturen in der Flamme eine Zunahme der N2O- und CH4-Emissionen zu beobachten ist, soll durch die Aufnahme dieser beiden Brennerkonstruktio- nen in das Untersuchungsprogramm geklärt werden. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 77 7.2.1.2 Auswahl der Heizgeräte - Messreihe 2 Zur Beurteilung des Emissionsverhaltens von Öl- und Gasfeuerungen im intermittierenden Be- trieb mit häufigen Start- und Stoppvorgängen der Brenner (Messreihe 2) wurden insgesamt 16 Öl- und Gasfeuerungen im Rahmen einer Auswertung von Herstellerunterlagen ausgewählt. Hierbei handelte es sich um drei unterschiedliche Heizkessel, die mit sieben Öl- und einem Gasgebläsebrenner kombiniert wurden, je zwei Gasgeräten der Bauarten Brennwert- Heizkessel, Spezialheizkessel und Umlaufwasserheizer und einem Vorratswasserheizer. Die untersuchten Heizgeräte entsprachen dem Stand der Heizungstechnik, wie er sich Ende 1996 darstellte. Berücksichtigt wurden ausschließlich Heizgeräte, die eine weite Verbreitung am Markt fanden. Sie geben hiermit einen repräsentativen Querschnitt durch die gesamte Verbren- nungstechnik. In Tabelle 7.4 sind die untersuchten Ölfeuerungen und in Tabelle 7.5 Gasfeue- rungen mit einigen charakteristischen Merkmalen, der Feuerungswärmeleistung und der verwendeten Bezeichnung sowie die Einordnung in die Gerätebauarten aufgeführt. Tabelle 7.4: In Messreihe 2 untersuchte Ölfeuerungen mit der eingestellten Feuerungswärme- leistung und Bezeichnung Heizkessel Brenner Bezeichnung in der Arbeit FWL Bez. - kW - Ölbrenner 1(Unit-Brenner) mit Stauscheibe 23,4 H1-B1 Ölbrenner 2 mit Brennerrohr und spezieller Öldüse 1) 22,2 H1-B2 Ölbrenner 3 mit Stauscheibe und Öldüsen-Schnellabschlußventil 23,1 H1-B3 Heizkessel 1 mit Brenn- kammereinsatz Ölbrenner 4 mit Stauscheibe 23,0 H1-B4 Heizkessel 2 mit Brenn- kammereinsatz Ölbrenner 5 (Unit-Brenner) mit Stauscheibe und Öldüsen- Schnellabschlußventil 23,6 H2-B5 Ölbrenner 6 (Unit-Brenner) mit Brennrohr 22,7 H3-B6 Ölbrenner 3 mit Stauscheibe und Öldüsen-Schnellabschlußventil 23,1 H3-B3 Heizkessel 3 Ölbrenner 7 mit Brennrohr Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse 23,0 H3-B7 FWL Feuerungswärmleistung Bez. Bezeichnung 1) Öldüse mit integriertem Ventil zur Verhinderung von Ölaustritt vor dem Zünd- bzw. nach dem Stopp- vorgang Seite 78 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Tabelle 7.5: In Messreihe 2 untersuchte Gasfeuerungen mit der eingestellten Feuerungswärmeleistung und Bezeichnung Heizkessel Brenner Bezeichnung in der Arbeit FWL Bez. - kW - Heizkessel 1 mit Brenn- kammer Gasgebläsebrenner mit Stauscheibe Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse 21,2 H1-G1 Brennwert-Heizkessel 1 Flächenbrenner (gebläseunter- stützt, vollständig vorgemischt) 19,3 G2 Brennwert-Heizkessel 2 für raumluftunab- hängigen Betrieb Flächenbrenner (gebläseunter- stützt, vollständig vorgemischt, 2stufig) Brennwertgerät 9,6/19,6 G3 Spezialheizkessel 1 Stabbrenner mit Wärmeleitstäben (2stufig) 8,1/14,4 G4 Spezialheizkessel 2 Stabbrenner (vollständig vorgemischt) Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse 18,5 G5 Vorratswasserheizer Flächenbrenner (teilvorgemischt) Vorrats- wasserheizer 7,1 G6 Umlaufwasserheizer 1 für raumluftun-abhängigen Betrieb Flächenbrenner (gebläseunter- stützt, vollständig vorgemischt, 2stufig) Kombi- wasserheizer 21,4/ 24,5 G7 Umlaufwasserheizer 2 Flächenbrenner (vollständig vor- gemischt, 2stufig) Durchlauf- wasserheizer 11,8/ 17,5 G8 FWL Feuerungswärmleistung Bez. Bezeichnung Flächenbrenner: Als Flächenbrenner werden alle Brennerkonstruktionen zusammengefasst, bei denen die Verbrennung des Erdgases in einem Flammenteppich erfolgt, unabhängig von der Flammenhöhe, der Anzahl der Einzelflammen oder der Art der Wärmeübertragung 7.2.1.3 Verfeuerte Brennstoffe Die Brennstoffversorgung der Ölfeuerungen erfolgte aus 200 l Fassgebinden. Das verwendete Heizöl EL wurde direkt vom Produzenten (Deutsche Shell AG, Hamburg) bezogen. Die Qualität entsprach den Anforderungen nach DIN 51 603 Teil 1 (1988). In Tabelle B.1 in Anhang B sind die vom Hersteller ermittelten Elementaranalysen und die daraus berechneten verbrennungs- technischen Kenndaten der in Messreihe 1 und 2 verwendeten Heizöle zusammengestellt. Das für die Versuche benötigte Erdgas wurde aus dem öffentlichen Leitungsnetz der Neckar- werke Stuttgart AG (NWS) entnommen. Die Zusammensetzung des Erdgases (z.B. Anteil an Methan) ist sehr stark von der Lagerstätte abhängig, aus welcher es gefördert wird. In Tabelle B.2 in Anhang B ist die mittlere Zusammensetzung der in den Messreihen 1 und 2 verfeuerten Erdgase wiedergegeben, die aus den von der NWS durchgeführten Gasanalysen der einzelnen Versuchstage ermittelt wurde. Aus der mittleren Zusammensetzung wurden mit Hilfe einer Verbrennungsrechnung (Anhang B) die verbrennungstechnischen Kenndaten berechnet (Ta- belle B.2 in Anhang B). Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 79 7.2.1.4 Durchführung der Versuche Die Heizgeräte wurden entsprechend den Montagerichtlinien der Hersteller zusammengebaut und auf dem Versuchsstand in Betrieb genommen. Gebrauchte Altgeräte wurden vor der Inbe- triebnahme einer eingehenden Inspektion im Hinblick auf ihre Funktionstüchtigkeit und einer gründlichen Reinigung unterzogen. Defekte oder fehlende Teile, wie z.B. Dichtungen an den Brennertüren, Glührohreinsätze etc, wurden erneuert oder ergänzt. Nach Inbetriebnahme wur- den alle Geräte entsprechend den Herstellerangaben eingestellt. Konnten die geforderten Ein- stellwerte nicht erreicht werden, wurde der Werkskundendienst der Hersteller mit der Einstellung beauftragt. Die durchgeführten Einstellarbeiten an den Heizgeräten umfassten: - Überprüfung der Nennwärmeleistung durch Messung der Brennstoffmenge, - Ermittlung des CO2-Gehaltes im Abgas und der Luftüberschusszahl, - Vergleich der gemessenen CO-Konzentration mit Herstellerangaben, ansonsten erfolg- te die Einstellung der Geräte auf die minimalste CO-Konzentration im Abgas in Verbin- dung mit einem möglichst hohen CO2-Gehalt, sowie - Einstellung der Vor- und Rücklauftemperaturen, - Einstellung des Unterdrucks in der Probenahmestrecke auf geforderten Wert. Die Einstellarbeiten wurden erst nach einer Brennerlaufzeit von mehr als 3 Stunden bei maxi- maler Feuerungswärmeleistung vorgenommen, so dass bei neuen Geräten in den Brennern oder im Wärmetauscher noch anhaftende Lackreste oder Korrosionsschutzmittel abdampften oder verbrannten und nicht als CO- oder TOC-Emission gemessen wurden. Bei Feuerungsanlagen mit Wasser als Wärmeträgermedium wurde die anfallende Wärme in einen Kühlwasserkreislauf abgeführt. Über einen eingebauten Mischer konnte die Vor- und Rücklauftemperatur sowie die Temperaturdifferenz, entsprechend der üblichen Betriebsweise der Geräte (z.B. für Heizkessel 70 °C/55 °C oder 60 °C/45 °C), eingestellt werden. Die Dauer der Versuche in Messreihe 1 erstreckte sich über jeweils mindestens 24 Stunden. Die kontinuierliche Bestimmung der Konzentrationen an CO, N2O, TOC und CH4 erfolgte in drei über den Versuchszeitraum verteilten Abschnitten von jeweils ca. 45 min Dauer. Jeder Versuch wurde drei Mal durchgeführt. In Messreihe 2 wurden vor Beginn der Messungen im intermittierenden Betrieb einer Brenner- Kessel-Kombination die Emissionen im stationären Dauerbetrieb ohne Verbrennungsluftmes- sung ermittelt. Im Anschluss daran wurde die Messdüse zur Verbrennungsluftmessung ange- bracht und es wurde eine weitgehende Abdichtung der Heizgeräte vorgenommen. Durch diese Maßnahme wurde das Luftvolumen, welches durch die Verbrennungsluftmessung nicht erfasst werden konnte (Falschluft), auf ein Minimum reduziert. Danach wurden erneut die Emissionen im stationären Betrieb gemessen und mit den zuvor ermittelten Werten verglichen. Wurden kei- ne wesentlichen Änderungen festgestellt (CO2- bzw. CO-Gehalt im Abgas), so wurde mit dem eigentlichen Versuchsprogramm begonnen, ansonsten wurde die Einstellung korrigiert. Seite 80 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Um einen möglichst praxisnahen Betrieb der Heizgeräte zur Ermittlung des Emissionsverhal- tens im intermittierenden Betrieb mit Start- und Stoppvorgängen zu erreichen, wurde in Anleh- nung an die DIN 4702 Teil 8 (1990) eine Versuchsmatrix der einzustellenden relativen Kesselleistung und Kesselwasser- bzw. Vorlauftemperaturen festgelegt (Tabelle 7.6). Die darin vorkommende relative Kesselleistung ΦK (in %) ist das Verhältnis der zeitlich gemittelten Kes- selleistung KQ (in kW) eines Heizkessels zur Nennwärmeleistung NQ (in kW): %* Q Q N K K 100   =Φ (7.4). Äquivalent hierzu ist die in dieser Arbeit verwendete Definition der relativen Kesselleistung aus dem Verhältnis der Brennerlaufzeit zur Länge eines Brennerzyklus (Brennerlaufzeit plus Bren- nerstillstandszeit). Tabelle 7.6: Versuchsmatrix der Messreihe 2 (intermittierender Betrieb) Versuchsmatrix für Heizkessel und Gas-Umlaufwasserheizer mittlere Kesselwasser- bzw. Vorlauftemperatur 35 - 40 °C 50 - 55 °C 60 - 65 °C - Kaltstart - 15 - 20 % 15 - 20 % - - 40 - 45 % - - 65 - 70 % 65 - 70 % relative Kesselleistung ΦK (in %) - 100 % - Unter einem Kaltstart wurde ein Brennerstart verstanden, bei dem das gesamte System (Heiz- gerät und Vor-, Rück- und Kesselwassertemperatur) die Temperatur der Umgebung besaß. Für Heizgeräte mit witterungsgeführter Regelung der Kesselwassertemperatur wurde durch ein Potentiometer der Regelung eine Außentemperatur aufgeprägt. Über die Neigung der Heiz- kennlinie stellte sich die gewünschte mittlere Kesselwassertemperatur ein. Die dazugehörige relative Kesselleistung ergab sich durch Einstellung einer dazu korrespondierenden Rücklauf- temperatur, die mit Hilfe eines in den Heizkreis eingebauten Mischers und durch Wahl eines geeigneten Kühlwasservolumenstromes festgelegt wurde. Für den zu untersuchenden Gas- Vorratswasserheizer wurde ein Zapfprogramm bei zwei unterschiedlichen Speicherwassertem- peraturen (45 °C und 55 °C) festgelegt, wodurch sich relative Kesselleistungen von 55 bzw. 75 % ergaben. Die festgelegte Versuchsmatrix stellt den Idealfall für das Untersuchungsprogramm dar. Bei technischen Besonderheiten der Heizgeräte (z.B. Brennwert-Heizkessel) wurde diese entsprechend angepasst. Nach den Einstellarbeiten wurde das jeweilige Heizgerät während des Versuchs sich selbst überlassen, so dass sich entsprechend der eingestellten relativen Kesselleistung die dazugehö- rige Brennerlauf- und -stillstandszeit unabhängig von manuellen Eingriffen einstellte. Die in der Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 81 Versuchsmatrix festgelegten relativen Kesselleistungen und mittleren Kesselwasertemperaturen wurden nacheinander eingestellt. Um eine gewisse statistische Absicherung der Messergebnis- se zu gewährleisten, wurden mindestens 12 - 15 Brennerzyklen als Mindestanzahl festgelegt. Entsprechend der vorgegebenen relativen Kesselleistung und der Kesselwasser- bzw. Vorlauf- temperatur variierte die Versuchsdauer zwischen ca. 3 Std und bis zu einem Tag. 7.2.2 Versuchsauswertung Die Auswertung der gewonnenen Messdaten aus den Versuchen im stationären Dauerbetrieb und im intermittierenden Betrieb wird im folgenden näher vorgestellt. Die Ermittlung der Emissi- onen in den Betriebsphasen Start und Stopp der Heizgeräte erfordert gegenüber dem stationä- ren Dauerbetrieb zusätzliche Rechenschritte, die zusätzlich beschrieben werden. 7.2.2.1 Stationärer Betrieb Die abgespeicherten Messwerte wurden zuerst mit Hilfe der festgehaltenen Kalibrierdaten auf- gearbeitet. Im Falle des N2O wurde die Signalbeeinflussung durch CO berücksichtigt und wie- der auf CO2-haltiges Abgas bezogen. Aus den durchgeführten Bestimmungen (in der Regel drei Einzelbestimmungen) innerhalb eines Versuchs wurde ein arithmetischer Mittelwert der Kon- zentration einer Abgaskomponente für den Versuch gebildet. Die Konzentrationsmittelwerte der durchgeführten Versuche an einem Heizgerät (in der Regel drei Versuche) wurden zu einer Emissionskonzentration der Abgaskomponente zusammengefasst. Die Bestimmung der Abgaskomponenten CO, N2O und CH4 erfolgte als Volumenkonzentration cv,i in ppm v/v. Im Rahmen der Aufarbeitung der Messdaten wurde die Volumenkonzentration cv,i in eine Massenkonzentrationen ci (in mg/m3) umgerechnet: mn i i,vi V M *cc = (7.5) mit: i Abgaskomponente ci Massenkonzentration in mg/m3 cv,i Volumenkonzentration in ppm v/v Mi molare Masse (MCO = 28,01 g/mol; MN2O = 44,01 g/mol und MCH4 = 16,04 g/mol Vmn molare Volumen (Vmn = 22,4 l/mol bei T = 273 K, p = 1.013 hPa) Die Berechnung der Massenkonzentration für TOC und NMTOC wurde bereits im Kapitel 7.1.3 in Gleichung 7.2 beschrieben. Damit eine Vergleichbarkeit der gemessenen Emissionswerte im stationären Dauerbetrieb der Heizgeräte untereinander gegeben ist, wurden diese entsprechend den Vorgaben aus DIN EN 267 (1996) auf ein definiert verdünntes Abgas mit einem Restsauerstoffgehalt von 3 Vol% O2 im trockenen Abgas normiert. Die Umrechnung erfolgte nach der Gleichung (nach TA Luft, 1986): Seite 82 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen i M B i,B c*O21 O21 c − − = (7.6) mit: i Abgaskomponente ci Massenkonzentration in mg/m3 oder mgC/m3 cB,i Massenkonzentration bezogen auf Restsauerstoffgehalt in mg/m3 oder mgC/m3 OM gemessener Sauerstoffgehalt im trockenen Abgas in Vol% OB Restsauerstoffgehalt in Vol% in definiert verdünntem Abgas (hier 3 Vol% O2) Die Umrechnung der Massenkonzentrationen im trockenen Abgas auf die emittierte Masse der Abgaskomponenten N2O und CO bezogen auf die eingesetzte Energie in kg/TJ wurde wie folgt vorgenommen: B j,u min,tr,j%3,jmin,Atr,j i,E c*H L*)1(V c −λ+ = (7.7) mit: i Abgaskomponente cE,i Emissionsfaktor in kg/TJ bzw. kgC/TJ cB,i Massenkonzentration bezogen auf Restsauerstoffgehalt in mg/m3 bzw. mgC/m3 Hu,j Heizwert des Brennstoffes j in MJ/kgHeizöl EL bzw. MJ/m3Erdgas j Brennstoff j = Heizöl EL oder Erdgas Lj,tr,min stöchiometrischer trockener Luftbedarf des Brennstoffes j in m3/kgHeizöl EL bzw. m3/m3Erdgas Vj,Atr,min stöchiometrisches, trockenes Abgasvolumen des Brennstoffes j in m3/kgHeizöl EL bzw. m3/m3Erdgas λj,3% Luftüberschuss für den Brennstoff j bei 3 Vol% O2 (λHeizöl EL = 1,151, λErdgas = 1,156) Für Abgaskomponenten, deren Konzentration im feuchten Abgas gemessen werden, wie z.B. TOC und CH4, muss zur Umrechnung das trockene Abgasvolumen Vj,Atr,min durch das feuchte Abgasvolumen Vj,Af,min ersetzt werden. Die mittleren Konzentrationen von N2O und CH4 liegen derzeit in der Troposphäre (nach BMU, 1994) - bezogen auf trockene Luft - bei ~ 0,31 ppm v/v N2O (= 0,61 mg/m3) bzw. bei ~ 1,75 ppm v/v CH4 (= 1,25 mg/m3). Bei den durchgeführten Emissionsuntersuchungen wurden bei einigen Geräten im stationären Dauerbetrieb bei Nennwärmeleistung N2O- bzw. CH4- Konzentrationen gemessen, die im Bereich dieser mittleren Umgebungskonzentrationen oder sogar darunter lagen. Eine Korrektur der gemessenen Konzentrationen im Abgas mit der mittle- ren Umgebungskonzentration wurde nicht vorgenommen. 7.2.2.2 Start-Stopp-Emissionen In den folgenden Abschnitten wird die angewendete Methodik zur Quantifizierung der Start- Stopp-Emissionen beschrieben. Als erstes wird eine Definition der einzelnen Betriebszustände im intermittierenden Betrieb und die Definition der auftretenden Emissionen gegeben. Danach wird auf das Dämpfungsverhalten des Messaufbaus, bestehend aus Pumpe, Messgaskühler, Leitungen etc. und dessen Berücksichtigung in der Versuchsauswertung eingegangen. Den Abschluss bildet die Beschreibung der Berechnung des Abgasvolumenstroms mit dem gemes- senen Verbrennungsluftvolumenstrom. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 83 Definition der Betriebszustände Eine Definition der Betriebszustände und der grundlegende Emissionsverlauf bei Öl- und Gas- feuerungen während eines Brennerzykluses (vom Start bis zum erneuten Start) ist in Bild 7.7 am Beispiel eines Heizkessel mit Ölgebläsebrenner dargestellt. 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 Zeit in min Ve rb re nn un gs lu ftv ol um en st ro m , Ko nz en tra tio ne n, B re nn st of fz uf uh r Brennerlaufzeit Start- vorgang quasistationärer Betrieb Stoppvorgang siehe Detaildarstellung Brennerstillstandszeit quasistationärer Zustand nach Stoppvorgang CCO CCO Brennstoffzufuhr Verbrennungsluftmenge 2 Bild 7.7: Definition der Betriebszustände und Verlauf der Konzentrationen während eines Brennerzykluses am Beispiel eines Heizkessels mit Ölgebläsebrenner Startvorgang: Zeitraum zwischen dem Öffnen des Brennstoffventils (Brennstofffreigabe) und der unmittelbaren Zündung der Flamme bis zum Erreichen des quasistationä- ren Betriebs, Der Startvorgang in zeitlich hoher Auflösung ist in der Detaildarstellung (Bild 7.8) dargestellt. Innerhalb eines Brennerzyklus können mehrere Betriebszustände definiert werden, wobei diese teilweise fließend ineinander übergehen: 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Zeit in s Ve rb re nn un gs lu ftv ol um en st ro m , Ko nz en tra tio ne n, B re nn st of fz uf uh r Vorbelüften Start Gebläse Brennstofffreigabe/ Zünden der Flamme Totzeit CCO CCO Brennstoffzufuhr Verbrennungsluft- menge Detaildarstellung des Startvorganges Startvorgang 2 Bild 7.8: Detaildarstellung für einen Startvorgang in zeitlich hoher Auflösung Seite 84 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Ein Startvorgang gilt als beendet, wenn die gemessene Emissionskonzentration erstmals in den Bereich des quasistationären Betriebs eintritt (Bild 7.9). Zeit Emissionsmittelwert quasistationärer Betrieb Standardabweichung Brennstofffreigabe/ Zünden der Flamme Start Gebläse CAbgaskomponente Verbrennungsluftmenge Brennstoffzufuhr Ende Startvorgang quasistationärer Betrieb Ve rb re nn un gs lu ftv ou lm en st ro m , Ko nz en tra tio ne n, B re nn st of fz uf uh r Bild 7.9: Definition für das Ende des Startvorgangs quasistationärer Betrieb: nur noch geringfügige Änderungen der Emissionen und anderer Betriebsparameter (z.B. Abgastemperatur) um einen (Emissions-) Mittelwert. Der Bereich des quasistationären Betriebs wird festgelegt durch den Emissionsmittelwert dieser Betriebsphase (berechnet als Mittelwert über den Zeitraum der letzten 10 % des Verbrennungs- vorgangs vor dem Brennerstopp) und ist nach oben wie auch nach unten begrenzt durch die Standardabweichung dieses Mittelwertes (s. Bild 7.9). Zusätzlich muss die Bedingung erfüllt sein, dass nach dem festgelegten Ende des Startvorgangs die gemessene Emissionskonzent- ration den Bereich des quasistationären Betriebs nicht mehr verlässt. Ansonsten gilt der Start- vorgang als noch nicht abgeschlossen. Stoppvorgang: Zeitraum zwischen dem Schließen des Brennstoffventils und dem unmittelba- ren Erlöschen der Flamme bis zum Erreichen der quasistationären Konzentra- tion oder dem Beginn eines erneuten Startvorgangs. Der Stoppvorgang gilt als beendet mit dem Erreichen der quasistationären Konzentration (be- rechnet als Mittelwert über den Zeitraum der letzten 10 % der Brennerstillstandszeit vor dem erneuten Brennerstart), vergleichbar zum Startvorgang. Der Einfluss der Umgebungskonzentra- tion auf den Messwert wird nicht berücksichtigt. Die Festlegung der Dauer des Start- und Stoppvorgangs erfolgte für jede Abgaskomponente. Einen Sonderfall in der Auswertung stellten Heizgeräte dar, bei denen die Emissionen während der Brennerlaufzeit keinen quasistationären Wert erreichten. In diesem Fall wurde der Emissi- onsmittelwert für den quasistationären Betrieb aus den gemessenen Konzentrationen im Zeit- raum von 30 s vor dem Beginn des Stoppvorganges (Schließen des Brennstoffventils) definiert. Das Ende des Startvorganges wurde wiederum durch den Eintritt der Emissionskonzentration in Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 85 den quasistationären Bereich (Emissionsmittelwert für quasistationären Bereich plus der Stan- dardabweichung für diesen Bereich) festgelegt. Heizgeräte mit zweistufigem Brenner zeigten gegenüber einstufigen ein etwas anderes Start- verhalten. Nach der Brennstofffreigabe startet der Brenner in der großen Leistungsstufe mit maximalen Brennstoffdurchsatz (Stufe 2), um dann nach einer kurzen Brenndauer von wenigen Sekunden in die kleinere Leistungsstufe (Stufe 1) zu wechseln. Während der Brenndauer in der großen Leistungsstufe wurde kein quasistationärer Betriebzustand erreicht, sondern erst im Betrieb mit kleiner Leistungsstufe. Der Emissionsmittelwert für den quasistationären Betrieb wurde mit den gemessenen Emissionskonzentrationen der Leistungsstufe 1 berechnet. Dämpfungsverhalten und Korrektur der Messsignale Die während des Startvorganges gebildeten Abgaskomponenten wurden von den eingesetzten Abgasanalysatoren nicht unmittelbar nach ihrer Entstehung (Zünden der Flamme) gemessen, sondern zeitlich verzögert. Da im Rahmen der Messungen unverzögerte Messsignale (z.B. Ver- brennungsluftvolumenstrom) mit zeitlich verzögerten (z.B. Messung der Konzentrationen im Abgas) miteinander verrechnet wurden, musste der Zeitversatz der Messgrößen (Laufzeitver- zögerung) bekannt sein. Unterschieden wurde hierbei zwischen der Laufzeitverzögerung durch das Heizgerät (z.B. Volumen des Feuerraums, Länge des Abgasweges), den Versuchsaufbau (z.B. Weg zwischen Probenahmestelle und Gasanalysatoren) und dem Verhalten der Gasana- lysatoren bei einer sprunghaften Änderung der Konzentration. Die hierfür anzusetzenden Kon- stanten wurden experimentell für den Versuchsaufbau und die eingesetzten Gasanalysatoren ermittelt. Die Abweichungen zwischen tatsächlichem Konzentrationsverlauf an der Entste- hungsstelle und gemessenem Konzentrationsverlauf wurden in der Versuchsauswertung mit Hilfe dieser Konstanten mathematisch korrigiert (Pfeiffer et al., 1999). Dazu wurde das Modell der dynamischen Konzentrationskorrektur verwendet (Anhang F), wie es in Grauer (1996 und 1999) beschrieben wird. Anschließend wurden noch die messgerätespezifischen Totzeiten in den gemessenen Konzentrationsverläufen berücksichtigt, so dass alle Konzentrationsverläufe zeitgleich am Punkt der Brennstofffreigabe beginnen. Berechnung des Abgasvolumenstroms Grundlage für die Ermittlung der Emissionen im intermittierenden Betrieb stellte die Verknüp- fung der gemessenen Emissionskonzentrationen im Abgasvolumenstrom mit dem gemessenen Verbrennungsluftvolumenstrom dar. Der mit den Abgaskomponenten beladene Abgasvolumen- strom wurde rechnerisch bestimmt. Die Berechnung des Abgasvolumenstroms sei beispielhaft für eine Brenner-Kessel-Kombination, bestehend aus einem Heizkessel mit Ölbrenner mit Ge- bläse und für das im trockenen Abgas gemessene CO, beschrieben. Werden die Abgaskompo- nenten im feuchten Abgas (CH4, TOC) gemessen, so sind zusätzlich noch die Feuchtigkeit in der Verbrennungsluft und das Volumen des Wasserdampfs aus der Verbrennung bei der Be- rechnung des Abgasvolumenstroms zu berücksichtigen. In Bild 7.10 sind die wichtigsten Größen zur Berechnung des Abgasvolumenstroms definiert. Nicht berücksichtigt sind die CO2-Konzentration der Umgebungsluft sowie die Volumenanteile Seite 86 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen an CO, die unverbrannten Kohlenwasserstoffe (TOC) und Methan im Abgas, da die Konzentra- tionen dieser Stoffe im Vergleich zur CO2-Konzentration gering sind. LG,tr mB, mc,B VA,tr mc,A LF,tr Brenner Kessel cCO2 tr,GL gemessener, trockener Verbrennungsluftvolumenstrom in m3/h tr,FL trockner Falschluftvolumenstrom in m3/h tr,AV trockener Abgasvolumenstrom in m3/h A,cm Massenstrom an Kohlenstoff C durch CO2 im Abgas in kg/h Bm Brennstoffmassenstrom in kg/h B,Cm Massenstrom an Kohlenstoff C mit dem Brennstoff in kg/h cCO2 gemessene CO2-Konzentration im Abgas in Vol% Bild 7.10: Definition der wichtigsten Größen in der Berechnung des Abgasvolumenstroms aus dem gemessenen Verbrennungsluftvolumenstrom Der Abgasvolumenstrom wird zu jedem Zeitpunkt des Start- und Stoppvorgangs aus dem Verbrennungsluftvolumenstrom mit Hilfe zweier Faktoren berechnet, die wie folgt definiert sind. Im ersten Faktor, dem Falschluftfaktor KcL, wird der Anteil des Falschluftvolumenstroms, der durch verbleibende Undichtigkeiten, wie Ritzen etc. in den Brenner eintritt, am gesamten, dem Brenner zugeführten Verbrennungsluftvolumenstrom berücksichtigt. Der Falschluftfaktor KcL steht für das Verhältnis aus der Summe der zugeführten Luftvolumenströme, bestehend aus gemessenem Verbrennungsluftvolumenstrom tr,GL und Falschluftvolumenstrom tr,FL , bezogen auf den gemessenen Verbrennungsluftvolumenstrom: tr,G tr,Ftr,G cL L LL K   + ≈ (7.8) mit: KcL Falschluftfaktor tr,FL trockener Falschluftvolumenstrom in m3/h tr,GL gemessener, trockener Verbrennungsluftvolumenstrom in m3/h Der zweite Faktor, Brennstofffaktor KcR, beschreibt die Änderung des Volumenstroms durch Volumenabnahme während der Verbrennung, da der trockene Abgasvolumenstrom kleiner ist als der trockene Verbrennungsluftvolumenstrom (Anhang B). Der Brennstofffaktor KcR wird aus einer Kohlenstoffbilanz ermittelt, in die das Verhältnis zwischen dem Massenstrom an Kohlen- Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 87 stoff, der mit dem Brennstoff zugeführt wird und dem Massenstrom an Kohlenstoff, der mit dem Abgas wieder abgeführt wird, eingeht: A,c B,c cR m m K   ≈ (7.9) Die Ermittlung der Faktoren wurde für jede Brenner-Kessel-Kombination im stationären Dauer- betrieb durchgeführt. An hand mehrerer Messungen an einem Heizkessel konnte gezeigt wer- den, dass der Falschluftvolumenstrom proportional zum gemessenen Verbrennungsluft- volumenstrom ist. Somit kann der Falschluftfaktor KcL als konstant angesehen werden. Da sich das brennstoffspezifische Verhältnis von Verbrennungsluftvolumenstrom und Abgasvolumen- strom während der Verbrennung nicht ändert, ist der Brennstofffaktor KcR ebenfalls konstant. Unter Verwendung dieser beiden Faktoren kann der Abgasvolumenstrom tr,AV aus dem ge- messenen Verbrennungsluftvolumenstrom tr,GL zu jedem Zeitpunkt nach folgender Gleichung berechnet werden: cL cR tr,Gtr,A K K *LV  = (7.10) Definition und Berechnung der Emissionen Die gesamte emittierte Masse E einer Abgaskomponente für den Brennerstart- bzw. -stopp be- rechnet sich aus dem Integral des Produktes Konzentrationsverlauf c(t) mal Abgasvolumen- strom )t(VA über den zuvor festgelegten Zeitraum des Start- bzw. Stoppvorgangs: ∫= 1 0 A t t dt*)t(V*)t(cE  (7.11) mit: E emittierte Masse einer Abgaskomponente in mg c(t) Konzentrationsverlauf während des Start- bzw. Stoppvorgangs z.B. in mg/m3 )t(VA Abgasvolumenstrom in m3/h t0 Zeitpunkt für den Beginn der Auswertung t1 Teitpunkt für das Ende der Auswertung Als Mehremission EM (in mgStart) wird die emittierte Masse einer Abgaskomponente definiert, die infolge eines Brennerstarts die Emission EQ (in mg) im zeitgleichen hypothetischen quasistatio- nären Betrieb des Brennerstarts überschreitet (Bild 7.11). Berechnet wird die Mehremission aus der gesamten emittierten Masse der Abgaskomponente abzüglich der emittierten Masse im hypothetischen quasistationären Betriebszustand über die Zeit des Startvorgangs. Die Emission ES (in mgStopp) für den Brennstopp errechnet sich durch Integration des Produktes aus dem Konzentrationsverlauf über den Zeitraum des Stoppvorgangs und dem Abgasvolumenstrom. Als Abgasvolumenstrom wird der Volumenstrom verwendet, der sich nach Abschalten des Brenners aufgrund des vorhandenen Unterdrucks im Abgasweg einstellt. Seite 88 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Zeit BrennstoffzufuhrEnde Startvorgang Mehremission beim Startvorgang EM Emission beim Stoppvorgang ES Ende Stoppvorgang Emission für den quasistationären Betrieb EQ Ko nz en tra tio n Brennstoffzufuhr Abgaskomponente Bild 7.11: Definition der Emissionen beim Start- und Stoppvorgang In der Vorbelüftungsphase der Brenner wurden keine nennenswerten Emissionen gemessen, da die Konzentrationen der Abgaskomponenten während der Brennerstillstandszeit weitestge- hend auf das Niveau der Umgebungskonzentrationen abgeklungen waren. Vorstellbar in der Praxis sind Emissionen an unverbrannten Kohlenwasserstoffen, bspw. durch Austritt von Heizöl aus der Brennerdüse nach dem Brennerstopp. Dies wurde an keinem der untersuchten Heizge- räte beobachtet. Die Emissionen der Vorbelüftungsphase wurden deshalb nicht berücksichtigt. 7.3 Ergebnisse der Untersuchungen In den folgenden Abschnitten werden die im Rahmen der Messreihen 1 (stationärer Dauerbe- trieb) und 2 (intermittierender Betrieb) der eigenen Untersuchungen ermittelten Emissionsfakto- ren der untersuchten Öl- und Gasfeuerungen dargestellt. 7.3.1 Emissionenen im stationären Dauerbetrieb In Bild 7.12 sind die Mittelwerte und Bandbreite, als Maximal- und Minimalwerte, der ermittelten Emissionsfaktoren für N2O und CH4 auf der Basis der durchgeführten Einzelbestimmungen (in der Regel jeweils 9) der Messreihe 1 für die untersuchten Ölfeuerungen 1 dargestellt. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 89 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 N 2 O , C H 4 in k g/ TJ ÖA2ÖA1 ÖA3 ÖA4 ÖN1 ÖN2 ÖN3 ÖA1 Ölverdampfer alt ÖA2 Ölspezialheizkessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖA2 Wechselbrandkessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖA3 Umstellbrandkessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖN1 Ölverdampfer neu ÖN2 Gusskessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖN3 Stahlkessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Blaubrenner") als Unit N2O CH4 Bild 7.12: Mittelwerte der Emissionsfaktoren für N2O und CH4 mit der Bandbreite der Mini- mal- und Maximalwerte für die untersuchten Ölfeuerungen im stationären Dauer- betrieb (Messreihe 1) Aus Bild 7.12 kann entnommen werden, dass ältere Ölzerstäubungsbrenner (ÖA2 - ÖA4) ten- denziell ein höheres Emissionsniveau bezüglich N2O aufweisen als neuere. Die höchsten Emis- sionen an N2O im Abgas der untersuchten Ölfeuerungen wurden beim Ölverdampfer alt mit rund 0,8 kg/TJ gemessen. Bei fast allen untersuchten Ölfeuerungen sind die Emissionen an CH4 vernachlässigbar klein. Einzige Ausnahme hiervon ist wiederum der Ölverdampfer älterer Bauart mit einem Emissionsfaktor von 0,36 kg/TJ. Die in Bild 7.12 angegebenen Bandbreiten für die Minimal- und Maximalwerte der Emissions- faktoren sind hauptsächlich auf die Instabilität der Verbrennung während eines Versuchs zu- rückzuführen. Insbesondere die beiden untersuchten Ölverdampferbrenner (ÖA1 und ÖN2) neigten während des Versuchszeitraums zum Teil zu einem erheblichen "Abdriften" der Verbrennungswerte (z.B. CO- und CO2-Gehalt im Abgas), sowohl oberhalb als auch unterhalb von den voreingestellten Werten. Ölzerstäubungsbrenner zeigten dagegen auch nach mehreren Stunden Betriebszeit nur geringfügige Abweichungen von den Einstellwerten. Die Tabelle 7.7 fasst noch einmal die Ergebnisse für den stationären Dauerbetrieb zusammen. Angegeben sind die Mittelwerte der Emissionsfaktoren für CO, N2O, CH4, TOC und NMTOC aus allen Versuchsreihen für die untersuchten Ölfeuerungen. Die Emissionsfaktoren an TOC und NMTOC sind als emittierte Masse an Kohlenstoff bezogen auf die eingesetzte Energie (in kgC/TJ) berechnet, wogegen die Emissionsfaktoren an CH4 als Masse emittiertes Methan be- zogen auf die eingesetzte Energie (in kg/TJ) angegeben ist. Die Emissionsfaktoren für NMTOC wurden als Differenz der TOC- und CH4-Emissionsfaktoren unter Berücksichtigung des Res- ponsefaktors für CH4 berechnet (s. Kap. 7.1.4.2). Seite 90 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Tabelle 7.7: Messreihe 1: Mittelwerte der Emissionsfaktoren für CO, N2O, CH4, TOC, NMTOC und der Feuerungswärmeleistung für die untersuchten Ölfeuerungen im stationä- ren Dauerbetrieb Bez. FWL Baujahr CO N2O CH4 TOC NMTOC Altgeräte kW Kessel/ Brenner kg/TJ kg/TJ kg/TJ kgC/TJ kgC/TJ ÖA1 4,5 1) 1970 188 0,79 0,36 1,3 1,0 Ölverdampfer (als Kachelofen- Heizeinsatz) 8,3 1970 12 0,61 0,11 0,71 0,60 Ölspezialkessel mit Ölzerstäubungs- brenner ("Gelbbrenner") ÖA2 25,6 1970/1981 41 0,66 0,05 1,7 1,7 Wechselbrandkessel mit Ölzerstäu- bungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖA3 19,4 1968/1983 12 0,49 0,05 0,92 0,88 Umstellbrandkessel mit Ölzerstäu- bungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖA4 20,8 1971/1983 15 0,58 0,01 0,51 0,50 Neugeräte Ölverdampfer mit Luftventilator (als Ka- chelofen-Heizeinsatz ÖN1 9,0 1993 4,7 0,65 0,04 0,31 0,28 Gusskessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Gelbbrenner") ÖN2 20,2 1994/1994 4,4 0,22 0,01 0,21 0,21 Stahlkessel mit Ölzerstäubungsbrenner ("Blaubrenner") als Unit ÖN3 20,1 1994/1994 4,4 0,27 0,00 0,40 0,40 FWL eingestellte Feuerungswärmeleistung 1) bei Teillast Die Emissionsfaktoren für N2O liegen in einem Bereich von 0,22 bis 0,81 kg/TJ. Eine Abhängig- keit zwischen der Brennerbauart (Gelbbrenner oder Blaubrenner) ist für die untersuchten neue- ren Heizgeräte nicht gegeben. Die Emissionsfaktoren für CH4 bewegen sich, mit Ausnahme derer beim Ölverdampferbrenner älterer Bauart, bei allen untersuchten Ölfeuerungen im Be- reich ≤ 0,05 kg/TJ. Die Emissionsfaktoren für unverbrannte Kohlenwasserstoffe (TOC) sind für die untersuchten Altgeräte deutlich höher als für die Neugeräte. Beim untersuchten Ölverdampferbrenner älterer Bauart war der CO-Emissionsfaktor sehr stark von der eingestellten Feuerungswärmeleistung abhängig. Beim Betrieb im Bereich der maxima- len Feuerungswärmeleistung (nach Herstellerangabe 9 kW) ergab sich ein CO-Emissionsfaktor von 12 kg/TJ, allerdings bei einer Russzahl von 6 - 7. Nach Einstellung des Ölverdampferbren- ners auf eine entsprechend der 1. BImSchV maximal zulässige Russzahl < 3 wurde bei einer verringerten Feuerungswärmeleistung von 4,5 kW ein CO-Emissionswert von 188 kg/TJ ge- messen. Die Unterschiede in der Höhe der Emissionen sind dadurch zu erklären, dass bei Ein- stellung auf große Feuerungswärmeleistung die Verbrennung bei hohen Temperaturen unter Luftmangel (Russzahl hoch, CO niedrig) und bei geringerer Feuerungswärmeleistung mit aus- reichender Luftmenge allerdings bei niedrigeren Temperaturen (Russzahl niedrig, CO hoch). stattfindet. Vergleicht man dazu den Ölverdampferbrenner mit Luftventilator neuer Bauart, so liegt dessen CO-Emissionsfaktor mit 4,7 kg/TJ bei maximaler Feuerungswärmeleistung und einer Russzahl von 0 deutlich niedriger. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 91 Für die untersuchten Gasfeuerungen im stationären Dauerbetrieb in Messreihe 1 sind die Mit- telwerte und die Bandbreite der Emissionsfaktoren, als Maximal- und Minimalwerte, in Bild 7.13 auf der Basis der durchgeführten Einzelbestimmungen (in der Regel jeweils 9) dargestellt. 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 N 2O , C H 4 in k g/ TJ GA1 Gaseinzelofen alt GA2 Durchlauferhitzer alt GA3 atm. Gaskessel alt GN1 Gaseinzelofen neu mit NOx-Minderung GN2 Durchlauferhitzer neu GN3 atm. Gaskessel mit NOx-Minderung GN4 atm. Gaskessel mit Infrarotstrahlungsbrenner GN5 Gusskessel mit Gasgebläsebrenner GN6 Gussk. mit Gasgebläsebr. und Keramikbrennkopf GA1 GA2 GA3 GN1 GN2 GN3 GN4 GN5 GN6 N2O CH4 Bild 7.13: Mittelwerte der Emissionsfaktoren für N2O und CH4 mit der Bandbreite der Mini- mal- und Maximalwerte für die untersuchten Gasfeuerungen im stationären Dau- erbetrieb (Messreihe 1) Für alle untersuchten Gasgeräte liegen die Emissionsfaktoren an N2O auf einem sehr niedrigen Niveau. Unterschiede in der Höhe sind zwischen Altgeräten (GA1 - GA3) und Neugeräten (GN1 - GN6) kaum erkenntlich. Methan im Abgas fand sich in nennenswertem Umfang nur beim Durchlauferhitzer alt (GA2) und beim atmosphärischen Gaskessel mit NOx-Minderung (GN3). Die Bandbreite zwischen Minimal- und Maximalwerten ist wie schon zuvor bei den Ölfeuerun- gen auf Schwankungen der eingestellten Verbrennungsparameter innerhalb und zwischen den Versuchsreihen zurückzuführen. Die Schwankungen sind aber nicht sehr groß. In Tabelle 7.8 sind die Ergebnisse für den stationären Dauerbetrieb noch einmal zahlenmäßig zusammenge- stellt. Angegeben sind die Mittelwerte der Emissionsfaktoren für CO, N2O, CH4, TOC und NMTOC aus den durchgeführten Versuchsreihen für jedes Heizgerät. Die Emissionsfaktoren für NMTOC wurden als Differenz der TOC- und CH4-Emissionsfaktoren berechnet. Die ermittelten Emissionsfaktoren für CO weisen erhebliche Unterschiede auf, wobei keine un- mittelbare Abhängigkeit zwischen dem Baujahr oder der Verbrennungstechnik und der Höhe der Emission zu erkennen ist. Die im Abgas der Gasgeräte gemessenen N2O- Emissionsfaktoren bewegen sich in einem Bereich von 0,05 und 0,55 kg/TJ. Die Emissionsfaktoren für CH4 liegen im allgemeinen auf einem sehr niedrigen Niveau mit Wer- ten ≤ 0,60 kgC/TJ. Die einzige Ausnahme hiervon sind der ältere Durchlauferhitzer (GA2) und der neue atm. Gaskessel mit NOx-Minderung (GN3) mit einem CH4-Emissionsfaktor größer ≥ 2,0 kgC/TJ. Bei diesen beiden Heizgeräten besteht die Emission an unverbrannten Kohlen- wasserstoffen (TOC) nahezu ausschließlich aus unverbranntem Methan, wogegen bei den rest- lichen untersuchten Heizgeräten dieser Anteil wesentlich geringer ist. In der Tendenz weisen Seite 92 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen die Gasbrenner mit Gebläse geringere CH4-Anteile im Abgas auf als die Heizgeräte mit atmo- sphärischen Brennern. Tabelle 7.8: Messreihe 1: Mittelwerte der Emissionsfaktoren für CO, N2O, CH4, TOC, NMTOC und der Feuerungswärmeleistung für die untersuchten Gasfeuerungen im statio- nären Dauerbetrieb Bez. FWL Baujahr CO N2O CH4 TOC NMTOC Altgeräte - kW Kessel/ Brenner kg/TJ kg/TJ kg/TJ mgC/TJ mgC/TJ Gaseinzelofen GA1 4,3 1970 7,0 0,31 0,07 0,20 0,13 Durchlauferhitzer GA2 23,3 1970 28 0,37 2,4 2,7 0,45 atm. Gaskessel GA3 36,6 1972 9,1 0,55 0,06 0,40 0,32 Neugeräte Gaseinzelofen GN1 6,2 1993 5,8 0,14 0,02 0,16 0,13 Durchlauferhitzer GN2 19,2 1993 13 0,14 0,07 0,20 0,13 atm. Gaskessel mit NOx-Minderung GN3 15,8 1995 16 0,34 2,0 2,1 0,58 atm. Gaskessel mit Infrarot- strahlungsbrenner GN4 19,0 1994 5,4 0,04 0,46 0,60 0,18 Gusskessel mit Gasgebläsebrenner GN5 17,5 1994/1994 5,6 0,21 0,01 0,26 0,24 Gusskessel mit Gasgebläsebrenner und Keramikbrennkopf GN6 19,9 1994/1994 5,4 0,18 0,04 0,22 0,18 FWL eingestellte Feuerungswärmeleistung Abschließend kann festgehalten werden, dass Gasfeuerungen im Mittel halb soviel N2O emittieren wie Ölfeuerungen. Ursache hierfür ist der nur in Spuren vorhandene Stickstoff im Erdgas, wodurch die Entstehung der beiden wichtigen Vorläufersubstanzen HCN und NH3 für die Bildung von N2O kaum stattfindet (s. Kapitel 3). Eine Abhängigkeit zwischen dem Baujahr der Heizgeräte bzw. der Verbrennungstechnik und der Höhe der N2O-Emissionen kann nicht festgestellt werden. Auch Heizgeräte mit NOx-Minderungstechnik emittieren nicht mehr N2O als Heizgeräte ohne NOx-Minderung. Gasfeuerungen haben ein deutlich höheres Emissionsniveau bezüglich Methan als Ölfeuerun- gen. Auffallend ist der hohe CH4-Anteil im Abgas bei den neueren Heizgeräten mit atmosphäri- schen Brennern in Verbindung mit NOx-Minderungstechniken. Möglicherweise wird hier das CH4 in der generell kühleren Flamme nicht vollständig umgesetzt, oder es geht als Strähnen an der Flamme vorbei. Ein Einfluss auf die Emission an N2O ist nicht festzustellen. Vor den Messungen im intermittierenden Betrieb an den ausgewählten Heizgeräten der Mess- reihe 2 (s. Tabelle 7.4 und Tabelle 7.5) wurden ebenfalls die Emissionen dieser Heizgeräte im stationären Betrieb ermittelt. Diese Messungen dienten hauptsächlich dazu, die Einstellung der Brenner und die daraus resultierenden Konzentrationen an CO2 und CO mit den Herstelleran- gaben zu vergleichen. Die Heizgeräte wurden dazu über einen längeren Zeitraum (> 2 Stunden) mit maximaler Feuerungswärmeleistung stationär betrieben. Die Kesselwassertemperatur wur- Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 93 de konstant gehalten. Nachdem das gesamte System sich im stationären Zustand befand (nur noch sehr geringfügige Änderungen im CO2- und CO-Gehalt im Abgas) wurde ein Halbstun- denmittelwert für die Konzentrationen im Abgas ermittelt. Für die untersuchten Ölfeuerungen sind die daraus berechneten Emissionsfaktoren für den stationären Betrieb in Tabelle 7.9 dar- gestellt. Die Emissionsfaktoren für NMTOC wurden wieder als Differenz der TOC- und CH4- Emissionsfaktoren berechnet. Tabelle 7.9: Messreihe 2: Mittelwerte der Emissionsfaktoren für CO, N2O, CH4, TOC, NMTOC für die untersuchten Ölfeuerungen im stationären Dauerbetrieb Heizkessel Brenner 1) Bez. CO CH4 TOC NMTOC kg/TJ kg/TJ kgC/TJ kgC/TJ Gebläsebrenner 1 H1-B1 < 0,33 < 0,40 < 0,56 < 0,27 Gebläsebrenner 2 H1-B2 < 0,35 < 0,43 < 0,60 < 0,29 Gebläsebrenner 3 H1-B3 < 0,34 < 0,41 < 0,58 < 0,28 Heizkessel 1 mit Brennkammereinsatz (heiße Brennkammer) Gebläsebrenner 4 H1-B4 0,34 < 0,41 < 0,58 < 0,28 Heizkessel 2 mit Brennkammereinsatz (heiße Brennkammer) Gebläsebrenner 5 H2-B5 1,2 < 0,42 < 0,59 < 0,29 Heizkessel 3 (kalte Brennkammer) Gebläsebrenner 6 H3-B6 4,0 < 0,40 < 0,56 < 0,27 Gebläsebrenner 3 H3-B3 5,4 < 0,41 < 0,57 < 0,26 Gebläsebrenner 7 H3-B7 4,3 < 0,38 < 0,53 < 0,25 1) detailierte Beschreibung siehe Tabelle 7.4 Anm.: bei Emissionsfaktoren mit dem Prefix < wurde zur Berechnung der Emissionsfaktoren die Unsi- cherheit am Nullpunkt eingesetzt. Die Unsicherheit am Nullpunkt wurde nach Glaser (2001) aus den Kalibrierdaten der Gasanalysatoren ermittelt. Sie betrug für CO 1,13 mg/m3, für TOC 1,74 mgC/m3 und für CH4 1,24 mg/m3 Die Emissionsfaktoren für den stationären Betrieb liegen für alle Abgaskomponenten auf einem sehr niedrigen Niveau. Die im Abgas gemessenen Konzentrationen lagen häufig unterhalb der Nachweisgrenze eingesetzten Gasanalysatoren. Deshalb wurde zur Berechnung der Emissi- onsfaktoren die Unsicherheit des Messwertes am Nullpunkt eingesetzt. Die Emissionsfaktoren für CO am Heizkessel mit heißer Brennkammer (H1) sind deutlich niedriger als am Heizkessel H3 mit kalter Brennkammer und H3. Insbesondere bei Brenner B3, der an beiden Heizkesseln vermessen wurde, tritt dieser Effekt deutlich zu Tage. Der Unterschied im Emissionsniveau lässt sich auf eine höhere Flammentemperatur in der heißen Brennkammer bei gleichzeitig längerer Verweilzeit der Verbrennungsgase in der dieser Brennkammer zurückführen. Für die untersuchten Gasfeuerungen sind die ermittelten Emissionsfaktoren im stationären Dauerbetrieb der Messreihe 2 in Tabelle 7.10 wiedergegeben. Die Emissionsfaktoren für NMTOC wurden wieder als Differenz der TOC- und CH4-Emissionsfaktoren unter Berücksichti- gung des Responsefaktors für CH4 berechnet. Seite 94 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Tabelle 7.10: Messreihe 2: Mittelwerte der Emissionsfaktoren für CO, N2O, CH4, TOC, NMTOC für die untersuchten Gasfeuerungen im stationären Dauerbetrieb Heizkessel Brenner Bez. CO CH4 TOC NMTOC Bezeichnung Bauart kg/TJ kg/TJ kgC/TJ kgC/TJ Heizkessel 1 mit Brennkammereinsatz Gasgebläse- brenner H1-G1 2,2 0,42 0,59 0,28 Brennwert-Heizkessel 1 Flächenbrenner G2 0,43 0,49 0,68 0,33 Brennwert-Heizkessel 2 Flächenbrenner G3 3,9 2,6 2,0 0,10 Umlaufwasserheizer 1 1) Flächenbrenner G7 14 0,89 0,99 0,34 Umlaufwasserheizer 2 1) Flächenbrenner vollständig vorge- mischter Brenner G8 6,5 0,45 0,99 0,66 Spezialheizkessel 1 1) Stabbrenner mit Wärmeleitstäben G4 9,3 0,44 0,73 0,41 Spezialheizkessel 2 Stabbrenner G5 0,21 0,53 0,74 0,36 Vorratswasserheizer Flächenbrenner 2) teilvorge- mischter Brenner G6 0,48 0,64 0,90 0,44 1) bei 2-stufigen Brennern sind die Emissionswerte im stationären Betrieb bei der größten Feuerungs- wärmeleistung angeführt 2) ermittelt aus den Werten des quasistationären Betriebs bei 80 % relativer Kesselleistung Die Bandbreite der ermittelten Emissionsfaktoren zwischen den verschiedenen Heizgeräten ist für jede der untersuchten Abgaskomponenten erheblich. Kennzeichnend ist, dass die Zuord- nung eines Emissionsniveaus zu einer spezifischen Brennerbauart nicht möglich ist. Sowohl teilvorgemischte als auch vollständig vorgemischte Brenner weisen sowohl hohe als auch nied- rige Emissionsfaktoren für CO und CH4 auf. Als Ursache für die vergleichsweise hohen CO- Emissionen einzelner Gasgeräte kommt in Betracht, dass diese Geräte häufig hinsichtlich nied- riger NOx-Emissionen mit entsprechenden Minderungstechniken (z.B. Wärmeleitstäbe im Be- reich der Flammenspitzen, Flächenbrenner mit vollständiger Vormischung von Erdgas und Verbrennungsluft) optimiert sind (Pfeiffer et al., 2000a). Die meisten der hier untersuchten Gas- feuerungen (außer Heizgerät G6) führen das Umweltzeichen „Blauer Engel“. Methan wird von den untersuchten Gasfeuerungen in unterschiedlichem Maße emittiert. Bei einigen Heizgeräten (H1-G1, G3, G5, G7) besteht die Emission an TOC fast vollständig aus unverbranntem CH4, wogegen der Anteil bei anderen Heizgeräten eher gering ist (G2, G4, G8). 7.3.2 Emissionen im intermittierenden Betrieb Im folgenden werden die ermittelten Emissionen im intermittierenden Betrieb der untersuchten Öl- und Gasfeuerungen in Messreihe 2 für die gemessenen Abgaskomponenten CO, CH4 und Gesamtkohlenwasserstoffe (TOC) bei den Betriebsphasen Start und Stopp und der relativen Kesselleistung vorgestellt. Die Emission der Nicht-Methankohlenwasserstoffe (NMTOC) wurde aus der Differenz Gesamtkohlenwasserstoffe (TOC) und des Methans (CH4) berechnet. Die Ergebnisse für NMTOC werden daher nicht dargestellt. Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 95 Die Emissionen während der Startphase werden als Mehremission in mg/Start (CO, CH4) oder in mgC/Start (TOC, NMTOC) gegenüber einem angenommenen zeitgleichen stationären Be- trieb angegeben. Alle Emissionsangaben für den Brennerstopp werden in der Folge in mg/Stopp oder mgC/Stopp ausgewiesen. Die untersuchten Brenner-Kessel-Kombinationen wurden entsprechend der Versuchsmatrix in Tabelle 7.6 mit unterschiedlichen mittleren Kesselwassertemperaturen (35 - 40 °C, 50 - 55 °C und 60 - 65 °C) betrieben. Dabei konnte kein eindeutiger Zusammenhang zwischen Kesselwas- sertemperatur und Mehremission festgestellt werden. Der Einfluss der Kesselwassertemperatur auf die Mehremission beim Brennerstart ist gegenüber der relativen Kesselleistung von unter- geordneter Bedeutung. Im Kaltstart der Heizgeräte, bei dem sich zu Beginn das gesamte Sys- tem auf dem Temperaturniveau der Umgebung befand, wurde für den Brennerstart zum Teil deutlich höhere Mehremission festgestellt. Die eigenen Ergebnisse zum Einfluss der Kesselwassertemperatur auf das Emissionsverhalten der Heizgeräte stehen in guter Übereinstimmung mit den Arbeiten von Sandkuhl (1989) und Kreft (1998). Auch dort wurde für die untersuchten Öl- und Gasfeuerungen kein einheitliches Verhalten diesbezüglich gefunden. Deshalb wird im Rahmen dieser Arbeit auf eine weitere Un- terscheidung der Emissionen in Abhängigkeit von der Kesselwassertemperatur verzichtet. Nur der Kaltstart wird getrennt davon betrachtet. Ölfeuerungen Die Mehremission an CO für den Brennerstart der untersuchten Brenner-Kessel- Kombinationen, bestehend aus Heizkessel und Ölgebläsebrenner, in Abhängigkeit von der rela- tiven Kesselleistung sind in Bild 7.14 dargestellt. Die Beschreibungen der Heizgeräte können Tabelle 7.7 entnommen werden. Deutlich zu erkennen ist bei allen Brenner-Kessel-Kombinationen eine Zunahme der CO- Mehremission für den Brennerstart bei niedriger relativer Kesselleistung. Ursache hierfür war ein verstärktes Auskühlen der Brennerteile während der längeren Brennerstillstandszeiten. Für relative Kesselleistungen über 40 % lagen die CO-Mehremissionen insgesamt auf einem niedri- gen Niveau, mit einer sehr geringen Bandbreite. Bei niedrigen relativen Kesselleistungen (< 25 %) traten dagegen deutliche Unterschiede auf, wobei eine Brenner-Kessel-Kombination mit einer CO-Mehremission von mehr als 600 mgCO/Start die Ausnahme darstellt. Seite 96 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen 0 10 20 30 40 50 60 70 0 10 20 30 40 50 60 70 80 relative Kesselleistung in % 0 100 200 300 400 500 600 700 CO -M eh re m iss io n be im S ta rt in m g H1-B1 H1-B2 H1-B3 H1-B4 H3-B3 H3-B6 H3-B7 H2-B5 Ölfeuerungen CO -M eh re m iss io n be im S ta rt in m g Bild 7.14: CO-Mehremission für den Brennerstart der untersuchten Heizkessel mit Ölbren- ner mit Gebläse in Abhängigkeit von der relativen Kesselleistung (Anm.: für Kom- bination H2-B5 gilt die rechte Skalenachse) Für die TOC-Mehremission beim Brennerstart ergab sich dagegen keine eindeutige Tendenz (Bild 7.15). So nimmt bei einigen der untersuchten Brenner-Kessel-Kombinationen die TOC- Mehremission mit größerer relativer Kesselleistung leicht zu (z.B. H1-B1) und bei anderen leicht ab (z.B. H1-B3). Bei zwei Brenner-Kessel-Kombinationen (H3-B3, H1-B2) zeigte sich nahezu keine Abhängigkeit von der TOC-Mehremission zur relativen Kesselleistung. Tendenziell waren die TOC-Mehremissionen für den Brennerstart an Heizkessel 1 (Heizkessel mit Brennkammer- einsatz) niedriger als am Heizkessel 2 (Heizkessel mit kalter Brennkammer). 0 5 10 15 20 25 30 0 10 20 30 40 50 60 70 80 relative Kesselleistung in % 0 50 100 150 200 250 300 H1-B1 H1-B2 H1-B3 H1-B4 H3-B6 H2-B5 H3-B3 H3-B7 Ölfeuerungen TO C- M eh re m iss io n be im S ta rt in m gC TO C- M eh re m iss io n be im S ta rt in m gC Bild 7.15: TOC-Mehremission für den Brennerstart der untersuchten Heizkessel mit Öl- brenner mit Gebläse in Abhängigkeit von der relativen Kesselleistung (Anm.: für Kombination H2-B5 gilt die rechte Skalenachse) Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 97 Beispielhaft für den Brennerstopp sind die ermittelten Emissionen an unverbrannten Kohlen- wasserstoffen in Bild 7.16 für die untersuchten Heizkessel mit Ölgebläsebrenner dargestellt. 0 10 20 30 40 0 10 20 30 40 50 60 70 80 relative Kesselleistung in % TO C- Em iss io n be im S to pp in m gC H1-B1 H1-B2 H1-B3 H1-B4 H3-B3 H3-B6 H3-B7 H2-B5 Ölfeuerungen Bild 7.16: TOC-Emissionen für den Brennerstopp der untersuchten Heizkessel mit Ölbren- ner mit Gebläse in Abhängigkeit von der relativen Kesselleistung Die TOC-Emissionen nach dem Brennerstopp waren weitgehend unabhängig von der relativen Kesselleistung. Sie lagen für alle Brenner-Kessel-Kombinationen (bis auf die Kombination H3- B3) auf einem vergleichbar niedrigen Niveau. Besonders niedrige Emissionen an unverbrannten Kohlenwasserstoffen im Abgas wiesen die mit einem Öldüsen-Schnellabschlussventil ausgerüs- teten Ölbrenner auf (z.B. H1-B3, H2-B5). Gasfeuerungen Für die untersuchten Gasfeuerungen ist die CO-Mehremissionen für den Brennerstart über der relativen Kesselleistung in Bild 7.17 dargestellt. Die CO-Mehremissionen für den Brennerstart der untersuchten Gasfeuerungen weisen nur eine geringe Abhängigkeit von der eingestellten relativen Kesselleistung auf. Ausnahme hiervon bil- dete die Kombination H1-G1 (Heizkessel 1 mit Gasgebläsebrenner 1) und der Gas- Brennwertkessel G3 mit einer deutlichen Zunahme der CO-Mehremission mit abnehmender relativer Kesselleistung. Eine Besonderheit wies das nicht im Bild dargestellte Heizgerät G8 (Gas-Umlaufwasserheizer) auf. Bei diesem Heizgerät war die CO-Mehremission für den Start bei allen eingestellten relativen Kesselleistungen negativ. Dies bedeutet, dass in einem zeitglei- chen stationären Dauerbetrieb die emittierte Menge an CO höher ist als in der Start-Phase. Seite 98 Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen 0 5 10 15 20 25 30 35 40 0 10 20 30 40 50 60 70 80 relative Kesselleistung in % 0 50 100 150 200 250 300 350 400 CO -M eh re m iss io n be im S ta rt in m g G2 G3 G5 G6 G7 G4 H1-G1 Gasfeuerungen CO -M eh re m iss io n be im S ta rt in m g Bild 7.17: CO-Mehremission für den Brennerstart der untersuchten Gasfeuerungen in Ab- hängigkeit von der relativen Kesselleistung (Anm.: für Kombination H1-G1 gilt die rechte Skalenachse) Für die TOC-Mehremission ergaben sich für die dargestellten Gasfeuerungen prinzipiell die gleichen Zusammenhänge zwischen Mehremission und relativer Kesselleistung wie beim CO (Bild 7.18). 0 10 20 30 40 50 60 70 0 10 20 30 40 50 60 70 80 relative Kesselleistung in % 0 20 40 60 80 100 120 140 G2 G3 G6 G7 G4 H1-G1 G5 Gasfeuerungen TO C- M eh re m iss io n be im S ta rt in m gC TO C- M eh re m iss io n be im S ta rt in m gC Bild 7.18: TOC-Mehremission für den Brennerstart der untersuchten Gasfeuerungen in Ab- hängigkeit von der relativen Kesselleistung (Anm.: für Kombination H1-G1 und G4 gilt die rechte Skalenachse) Messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Seite 99 Bei höheren relativen Kesselleistungen (> 40 %) reduziert sich die Bandbreite der ermittelten TOC-Mehremissionen erheblich. Festzuhalten bleibt noch, dass der weitaus größte Teil der TOC-Emissionen aus unverbranntem Methan besteht. Bei den untersuchten Gasfeuerungen zeigten sich für den Brennerstopp im Prinzip die gleichen Abhängigkeiten wie schon zuvor bei den untersuchten Heizkesseln mit Ölbrenner mit Gebläse. Auch hier wurden nach dem Brennerstopp meist in ähnlicher Größenordnung CO und TOC e- mittiert, wobei der weitaus größte Teil der TOC-Emission aus unverbranntem CH4 bestand. Die Emissionen an N2O wurden während der intermittierenden Betriebsweise nicht gemessen. Zur Abschätzung der Emissionen für den Brennerstart bzw. Brennerstopp wurde auf Ergebnisse aus exemplarischen Messungen zum Emissionsverhalten im intermittierenden Betrieb eines Heizkessel mit Ölgebläsebrenner (ÖN3) und Gasgebläsebrenner (GN6) in Messreihe 1 zurück- gegriffen (Struschka et. al, 1996). Im Abgas dieser beiden Heizgeräte wurden für den intermit- tierenden Betrieb geringfügig höhere Emissionen gegenüber dem stationären Dauerbetrieb beobachtet. In der Arbeit von Kreft (1998) zur Emission von Gasgeräten in instationären Be- triebszuständen lagen bei allen untersuchten Gasgeräten, sowohl im stationären als auch im instationären Betrieb, die N2O-Emissionen unter 2 ppm v/v (= 3,92 mg/m3). Im Rahmen der durchgeführten Untersuchungen konnte gezeigt werden, dass während der An- und Abschaltvorgänge der Brenner gegenüber dem stationären Betrieb deutlich höhere Emissi- onen im Abgas auftreten. Für fast alle untersuchten Brenner-Kessel-Kombinationen nahmen mit geringer relativer Kesselleistung (längere Brennerstillstandszeit) die Emissionen für den Start aller betrachteten Abgaskomponenten zu. Die Emissionen für den Brennerstopp waren demge- genüber unabhängig von der relativen Kesselleistung. Seite 100 Ermittlung der Emissionsfaktoren 8 Ermittlung der Emissionsfaktoren In den vorangegangenen Kapiteln wurde mit der Ermittlung der Alters- und Leistungsstruktur, dem bauartspezifischen Endenergieverbrauch und der messtechnischen Ermittlung der Emissi- onen das notwendige "Handwerkszeug" für die nun folgende Ermittlung von Emissionsfaktoren bereitgestellt. Mit den gemessenen Emissionen im stationären und im intermittierenden Betrieb der untersuchten Heizgeräte in Messreihe 2 werden in einer Modellrechnung unter Berücksich- tigung der Anzahl an Start- und Stoppvorgängen in der Heizzeit Emissionsfaktoren berechnet. Aus dem Verhältnis der Emissionsfaktoren für den intermittierenden Betrieb und den Emissions- faktoren für den stationären Betrieb der Heizgeräte aus Messreihe 2 werden Faktoren abgelei- tet, die auf die Emissionsfaktoren der Heizgeräte vergleichbarer Bauart in Messreihe 1 ange- wendet werden, um eine Abschätzung der Emissionen dieser Heizgeräte im intermittierenden Betrieb zu ermöglichen. Anschließend werden unter Berücksichtigung der zuvor ermittelten Al- ters- und Leistungsstruktur Emissionsfaktoren für jede Gerätebauart (z.B. Heizkessel mit Öl- brenner mit Gebläse, Gas-Brennwertgeräte), die im weiteren auch als bauartspezifische Emis- sionsfaktoren bezeichnet werden, bestimmt. Die bauartspezifischen Emissionsfaktoren der ein- zelnen Gerätebauarten werden wiederum durch Wichtung mit dem bauartspezifischen End- energieverbrauch (s. Kapitel 6) in mittlere Emissionsfaktoren für den Anlagenbestand an Öl- oder Gasfeuerungen in Haushalten und bei Kleinverbrauchern der alten und neuen Bundeslän- der sowie Deutschland überführt. Das im Rahmen dieser Arbeit entwickelte Berechnungsmodell für die Integration von Start- und Stopp-Emissionen in die Ermittlung von Emissionsfaktoren für den Anlagenbestand wird im fol- genden zuerst näher vorgestellt. Bild 8.1 zeigt schematisch die Teilschritte zur Ermittlung der Emissionsfaktoren. 8.1 Berücksichtigung der Start-Stopp-Emissionen Die Bereitstellung von Wärme zur Raumheizung und Warmwassererzeugung von Räumen er- folgt bei Heizkesseln mit einstufigen Brennern durch eine Ein-Aus-Regelung. Während der An- und Abschaltvorgänge der Brenner werden gegenüber dem stationären Betrieb zusätzlich E- missionen freigesetzt. Würde man ausschließlich das Emissionsverhalten der Heizgeräte unter stationären Bedingungen zur Ermittlung von Emissionsfaktoren heranziehen, so würde dies zu einer zu geringen Bewertung des Emissionsaufkommens führen. Aus der Aufsummierung der Emissionen für die Starts, Stopps und den quasistationären Betrieb über die Heizzeit bezogen auf den Energieeinsatz der gesamten Brennerlaufzeit wird ein ge- wichteter Emissionsfaktor berechnet. Im quasistationären Betrieb sind nur noch geringfügige Änderungen der Emissionen um einen Mittelwert festzustellen, wobei andere Betriebsparameter wie z.B. Abgastemperatur oder Kesselwassertemperatur noch Änderungen erfahren können. Demgegenüber ist der stationäre Dauerbetrieb eine zeitlich länger andauernde Betriebsweise bei maximaler Feuerungswärmeleistung mit nur noch geringfügigen Änderungen der Emissio- nen und anderer Betriebsparameter (z.B. Abgastemperatur). In die Berechnung des Emissions- faktors gehen als wesentliche Einflussgrößen die Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleis- tung und die dazugehörige Schalthäufigkeit der Wärmeerzeuger in der Heizzeit ein. Im Berech- Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 101 nungsmodell ist zusätzlich eine Nachtabsenkung der Heizgeräte mit gegenüber dem Betrieb bei Tag geringerer relativer Kesselleistung integriert. Bild 8.1: Teilschritte zur Ermittlung der Emissionsfaktoren Emissionen für Start, Stopp u. quasistationären Betrieb in Abhängigkeit von der relativen Kesselleistung Berechnung der Emissions- werte in Anlehnung an DIN 4702 Teil 8 Brennerlauf-/-stillstandszeiten aus Messreihe 2 (intermittierender Betrieb) Schalthäufigkeit in der Heiz- zeit einschließlich von Kaltstarts Emissionen in der Heizzeit für Start, Stopp, Kaltstart und quasistationärer Betrieb Emissionsfaktoren für den intermittierenden Betrieb Brennstoffverbrauch in der Heizzeit Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung in der Heizzeit Berücksichtigung der Anlagenstruktur mittlere Emissionsfaktoren für die Bereiche Haushalte und Kleinverbraucher bauartspezifische Emissionsfaktoren (z.B. Heizkessel mit Ölbrennern mit Gebläse) Berücksichtigung des an- teiligen Endenergieverbrauchs Anzahl der Benutzungs- stunden in der Heizzeit Emissionsfaktoren aus Messreihe 1 (stationärer Betrieb) EndergebnisseEingangsdaten Zwischenergebnisse Faktoren Seite 102 Ermittlung der Emissionsfaktoren 8.1.1 Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung Der Wärmebedarf von Gebäuden zur Raumheizung bei ganzjähriger Nutzung wird u.a. von den Gebäudeeigenschaften, den Witterungs- und Klimabedingungen des Standortes und vom Be- haglichkeitsempfinden des Nutzers bestimmt (DIN 4701 Teil 1, 1995). Um eine ausreichende thermische Behaglichkeit des Nutzers in einem umbauten Raum herzustellen, muss ab einer bestimmten Außentemperatur dem Raum Heizwärme zugeführt werden. Dieser Zeitpunkt, bei dem sich der Wärmeverlust bspw. über Transmission und Lüftung durch die Gebäudehülle nach außen und der Wärmegewinn durch interne Quellen (z.B. Sonneneinstrahlung, Personen, Elekt- rogeräte) das Gleichgewicht halten, wird auch als Heizgrenze bezeichnet (Brenner, 1988). Die Heizzeit wird rein kalendermäßig vom 1. September bis zum 31. Mai des Folgejahres, also auf neun Monate, festgesetzt. Die in vielen Arbeiten genannte Heizperiode ist nicht gleich der Heiz- zeit, sondern sie fällt in diese und wird erst nachträglich bekannt. Die Heizperiode ist witte- rungsabhängig und beginnt im Herbst, wenn die Außentemperatur von 15 °C im übergreifenden Fünftagesmittel letztmals unterschritten wird. Sie endet im Frühjahr, wenn umgekehrt im über- greifenden Fünftagesmittel eine Außentemperatur von 15 °C erreicht wird. Die Heizperiode kann längstens den Zeitraum der Heizzeit umfassen (VDI 2067 Blatt 1, 1983). Der Verlauf der Außentemperatur ist u.a. von der geographischen Lage eines Ortes bestimmt. Ordnet man die Tagesmitteltemperaturen der Außentemperatur in einem Jahr in Form einer Summenhäufigkeitskurve an, so erhält man die geordnete Jahresdauerlinie der Außentempera- tur (VDI 2067 Blatt 6, 1989). Der Wärmebedarf eines Gebäudes ist in erster Näherung proporti- onal zur Differenz der Innen- und Außentemperatur, so dass jedem Punkt der Jahresdauerlinie eine relative Kesselleistung (s. Definitionen) zur Deckung des Wärmebedarfs zugeordnet wer- den kann (VDI 2067 Blatt 6, 1989). Man spricht dann von einer Summenhäufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung. Der Heizwärmebedarf in der Heizzeit wird noch pauschal um den Einfluss innerer und äußerer Wärmequellen sowie dem reduzierten Wärmebedarf in den Nacht- stunden und in der Übergangszeit verringert (Höbel et al., 1988). Die um diese Einflüsse modifi- zierte Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung ist Bild 8.2 in dargestellt. 0 20 40 60 80 100 0 50 100 150 200 250 Zahl der Heiztage re la tiv e Ke ss el le is tu ng in % 62,8 47,6 38,8 30,3 12,8 relative Kesselleistungen nach DIN 4702 Teil 8 Bild 8.2: Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung in der Heizzeit Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 103 Diese modifizierte Häufigkeitsverteilung stellt u.a. die Berechnungsgrundlage für die Ermittlung des Normnutzungsgrads von Wärmeerzeugern in der DIN 4702 Teil 8 (1990) dar. Um den Messaufwand in einem vertretbaren Rahmen zu halten, wurden in der Norm fünf Betriebspunk- te festgelegt, bei denen die bereitgestellte Wärme im gesamten Zeitraum jeweils gleich groß ist. Diese fünf Betriebspunkte sind ebenfalls in Bild 8.2 eingezeichnet, wobei die dazugehörigen Rechtecke alle die gleiche Fläche haben. Die Anzahl der Heiztage, bei denen in der Summe eine relative Kesselleistung während der Heizzeit auftritt, kann Tabelle 8.1 entnommen werden. Tabelle 8.1: Relative Kesselleistung und Anzahl der Heiztage in der Heizzeit Relative Kesselleistung Anzahl der Heiztage % - 62,6 24,5 47,6 32,2 38,8 39,5 30,3 50,5 12,8 119,7 Durch Multiplikation der relativen Kesselleistung mit der Anzahl der Heiztage kann die dazuge- hörige Brennerlaufzeit in der Heizzeit berechnet werden. Die gesamte Brennerlaufzeit, die zur Deckung des Wärmebedarfs des Gebäudes in der Heizzeit notwendig ist, ergibt sich aus der Addition der Brennerlaufzeiten bei den einzelnen relativen Kesselleistungen. Die berechnete Brennerlaufzeit ist identisch mit den Vollbenutzungsstunden eines Wärmeerzeugers (Brenner, 1989). Bei einem angenommen Betrieb des Wärmeerzeugers von 24 h und der obigen Vertei- lung der relativen Kesselleistung ergeben sich für die Heizzeit rechnerisch 1.838 Vollbenut- zungsstunden. Eine häufig in der Praxis anzutreffende Überdimensionierung des Wärmeerzeu- gers führt bei gleichem Wärmebedarf des Gebäudes zu kürzeren Brennerlaufzeiten und länge- ren -stillstandszeiten, mit der Folge einer geringeren Anzahl an Vollbenutzungsstunden. In der hier verwendeten Modellrechnung zur Integration der Start- und Stopp-Emissionen in Emissionsfaktoren wird von einem 16-stündigen Tagbetrieb mit "normalem" Wärmebedarf und einem 8-stündigen Nachtbetrieb mit reduziertem Wärmebedarf (Nachtabsenkung) an einem Heiztag ausgegangen. Dem Tagbetrieb wird die zuvor beschriebene Häufigkeitsverteilung der relativen Kesselleistung zugeordnet. Ist die relative Kesselleistung im Tagbetrieb kleiner 38,8 % (bspw. in der Übergangszeit am Anfang und Ende der Heizzeit), so ist in den Nachtstunden kein Wärmebedarf vorhanden. Die relative Kesselleistung beträgt 0 %. In den Nachtstunden wird die im Wärmeerzeuger und im Heizsystem gespeicherte Wärme aus dem Tagbetrieb langsam ab- gegeben, so dass am anderen Morgen das gesamte System sich auf dem Temperaturniveau der Umgebung befindet. Um die Kesselwassertemperatur und das Heizsystem dann wieder auf Betriebstemperatur für den Tagbetrieb zu bringen, ist eine Aufheizung mit einer gegenüber dem normalen Betrieb längeren Brennerlaufzeit notwendig. Dieser erste Start am Morgen entspricht einem Kaltstart, der rechnerisch dem Tagbetrieb zugerechnet wird. Dadurch verringert sich die Brennerlaufzeit am Tag entsprechend. Seite 104 Ermittlung der Emissionsfaktoren Am Beispiel der untersuchten Brenner-Kessel-Kombination H1-B1 werden in Tabelle 8.2 die berechneten Brennerlaufzeiten für den Tag- und Nachtbetrieb in der Heizzeit unter Berücksich- tigung der Nachtabsenkung und des Kaltstarts wiedergegeben. Die Brennerlaufzeit für einen typischen Kaltstart wurde aus den eigenen Ergebnissen der untersuchten Heizgeräte über- nommen, mit einer Aufheizung auf eine Kesselwassertemperatur von 50 °C. Tabelle 8.2: Brennerlaufzeiten für den Tag-/Nachtbetrieb sowie den Kaltstart in der Heizzeit Relative Kesselleistung bei Betrieb Anzahl der Heiztage Brennerlaufzeit beim Betrieb 16 h Tag 8 h Nacht - 16 h Tag 8 h Nacht Kaltstart % % - h h h 62,6 38,8 24,5 245 76 47,6 30,3 32,2 245 78 38,8 12,8 39,5 245 40 30,3 0 50,5 236 2) - 9 1) 12,8 0 119,7 223 2) - 22 1) Summe 266,4 1.225 194 31 Summe - - 1.450 1) Brennerlaufzeit für Kaltstart aus eigenen Versuchsergebnissen übernommen mit einer Aufheizung auf eine Kesselwassertemperatur von 50 °C 2) erster Start am Tag wird als Kaltstart gerechnet, dadurch reduziert sich Brennerlaufzeit In vergleichbarer Weise wurden die Brennerlaufzeiten für alle untersuchten Heizgeräte mit ein- stufigen Brennern berechnet. Etwas anders sah die Berechnung für den Gas-Brennwertkessel (G3) und den Gas-Umlaufheizer (G7) aus, die über einen modulierenden Brenner mit einer An- passung der Feuerungswärmeleistung an den Wärmebedarf verfügten. Die sich einstellende momentane Feuerungswärmeleistung des Brenners während des Dauerbetriebs entspricht der relativen Kesselleistung. Bei geringerem Wärmebedarf als der minimalen Feuerungswärmeleis- tung verhielten sie sich analog zu einem einstufigen Brenner mit Ein-Aus-Schaltung. Durch den modulierenden Betrieb erhöht sich die Brennerlaufzeit in der Heizzeit deutlich gegenüber dem intermittierenden Betrieb, die Starthäufigkeit nimmt ab. Unter den gegebenen Prüfstandsbedin- gungen lag der Übergang vom intermittierenden zum stationären Dauerbetrieb für Heizgerät G3 im Bereich einer relativen Kesselleistung von 60 %. Etwas größer war der Modulationsbereich beim untersuchten Heizgerät G7. Hier lag der Übergangspunkt im Bereich von 50 %. In der Be- rechnung der Brennerlaufzeiten für die gesamte Heizzeit wurde deshalb bei der relativen Kes- selleistung von 62,6 % für Heizgerät G3 und bei 47,6 % und 62,6 % für Heizgerät G7 ein statio- närer Dauerbetrieb angesetzt. Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 105 8.1.2 Ermittlung der Schalthäufigkeit In verschiedenen Untersuchungen zur Anzahl der Start- und Stoppvorgänge in der Heizzeit von Wärmeerzeugern mit einstufigen Brennern wurde gezeigt, dass die Schalthäufigkeit unter ande- rem von der relativen Kesselleistung, vom Kesselwasserinhalt, der Kesselmasse, der Spreizung der Kesselwassertemperatur und vom Massenstrom im Heizkreis abhängig ist (Hörmann und Höß, 1997; Cerbe und Baumgarth, 1997, Rilling, 1999). Schalthäufigkeiten pro Jahr im Bereich von 15.000 bis 40.000 für Heizkessel mit Gebläsebrenner sind in der Praxis keine Seltenheit (Brenner, 1995 und 1999; Buderus, 1993). Auf dem Prüfstand ist die Schalthäufigkeit festgelegt durch die Schaltdifferenz des Kesselther- mostaten, der Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf und dem Heizmittelstrom. Bei den untersuchten Heizgeräten wurde als Temperaturspreizung der Kesselwassertemperatur die Werkseinstellung der Hersteller übernommen. Die Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf wurde für jeden Versuch entsprechend der zuvor festgelegten Versuchsmatrix (s. Ta- belle 7.5) in Anlehnung an DIN 4702 Teil 8 (1990) in Abhängigkeit von der Kesselwassertempe- ratur eingestellt. Der in den Kühlkreislauf abgeführte Wärmestrom wurde mit Hilfe des Mischers so eingestellt, dass die gewünschte relative Kesselleistung erreicht wurde. Nach einigen Schaltzyklen stellen sich entsprechend zur relativen Kesselleistung konstante Brennerlauf- und -stillstandszeiten ein. Aus den Versuchsergebnissen wurde die Anzahl der Start-/Stoppvorgänge als Schalthäufigkeit bezogen auf 24 h Betriebszeit in Abhängigkeit von der relativen Kesselleistung für jede unter- suchte Brenner-Kesselkombination berechnet. In Bild 8.3 sind beispielhaft für drei untersuchte Brenner-Kessel-Kombinationen mit unterschiedlichem Kesselwasserinhalt (Heizkessel H1: 88 l, Heizkessel H3: 33 l, Heizkessel G5: 7 l) und einer Feuerungswärmeleistung von ~ 20 kW des einstufigen Brenners die berechneten Schalthäufigkeiten dargestellt. 0 50 100 150 200 250 0 20 40 60 80 100 relative Kesselleistung in % Sc ha lth äu fig ke it Heizkessel H1 (88 l Wasserinhalt) Heizkessel H3 (33 l Wasserinhalt) Gasgerät G5 (9 l Wasserinhalt) Bild 8.3: Anzahl der Start-/Stoppvorgänge (Schalthäufigkeit) bezogen auf 24 h Betriebs- zeit von Heizkessel H1 und H3 bzw. dem Gasgerät G5 mit einstufigen Brennern in Abhängigkeit von der relativen Kesselleistung Seite 106 Ermittlung der Emissionsfaktoren Deutlich ist ein Anstieg der Schalthäufigkeit mit zunehmender relativer Kesselleistung zu erken- nen, mit einem Maximalwert bei 50 %. Über 50 % relativer Kesselleistung geht bei vergleichba- ren Bedingungen die Schalthäufigkeit, bedingt durch längere Brennerlaufzeiten, zurück. Mit größerem Kesselwasserinhalt nimmt die Schalthäufigkeit ab. Die Schalthäufigkeit der untersuchten Brenner-Kessel-Kombinationen wurde aus den auf dem Prüfstand ermittelten Brennerlauf- und -stillstandszeiten in Abhängigkeit von der erreichten rela- tive Kesselleistung berechnet. Durch die Punkte wurde ein Polynom 2. Ordnung gelegt und die Schalthäufigkeit an den festgelegten Punkten der relativen Kesselleistung nach DIN 4702 Teil 8 (1990) berechnet. In Tabelle 8.3 sind beispielhaft für die durchgeführte Berechnung der Schalthäufigkeiten der untersuchten Heizgeräte die Ergebnisse für die Brenner-Kessel-Kombination H1-B1 wiederge- geben. Unterschieden wird die Schalthäufigkeit für den Tagbetrieb (16 h), den Nachtbetrieb (8 h) und den Kaltstart. Tabelle 8.3: Schalthäufigkeit in der Heizzeit für einen einstufigen Brenner unter Berücksichti- gung der Summenhäufigkeit der relativen Kesselleistung bei Tagbetrieb (16 h) und bei Nachtbetrieb (8 h) sowie dem Kaltstart (Heizkessel H1: 88l Wasserinhalt, Brenner B1 mit 23 kW Feuerungswärmeleistung) relative Kesselleistung in % Starts je h Zahl der Heiztage Schalthäufigkeit 2) Tag Nacht Tag Nacht Tag Nacht Kaltstart 12,8 - 1,8 - 119,7 3.2441) 0 120 30,3 - 3,3 - 50,5 2.6411) 0 50 38,8 12,8 3,8 1,8 39,5 2.371 555 - 47,6 30,3 4,0 3,3 32,2 2.035 858 - 62,6 38,8 3,7 3,7 24,5 1.4,63 735 - Summe 266,4 11.755 2.149 170 Summe 14.074 1) erster Start am Tag wird als Kaltstart gerechnet, dadurch reduziert sich die Schalthäufigkeit um die Zahl der Kaltstarts 2) Berechnungen erfolgten nicht mit gerundeten Zahlen, weshalb sich bei den Berechnungen der Schalt- häufigkeit mit den gerundeten Zahlen Abweichungen ergeben können. Aus der modellhaften Berechnung unter den Randbedingungen der Prüfstandsuntersuchung ergibt sich für die Heizzeit eine Schalthäufigkeit von 14.000. Der überwiegende Teil ist dem normalen Betrieb bei Tag und Nacht zurechnen. Die Anzahl der Kaltstarts ist demgegenüber von untergeordneter Bedeutung. Sie machen lediglich 1,2 % aller Starts in der Heizzeit aus. Die berechnete Schalthäufigkeit steht in sehr guter Übereinstimmung mit bereits zu Anfang zitierten Werten für die Starthäufigkeit von installierten Anlagen mit 15.000 Starts und mehr (Brenner, 1995 und 1999; Buderus, 1993), so dass die selbst berechneten Schalthäufigkeiten in die Be- rechnungen zur Ermittlung der Emissionsfaktoren übernommen werden. Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 107 In Bild 8.4 sind die nach obigem Muster berechneten Schalthäufigkeiten für die untersuchten Brenner-Kessel-Kombinationen (ohne Gas-Vorratswasserheizer) dargestellt. Die Ergebnisse der Berechnungen verschiedener Ölbrenner an einem Heizkessel wurden unter Bildung eines Mittelwerts zusammengefasst. Je nach Feuerungswärmeleistung des Ölbrenners liegen die Abweichungen vom Mittelwert im Bereich von weniger als 400 Starts. 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 H1 H2 H3 G1 G2 G3 G5 G7 G8 Sc ha lth äu fig ke it in d er H ei zz ei t Ölfeuerungen Gasfeuerungen Br en nw er tk es se l G eb lä se - br en ne r B 1. .4 G eb lä se br en ne r B3 , B 6; B 7 Br en nw er tk es se l G eb lä se - br en ne r B 5 H ei zk es se l m it G as br en ne r o hn e G eb lä se D ur ch la uf wa ss er he ize r Ko m bi wa ss er he ize r G eb lä se - br en ne r Bild 8.4: Berechnete Schalthäufigkeiten in der Heizzeit für die untersuchten Brenner- Kessel-Kombinationen unter Berücksichtigung der Summenhäufigkeit der relati- ven Kesselleistung nach DIN 4702 Teil 8 (1990) Die ermittelten Schalthäufigkeiten in der Heizzeit liegen im Bereich zwischen 14.000 und 43.000. Tendenziell weisen Gasfeuerungen eine höhere Anzahl an Start- und Stoppvorgängen auf als Ölfeuerungen. Ursache hierfür waren die zum Teil geringen Kesselwasserinhalte, mit der Folge von kürzeren Brennerlaufzeiten und häufigeren Schaltungen. Bei der festgelegten Versuchsmatrix in Anlehnung an die DIN 4702 Teil 8 (1990) mit einer geringen Wärmeabnahme an den Punkten kleiner relativer Kesselleitungen trat auch bei den Heizgeräten mit modulieren- den Brennern ein taktender Betrieb mit Ein-Aus-Schaltungen auf. 8.1.3 Emissionen der untersuchten Heizgeräte Die Emissionen für die Start- und Stoppvorgänge sowie für den quasistationären Betrieb wur- den für alle untersuchten Heizgeräte anhand einer zuvor festgelegten Versuchsmatrix (s. Tabel- le 7.5) ermittelt. Für alle Heizgeräte wurde versucht, die in der Versuchsmatrix vorgegebenen relativen Kesselleistungen möglichst genau einzustellen. Besonders bei geringen relativen Kes- selleistungen war der Zeitraum, bis sich das gesamte System in einem eingeschwungenen Zu- stand befand, zum Teil sehr lang und wurde erst nach einigen Schaltzyklen erreicht. Dadurch bedingt ergaben sich Abweichungen zwischen der geforderten relativen Kesselleistung und der tatsächlich erreichten für den Versuch. Da die Höhe der Emissionen, insbesondere für den Start, von der relativen Kesselleistung abhängig sind, mussten diese Abweichungen nachträg- lich kompensiert werden. Seite 108 Ermittlung der Emissionsfaktoren Die Emissionen für den Start bzw. Stopp wurden über der relativen Kesselleistung in einem Diagramm aufgetragen (Bild 8.5). Berücksichtigt wurden hierbei alle Emissionen aus Messungen bei unterschiedlichen relativen Kesselleistungen, unabhängig von der eingestellten mittleren Kesselwassertemperatur (s. Kapitel 7.3.2). Durch (in der Regel 5 Messpunkte) wurde eine geeignete Ausgleichkurve nach der Methode der kleinsten Fehlerquadrate gelegt. Mittels der mathematischen Funktion der Ausgleichskurve wurden anschließend die Emissionen an den festgelegten Punkten der relativen Kesselleistung neu berechnet. 0 5 10 15 20 25 0 20 40 60 80 100 relative Kesselleistung in % 0 5 10 15 20 25 M eh re m is si on je S tar t in m g b zw . m gC CO (Start) TOC (Start) TOC (Stopp) CO (Stopp) Emission aus Messung Ausgleichkurve berechnete Emission Em is si on je S top p i n m g b zw . m gC Bild 8.5: Ermittlung der Emissionen für den Start und Stopp an den vorgegebenen Punk- ten der relativen Kesselleistungen nach Tabelle 8.1 aus den Emissionen der Messungen unter Verwendung einer mathematischen Funktion am Beispiel der Brenner-Kessel-Kombination H1-B1 In gleicher Weise wurden auch die ermittelten Emissionskonzentrationen im quasistationären Betrieb den festgelegten Punkten der relativen Kesselleistung angepasst. 8.1.4 Berechnung der gerätespezifischen Emissionsfaktoren für den intermittieren- den Betrieb Zur Berechnung der Emissionsfaktoren für den intermittierenden Betrieb der Heizgeräte wird unter Berücksichtigung der Emissionen für den Start, Stopp und quasistationären Betrieb eine Aufsummierung der Emissionen für die Heizzeit erstellt. Die gesamte emittierte Menge einer Abgaskomponente wird anschließend auf den Energieverbrauch in der Heizzeit bezogen. Der Rechengang wird beispielhaft für das im trockenen Abgas gemessene CO und die Brenner- Kessel-Kombination H1-B1 beschrieben. Für die im feuchten Abgas gemessen Abgaskompo- nenten CH4 und TOC ist noch zusätzlich das Volumen des Wasserdampfs aus der Verbrennung im Abgas in den Gleichungen zu berücksichtigen. Die Emission einer Abgaskomponente (Ei) in der Heizzeit eines Jahres bei einer relativen Kes- selleistung i im Tag- oder Nachtbetrieb (s. Tabelle 8.2) setzt sich, unter Berücksichtigung der Anzahl an Start- und Stoppvorgängen entsprechend der ermittelten Schalthäufigkeit (Bild 8.3), Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 109 zusammen aus der Mehremission für den Brennerstart (EStart,i), der Emission für den Brenner- stopp (EStopp,i) sowie der Emission des quasistationären Betriebs (Equasi,i) der dazugehörigen Brennerlaufzeit. Darin enthalten ist auch die Emission (EKalt,i) aus der Zahl an Kaltstarts, wenn der relativen Kesselleistung i im Nachtbetrieb ein Kaltstart am nächsten Morgen (s. Tabelle 8.3) zugeordnet wird: i,quasii,Stoppi,Starti,Kalti EEEEE +++= (8.1). mit: i relative Kesselleistung Ei Emission einer Abgaskomponente in der Heizzeit in mg oder mgC EKalt,i Emission für den Kaltstart in mg oder mgC EStart,i Emission für den Start in mg oder mgC EStopp,i Emission für den Stopp in mg oder mgC Equasi,i Emission für den quasistationären Betrieb Die einzelnen Teilbeträge berechnen sich wiederum (einschließlich der Anteile aus dem Kalt- start) wie folgt: Kaltstart: i,MKii,Kalt E*kE = (8.2) Start: i,Miii,Start E*)kn(E −= (8.3) Stopp: i,Sii,Stopp E*nE = (8.4) quasistationärer Betrieb: i,Qi,Bi,Lauftr,Ai,qausi c*m*t*VE = (8.5) mit: i relative Kesselleistung ni Anzahl der Starts bzw. Stopps entsprechend der Schalthäufigkeit aus Bild 8.3 in der Heizzeit eines Jahres ki Anzahl der Kaltstarts aus Tabelle 8.3 in der Heizzeit eines Jahres EM,i Mehremission für den Brennerstart in mg oder mgC ES,i Emission für den Brennerstopp in mg oder mgC EMK,i Mehremission für den Kaltstart in mg oder mgC cQ,i Emissionskonzentration im quasistationären Betrieb in mg/m3 oder mgC/m3 VA,tr trockenes Abgasvolumen in m3/kgHeizöl oder m3/m3Gas iB,m Brennstoffmassenstrom im kgHeizöl/h oder m 3 Gas/h tLauf,i Brennerlaufzeit in h Die Brennerlaufzeit tLauf,i pro Jahr für jede relative Kesselleistung i (s. Tabelle 8.1) berechnet sich mit der relativen Kesselleistung Φi (in %), der Anzahl an Betriebsstunden Bi in Abhängig- keit von der Tageszeit (16 h für den Tagbetrieb; 8 h für den Nachtbetrieb), der Brennerlaufzeit für den Kaltstart tKalt,i (in h) und der Anzahl der Heiztage Hi zu: ii,Kalti i i,Lauf H*tB*%100 t     + Φ = (8.6) mit: tLauf,i Brennerlaufzeit in h in der Heizzeit bzw. im Jahr Φi relative Kesselleistung in % Bi Betriebsstunden am Tag (16 h) oder in der Nacht (8 h) tkalt,i Brennerlaufzeit für einen Kaltstart in h Hi Anzahl der Heiztage mit der relativen Kesselleistung i nach DIN 4702 Teil 8 Die Summe der Emissionen Ei nach Gleichung (8.1) (in mg) bezogen auf die Summe der einge- setzten Energie (in TJ) in der Heizzeit ergibt den Emissionsfaktor EFintermittierend für den intermit- Seite 110 Ermittlung der Emissionsfaktoren tierenden Betrieb der untersuchten Heizgeräte: ∑ ∑ = = = I 1i B,uBi,Lauf I 1i i ndermittiereint H*m*t E EF  (8.7) mit: EFintermittierend Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb eines untersuchten Heizgeräts in mg/TJ oder mgC/TJ HU,B Heizwert des Brennstoffs in MJ/kgHeizöl oder MJ/m3Gas tLauf,i Brennerlaufzeit in h Ei Emission für die relative Kesselleistung i aus Gleichung (8.1) in mg oder mgC Bm Brennstoffmassenstrom in kgHeizöl/h oder m 3 Gas/h In der Berechnung der Emissionsfaktoren für den intermittierenden Betrieb wurde die Schalt- häufigkeit für die Raumheizung in der Heizzeit eines Jahres zugrundegelegt. In Tabelle 8.4 sind am Beispiel der untersuchten Brenner-Kessel-Kombination H1-B1 (Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse) die berechneten die Emissionsmengen an CO nach Gleichung (8.1) in der Heiz- zeit eines Jahres, aufgeschlüsselt nach der relativen Kesselleistung bei Tag bzw. in der Nacht und den einzelnen Betriebsphasen, dargestellt. Die Summe der Teilbeiträge bezogen auf den Brennstoffverbrauch in der Heizzeit stellt den Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb dar. Zum Vergleich hierzu sind der Emissionsfaktor für den stationären Dauerbetrieb anhand der eigenen Messungen und der Norm-Emissionsfaktor, wie er den Antragsunterlagen dieser Brenner-Kessel-Kombination für die Vergabe des Umweltzeichens RAL-UZ 46 entnommen wurde (Pfeiffer et al., 2000), mit aufgeführt. Tabelle 8.4: Berechnung der Emissionen an CO der einzelnen Betriebsphasen sowie der daraus berechnete Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb am Beispiel der Brenner-Kessel-Kombination H1-B1 (berechnet mit Gleichung (8.1)) Rel. Kessel- leistung (Mehr-)Emissionen für den Emissions- konzentration im Emissionsmengen Tag Nacht Kaltstart Start Stopp quasistationären Betrieb Kaltstart Start Stopp quasistationärer Betrieb i i EKalt,i EStart,i EStopp,i Equasi,i EKalt EStart EStopp Equasi % % mg mg mg mg/m3 g/a g/a g/a g/a 12,8 - 25 22 4,8 0,67 3,0 72 16 6,6 30,3 - 25 13 4,6 0,91 1,3 33 12 6,7 38,8 12,8 - 9,9 4,6 0,97 _ 36 14 7,9 47,6 30,3 - 7,6 4,5 0,98 - 26 13 8,9 62,6 38,8 - 4,6 4,5 0,88 - 14 9,9 8,5 Summe 4,3 181 65 39 Summe in g/a 289 Brennstoffverbrauch in der Heizzeit in MJ 119.151 Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb in kg/TJ 2,3 Emissionsfaktor für den stationären Betrieb in kg/TJ 0,33 1) Norm-Emissionsfaktor nach RAL UZ 46 in kg/TJ (Pfeiffer et al., 2000) 0,55 1) Einstellung der Heizgeräte nach Herstellerangaben mit hohem CO2-Gehalt und niedriger CO- Konzentration im Abgas, wobei die Emission an NOx unterhalb der Anforderung in RAL UZ 46 (1997) Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 111 Aus den Ergebnissen in Tabelle 8.4 kann man erkennen, dass der wesentliche Beitrag am E- missionsaufkommen in der Heizzeit für diese Brenner-Kessel-Kombination aus dem Start und Stopp des Brenners kommt. Der quasistationäre Betrieb trägt nur zu etwa 14 % bei. Nahezu unbedeutend mit weniger als 2 % ist hingegen das Emissionsaufkommen aus den Kaltstarts. Als Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb wurden 2,3 kg/TJ ermittelt. Im Vergleich zum Emissionsfaktor für den stationären Dauerbetrieb von 0,33 kg/TJ ist dieser Wert um den Faktor 7 höher. In den Vergabegrundlagen zum RAL-UZ 46 (Units mit Ölbrenner mit Gebläse) ist festgelegt, dass die Ermittlung des Emissionsverhaltens anhand des Norm-Emissionsfaktors erfolgen soll. Dieser wird durch Bildung eines arithmetischen Mittelwertes über alle fünf Teillast- punkte (relative Kesselleistung) und den dabei gemessenen Emissionen im quasistationären Betrieb entsprechend DIN 4702 Teil 8 bestimmt. Auch dieser Norm-Emissionsfaktor liegt mit 0,55 kg/TJ deutlich unter dem ermittelten Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb. Solche Emissionsfaktoren können also nicht zur Berechnung tatsächlicher Emissionen von Heizanlagen verwendet werden. Sie dienen lediglich als Maßstab für eine vergleichbare Bewer- tung von Heizgeräten gleicher Bauart. Wird das Heizgerät auch zur Warmwassererzeugung genutzt, so sind auch hierfür Brenner- starts anzusetzen. Bei modernen Heizungsregelungen geht die Warmwassererzeugung der Raumheizung vor, so dass beispielsweise nach einem Brennerstart am Morgen zuerst der Warmwasserspeicher geladen und anschließend auf den Heizbetrieb umgeschaltet wird. Da sich nun zum Zeitpunkt des Umschaltens das Heizgerät schon im stationären Dauerbetrieb be- findet, ist für den Heizbetrieb kein erneuter Brennerstart mehr notwendig. Die Anzahl der Bren- nerstarts zur Warmwassererzeugung ist somit in der berechneten Anzahl der Starts für den Heizbetrieb bereits enthalten. Energiemäßig wird die Erzeugung von Warmwasser aufgrund der geringen Anzahl an Starts (ca. 2mal täglich) dem Heizbetrieb zugeordnet. Dies stellt in bezug auf die berechneten Emissionen den ungünstigeren Fall dar, da bei gleicher Energiemenge zur Erzeugung von Warmwasser und zur Raumheizung im Heizbetrieb wesentlich mehr Starts not- wendig sind, als bei der Erzeugung von Warmwasser mit einem Start und anschließendem sta- tionären Dauerbetrieb des Brenners. Tabelle 8.5 enthält die berechneten Emissionsfaktoren der untersuchten Brenner-Kessel- Kombinationen im intermittierenden Betrieb für die Heizzeit eines Jahres. Die Emissionsfakto- ren für NMTOC sind aus der Differenz der Emissionsfaktoren für TOC und CH4 berechnet. Seite 112 Ermittlung der Emissionsfaktoren Tabelle 8.5: Emissionsfaktoren der untersuchten Heizgeräte für den intermittierenden Betrieb CO TOC CH4 NMTOC Heizkessel bzw. Heizgerät Brenner 1) kg/TJ kgC/TJ kg/TJ kgC/TJ Ölfeuerungen Gebläsebrenner 1 H1-B1 2,3 1,5 0,49 1,1 Gebläsebrenner 2 H1-B2 1,9 1,0 0,48 0,66 Gebläsebrenner 3 H1-B3 3,7 1,2 0,45 0,86 Heizkessel 1 mit Brennkammereinsatz Gebläsebrenner 4 H1-B4 2,4 1,6 0,44 1,2 Heizkessel 2 mit Brennkammereinsatz Gebläsebrenner 5 H2-B5 43 17 1,5 16 Gebläsebrenner 6 H3-B6 7,3 6,9 2,0 5,4 Gebläsebrenner 3 H3-B3 7,8 1,9 0,61 1,4 Heizkessel 3 Gebläsebrenner 7 H3-B7 3,3 2,4 0,74 1,9 Gasfeuerungen Heizkessel 1 mit Brennkammer Gasgebläsebrenner H1-G1 32 16 19 2,0 Brennwert-Heizkessel 1 Flächenbrenner G2 21 31 36 4,7 Brennwert-Heizkessel Flächenbrenner G3 10 28 33 3,7 Spezialheizkessel 2) Stabbr. mit Wärmeleitstäben G4 - - - - Spezialheizkessel 2 Stabbrenner G5 5,6 27 33 2,7 Vorratswasserheizer Flächenbrenner G6 17 36 26 19 Umlaufwasserheizer 1 Flächenbrenner G7 16 14 16 2,2 Umlaufwasserheizer 2 Flächenbrenner G8 15 19 23 2,3 1) Beschreibung der Brenner in Tabelle 7.4 2) Berechnung wurde nicht vorgenommen, da im quasistationären Betrieb die Emissionen bspw. für CO mit Werten bis zu 150 kg/TJ unrealistisch hoch waren In den durchgeführten Untersuchungen wurden Emissionsfaktoren für CO, TOC, CH4, NMTOC und N2O für Heizgeräte im stationären Dauerbetrieb (Messreihe 1) und für den intermittierenden Betrieb (Messreihe 2, nicht für N2O) ermittelt. Für die spätere Berechnung der bauartspezifi- schen und mittleren Emissionsfaktoren muss eine gemeinsame Basis (intermittierender Betrieb) der gerätespezifischen Emissionsfaktoren aus beiden Messreihen geschaffen werden. Das Verhältnis der Emissionsfaktoren für den intermittierenden (Tabelle 8.5) und dem stationären Betrieb derselben untersuchten Heizgeräte in Messreihe 2 (Tabelle 7.8 und 7.9) ergibt einen Faktor, der auf die Emissionsfaktoren der Heizgeräte in Messreihe 1 angewendet wurde, um eine Abschätzung der Emissionen dieser älteren Heizgeräte im intermittierenden Betrieb zu ermöglichen. Die Größe der Faktoren wurde individuell für die jeweilige Abgaskomponente in Abhängigkeit vom Brennstoff, der Gerätebauart und der Höhe der Emissionen im (quasi-) stati- onären Betrieb festgelegt. Die Faktoren sind in Tabelle G.1 im Anhang G dokumentiert. Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 113 8.2 Berechnung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren In diesem Abschnitt wird die Berechnung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren für den Be- reich der Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern sowie Deutschland unter Verwendung der zuvor ermittelten gerätespezifischen Emissionsfaktoren für den intermittierenden Betrieb, der Alters- und Leistungsstruktur und des bauartspezifischen E- nergieverbrauchs vorgenommen. Als Datenbasis für die Berechnung wurden für die neuen wie auch für die alten Bundesländer die Emissionsfaktoren aus den eigenen Messungen übernom- men. Angepasst an die Verhältnisse in den alten und neuen Bundesländern wurde die Alters- struktur und die Aufteilung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs. Die Berechnung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren wurde in einem Tabellenkalkulationsprogramm durchge- führt. Beispielhaft für den Rechengang ist ein Arbeitsblatt als Tabelle G.2 im Anhang G wie- dergegeben. Wurden mehrere Heizgeräte der gleichen Baurat (z.B. Gas-Brennwertgerät, Altersstufe bis 1990 und Leistungsbereich < 25 kW) untersucht, so wurden die einzelnen gerätespezifischen Emissionsfaktoren EFG,L,A,j zu einem Emissionsfaktor EFG,L,A zusammengefasst (s. auch Tabelle G.2 in Anhang G): J EF EF J 1j j,A,L,G AL,G, ∑ = = (8.8) mit: EFG,L,A zusammengefasster Emissionsfaktor für eine Gerätebauart innerhalb eines Leistungsbe- reichs und Alterstufe in kg/TJ oder kgC/TJ EFG,L,A,j gerätespezifischer Emissionsfaktor innerhalb einer Gerätebauart, Altersstufe und Leistungsbereich in kg/TJ oder kgC/TJ J Anzahl der untersuchten Heizgeräte innerhalb einer Gerätebauart, Altersstufe und Leis- tungsbereich G Gerätebauart, z.B bei Ölfeuerungen Ölbrenner ohne Gebläse L innerhalb einem der Leistungsbereiche 4 - 25 kW, 25 - 50 kW oder > 50 kW A innerhalb einer Altersstufe Die Altersstruktur der installierten Feuerungsanlagen wurde in der Berechnung der Emissions- faktoren ebenfalls berücksichtigt. Dazu wurde eine Wichtung der zuvor berechneten Emissions- faktoren EFG,L,A unter Verwendung der ermittelten Altersstruktur (s. Kapitel 3.5) innerhalb eines Leistungsbereich L vorgenommen: ∑ =     = 2 1A AL,G, k LG, EF*%100 AEF (8.9) mit: EFG,L zusammengefasster Emissionsfaktor für eine Gerätebauart innerhalb eines Leistungsbe- reichs in kg/TJ oder kgC/TJ EFG,L,A zusammengefasster Emissionsfaktor für eine Gerätebauart innerhalb einer Alterstufe und einem Leistungsbereich in kg/TJ oder kgC/TJ Ak Anteil einer Altersstufe am Bestand einer Gerätebauart in einem Leistungsbereich in % Die Anteile werden aus Kapitel 3.5 übernommen. A für die Altersstufen: alte Bundesländer: bis 1988 (A = 1) und ab 1989 (A = 2) neue Bundesländer: bis 1990 (A = 1) und ab 1991 (A = 2) G Gerätebauart, z.B bei Ölfeuerungen Ölbrenner ohne Gebläse L innerhalb einem der Leistungsbereiche 4 - 25 kW, 25 - 50 kW oder > 50 kW Seite 114 Ermittlung der Emissionsfaktoren Entsprechend der ermittelten Anlagen- und Leistungsstruktur in Kapitel 5 wurden Emissionsfak- toren für die drei Leistungsbereiche 4 - 25 kW, 25 - 50 kW und > 50 kW berechnet. Die Berech- nung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren EFG für eine Gerätebauart (z.B. Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse), in der die drei Leistungsbereiche zusammengefasst sind, erfolgte durch Wichtung der zuvor ermittelten Emissionsfaktoren EFG,L in einem Leistungsbereich mit dem dazugehörigen Endenergieverbrauch QL: ∑ ∑ = = = L 1l L,G 3 1L L,GL,G G Q )Q*EF( EF (8.10) mit: EFG bauartspezifischer Emissionsfaktor z.B. in kg/TJ EFG,L Emissionsfaktor für eine Gerätebaurat und Leistungsbereich in kg/TJ oder kgC/TJ QG,L Energieverbrauch einer Gerätebauart in einem Leistungsbereich in TJ L für den Leistungsbereich 4 - 25 kW (L = 1), 25 - 50 kW (L = 2) und > 50 kW (L = 3) Die ermittelten bauartspezifischen Emissionsfaktoren im Bereich der Haushalte und Klein- verbraucher für die alten und neuen Bundesländer und Deutschland wurden in der Struktur der Tabelle 8.6 erstellt. Tabelle 8.6: Struktur der ermittelten bauartspezifischen Emissionsfaktoren Gerätebauart Emissionsfaktoren Geltungsbereich Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse 1) Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse 2) Raumheizer 1) Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse 2) Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse 2) Brennwertgeräte 1) Durchlaufwasserheizer 1) Kombiwasserheizer 1) Vorratswasserheizer 1) CO TOC NMTOC CH4 N2O Haushalte Kleinverbraucher alte Bundesländer neue Bundesländer Deutschland 1) nur im Leitungsbereich ≥ 4 kW 2) in den Leistungsbereichen ≥ 4 kW, 4 - 25 kW, 25 - 50 kW und > 50 kW Die Einzelwerte der bauartspezifischen Emissionsfaktoren können Tabelle G.3 und Tabelle G.4 im Anhang G entnommen werden. Die Emissionsfaktoren wurden auf die Anzahl der angege- benen signifikanten Dezimalstellen gerundet. Für einige Kombinationen aus Abgaskomponente und Heizgerät (z.B. N2O und Durchlaufwas- serheizer) konnten auf Grund fehlender Messungen keine bauartspezifischen Emissionsfakto- ren ermittelt werden. Die Emissionsfaktoren dieser Heizgeräte wurden aus den eigenen Mes- sungen an vergleichbaren Verbrennungstechniken abgeleitet und übertragen. Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 115 8.3 Berechnung mittlerer Emissionsfaktoren für die Bereiche Haushalte und Kleinverbraucher In diesem Kapitel werden aus den zuvor ermittelten bauartspezifischen Emissionsfaktoren mitt- lere Emissionsfaktoren getrennt für Öl- und Gasfeuerungen jeweils in den Bereichen Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern sowie Deutschland strukturiert für die zu betrachtenden klimarelevanten Gase N2O und CH4 und die organischen Gase TOC und NMTOC dargestellt. Entsprechend der Aufgabenstellung dieser Arbeit gelten die berechneten Emissionsfaktoren nur für nicht genehmigungsbedürftige Öl- und Gasfeuerungen im Geltungs- bereich der 1. BImSchV (1997). Die bauartspezifischen Emissionsfaktoren EFG aus Tabelle G.3 und Tabelle G.4 in Anhang G wurden unter Verwendung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs QG (s. Kapitel 6) durch Wichtung in mittlere Emissionsfaktoren EF eines Energieträgers für Haushalte und Klein- verbraucher in den alten und neuen Bundesländern bzw. Deutschland überführt: ∑ ∑ = = = G 1G G G 1G GG Q )Q*EF( EF (8.11) mit: EF mittlerer Emissionsfaktor in kg/TJ oder kgC/TJ EFG bauartspezifischer Emissionsfaktor in kg/TJ oder kgC/TJ QG bauartspezifischer Energieverbrauch einer Gerätebauart in TJ G Anzahl der Gerätebauarten: Heizöl EL (G = 2), Erdgas (G = 7) Die berechneten mittleren Emissionsfaktoren für die luftverunreinigenden Gase CO, TOC, NMTOC, CH4 und N2O sind in Tabelle 8.7 für Heizöl EL und in Tabelle 8.8 für Erdgas zusam- mengestellt. Tabelle 8.7: Mittlere Emissionsfaktoren für Feuerungsanlagen im Bereich Haushalte und Kleinverbraucher für Heizöl EL Heizöl EL CO TOC CH4 NMTOC N2O kg/TJ kgC/TC kg/TJ kgC/TJ kg/TJ Haushalte alte Bundesländer 27 3,0 0,40 2,7 0,67 neue Bundesländer 9,3 2,7 0,63 2,2 0,42 Deutschland 26 3,0 0,41 2,7 0,68 Kleinverbraucher alte Bundesländer 28 2,7 0,69 2,4 0,68 neue Bundesländer 5,0 2,1 0,60 1,7 0,37 Deutschland 25 2,6 0,68 2,3 0,64 Seite 116 Ermittlung der Emissionsfaktoren Tabelle 8.8: Mittlere Emissionsfaktoren für Feuerungsanlagen im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher für Erdgas Erdgas CO TOC CH4 NMTOC N2O kg/TJ kgC/TC kg/TJ kgC/TJ kg/TJ Haushalte alte Bundesländer 19 15 17 2,6 0,63 neue Bundesländer 20 17 20 2,3 0,52 Deutschland 19 15 17 2,5 0,61 Kleinverbraucher alte Bundesländer 18 8,0 6,6 3,1 0,58 neue Bundesländer 19 14 16 1,7 0,55 Deutschland 18 8,6 7,7 2,9 0,57 Diese mittleren Emissionsfaktoren zeigen je nach Abgaskomponente zum Teil deutliche Unter- schiede zwischen den alten und neuen Bundesländern. Die Unterschiede können zum größten Teil auf die unterschiedliche Altersstruktur zurückgeführt werden. In den neuen Bundesländern sind mehrheitlich neuere Heizgeräte (Jahr der Installation nach 1990) zu finden. Im Gegensatz hierzu wird der Anlagenbestand in den alten Bundesländern durch den hohen Anteil an Heizge- räten älterer Baujahre bestimmt. Eine verbesserte (schadstoffarme) Verbrennungstechnik mit einem hohen Stand der Technik, wie er heute schon in den neuen Bundesländern erreicht ist, führt zu niedrigeren Emissionsfaktoren für den Anlagenbestand und letztendlich zu einem ge- ringeren Emissionsaufkommen. Deutlich erkennbar ist dies an den CO- und in geringerem Masse an den TOC- Emissionsfaktoren für den Energieträger Heizöl EL. Gegen diesen Trend verhalten sich die Emissionsfaktoren für Erdgas, und hier insbesondere die nicht limitierte Abgaskomponente CH4. Wie im Kapitel 7 gezeigt wurde, wiesen Gasgeräte mit neueren Brennerkonstruktionen zur Minimierung der NOx-Emissionen zum Teil höhere Kon- zentrationen an unverbranntem Methan im Abgas auf als vergleichbare Heizgeräte ohne NOx- Minderungstechniken. Dementsprechend sind die Emissionsfaktoren für CH4 in den neuen Bundesländern höher als in den alten Bundesländern. Die Emissionsfaktoren für Deutschland werden hauptsächlich durch die Verteilung des End- energieverbrauchs bestimmt. Mehr als 80 %, sowohl im Bereich der Haushalte als auch bei Kleinverbrauchern, werden in den alten Bundesländern verbraucht. Bei einzelnen Gerätebauar- ten, wie z.B. Ölbrenner ohne Gebläse, ist der Anteil bei fast 100 %. Ermittlung des Emissionsaufkommens Seite 117 9 Ermittlung des Emissionsaufkommens Ziel dieser Arbeit war die Ermittlung des Emissionsaufkommens der klimarelevanten Gase N2O und CH4 sowie der organischen Spurengase TOC und NMTOC aus Öl- und Gasfeuerungen in den neuen und alten Bundesländern für das Bezugsjahr 1995. Dazu wurde ein Berechnungs- modell entwickelt, in dem unter Berücksichtigung der Emissionen während der instationären Betriebsphasen Start und Stopp bauartspezifische Emissionsfaktoren für eine Baurat (z.B. Gas- Brennwertgeräte) berechnet wurden. In Verbindung mit dem bauartspezifischen Endenergie- verbrauch kann nun das Emissionsaufkommen in hoher Auflösung bis auf die Ebene der ein- zelnen Gerätebauarten zurückgeführt werden. Zur Ermittlung des Emissionsaufkommens einer Abgaskomponente werden die zuvor ermittel- ten bauartspezifischen Emissionsfaktoren aus Tabelle 8.6 und Tabelle 8.7 sowie der ermittelte bauartspezifische Endenergieverbrauch aus Kapitel 6 (der einzelnen Gerätebauarten) verwen- det. Im Berechnungsmodell werden Emissionen getrennt für die Bereiche Haushalte und Klein- verbraucher sowie für die alten und neuen Bundesländer ermittelt. Durch Multiplikation des bauartspezifischen Emissionsfaktors EFi mit dem dazugehörigen bauartspezifischen Endener- gieverbrauch EVi wird zuerst das Emissionsaufkommen EAi einer Gerätebauart berechnet. Die Summation über das Emissionsaufkommen der einzelnen Gerätebauarten eines Energieträgers führt dann zum gesamten Emissionsaufkommen EA eines Verbraucherbereichs in den alten bzw. neuen Bundesländern: ∑ = = I 1i ii )EF*EV(EA (9.1) mit: EA Emissionsaufkommen in t EVi bauartspezifischer Endenergieverbrauch (einer Gerätebauart) EFi bauartspezifischer Emissionsfaktor in kg/TJ oder kgC/TJ i Gerätebauarten innerhalb eines Energieträgers Das Emissionsaufkommen in Deutschland für den Bereich der Haushalte bzw. Kleinverbraucher ergibt sich aus der Summe der berechneten Emissionsaufkommen für die alten und neuen Bundesländer. Die Ergebnisse zum berechneten bauartspezifischen Emissionsaufkommen so- wie zum Emissionsaufkommen der Haushalte und Kleinverbraucher sind ausführlich im An- hang H in den Tabellen H.1 bis H.5 zusammengestellt. Die folgenden Abschnitte beschränken sich daher auf die graphische Darstellung und Diskussi- on des Emissionsaufkommens der Bereiche Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern bzw. in Deutschland für die einzelnen zu betrachtenden Abgaskompo- nenten. In Bild 9.1 ist das berechnete Emissionsaufkommen für CO, TOC, NMTOC, CH4 und N2O aus dem Einsatz von Heizöl EL dargestellt. Die Anordnung der Balken wurde entsprechend der Höhe des Emissionsaufkommens in absteigender Folge von links nach rechts gewählt. Das mengenmäßig größte Emissionsaufkommen aller betrachteten Abgaskomponenten für den Energieträger Heizöl EL wird durch das CO verursacht. Insgesamt betrug das Emissionsauf- kommen an CO aus Haushalten und Kleinverbrauchern im Jahr 1995 rund 32.500 t. Im Ver- gleich hierzu betrugen die Emissionen an unverbrannten Kohlenwasserstoffen (TOC) ca. Seite 118 Ermittlung des Emissionsaufkommens 3.750 tC (bezogen auf den organisch gebundenen Kohlenstoff). Deutlich zu erkennen ist, dass das Emissionsaufkommen an unverbrannten Kohlenwasserstoffen (TOC) sich zum überwie- genden Teil aus der Emission an Nicht-Methankohlenwasserstoffen (NMTOC) zusammensetzt. Klimarelevante Gase in Form von N2O und CH4 wurden in wesentlich geringerem Umfang emit- tiert. Die Emissionsmengen betrugen für N2O ca. 830 t/a und für CH4 ca. 600 t/a. Die Methan- emissionen (CH4) sind demgegenüber eher als gering anzusehen. Bedenkt man, dass zur Ermittlung der Emissionsfaktoren für die intermittierende Betriebsweise bei fast allen ölgefeuer- ten Heizgeräten der Messreihe 2 für den quasistationären Betrieb die Unsicherheit des Mess- wertes am Nullpunkt als Konzentrationswert verwendet wurde, so werden die Emission an unverbrannten Kohlenwasserstoffen und Methan in der Summe etwas überschätzt. 0 10.000 20.000 30.000 40.000 CO TOC NMTOC CO in t/ a 10.000 TO C, N M TO C in tC /a , C H 4 , N 2O in t/ a 5.000 0 Haushalte aBl Kleinverbraucher nBl CH4N2O 7.500 2.500 32.279 3.698 3.284 827 607 Heizöl EL Haushalte nBl Kleinverbraucher aBl Bild 9.1: Emissionsaufkommen durch die Verbrennung von Heizöl EL für die Abgaskom- ponenten CO, TOC, NMTOC, CH4 und N2O in den Bereichen Haushalte und Kleinverbraucher der alten und neuen Bundesländer im Bezugsjahr 1995 Bei allen Abgaskomponenten wird das Emissionsaufkommen in Deutschland ausschließlich durch die alten Bundesländer bestimmt. Dieses Übergewicht ist das Ergebnis eines deutlich größeren Anlagenbestandes und Endenergieverbrauchs in den alten Bundesländern als in den neuen Bundesländern (Verhältnis ~ 10:1) sowohl im Bereich der Haushalte auch bei Klein- verbrauchern. Beeinflusst wird die Höhe des Emissionsaufkommens maßgeblich durch die Al- tersstruktur des Anlagenbestandes. Insbesondere bei der Gerätebauart Heizkessel mit Ölbrennern mit Gebläse in den Leistungsbereichen 25 - 50 kW und > 50 kW ist der Anteil der Heizgeräte mit einem Errichtungszeitraum vor 1989 in den alten Bundesländern mit 74 % bzw. 78 % am Anlagenbestand außerordentlich hoch. Gleichzeitig wird in diesen beiden Leistungs- bereichen in Haushalten 78 % und bei Kleinverbrauchern gar 95 % des gesamten emissionsre- levanten Endenergieverbrauchs an Heizöl EL umgesetzt. In Bild 9.2 sind die Ergebnisse der Berechnungen zur Ermittlung des Emissionsaufkommens für den Energieträger Erdgas wiedergegeben. Ermittlung des Emissionsaufkommens Seite 119 0 10.000 20.000 30.000 40.000 CO TOC NMTOC CO , C H 4 in t/ a, T O C in tC /a 10.000 7.500 5.000 2.500 0 N 2O in t/ a, N M TO C in tC /a CH4 N2O 23.432 18.540 16.780 3.247 742 Erdgas Haushalte aBl Kleinverbraucher nBl Haushalte nBl Kleinverbraucher aBl Bild 9.2: Emissionsaufkommen durch die Verbrennung von Erdgas für die Abgaskompo- nenten CO, CH4, TOC, NMTOC und N2O in den Bereichen Haushalte und Klein- verbraucher der alten und neuen Bundesländer im Bezugsjahr 1995 Als mengenmäßig bedeutendste Abgaskomponente tritt wiederum das CO mit rund 23.500 t im Jahr 1995 in Erscheinung. Die Emission an unverbrannten Kohlenwasserstoffen (TOC) betrug in der Summe ca. 16.800 tC/a (bezogen auf organisch gebundenen Kohlenstoff). Der überwie- gende Teil der Kohlenwasserstoffemission (TOC) besteht hierbei aus unverbranntem Methan (Emissionsaufkommen in 18.450 t/a). In organisch gebundenen Kohlenstoff ausgedrückt ent- spricht dies einer emittierten Masse von ca. 12.700 tC/a oder einem Anteil von über 80 %. Die Emission an klimarelevantem N2O aus der Verbrennung von Erdgas betrug 1995 ca.700 t/a. Der Unterschied im Emissionsaufkommen zwischen den alten und neuen Bundesländern ist für den Einsatz von Erdgas nicht so ausgeprägt wie beim Heizöl EL. Als wesentliche Faktoren ge- hen hier neben dem relativ größeren Endenergieverbrauch an Erdgas in den neuen Bundeslän- dern im Vergleich zum Heizöl EL (Verhältnis alte Bundesländer zu neuen Bundesländer 1:6) die bauartspezifischen Emissionsfaktoren ein, die für einige Gerätebauarten für die neuen Bundes- länder über denen der alten Bundesländer liegen (s. Kapitel 8). Eine Betrachtung der Unsicherheiten in der Berechnung des Emissionsaufkommens ergab eine Gesamtunsicherheit des berechneten Emissionsaufkommens für CO, TOC, CH4 und NMTOC von 16,2 % (Anhang A). Für N2O ist die Gesamtunsicherheit des berechneten Emissionsauf- kommens auf grund der Abschätzungen des Emissionsverhaltens im Start-Stopp-Betrieb mit 40 % höher anzusetzen. Seite 120 Zusammenfassung 10 Zusammenfassung Die Verbrennung der fossilen Energieträger Heizöl EL und Erdgas in Öl- und Gasfeuerungen leistet einen wichtigen Beitrag zur Deckung des Energiebedarfs. Allerdings werden hierbei eine Vielzahl von luftverunreinigenden Gasen freigesetzt, die entweder direkt oder nach einer che- mischen Umwandlung in der Atmosphäre indirekt in vielfältiger Weise Wirkungen auf den Men- schen, Tiere, Pflanzen, Sachgüter oder das Klima zeigen. Die wichtigsten Emittentengruppen für energiebedingte Emissionen sind der Verkehr, die Brennstoffgewinnung und -verteilung, Industriefeuerungen, Kraft- und Fernheizwerke sowie der Bereich der Haushalte und Klein- verbraucher. Der Anteil der Emittentengruppe Haushalte und Kleinverbraucher an den energie- bedingten Emissionen belief sich im Jahr 1994 nach Angaben des Umweltbundesamtes beim Kohlenmonoxid auf 19 %, bei der Summe an Nicht-Methankohlenwasserstoffen auf 6,6 %, beim Distickstoffmonoxid auf 9,8 %. Hauptursache für die Emissionen ist die unvollständige Verbren- nung der Brennstoffe in Feuerungsanlagen. Im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher werden Heizöl EL und Erdgas vorwiegend zur Bereitstellung von Raumwärme und Warmwas- ser verwendet. Die Bandbreite der installierten Feuerungen reicht, um nur einige Beispiele zu nennen, von Einzelöfen mit ca. 4 kW Nennwärmeleistung über Zentralheizungen mit einigen 10 bis 100 kW bis hin zu großen Feuerungsanlagen mit mehreren MW Feuerungsleistung. In bisherigen Untersuchungen zum Emissionsverhalten von Öl- und Gasfeuerungen wurde in der Regel das Hauptaugenmerk auf die Erfassung der "klassischen" luftverunreinigenden Stoffe wie z.B. Kohlenmonoxid, unverbrannte Kohlenwasserstoffe oder auch Stickstoffoxide gelegt. In der Folge einer allgemeinen Umweltdiskussion in der Gesellschaft wurde auch die Frage ge- stellt, in welchem Umfang Öl- und Gasfeuerungen einen Beitrag am jährlichen Emissionsauf- kommen der klimarelevanten Gase Distickstoffmonoxid (N2O) und Methan (CH4) oder der organischen Spurengase als Summe der kohlenstoffhaltigen organischen Verbindungen leisten. Zur Erstellung von Emissionsinventaren und der Überprüfung von gesetzten Reduktionszielen sind nachvollziehbare und fundierte Emissionsfaktoren notwendig. Bisherige Emissionsfaktoren für die klimarelevanten oder flüchtigen organischen Spurengase beruhten häufig auf wenigen stichprobenartigen Untersuchungen. Zudem sind diese Emissionsfaktoren oft veraltet oder die Datenbasis sowie der beschrittene Weg in der Ermittlung der Emissionsfaktoren ist nicht mehr nachvollziehbar oder ungenügend dokumentiert. Vollständig unberücksichtigt blieben bisher in der Ermittlung von Emissionsfaktoren für Öl- und Gasfeuerungen die Emissionen der instationä- ren Betriebsphasen Start und Stopp. Diesen wurde bestenfalls durch pauschale "Zuschläge" auf die ermittelten Emissionen im stationären Betrieb Rechnung getragen. Das daraufhin berechne- te Emissionsaufkommen ist mit einer gewissen Unsicherheit behaftet. Zusätzliche Unsicherhei- ten entstehen noch aus einer mangelhaften Zuordnung des Energieverbrauchs zu den Emissionsfaktoren. Ziel dieser Arbeit war die Ermittlung von Emissionsfaktoren und die Berechnung des Emissi- onsaufkommens für die im Jahr 1995 in Haushalten und bei Kleinverbrauchern installierten sta- tionären Öl- und Gasfeuerungen zur Erzeugung von Raumwärme und Warmwasser. Dabei wurden alle Öl- und Gasfeuerungen in sämtlichen Leistungsbereichen innerhalb des Geltungs- bereichs der 1. BImSchV (1997) mit einer Feuerungswärmeleistung < 5 MW für Heizöl EL und < 10 MW für gasförmige Brennstoffe betrachtet. An Abgasbestandteilen waren die klimarele- vanten Spurengase Kohlenmonoxid (CO), Distsickstoffmonoxid (N2O) und Methan (CH4), die Zusammenfassung Seite 121 Summe der flüchtigen organischen Kohlenwasserstoffe (TOC = total organic compounds) und die Summe der Nicht-Methankohlenwasserstoffe (NMTOC = non methane total organic com- pounds) Gegenstand dieser Arbeit. In einem ersten Abschnitt der Arbeit wurde für den Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher eine Definition der verschiedenen Beheizungsarten gegeben. Aufgrund der seit vielen Jahren gewachsenen Struktur stellen die installierten Feuerungsanlagen zur Erzeugung von Raum- wärme und Warmwasser eine sehr inhomogene Gruppe dar, die eine nähere Beschreibung notwendig erscheinen lies. Daraus abgeleitet wurde für diese Arbeit eine Einteilung der Öl- und Gasfeuerungen im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher, die folgende Gerätebauarten umfasst: - Heizöl EL, unterschieden nach Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse und Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse - Erdgas, unterschieden nach Raumheizer, Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse, Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse, Brennwertgeräte, Durchlaufwasserheizer, Kombiwasserheizer und Vorrats- wasserheizer. In einem kurzen Überblick wurden die wichtigsten Reaktionen zur Bildung und Abbau von N2O, CH4 und unverbrannten Kohlenwasserstoffen in Feuerungsanlagen aufgezeigt. Beim N2O sind insbesondere homogene Gasphasenreaktionen, ausgehend vom im Brennstoff gebundenen Stickstoff, von Relevanz. Dabei ist das in der Flamme gebildete N2O häufig nur ein Zwischen- produkt, das in der Nachreaktionszone wieder quantitativ abgebaut wird. Die Emissionen an CH4 oder unverbrannten Kohlenwasserstoffen haben ihre Ursache vorwiegend in einer nicht vollständigen Umsetzung des Brennstoffes oder sie sind das Produkt einer unvollständigen Verbrennung anderer Kohlenwasserstoffe während des Verbrennungsprozesses. In einem eigenen Abschnitt wurden an hand einer Literatursauswertung der gegenwärtige Stand der Stand der Forschung zum Emissionsverhalten von Öl- und Gasfeuerungen für die Abgasbestandteile CO, CH4, N2O und TOC im stationären oder intermittierenden Betrieb mit den Betriebsphasen Start und Stopp dargelegt. In seitherigen Prüfstands- und Felduntersu- chungen wurden hauptsächlich die Emissionen an CO und TOC unter stationärer Betriebsweise der Feuerungen bestimmt. Nur wenige stichprobenartige Untersuchungen auf dem Prüfstand oder in Feldmessungen wurden dagegen zur Ermittlung der N2O-Konzentration im Abgas von Öl- und Gasfeuerungen durchgeführt. Verwertbare Untersuchungen zur Emission an Methan aus Öl- und Gasfeuerungen liegen nicht vor. Während des An- und Abschaltvorgangs der Brenner werden gegenüber dem stationären Be- trieb deutlich mehr luftverunreinigende Abgasbestandteile emittiert. In neueren Arbeiten wurde gezeigt, dass die Emissionen während der Start- und Stoppvorgänge von Öl- und Gasfeuerun- gen u.a. abhängig sind von der Brennerstillstandszeit bzw. Brennerlaufzeit, der eingestellten Feuerungswärmeleistung sowie von der eingestellten Kesselwassertemperatur. In der Literatur wurden für die Quantifizierung der Emissionen während dieser instationären Betriebszustände verschiedene mathematische Ansätze verfolgt, die in den wichtigsten Grundzügen diskutiert Seite 122 Zusammenfassung wurden. Die ermittelten Ergebnisse der verschiedenen Arbeiten konnten aufgrund unterschied- licher Angaben der Emissionen (Spitzenkonzentration, Mehremission, emittierte Masse bezo- gen auf die Nennwärmeleistung) nicht für diese Arbeit verwendet werden. Wesentlichen Bestandteil in der Berechnung der Emissionsfaktoren bildet die Beschreibung des Anlagenbestandes und der Anlagenstruktur der installierten Öl- und Gasfeuerungen in den alten und neuen Bundesländern. Auf der Basis vorhandener Erhebungen zum Wohnungs- und Ge- bäudebestand des Statistischen Bundesamtes wurde in eigenen Berechnungen eine weiterge- hende Betrachtung des Anlagenbestandes, strukturiert nach Gerätebauarten, Leistungsbereichen und Altersstufen vorgenommen. Insgesamt waren im Bezugsjahr 1995 die- ser Arbeit rund 8,6 Mio. Ölfeuerungen und 13,7 Mio. Gasfeuerungen installiert, wobei über 90 % aller Ölfeuerungen und über 80 % aller Gasfeuerungen in den alten Bundesländern anzutreffen sind. Der Anteil der Feuerungsanlagen im Kleinverbrauch ist mit 15 %, bezogen auf den Be- stand aller Öl- und Gasfeuerungen, eher als niedrig anzusehen. In den alten Bundesländern war zum Zeitpunkt dieser Arbeit eine deutliche Überalterung des Anlagenbestandes, insbeson- dere der zahlenmäßig wichtigsten Gerätebauart Heizkessel mit Gebläsebrenner, mit Baujahren vor 1988, festzustellen. Im Vergleich hierzu ist der Anlagenbestand in den neuen Bundeslän- dern gekennzeichnet durch eine dem Stand der Technik entsprechende Heizungstechnik. Heiz- geräte aus DDR-Produktion sind nur noch in geringem Umfang vertreten, und dies auch nur im Bereich der Gasfeuerungen. Ausgangspunkt für die Ermittlung des Endenergieverbrauchs der installierten Öl- und Gasfeue- rungen stellte die Endenergiebilanz für Deutschland der Verbraucherbereiche Haushalte und Kleinverbraucher dar. Diese Bilanz wurde in einigen Punkten durch Ergebnisse anderer Statisti- ken ergänzt. In einer Disaggregierung wurde der Endenergieverbrauch nach Verwendungsar- ten (Raumwärme, Warmwasser, Prozesswärme - in Haushalten Kochen -, Kraft, Strom und Licht), aufgeteilt. Der Endenergieverbrauch der Verwendungsarten Raumwärme und Warm- wasser (im Bereich der Kleinverbrauch in der Verbrauchergruppe Land- und Forstwirtschaft auch Prozesswärme) wurde als emissionsrelevanter Endenergieverbrauch definiert und den installierten Feuerungsanlagen nach 1. BImSchV in Haushalten und bei Kleinverbrauchern zu- gewiesen. Die weitere Aufteilung des emissionsrelevanten Endenergieverbrauchs auf die ver- schiedenen Gerätebauarten erfolgte, getrennt für Heizöl EL und Erdgas, unter Verwendung der zuvor ermittelten Zahlen zum Bestand an Feuerungen einer Bauart, der Anzahl an jährlichen Vollbenutzungsstunden und der mittleren Nennwärmeleistung der installierten Feuerungsanla- gen. Am Ende der durchgeführten Berechnungen steht ein bauartspezifischer Endenergie- verbrauch mit einem hohen Detaillierungsgrad. Kernpunkt dieser Arbeit bildete die messtechnische Ermittlung der Emissionen an ausgewähl- ten Öl- und Gasfeuerungen. Insgesamt wurden 33 Heizgeräte bzw. Brenner-Kessel- Kombinationen in zwei getrennten Messreihen untersucht. In Messreihe 1 wurden systematisch an sieben Öl- und neun Gasfeuerungen die Emissionen im stationären Dauerbetrieb gemessen. Der Schwerpunkt in Messreihe 2 lag auf der Ermittlung der Emissionen im Abgas von je acht Öl- und Gasfeuerungen im intermittierenden Betrieb mit den instationären Betriebsphasen Start- und Stopp. Insbesondere die Ermittlung der Emissionen während der instationären Betriebs- phasen Start und Stopp stellt hohe Anforderungen an die Messtechnik und Auswertung der Messsignale. Zur Quantifizierung der Emissionen für den Start- und Stoppvorgang wurde ein Zusammenfassung Seite 123 kombiniertes Verfahren, bestehend aus der Messung des Verbrennungsluftvolumenstroms und der anschließenden Berechnung des Abgasvolumenstroms für jeden Zeitpunkt der Betriebs- phasen mit Hilfe einer Kohlenstoffbilanz, entwickelt. Dadurch konnte die schwierige messtech- nische Ermittlung des Abgasvolumenstroms vermieden werden. Die ermittelten Emissionen für den Brennerstart werden als Mehremission gegenüber einem zeitgleich stattfindenden stationä- ren Betrieb angegeben. Als wesentliche Einflussgrößen auf die Höhe der Startemissionen stell- te sich die relative Kesselleistung heraus (definiert als Brennerlaufzeit bezogen auf die Brennerlaufzeit plus Brennerstillstandszeit). Für fast alle untersuchten Brenner-Kessel- Kombinationen nahmen mit geringerer relativer Kesselleistung (längere Brennerstillstandszeit) die Emissionen für den Start aller betrachteten Abgaskomponenten zu. Die Emissionen für den Brennerstopp waren demgegenüber unabhängig von der relativen Kesselleistung. Mit den ermittelten Emissionen für den intermittierenden Betrieb der untersuchten Heizgeräte wurde in einer Modellrechnung in Anlehnung an die DIN 4702 Teil 8 unter Berücksichtigung der Häufigkeit einer relativen Kesselleistung und der dazugehörigen Anzahl an Start- und Stopp- vorgängen die emittierte Masse einer Abgaskomponente für die Heizzeit berechnet. Bezogen auf die eingesetzte Energiemenge in der Heizzeit ergab sich daraus der Emissionsfaktor für den intermittierenden Betrieb. Die berechneten Emissionsfaktoren liegen zum Teil deutlich über de- nen für den stationären Dauerbetrieb, wie sie in Prüfstandsuntersuchungen im Rahmen von Baumusterprüfungen ermittelt werden. Anschließend wurden unter Berücksichtigung der zuvor ermittelten Alters- und Leistungsstruktur Emissionsfaktoren für jede Gerätebauart (z.B. Heiz- kessel mit Ölbrenner mit Gebläse, Gas-Brennwertgeräte) bestimmt. Diese bauartspezifischen Emissionsfaktoren wurden durch Wichtung mit dem bauartspezifischen Endenergieverbrauch in mittlere Emissionsfaktoren für den Anlagenbestand an Öl- und Gasfeuerungen, wie er sich im Jahr 1995 in Haushalten und bei Kleinverbrauchern der alten und neuen Bundesländer sowie für Deutschland darstellte, überführt. Das Emissionsaufkommen einer Gerätebauart für die zu betrachtenden Abgaskomponenten wurde durch Multiplikation des bauartspezifischen Emissionsfaktors mit dem bauartspezifischen Endenergieverbrauch berechnet. Die Summation über das Emissionsaufkommen der einzelnen Gerätebauarten eines Energieträgers führt dann zum Emissionsaufkommen, das strukturiert nach Haushalten und Kleinverbrauchern in den alten und neuen Bundesländern sowie für Deutschland angegeben wurde. Im Jahr 1995 wurden rund 36.000 t CO emittiert, die zu knapp zwei Drittel durch die Verbrennung von Heizöl EL verursacht wurden. Die Emissionen an un- verbrannten Kohlenwasserstoffen (TOC) betrugen für Heizöl EL ca. 3.750 tC (bezogen auf or- ganisch gebundenen Kohlenstoff), wobei der überwiegende Teil mit mehr als 90 % aus der Emission an Nicht-Methankohlenwasserstoffen besteht. Die Methanemissionen sind demge- genüber als vernachlässigbar anzusehen. Durch die Verbrennung von Erdgas wurden weitere 16.800 tC an unverbrannten Kohlenwasserstoffen (TOC) freigesetzt. Der überwiegende Teil der Kohlenwasserstoffemission besteht hierbei aus unverbranntem Methan. In organisch gebunde- nem Kohlenstoff ausgedrückt, entspricht dies einer emittierten Masse von ca. 12.700 tC oder einem Anteil von über 80 %. Die Emissionen an N2O betrug im Jahr 1995 rund 1.350 t, die sich zu fast gleichen Teilen auf die Energieträger Heizöl EL und Erdgas verteilte. Festzuhalten bleibt noch, dass bei allen Abgaskomponenten das Emissionsaufkommen in Deutschland durch die alten Bundesländer, und hierin wiederum durch die Haushalte, bestimmt wurde. Seite 124 Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung 11 Anhang Anhang A Unsicherheiten der Emissionsberechnung Das Ziel dieser Arbeit bestand in der Ermittlung von Emissionsfaktoren und des Emissionsauf- kommen der klimarelevanten Gase CO, CH4 und N2O sowie der organischen Spurengase TOC und NMTOC. Betrachtet wurden die im Bereich der Haushalte und Kleinverbraucher eingesetz- ten Energieträger Heizöl EL und Erdgas im Bezugsjahr 1995. Da die verwendeten Berech- nungsmodelle immer nur eine Vereinfachung der realen Zusammenhänge darstellen, sind die Ergebnisse der Berechnungen immer mit einer Unsicherheit behaftet. Weitere Unsicherheiten entstehen durch die verwendeten Eingangsdaten, wie z.B. Endenergieverbrauch, Anlagenbe- stand oder die Messung der Emissionen, die ebenfalls mit einer gewissen Unsicherheit behaf- tet sind, die sich bis in die erzielten Ergebnisse fortsetzt. In den folgenden Abschnitten wird, soweit wie möglich, eine Einschätzung der Datenqualität der Eingangsdaten, der ermittelten Emissionsfaktoren und eine Methode zur Quantifizierung der Unsicherheit des berechneten Emissionsaufkommens vorgestellt. Qualitative Beurteilung der Eingangsdaten Alle verwendeten Eingangsdaten aus der Literatur wurden auf ihre Qualität und Verwendbarkeit für die Aufgabenstellung hin überprüft. Als Kriterien für die Überprüfung wurden Vollständigkeit der Daten, Abgrenzung und Nachvollziehbarkeit festgelegt. So fanden beispielsweise in die Ermittlung des Endenergieverbrauchs keine Daten Eingang, in denen der Bereich der Klein- verbraucher nicht definiert wurde. Eine den Anforderungen genügende Datenbasis stellten die Statistiken zum Energieeinsatz und -verwendung der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, die Statistiken der Kohlenwirtschaft und des Bundesverbandes der Gas- und Wasserwirtschaft dar. Eine sehr gute Ausgangsbasis für die Ermittlung des Anlagenbestandes stellten die Statistiken des Statistischen Bundesamtes zum Gebäude- und Wohnungsbestand in den alten und neuen Bundesländer dar. Die Systematik zur Erfassung der Daten sowie die Abgrenzungen gegenein- ander sind in den Veröffentlichungen nachvollziehbar dokumentiert. Die angewendete Methodik seitens des Statistischen Bundesamtes in der Hochrechnung steht in ausreichender Transpa- renz zur Verfügung (StBa 1995a bis d, StBa 1997a bis c) Die Ergebnisse zum Anlagenlagenbestand und -struktur aus eigenen Erhebungen konnten durch Vergleich mit anderen Statistiken verifiziert werden. Dazu zählten die jährlichen Statisti- ken über die wiederkehrend messpflichtigen Öl- und Gasfeuerungen des Schornsteinfeger- handwerks auf der Ebene der Kehrbezirke, der Landesinnungsverbände in den Bundesländern Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen und Sachsen und für die alten und neuen Bundes- länder durch den Zentralinnungsverband des Schornsteinfegerhandwerks. Die Bewertung der erhobenen Daten sowie die durchgeführte Plausibilitätsprüfung wurde ausführlich im Kapitel 5 in der Ermittlung des Anlagenbestandes und -struktur diskutiert. Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung Seite 125 Qualitative Beurteilung der Emissionsfaktoren Alle ermittelten bauartspezifischen Emissionsfaktoren wurden hinsichtlich ihrer Qualität einer internen Beurteilung unterzogen. So wurde jeder bauartspezifische Emissionsfaktor in eine von vier Qualitätsstufen (A bis D) eingeordnet, wobei A die höchste und D die niedrigste Stufe dar- stellt. Voraussetzung für die Einordnung eines Emissionsfaktors in die höchste Qualitätsstufe war hierbei eine ausreichend breite Datenbasis (Vielzahl an Messungen einer Gerätebauart) mit einer hohen Qualität und Verlässlichkeit der Emissionsmessungen, die z.B. durch Einsatz eines erprobten und anerkannten Messverfahren erhalten wird. Basiert die Berechnung der Emissionsfaktoren auf nur wenigen Messwerten (u.U. liegt nur ein einziger Wert vor) oder erfolgten die Messungen z.B. mit nicht ausreichend erprobten Mess- verfahren, wie im Falle des N2O, so wurden diesen Faktoren einer niedrigeren Qualitätsstufe zugeordnet. Die Emissionsfaktoren in der niedrigsten Qualitätsstufe geben somit bestenfalls die zu erwartende Größenordnung eines tatsächlichen Emissionsfaktors wieder. Tabelle A.1 gibt in zusammengefasster Form einen Überblick über die Bewertung der ermittel- ten bauartspezifischen Emissionsfaktoren. Tabelle A.1: Zusammenfassende Bewertung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren für den Energieträger Heizöl EL und Erdgas im Bereich der Haushalte und Klein- verbraucher anhand von vier Qualitätsstufen Haushalte Kleinverbraucher Energieträger CO TOC CH4 NMTOC N2O CO TOC CH4 NMTOC N2O Heizöl EL A - B A - C B - C B - C B - C A - B A - C B - C B - C B - C Erdgas A - B A - C B - C B - C B - C A - B A - C B - C B - C B - C Qualitätsstufen: A breite Datenbasis, Vielzahl an Messungen an Einzelgeräten B mittlere Datenbasis, wenige Messungen, jedoch mit verlässlichem Hintergrund C geringe Datenbasis, nur stichprobenartige Emissionsmessungen D Abschätzungen der Emissionsfaktoren auf Basis vergleichbarer Feuerungen (z.B. Übertragung von kleineren auf größeren Leistungsbereich) Die Einordnung der Emissionsfaktoren in Qualitätsstufen gilt sowohl für die neuen und alten Bundesländer, da die Datenbasis (Emissionsfaktoren aus eigenen Messungen) für beide Gebie- te übernommen wurde und lediglich die Altersstruktur und die Aufteilung des Endenergie- verbrauchs in bauartspezifische Energieverbrauch sich anders darstellt. Seite 126 Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung Quantifizierung der Unsicherheiten Mit Hilfe theoretischer Betrachtungen kann versucht werden, z.B. die Unsicherheiten der be- rechneten Emissionen, die sich aus der Unsicherheit der Eingangsdaten und der darauf auf- bauenden Modellrechnungen ergibt, zu quantifizieren. Eine Methode, die eigentlich für die Ermittlung der Messunsicherheit bei Emissionsmessungen entwickelt wurde, ist die Anwendung des Verfahrens der Geordneten Schätzung (VDI 4219, 2000) auf die hier gestellte Aufgabe. Die Grundlage des Verfahrens beruht auf der systemati- schen Unterteilung des zu beurteilenden Messverfahrens in definierte Teilschritte (Verfahrens- module), die wiederum in elementare Einzelschritte untergliedert werden. Sinngemäß übertra- gen stellt das zu beurteilende Messverfahren die Berechnung des Emissionsaufkommens dar, mit den Teilschritten: - Ermittlung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs - Ermittlung des Anlagenbestand und der -struktur - Ermittlung der Emissionen - Ermittlung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren Sowohl die qualitativen Kenntnisse über die Ursachen der Unsicherheiten als auch die Möglich- keiten der quantitativen Bestimmung der einzelnen Beiträge zur Gesamtunsicherheit wurden berücksichtigt. Der Beitrag jedes dieser Einzelschritte zur Gesamtunsicherheit des Endergebnisses wird mit einem geschätzten Wert belegt (Bilanzierung der Unsicherheiten). Diese Werte werden nach der Gauß'schen Fehlerfortpflanzungsrechnung zum Beitrag des Verfahrensmoduls an die Ge- samtunsicherheit zusammengefasst. Die Gesamtunsicherheit wird entsprechend aus den Bei- trägen aller Verfahrensmodule ermittelt. Zunächst werden die von den Einzelschritten des Verfahrens verursachten Einzelbeträge ui, bezogen auf das Endergebnis, geschätzt. In diese Schätzungen gehen die z.B. in den Ein- gangsdaten angegebene Unsicherheiten ein. Es werden jedoch auch die Erkenntnisse berück- sichtigt, die sich aus der Bearbeitung der einzelnen Verfahrensschritte und aus dem theoreti- schen Verständnis um die Zusammenhänge der verschiedenen Verfahrensschritte ableiten lassen. Die Schätzwerte ui werden entweder in den Einheiten der Größe (z.B. mg/m3, TJ) oder direkt in Prozent des Endergebnisses angegeben: G u *100u dim,ii = (A.1) mit: ui der Relativwert der Unsicherheit in % ui,dim der Wert der Unsicherheit, in Einheiten der Größe G Größe Aus den Unsicherheiten ui der in einem Verfahrensmodul zusammengefassten Einzelschritte werden die modulspezifischen Unsicherheiten uM nach dem Fehlerfortpflanzungsgesetz be- Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung Seite 127 rechnet. Sie ergeben sich als Quadratwurzel aus der Summe der Quadrate der einzelnen Unsi- cherheiten und werden als Prozentzahl angegeben: ∑ = = n 1i 2 iM uu (A.2) mit: uM Unsicherheit eines Verfahrensmoduls M ui Unsicherheit des Einzelschritts i n Anzahl der Einzelschritte i i Laufzahl i = 1,2,3.....n Die Unsicherheit des Gesamtverfahrens uT, in diesem Fall der Emissionsberechnung, wird mit der Fehlerfortpflanzungsrechnung aus den modulspezifischen Unsicherheiten berechnet. Das Schätzergebnis liegt dann als prozentuale Abweichung in Bezug auf das Ergebnis vor. ∑ = = n 1j 2 j,MT uU (A.3) mit: uM Unsicherheit des Verfahrensmoduls M uT Gesamtunsicherheit des Verfahrens n Anzahl der Verfahrensmodule j Laufzahl i = 1,2,3.....n Soweit wie möglich wurde durch Variation der einzelnen Beiträge in Form von pauschalierten prozentualen Zu- oder Abschlägen die Änderung des ermittelten Emissionsaufkommens be- rechnet. Bezogen auf das berechnete Emissionsaufkommen in Tabelle H.5 in Anhang H, auch als Basisemission bezeichnet, kann dann die Unsicherheit des einzelnen Beitrages festgelegt werden. In allen anderen, wenigen Fällen, wurde mit bestmöglichen Annahmen für die Unsi- cherheit des Beitrages gerechnet. Unterschieden wird in der Ermittlung der Unsicherheiten zwi- schen einem sogenannten S-Fall (Standardfall) und einem X-Fall (ungünstigster Fall). Der S- Fall ist gekennzeichnet durch eine gute Kenntnis der Unsicherheiten. Es wird davon ausgegan- gen, dass in diesem Fall die einzelnen Beiträge zur Gesamtunsicherheit minimal sind. Diese Beiträge stellen eine Restunsicherheit dar, die aufgrund der zur Verfügung stehenden Datenla- ge nicht weiter verbessert werden kann. Der X-Fall stellt die Situation dar, die durch extreme Randbedingungen charakterisiert ist. Die Unsicherheiten der einzelnen Beiträge im X-Fall stel- len das obere Ende des Unsicherheitsbereichs dar. Die Durchführung des Verfahrens der geordneten Schätzung mit den vier Verfahrensmodulen und den Beiträgen der einzelnen Unsicherheiten für die Ermittlung des Emissionsaufkommens an CO, TOC, CH4 und NMTOC im Bereich der Haushalte in den alten Bundesländer in Tabelle A.2 ausgeführt. Für die anderen Abgaskomponenten ist die Vorgehensweise identisch, wobei sich Unterschiede in den angegebenen Größen nur im Punkt 3.1 im Modul 3 (Unsicherheit am Nullpunkt) ergeben. Seite 128 Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung Tabelle A.2: Ermittlung der Gesamtunsicherheit für das berechnete Emissionsaufkommen an CO, TOC, CH4 und NMTOC durch das geordnete Schätzverfahren nach VDI 4219 (2000) Beiträge ui bzw. Gesamtunsicher- heit UT in % des Endergebnisses Verfahrensmodule, bei denen Unsicherheiten einen Beitrag ui bzw. uM zur Gesamtunsicherheit UT leisten können im S-Fall im X-Fall 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 Endenergieverbrauch Energiebilanz der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen Aufteilung der Energieverbrauchs in Haushalte und Klein- verbraucher Aufteilung des Energieverbrauchs in die Verwendungsar- ten Raumwärme, Warmwassererzeugung, Prozesswär- me, Kochen Aufteilung des bauartspezifischen Endenergieverbrauchs Ermittlung der Vollbenutzungsstunden 1) mittlere installierte Nennwärmeleistung 1) 2 % 5 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % 5 % 10 % 2 % 2 % 2 % 2 % Unsicherheit uM,1 des Moduls 1 5,5 % 12 % 2. 2.1 2.2 2.3 Anlagenbestand Anlagenbestand aus Daten des Statistischen Bundesamtes 2) Aufteilung in Gerätebauarten 3) Eigene Erhebungen zur Altersstruktur in ausgewählten Kehrbezirken 4) 1 % 1 % 5 % 5 % 5 % 10 % Unsicherheit uM,1 des Moduls 2 5,2 % 12 % 3. 3.1 3.2 3.3 Ermittlung der Emissionen einsetzten der Unsicherheit am Nullpunkt als Messwert anstatt des gemessenen Emissionswertes 5) Messung der Verbrennungsluftmenge Reproduzierbarkeit der Start-Stopp-Peaks 10 % 0,1 % 1 % 30 % 0,5 % 5 % Unsicherheit uM,1 des Moduls 3 10,0 30 % 4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 Ermittlung der Emissionsfaktoren Ermittlung der Emissionswerte für Start, Stopp und quasi- stationären Betrieb in Anlehnung an DIN 4702 Teil 8 mit- tels Regressionskurven Starthäufigkeit in der Heizzeit 6) Summenhäufigkeit der relativen Kesselleistung in bezug auf Tag- und Nachtbetrieb Koeffizienten aus den Emissionsfaktoren für stationären Betrieb und dem intermittierenden Betrieb Warmwassererzeugung im Sommer 7) 1 % 0,2 % 2 % 10 % 0,5 % 5 % 1 % 5 % 20 % 2 % Unsicherheit uM,1 des Moduls 4 10,2% 21 % Gesamtunsicherheit UT in % des Endergebnisses 16,2 % 40 % 1) für 10 % Abweichung vom Wert, Summe des Endenergieverbrauchs bleibt konstant 2) für 10 % Abweichung vom Wert 3) für 10 % Abweichung, Summe der installierten Heizgeräte bleibt konstant 4) Anlagenbestand um 20 % neuer als ausgewiesen 5) Unsicherheiten am Nullpunkt (berechnet nach Glaser, 2001): CO: 1,13 mg/m3, TOC: 1,74 mgC/m3, CH4: 1,24 mg/m3, NMTOC: 0,84 mgC/m3, N2O: 0,30 mg/m3 (berechnet als Nachweisgrenze) 6) für 10 % Abweichung vom Wert 7) zusätzlich 2 Kaltstarts am Tag an 100 Tagen im Sommer, Emissionen für die Brennerlaufzeit in den Emissionen für den quasistationären Betrieb berücksichtigt Anhang A: Unsicherheiten der Emissionsberechnung Seite 129 Die Berechnung der mittleren Emissionsfaktoren und des Emissionsaufkommens selbst führt zu keinen neuen Unsicherheiten, da die Unsicherheiten schon in den einzelnen Beiträgen der Ver- fahrensmodule enthalten sind. Die Gesamtunsicherheit des berechneten Emissionsaufkom- mens an CO, TOC, CH4 und NMTOC beträgt 16,2 % (Standardfall). Im ungünstigsten Fall, unter Heranziehung von extremen Randbedingungen, beträgt die Gesamtunsicherheit maximal 40 %. Etwas anders stellt sich die Gesamtunsicherheit für das N2O dar. Messungen zum Emissionsverhalten der Heizgeräte im intermittierenden Betrieb konnten nur exemplarisch durchgeführt werden. (Struschka et al. 1996). Die Ergebnisse zeigten, dass für diese Betrieb- weise von einem höheren Emissionsniveau gegenüber dem stationären Betrieb auszugehen ist. Die Ermittlung der Emissionsfaktoren beruht deshalb auf der Anwendung der Koeffizienten in Tabelle G.1 auf die ermittelten Emissionsfaktoren im stationären Betrieb der Heizgeräte. Für das N2O orientiert sich die Gesamtunsicherheit hierdurch eher am zuvor beschriebenen X-Fall, der eine Gesamtunsicherheit von 40 % ergibt. Zur Verbesserung der Datensituation wäre es unbedingt angezeigt, die Emissionen an N2O im intermittierenden Betrieb der Öl- und Gasfeuerungen zu bestimmen. Seite 130 Anhang B: Verbrennungsrechnung und verbrennungstechnische Kenndaten Anhang B Verbrennungsrechnung, Elementarzusammensetzung und verbrennungs- technische Kenndaten Verbrennungsrechnung für Heizöl EL und Erdgas Grundlage für die Ermittlung der verbrennungstechnischen Größen wie z.B. der trockene stö- chiometrische Luftbedarf (Lmin), das trockene stöchiometrische Abgasvolumen (VA,min,tr) und feucht (VA,min, f) sowie der theoretisch maximale CO2-Gehalt im Abgas bildet die Elementarzu- sammensetzung der Brennstoffe (s. Tabelle B.1). Als mittlere Zusammensetzung der trockenen Verbrennungsluft im Normzustand (pn = 1.013,25 mbar; Tn = 273 K) wurden folgende Werte aus DIN 1871 (1980) verwendet: Stickstoff N2 78,11 Vol% Sauerstoff O2 20,94 Vol% Argon Ar 0,916 Vol% Kohlendioxid CO2 0,033 Vol% Neon Ne 0,002 Vol% Rest - 0,001 Vol% Die Verbrennungsrechnung wurde entsprechend den Ausführungen für flüssige Brennstoffe nach Gumz (1953) sowie für gasförmige Brennstoffe nach Cerbe (1992) durchgeführt. Heizöl EL Der trockene Luftbedarf Lmin,tr in m3/kgHeizöl für Heizöl EL ergibt sich bei stöchiometrischer Verbrennung zu O*335,3S*342,3H*522,26C*904,8L trmin, −++= (B.1) wobei C, H, S und O in Massen% eingesetzt werden. Das Abgasvolumen in m3/kgHeizöl bei stöchiometrischer Verbrennung - feucht VA,min,f und trocken VA,min,tr - ergibt sich zu N800,0O*637,2S*325,3H*079,32C*893,8V N800,0O*637,2S*325,3H*079,32C*893,8V trmin,,A fmin,,A +−++= +−++= (B.2) wenn trockene Verbrennungsluft zugeführt wird. Bei der stöchiometrischen Verbrennung von reinem Kohlenstoff werden genauso viele Moleküle CO2 gebildet wie O2-Moleküle der Verbrennung zugeführt werden. In Brennstoffen, die neben Kohlenstoff auch Wasserstoff enthalten, fällt je nach dem Wasserstoffanteil im Brennstoff der CO2-Gehalt im Abgas niedriger aus. Der maximale CO2-Gehalt CO2,max in Vol% im trockenen Abgas eines kohlenwasserstoffhaltigen Brennstoffes berechnet sich nach der Gleichung: trmin,,A max,2 V C*86,1CO = (B.3) Anhang B: Verbrennungsrechnung und verbrennungstechnische Kenndaten Seite 131 Erdgas Der trockene Luftbedarf Lmin,tr in m3/m3Erdgas für Erdgas, das ein Gemisch aus Einzelkomponen- ten darstellt, kann bei stöchiometrischer Verbrennung wie folgt berechnet werden 104836362 422242trmin, HC*94,30HC*80,23HC*42,21HC*66,16 HC*28,14HC*90,11CH*52,9CO*38,2H*38,2L ++++ ++++= (B.4) Die Anteile der einzelnen Gaskomponenten im Brenngas sind hierbei als Volumenanteile (m3/m3Erdgas) einzusetzen. Die bei stöchiometrischer Verbrennung entstehende trockene Abgasmenge VA,min,tr in m3/m3Erdgas errechnet sich zu 22104836362 422242trmin,,A CONHC*44,33HC*80,25HC*92,22HC*16,18 HC*28,15HC*40,12CH*52,10CO*88,2H*88,2V ++++++ ++++= (B.5) sowie die feuchte Abgasmenge VA,min,f in m3/m3Erdgas zu 22104836362 422242fmin,,A CONHC*44,28HC*80,21HC*92,19HC*16,15 HC*28,13HC*40,11CH*52,8CO*88,2H*88,1V ++++++ ++++= (B.6) Feuchte in der Verbrennungsluft Wird der Verbrennung Umgebungsluft zugeführt, so erhöht sich der trockene Luftbedarf Lmin,tr bei stöchiometrischer Verbrennung um das in der Umgebungsluft stets vorhandene Wasser- dampfvolumen. Die feuchte Luftmenge Lmin,f kann nach Vogel (1996) berechnet werden zu     ϕ− ϕ += )t(p*p )t(p* 1*LL srelamb srel trmin,fmin, , (B.7) mit: ϕrel relative Feuchte in % ps(t) Sättigungsdruck des Wasserdampfs in mbar bei gegebener Temperatur pamb Luftdruck in mbar t Temperatur der Verbrennungsluft in °C Lmin,f feuchterr stöchiometrischer Luftbedarf in m3/kgHeizöl oder m3/m3Erdgas Lmin,tr trockener stöchiometrischer Luftbedarf in m3/kgHeizöl oder m3/m3Erdgas wobei die relative Feuchte definiert ist als Quotient des Partialdruck p (in mbar) und des Sätti- gungsdruckes ps(T) in mbar des Wasserdampfs bei der Temperatur t (in °C) )t(p )t(p s rel =ϕ (B.8) mit: p(t) Partialdruck des Wasserdampfs in mbar ps(t) Sättigungsdruck des Wasserdampfs in mbar ϕrel relative Feuchte in % Seite 132 Anhang B: Verbrennungsrechnung und verbrennungstechnische Kenndaten Im Temperaturbereich zwischen 0,01 °C < t < 70 °C lässt sich der Sättigungsdruck des Was- serdampfes bei durch die Formel 25,236t 95,064.4016,19))t(pln( s + −= (B.9) mit: t Temperatur in °C ps(t) Sättigungsdruck des Wasserdampfs in mbar als Funktion der Temperatur wiedergeben. Luftüberschuss In allen technischen Feuerungen ist für die vollständige Verbrennung des Brennstoffes ein ge- wisser Überschuss an Verbrennungsluft notwendig. Dieser sog. Luftüberschuss λ ist definiert als das Verhältnis zwischen der tatsächlich in die Feuerung zugeführte Luftmenge L und der stöchiometrisch notwendigen Luftmenge Lmin (Baumbach, 1993). Da die tatsächliche Verbren- nungsluftmenge sich in der Praxis nur schwer bestimmen lässt, wird der Luftüberschuss in der Regel aus dem Restsauerstoffgehalt im Abgas oder wie hier aus dem Kohlendioxidgehalt im Abgas bestimmt: 2 2max,2 trmin, trmin,,A CO COCO * L V 1 − +=λ (B.10) mit: λ Luftüberschuss VA,min,tr trockene Abgasmenge bei stöchiometrischer Verbrennung in m3/kgHeizöl oder m3/m3Erdgas Lmin,tr trockener Luftbedarf bei stöchiometrischer Verbrennung in m3/ kgHeizöl oder m3/m3Erdgas CO2,max maximaler CO2-Gehalt im trockenen Abgas in Vol% CO2 gemessener CO2-Gehalt im Abgas in Vol% Anhang B: Verbrennungsrechnung und verbrennungstechnische Kenndaten Seite 133 Elementarzusammensetzung und verbrennungstechnische Kenndaten Tabelle B.1: Elementarzusammensetzung und verbrennungstechnische Kenndaten der in Messreihe 1 und 2 verwendeten Heizöl EL Bezeichnung Wert Dimension Messreihe 1 Messreihe 2 Kohlenstoff 86,61 86,52 Massen-% Wasserstoff 13,23 13,42 Massen-% Schwefel (nach DIN 51 400) 0,16 0,06 Massen-% Stickstoff (nach ASTM D 4629) 180 122 mg/kg Heizwert 42,78 42,92 MJ/kg Dichte bei 15 °C (nach DIN 51757) 0,85 0,84 g/ml Theor. max. CO2-Gehalt 15,41 15,35 Vol% stöch. Luftbedarf 11,23 11,27 m3/kg stöch. Abgasvolumen, trocken 10,49 10,52 m3/kg stöch. Abgasvolumen, feucht 11,98 12,02 m3/kg Tabelle B.2: Elementarzusammensetzung und verbrennungstechnische Kenndaten des ver- feuerten Erdgases in den Messreihen 1 und 2 (bei Normbedingungen T = 273 K, p = 1.013 hPa) Bezeichnung Wert Dimension Messreihe 1 Messreihe 2 - Erdgas Ost Erdgas Nord Methan 87,49 97,53 83,79 Vol% Ethan 4,71 0,86 6,18 Vol% Propan 1,24 0,27 1,53 Vol% Butan 0,32 0,10 0,37 Vol% Pentan 0,06 0,02 0,07 Vol% CO2 1,10 0,22 1,36 Vol% N2 5,10 1,01 6,70 Vol% Heizwert 36,12 35,96 36,04 MJ/m3 Dichte 0,63 0,57 0,65 kg/m3 Theor. max. CO2-Gehalt 11,99 11,79 11,91 Vol% Wobbeindex 14,0 14,67 13,75 kWh/m3 stöch. Luftbedarf 9,54 9,53 8,46 m3/m3 stöch. Abgasvolumen, trocken 8,59 8,55 7,69 m3/m3 stöch. Abgasvolumen, feucht 10,82 10,82 9,69 m3/m3 Seite 134 Anhang C: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 4: Emissionen Anhang C Ergänzende Tabellen zu Kapitel 4: Emissionen von Öl- und Gasfeuerungen - Literaturauswertung Li te ra tu r R ic k (19 88 ) Te st (1 98 6) Kr em er (1 98 6) Sc hu le r ( 19 94 ) Pi sc hi ng er e t a l. (19 94 ) Pf ei ffe r e t a l. (20 00 a) M itt el w er t kg /T J 22 48 41 6, 6 6, 7 28 15 22 22 2, 4 4, 1 30 2, 7 6, 7 5, 3 6, 3 4, 7 2, 4 8, 6 4, 4 M ax kg /T J 50 11 6 12 5 13 17 28 23 22 27 4, 9 8, 7 3, 8 4, 9 17 8, 4 17 8, 4 9, 2 16 16 M in kg /T J 5, 0 9, 1 17 2, 0 4, 0 28 5, 9 22 16 0, 30 0, 60 1, 7 1, 5 0, 30 2, 8 1, 6 1, 6 0, 0 0, 9 0, 0 An za hl - 7 8 8 7 14 1 9 1 3 8 8 4 4 20 9 18 13 12 4 12 4 13 1 La st - N en nl as t N en nl as t N en nl as t Te illa st N en nl as t Te illa st N en nl as t N en nl as t m in F W L m a x FW L - Le is tu ng kW 25 - 50 < 2 5 < 2 5 25 - 50 > 5 0 25 - 50 > 5 0 < 2 5 < 2 5 > 5 0 < 5 0 < 1 20 < 7 0 Ja hr d er M es su ng 19 88 19 86 19 78 19 94 19 94 20 00 Br en ne r-K es se l-K om bi na tio n G el bb re nn er /G us sk es se l (3- Zu g, Fe ue rra um ge kü hl t) G el bb re nn er /G us sk es se l (2- Zu g, Fe ue rra um ge kü hl t) G el bb re nn er /S ta hl ke ss el (3- Zu g, he iße B re nn ka m m er ) G el bb re nn er a n Pr üf fla m m ro hr G el bb re nn er a n Pr üf fla m m ro hr Bl au br en ne r a n Pr üf fla m m ro hr Bl au br en ne r/G us sk es se l (3 -Z ug ) Bl au br en ne r/G us sk es se l (U mk eh rke ss el) G el bb re nn er a n He izk es se l Bl au br en ne r a n He izk es se l G el bb re nn er a n He izk es se l Bl au br en ne r a n He izk es se l Öl br en ne r m it G eb lä se (R AL -U Z 9 ) Öl br en ne r-K es se l-K om b. (R AL -U Z 4 6) 1) Ta be lle C .1 : B an db re ite u nd M itt el we rte d er E m iss io ne n an C O fü r Öl ze rs tä u bu ng sb re nn er a us P rü fs ta nd sm es su ng en (s tat . B e- tri eb sw ei se ) 1 2 3 4 5 6 FW L Fe ue ru ng sw är m e le is tu ng 1 ) N or m em is si on sf ak to re n Anhang C: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 4: Emissionen Seite 135 Li te ra tu r W ei sh au pt (19 87 ) Ba um gä rtn er (19 93 ) St ru sc hk a et a l. (19 87 ) H üb ne r e t a l. (19 96 ) H al tin er (19 96 ) Ve ke m an s (19 95 ) M itt el w er t kg /T J 24 23 23 16 3, 3 11 16 76 11 30 7, 2 7, 0 5, 1 4, 8 49 32 41 M ax kg /T J - 62 86 81 7, 0 18 49 13 0 18 52 13 31 11 3 16 0 - - - M in kg /T J - 0, 40 0, 00 0, 00 1, 0 5, 6 1, 9 24 3, 3 7, 5 0, 60 1, 5 1, 5 1, 5 - - - An za hl - 13 8 3 7 8 4 4 10 40 77 63 29 24 37 12 1 18 9 33 La st - - - Te illa st 1) N en nl as t 1 ) Le is tu ng kW < 5 0 < 2 5 25 - 50 > 5 0 < 2 5 > 5 0 < 2 5 25 - 50 > 5 0 - 2) Ja hr d er M es su ng en 19 87 19 93 19 87 19 96 19 96 19 95 Br en ne r-K es se l-K om bi na tio n H ei zk es se l m it Öl ze rs tä u bu ng sb re nn er n e in es H er st el le rs H ei zk es se l m it Öl ze rs tä u bu ng sb re nn er n Öl -/G as -K om bi br en ne r, te ilw ei se u m ge rü st et e Ko ks ke ss el W ec hs el br an dk es se l m it G el bb re nn er Ke ss el m it he iß e r Br en nk am m er m it G el bb re nn er Ke ss el o hn e he iß e B re nn ka m m er m it G el bb re nn er Ke ss el o hn e he iß e B re nn ka m m er m it Bl au br en ne r Un it m it Bl au br en ne r H ei zk es se l m it Öl ze rs tä u bu ng sb re nn er n Ta be lle C .2 : B an db re ite u nd M itt el we rte d er E m iss io ne n an C O fü r Öl ze rs tä u bu ng sb re nn er a us F el dm es su ng en (s tat ion är e B et rie bs we i- se ) 1 2 3 4 5 6 1) 2- st uf ig e Br en ne r: St uf e 1: T ei lla st , S tu fe 2 : N en nl as t Seite 136 Anhang C: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 4: Emissionen Li te ra tu r Te st (1 98 8) Te st (1 99 1a , 1 99 4) Pi sc hi ng er e t a l. (19 94 ) Te st (1 98 6a ) Te st (1 99 1b , 1 99 4) Pi sc hi ng er e t a l. (19 94 ) Pi sc hi ng er e t a l. (19 94 ) Te st (1 98 6 b ) Te st (1 99 0) Pi sc hi ng er e t a l. (19 94 ) Pf ei ffe r e t a l. (20 00 a) M itt el w er t kg /T J 1, 9 4, 8 1) 4, 7 7, 3 9, 5 21 13 1) 5, 0 5, 3 4, 3 11 7, 7 7, 6 4, 7 6, 0 3, 1 8, 9 2, 8 M ax kg /T J 8, 3 16 1) 22 11 16 41 30 1) 11 11 5, 6 19 22 20 14 17 16 16 11 M in kg /T J 0, 80 0, 80 1) 0, 00 0, 00 8, 4 0, 00 2, 5 1) 1, 4 1, 5 3, 4 6, 5 2, 2 1, 1 0, 90 0, 80 0, 30 1, 3 0, 36 An za hl - 9 22 84 63 19 6 13 15 9 4 6 8 11 16 38 16 6 65 68 La st - N en nl as t - - - - - - - - - - - - - - - - - Le is tu ng kW < 2 5 < 2 5 < 2 5 25 - 50 > 5 0 < 2 5 < 2 5 < 2 5 25 - 50 > 5 0 < 2 5 < 2 5 < 2 5 < 2 5 25 - 10 0 10 0- 35 0 < 7 0 < 7 0 < 7 0 Ja hr d er M es su ng 19 88 19 91 /1 99 4 19 94 19 86 19 91 /1 99 4 19 94 19 94 19 86 19 90 19 94 20 00 20 00 20 00 Br en ne r-K es se l-K om bi na tio n G as -S pe zia lh ei zk es se l (H eiz ke ss el mi t G as bre nn er oh ne G e- bl äs e ) G as -B re nn we rtg er ät e Ko m bi - u nd U m la uf wa ss er he ize r G as br en ne r m it G eb lä se H ei zk es se l m it G as br en ne r m it G eb lä - se G as -S pe zia lh ei zk es se l (R AL -U Z 3 9) 1) Ko m bi - u nd U m la uf wa ss er he ize r (R AL -U Z 4 0) 1) G as -B re nn we rtg er ät e (R AL -U Z 6 1) 1) Ta be lle C .3 : B an db re ite u nd M itt el we rte d er E m iss io ne n an C O fü r G as fe ue ru ng en a us P rü fs ta nd sm es su ng en (s tat ion är e B et rie bs we ise ) 1 2 3 4 5 6 1) N or m em is si on sf ak to re n na ch D IN 4 70 2 Te il 8 (1 99 0) Anhang C: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 4: Emissionen Seite 137 Li te ra tu r Kä m pe r u nd Lo m m er zh ei m (1 98 8) Er dt el u nd H en tz e (19 96 ) Kä m pe r u nd Lo m m er zh ei m (1 98 8) Er dt el u nd H en tz e (19 96 ) St ru sc hk a et a l. (19 87 ) Ve ke m an s (19 95 ) Kä m pe r u nd Lo m m er zh ei m (1 98 8) Er dt el u nd H en tz e (19 96 ) M itt el w er t kg /T J 11 25 9, 5 24 23 44 19 15 3, 9 6, 4 22 7, 0 39 M ax kg /T J 15 2 91 14 17 2 - 17 0 78 77 - - - - 15 2 M in kg /T J 0, 00 3, 9 7, 2 0, 00 - 14 0, 00 0, 00 - - - - 10 An za hl - 42 27 4 14 19 18 16 22 5 9 30 17 61 La st - N en nl as t N en nl as t N en nl as t N en nl as t N en nl as t N en nl as t Te illa st 1) N en nl as t1) N en nl as t N en nl as t N en nl as t Le is tu ng kW 25 - 50 < 2 5 25 - 50 < 2 5 25 - 50 < 2 5 > 5 0 - 2) - < 2 5 Ja hr d er M es su ng 19 88 19 96 19 88 19 96 19 87 19 95 19 88 19 96 Br en ne r-K es se l-K om bi na tio n G as -S pe zia lh ei zk es el (H eiz ke ss el mi t G as bre nn er oh ne G eb lä- se ) Ko m bi - u nd U m la uf wa ss er he ize r D ur ch la uf wa ss er he ize r Öl -/G as -K om bi br en ne r u . G as br en ne r m it G eb lä se , te ilw . u m ge rü st et e Ko ks ke ss el H ei zk es se l m it G as br en ne r m it G eb lä se G as -V or ra ts wa ss er he ize r G as -R au m he ize r 1) te ilw ei se 2 -s tu fig e Br en ne r, St uf e 1: T ei lla st , S tu fe 2 : N en nl as t; 2) in E in fa m ilie nh äu se rn Ta be lle C .4 : B an db re ite u nd M itt el we rte d er E m iss io ne n an C O fü r G as fe ue ru ng en a us F el dm es su ng en (s tat ion är e B et rie bs we ise ) 1 2 3 4 5 Seite 138 Anhang D: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 5: Bestand und Struktur Anhang D Ergänzende Tabellen zu Kapitel 5: Bestand und Struktur von Öl- und Gas- feuerungen in Haushalten und bei Kleinverbrauchern in Deutschland Tabelle D.1: Berechnete Anzahl an Heizgeräten zur Raumwärmeerzeugung aus den Gebäu- de- und Wohnungsstatistiken des Statistischen Bundesamtes einschließlich der Energieträger " Kohle, Koks oder Briketts", "Holz oder Sonstige" und "Strom" Heizgeräte Energieträger alte Bundesländer neue Bundesländer Deutschland 1.000 Stück 1.000 Stück 1.000 Stück Zentral- heizungen Heizöl EL Gas Strom Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 5.610,2 3.766,6 171,1 111,3 142,2 472,2 670,3 17,2 193,1 1) 6.082,4 4.436,9 188,3 446,6 1) Summe 9.801,4 1.352,8 11.154,2 Etagen- heizungen Heizöl EL Gas Strom Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 146,1 2.332,6 128,0 24,3 / 22,0 334,0 23,1 114,7 1) 168,1 2.666,6 151,1 139,0 1) Summe 2.635,3 493,9 3.129,2 Einzel- oder Mehrraumöfen Heizöl EL Gas Strom Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 2.339,2 2.154,3 1.491,3 2.195,7 1.641,1 254,8 865,6 245,0 4.918,4 1) 2.594,0 3.019,9 1.736,3 8.755,2 1) Summe 9.821,6 6.283,8 16.105,4 offene Kamine Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 465,2 944,4 18,0 36,6 483,2 981,0 Summe 1.409,6 54,6 1.464,2 Kachelöfen Heizöl EL Gas Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 132,8 49,8 492,8 984,0 / / 247,3 502,0 132,8 49,8 740,1 1.486,0 Summe 1.659,4 749,2 2.408,6 Allzwecköfen Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 309,7 1.238,6 66,6 266,5 376,3 1.505,1 Summe 1.548,3 333,1 1.881,4 Summe Energieträger Heizöl EL Gas Strom Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstige 8.228,3 8.303,3 1.790,4 3.599,0 4.950,3 749,0 1.869,9 285,3 6.363,2 1) 8.977,3 10.173,2 2.075,7 14.912,5 Summe alle 26.871,3 9.267,4 36.138,7 Anmerkung Vom Statistischen Bundesamt werden alle Angaben getrennt aus den Erhebungsdaten hochgerechnet, d.h. die Summenangaben entsprechen u.U. nicht exakt der Summe der aufgeführten Zahlen für die einzelnen Brennstoffe. / Anzahl wurde vom Statistischen Bundesamt nicht hochgerechnet 1) Festbrennstoffe in den neuen Bundesländern zusammengefasst Datenbasis für alte Bundesländer: StBa, 1995a bis d; für neue Bundesländer: StBa, 1997a bis c Anhang D: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 5: Bestand und Struktur Seite 139 Tabelle D.2: Berechnete Anzahl an Einzelgeräten zur Warmwassererzeugung in Küchen (oben) und Bädern (unten) aus den Gebäude- und Wohnungsstatistiken des Statistischen Bundesamtes einschließlich der Energieträger " Kohle, Koks oder Briketts", "Holz oder Sonstige" und "Strom" davon mit verwendeter Energieart Gas Strom Heizöl Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstiges Einzelgeräte in Küchen 1.000 Stück alte Bundesländer 11.817,8 3.072,9 7.967,2 357,5 220,9 199,3 neue Bundesländer 3.668,8 1.775,7 1.547,4 20,1 322,4 / Deutschland 15.486,6 4.848,6 9.514,6 377,6 543,3 199,3 davon mit verwendeter Energieart Gas Strom Heizöl Kohle, Koks oder Briketts Holz oder Sonstiges Einzelgeräte in Bädern 1.000 Stück alte Bundesländer 11.903,1 3.755,0 7.221,4 433,5 293,8 199,3 neue Bundesländer 3.275,6 1.239,8 1.091,9 25,4 909,0 9,5 Deutschland 15.178,7 4.994,8 8.313,3 458,9 1.202,8 208,8 Anmerkung Vom Statistischen Bundesamt werden alle Angaben getrennt aus den Erhebungsdaten hochgerechnet, d.h. die Summenangaben entsprechen u.U. nicht exakt der Summe der aufgeführten Zahlen für die einzelnen Brennstoffe / Anzahl wurde vom Statistischen Bundesamt nicht hochgerechnet Seite 140 Anhang D: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 5: Bestand und Struktur Tabelle D.3: Alters- und Leistungsstruktur der installierten Öl- und Gasfeuerungen in den Haushalten der neuen Bundesländern im Jahr 1995 Anteile der Altersstufe in % im Leistungsbereich in kW Öl- und Gasfeuerungen Altersstufe 4 - 11 > 11 - 25 > 25 - 50 > 50 > 11 4 bis 1990 0 - - - - 0 Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse ab 1991 100 - - - - 100 bis 1990 - 1 6 5 3 3 Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse ab 1991 - 99 94 95 97 97 bis 1990 - 7 4 4 6 6 Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse ab 1991 - 93 96 96 94 94 bis 1990 - 0 0 0 0 0 Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse ab 1991 - 100 100 100 100 100 bis 1990 75 - - - - 75 Raumheizer (einschließlich Heizeinsätze und Kamine) ab 1991 25 - - - - 25 bis 1990 - 0 - - 0 0 Kombiwasserheizer ab 1991 - 100 - - 100 100 bis 1990 0 38 - - 38 36 Durchlaufwasserheizer ab 1991 100 62 - - 62 64 bis 1990 - - - - - 0 Vorratswasserheizer ab 1991 - - - - - 100 bis 1990 - - - - - 0 Brennwertgeräte ab 1991 - - - - - 100 Anmerkung: die Berechnung der Anteile der Altersstufen in den zusammengefassten Leistungsberei- chen > 11 und > 4 kW erfolgte unter Berücksichtigung der Anlagenzahlen in den Leis- tungsbereichen 4 - 11, > 11 - 25, > 25 - 50 und > 50 kW. Brennwertgeräte und Vorratswasserheizer waren in den ausgewerteten Daten der unter- suchten Kehrbezirke nicht enthalten. In der ehemaligen DDR waren diese Gasgeräte nicht erhältlich. Deshalb wurden die Anteile in der Altersstufe „ab 1991“ zu 100 % festge- legt. - keine Angaben für den Leistungsbereich in Kehrbezirksdaten enthalten oder Leistungs- bereich ist bei dieser Bauart nicht vorhanden Anhang E: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 6: Bauartspezifischer Endenergieverbrauch Seite 141 Anhang E Ergänzende Tabellen zu Kapitel 6: Ermittlung des bauartspezifischen Ener- gieverbrauchs Tabelle E.1: Mittlere Nennwärmeleistungen und jährliche Vollbenutzungsstunden der in Haushalten und bei Kleinverbrauchern installierten Öl- und Gasfeuerungen in den alten und neuen Bundesländern Öl- und Gasfeuerungen mittlere Nennwärmeleistung jährlich Vollbenutzungsstunden 4) Haushalte Kleinverbraucher Haushalte Kleinverbraucher Leistungs- bereich aBl nBl aBl nBl aBl nBl aBl nBl kW kW kW kW kW h h h h Heizgeräte mit Ölbrennern ohne Gebläse ≥ 4 8 8 9 9 600 600 310 310 4 - 25 20 20 20 24 1.600 1.650 1.200 1.300 > 25 - 50 28 29 31 45 1.600 1.650 1.200 1.300 Heizkessel mit Ölbrennern mit Gebläse > 50 120 140 130 200 1.200 1.300 1.200 1.550 4 - 25 20 20 20 20 1.600 1.700 1.200 1.400 > 25 - 50 39 45 41 30 1.600 1.700 1.200 1.400 Heizkessel mit Gasbrenner ohne Gebläse > 50 87 95 103 218 1.300 1.400 1.400 1.600 4 - 25 20 20 20 20 1.600 1.700 1.200 1.400 > 25 - 50 39 40 39 42 1.600 1.700 1.200 1.400 Heizkessel mit Gasbrenner mit Gebläse > 50 140 145 200 105 1.300 1.400 1.400 1.600 Raumheizer 1) ≥ 4 8 6 10 14 1.600 1.600 1.200 1.200 Kombiwasserheizer ≥ 4 18 16 23 9 850 950 600 600 Durchlaufwasserheizer ≥ 4 22 21 25 18 1.000 1.200 800 800 Vorratswasserheizer 2) ≥ 4 8 8 15 21 350 350 400 400 Brennwertgeräte 3) ≥ 4 14 14 14 9 350 350 400 400 1) einschließlich Heizeinsätze und Kamine 2) Daten zu Vorratswasserheizern waren in den untersuchten Kehrbezirken nicht enthalten. Für diese Geräte wurde die Angabe aus den alten Bundesländern übernommen bzw. abgeschätzt 3) Daten zu Brennwertgeräten waren in den untersuchten Kehrbezirken nicht enthalten. Für diese Geräte wurde eine mittlere Nennwärmeleistung von 14 kW abgeschätzt 4) eigene Abschätzungen in Anlehnung an Literaturangaben (z.B. Struschka et al., 1996 und Prognos, 1995) aBl alte Bundesländer nBl neue Bundesländer Seite 142 Anhang E: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 6: Bauartspezifischer Endenergieverbrauch Tabelle E.2: Bauartspezifischer Endenergieverbrauch der bei Kleinverbrauchern installierten Ölfeuerungen in den alten und neuen Bundesländern im Jahr 1995 bauartspezifischer Endenergieverbrauch Ölfeuerungen bei Klein- verbrauchern Leistungs- bereich Alte Bundesländer Neue Bundesländer Deutschland kW TJ % TJ % TJ % Heizgeräte mit Ölbrennern ohne Gebläse ≥ 4 645 0,2 0 0,0 645 0,2 Heizkessel mit Ölbrennern mit Gebläse 4 - 25 > 25 - 50 > 50 12.921 32.141 235.872 4,6 11,4 83,8 1.348 3.370 36.828 3,2 8,1 88,6 14.269 35.510 272.700 4,4 11,0 84,4 Energieinhalt der Öltank-Erstbefüllung - - 11.614 - 11.614 - Summe ≥ 4 281.579 100 53.160 100 334.739 100 Differenz zu Tabelle 6.4 -1.628 0,6 -165 0,3 -1.793 0,5 Tabelle E.3: Bauartspezifischer Endenergieverbrauch der bei Kleinverbrauchern installierten Gasfeuerungen in den alten und neuen Bundesländern im Jahr 1995 bauartspezifischer Endenergieverbrauch Gasfeuerungen bei Kleinverbrauchern Leistungs- bereich Alte Bundesländer Neue Bundesländer Deutschland kW TJ % TJ % TJ % Heizkessel mit Gasbrennern mit Gebläse 4 - 25 > 25 - 50 > 50 86 10.109 181.440 0,0 3,9 70,1 50 454 23.858 0,2 1,4 73,0 137 10.562 205.298 0,0 3,6 70,4 Heizkessel mit Gasbrennern ohne Gebläse 4 - 25 > 25 - 50 > 50 864 10.627 44.125 0,3 4,1 17,0 252 1.270 5.141 0,8 3,9 15,7 1.116 11.897 49.266 0,4 4,1 16,9 Brennwertgeräte ≥ 4 605 0,2 121 0,4 726 0,2 Raumheizer 1) ≥ 4 432 0,2 175 0,5 607 0,2 Kombiwasserheizer ≥ 4 5.299 2,0 415 1,3 5.714 2,0 Durchlaufwasserheizer ≥ 4 4.320 1,7 907 2,8 5.227 1,8 Vorratswasserheizer ≥ 4 1.080 0,4 19 0,1 1.099 0,4 Summe ≥ 4 258.988 100 32.662 100 291.650 100 Differenz zu Tabelle 6.4 - +25 0,0- -73 0,2- -48 0,0 1) einschließlich Gas-Heizeinsätze und Gas-Kamine Anhang F: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 7: Messtechnische Ermittlung der Emissionen Seite 143 Anhang F Ergänzende Tabellen zu Kapitel 7: Messtechnische Ermittlung der Emissio- nen an ausgewählten Öl- und Gasfeuerungen Tabelle F.1: Messgeräte, Messverfahren, Messbereiche und Prüfgaskonzentrationen in Messreihe 1 (stationärer Dauerbetrieb) Messgröße Messgerät Messprinzip Messbereich CO/CO2 BINOS Fa. Fisher-Rosemount nicht dispersive Infrarotabsorption CO: 0 - 300 ppm v/v CO2: 0 - 20 Vol% O2 OXYNOS Fa. Fisher-Rosemount Paramagnetismus des Sauerstoffs 0 - 25 Vol% CH4/TOC 1) APHA 300 E Fa. Horiba Flammenionisation CH4: 0 - 10 ppm v/v TOC: 0 - 10 ppm v/v N2O/CO2 BINOS 1004 Fa. Fisher-Rosemount nicht dispersive Infrarotabsorption N2O: 0 - 50 ppm v/v CO2: 0 - 5 Vol% Abgas-temperatur Ni-CrNi-Thermo-element Thermoelektrizität 0 - 1.200 °C Unterdruck im Abgaskanal Schrägrohrmanometer - 0 - 100 Pa 1) gemessen wurde die Summe der flüchtigen organischen Verbindungen im trockenen Abgas nach Messgaskühler Tabelle F.2: Verwendete Messgeräte, Messprinzipien, Messbereiche und Prüfgaskonzentrati- onen in der Messreihe 2 (intermittierender Betrieb) Messgröße Messgerät Messprinzip Messbereich CO UNOR 6N Fa. Maihak nicht dispersive Infrarotabsorp- tion 0 - 1.000 mg/m3 CO2 BINOS Fa. Fischer-Rosemount nicht dispersive Infrarot- absorption 0 - 20 Vol% CH4/TOC 2) Model 109A Fa. JUM Engeineering Flammen- ionisation CH4: 0 - 1.000 ppm v/v TOC: 0 - 1.000 ppm v/v Abgastemperatur Ni-CrNi-Thermoelement Thermo- elektrizität 0 - 1.200 °C Unterdruck im Abgaskanal Schrägrohrmanometer - 0 - 100 Pa Brennstoffverbrauch Ölzähler/ Gasuhr/ Waage Durchfluss/ Masse - Verbrennungsluftmenge - Venturirohr 0 - 50 m3/h Luftdruck Fa. RB Messtechnik Druckdose 950 - 1.050 hPa Luftfeuchtigkeit Fa. RB Messtechnik Kapazitiv 0 - 100 % ref. Feuchte Umgebungstemperatur Fa. RB Messtechink Thermo- widerstand - 35 - + 45 °C 1) im Messzeitraum wurden unterschiedliche Prüfgase eingesetzt 2) gemessen wurde CH4 und die Summe der organischen Kohlenwasserstoffe im feuchten Abgas Seite 144 Anhang F: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 7: Messtechnische Ermittlung der Emissionen Tabelle F.3: Einteilung der installierten Heizgeräte im ausgewählten Kehrbezirk nach charakteristischen Merkmalen Bauart 1. Merkmal 2. Merkmal Heizkessel Bauart Öl-/Gaskessel Units Umstell- oder Wechselbrandkessel ohne Angabe Kesselmaterial Guss Stahl ohne Angabe Ölbrenner mit Gebläse Flammenfarbe Gelb Blau ohne Angabe geprüft nach DIN DIN/RAL-Umweltzeichen ohne Angabe Leistungsregelung einstufig zweistufig ohne Angabe Ölvorwärmung mit ohne ohne Angabe Einstellung der Verbren- nungsluft saugseitig druckseitig beides ohne Angabe Gasbrenner ohne Gebläse Material des Wärme- tauschers Edelstahl Guss Kupfer ohne Angabe Zündung automatisch Zündflamme wahlweise ohne Angabe NOx-Minderungs- massnahmen keine (teilvorgem. Flamme) teilvorgem Flamme mit Kühlstäben teilvorgem. Flamme und Stufenverbrennung vollständig vorgem. Flamme ohne Angabe Anhang F: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 7: Messtechnische Ermittlung der Emissionen Seite 145 Dämpfungsverhalten und Korrektur der Messsignale Die von den Abgasanalysatoren ermittelten Konzentrationen weisen neben einer Laufzeitverzö- gerung auch eine zusätzlich gerätebedingte Verzögerung auf. Durch diese Verzögerung wird ein am Gaseingang des Gasanalysators aufgegebener Konzentrationssprung nicht als Sprung- antwort des Gerätes wiedergegeben sondern gedämpft. Der gemessene Konzentrationsverlauf nähert sich asymptotisch der Sollkonzentration an und wird erst nach einer endlichen Zeit korrekt angezeigt. Es werden somit Konzentrationsverläufe wiedergegeben, die in dieser Form nicht am Eingang des Gasanalysators vorlagen. Dieses An- zeigeverhalten ist geräteabhängig und muss daher für jeden Gasanalysator bestimmt werden. Die Laufzeitverzögerung durch das Heizgerät und die Probenahmestrecke wurde in Vorversu- chen für jede zu messende Abgaskomponente ermittelt. Im Anschluss daran wurde die Probe- nahmestrecke hinsichtlich einer möglichst geringen Laufzeitverzögerung durch kurze Proben- gasleitungen und einer leistungsstarken Messgaspumpe, die das Messgas im Überschuss fördert, optimiert. Die für diese optimierte Probenahmestrecke ermittelten Laufzeit- verzögerungen wurden in der Auswertung spezifisch für jede Abgaskomponente berücksichtigt. Bei der Kompensation der durch die Gasanalysatoren verursachten Anzeigeverzögerungen werden die gemessenen Konzentrationen in ihrem Wert verändert. Das Anzeigeverhalten des Gasanalysators wird durch die dynamische Signalkorrektur dem idealen Anzeigeverhalten an- genähert. Das Anzeigeverhalten eines Gasanalysators für einen Sollwertsprung zum Zeitpunkt t = 0 kann näherungsweise durch die Expotentialgleichung: )) t t(exp1(*)ss(s)t(s 63 0soll0 −−−+= (F.1) mit: s(t) Messsignal zum Zeitpunkt t s0 Messsignal zum Zeitpunkt t = 0 ssoll Sollwert zum Zeitpunkt t > 0 t63 Trägheitskoeffizient in s beschrieben werden. Der Trägheitskoeffizent t63 gibt die Zeitdauer an, die vom Gasanalysator benötigt wird um 63 % des vorgegebenen Sollwertsprungs anzuzeigen. Durch setzen von t = t63 ergibt sich in Gleichung (9.5 ) für s(t) ein Sollwertsprung von 0,63 * (ssoll - s0). Eine Korrektur der Anzeigeverzögerung kann durch den Ansatz 63korr t*dt )t(s)t(s)t(s += (F.2) mit: skorr (t) korrigiertes Messsignal zum Zeitpunkt t s(t) gemessenes Messsignal zum Zeitpunkt t t63 Trägheitskoeffizient in s Seite 146 Anhang F: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 7: Messtechnische Ermittlung der Emissionen erfolgen. Durch Anpassung des Wertes für den Trägheitskoeffizient t63 kann das Messsignal für die Sprungantwort an diese angenähert werden. Eine beliebige Erhöhung des Trägheitskoeffi- zienten ist allerdings nicht möglich, da bei zu großen Werten das erzeugte Messsignal über- schwingt. Zur Verhinderung eines Überschwingens wird deshalb zusätzlich die 2. Ableitung des Messsignals herangezogen. Würde mit Hilfe des in Gleichung (7.7) beschriebenen Expotentialansatzes das Messsignal zum Zeitpunkt des Sollwertsprung t = t0 exakt korrigiert, dann müsste zu diesem Zeitpunkt der Gradient des Messsignals ein Maximum annehmen. Tatsächlich tritt aber das Maximum des Gradienten zeitverzögert ein. Es macht daher Sinn, den auf das Messsignal angewendeten Expotentialansatz aus Gleichung (7.7) auch auf den Gradienten des Messsignals anzuwenden. 632 2 korr tt*dt )t(sd dt )t(ds) dt )t(ds( += (F.3) Die hierzu eingeführte tt63-Zeit beschreibt sinngemäß die Zeitdauer, die bei einem vorgegebe- nen Sollwertsprung vergeht, bis der Gradient des Messsignals 63 % des Maximalwertes er- reicht hat. Aus Gleichung (9.6) ergibt sich ein korrigierter Gradient des Messsignals, aus dem unter Verwendung von 63korrkorr t*)dt )t(ds()t(s)t(s += (F.4) das gesuchte korrigierte Messsignal für jeden Zeitpunkt t ergibt. Mit Hilfe der Größen t63 und tt63 kann nun die Signalkorrektur optimiert werden. In Bild beispielhaft ist das Messsignal ohne und mit dynamischer Signalkorrektur dargestellt. Die Trägheitskoeffizienten für die einzelnen Gasanalysatoren wurden daher nur soweit ange- passt, dass die Überschreitung des vorgegebenen Sollwertsprungs durch Überschwinger < 5 % des maximalen Sollwerts betrug. Anhang G: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 8: Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 147 Anhang G Ergänzende Tabellen zu Kapitel 8: Ermittlung der Emissionsfaktoren Tabelle G.1: Faktoren aus dem Verhältnis der gerätespezifischen Emissionsfaktoren im stati- onären Dauerbetrieb und den Emissionsfaktoren für den intermittierenden Be- trieb zur Anwendung auf die Emissionsfaktoren der Messreihe 1 Bezeichnung Brennerbauart CO TOC CH4 NMTOC N2O kg/TJ kgC/TJ kg/TJ kgC/TJ kg/TJ Ölfeuerungen Ölverdampfer alt - OA1 4,0 4,0 4,0 4,0 1,5 Ölverdampfer neu - ON1 4,0 4,0 4,0 4,0 1,5 Ölspezialheizkessel alt Gelbbrenner OA2 1,2 4,0 2,0 4,0 1,5 Wechselbrandkessel Gelbbrenner OA3 2,0 4,0 2,0 4,0 1,5 Gelbbrenner OA4.1 2,0 4,0 2,0 4,0 1,5 Umstellbrandkessel Gelbbrenner 1) OA4.2 2,0 4,0 2,0 4,0 1,5 Gusskessel Gelbbrenner ON2 3,5 4,0 2,0 4,0 1,5 Stahlkessel Blaubrenner ON3 2,0 4,0 2,0 4,0 1,5 Gasfeuerungen Gaseinzelofen alt - GA1 3,0 20 51 10 2,0 Durchlauferhitzer alt - GA2 2,0 3,5 5,0 0,8 2,0 atm. Gaskessel alt - GA3 2,0 6,0 10 5,5 2,0 Gasgebläsebrenner GN5 3,0 20 51 20 2,0 Gusskessel Gasgebl. als Keramikbrenner GN6 3,0 20 51 16 2,0 Gaseinzelofen neu NOx-Minderung GN1 3,0 20 51 17 2,0 Durchlauferhitzer neu - GN2 2,0 10 20 7,0 2,0 atm. Gaskessel neu NOx-Minderung GN3 2,5 10 15 2,7 2,0 atm. Gaskessel Infrarotstrahlungsbrenner GN4 2,0 10 10 10 2,0 1) mit Additiv Seite 148 Anhang G: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 8: Ermittlung der Emissionsfaktoren Tabelle G.2: Ermittlung der bauartspezifischen Emissionsfaktoren am Beispiel eines Arbeits- blatts im verwendeten Tabellenkalkulationsprogramms Anhang G: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 8: Ermittlung der Emissionsfaktoren Seite 149 D 0, 93 0, 50 0, 68 0, 68 0, 64 0, 56 0, 45 1, 0 1, 1 0, 67 0, 37 0, 40 0, 43 0, 40 0, 60 0, 57 0, 60 0, 62 n Bl 0, 98 0, 38 0, 37 0, 37 0, 38 0, 53 0, 45 0, 81 1, 1 0, 59 0, 36 0, 36 0, 43 0, 39 0, 45 0, 45 0, 45 0, 45 N 2O kg /T J a Bl 0, 93 0, 52 0, 69 0, 69 0, 66 0, 57 0, 45 1, 0 1, 1 0, 68 0, 37 0, 40 0, 43 0, 41 0, 62 0, 62 0, 62 0, 62 D 2, 2 2, 6 3, 0 2, 1 2, 7 1, 6 2, 7 2, 1 2, 1 2, 5 2, 5 3, 8 3, 0 3, 2 3, 9 1, 0 2, 3 17 n Bl 1, 1 2, 4 2, 4 1, 6 2, 3 1, 7 2, 7 2, 6 2, 6 2, 7 2, 0 2, 0 1, 4 1, 7 3, 9 1, 3 2, 3 17 N M TO C kg C/ TJ a Bl 2, 3 2, 7 3, 1 2, 1 2, 7 1, 6 2, 7 2, 1 2, 0 2, 5 2, 6 3, 9 3, 4 3, 4 3, 9 0, 96 2, 3 17 D 0, 41 0, 50 0, 31 0, 74 0, 41 3, 0 23 11 11 18 15 7, 1 6, 4 8, 4 34 11 23 26 n Bl 0, 19 0, 68 0, 65 0, 59 0, 67 2, 7 23 30 32 25 18 18 12 15 34 10 23 26 CH 4 kg /T J a Bl 0, 41 0, 48 0, 23 0, 67 0, 39 3, 1 23 8, 7 8, 2 17 15 6, 4 5, 3 7, 4 34 11 23 26 D D eu ts ch la nd D 2, 4 3, 0 3, 2 2, 6 3, 0 3, 7 19 10 11 16 14 9, 0 7, 8 9, 4 21 8, 8 19 36 n Bl 1, 3 2, 9 2, 9 2, 0 2, 8 3, 7 19 25 26 21 15 15 10 13 28 8, 4 19 36 TO C kg C/ TJ a Bl 2, 6 3, 1 3, 3 2, 6 3, 1 3, 8 19 8, 4 8, 0 15 13 8, 6 7, 3 8, 9 28 9, 0 19 36 D 40 16 27 28 25 20 19 20 14 19 28 21 18 21 8, 7 43 15 17 n Bl 19 8, 6 9, 2 4, 5 8, 4 20 19 23 6, 1 19 31 31 21 26 8, 7 33 15 17 CO kg /T J a Bl 42 17 28 28 26 21 19 19 15 19 28 21 17 21 8, 7 46 15 17 n Bl ne ue B un de slä n de r Le is tu ng s- be re ich kW ≥ 4 4 - 2 5 25 - 50 > 5 0 ≥ 4 ≥ 4 4 - 2 5 25 - 50 > 5 0 ≥ 4 ≥ 4 4 - 2 5 > 5 0 ≥ 4 ≥ 4 ≥ 4 ≥ 4 ≥ 4 Ta be lle G .3 : B au ar ts pe zif isc he E m iss io ns fa kt or en fü r Öl - u nd G as fe ue ru ng en in H au sh al te n H au sh al te Öl fe ue ru ng en H ei zg er ät e m it Öl br en - n e r o hn e G eb lä se H ei zk es se l m it Öl br en - n e r m it G eb lä se G as fe ue ru ng en R au m he iz er H ei zk es se l m it G as - br en ne r o hn e G eb lä se H ei zk es se l m it G as - br en ne r m it G eb lä se Br en nw er tg er ät e D ur ch la uf wa ss er he ize r Ko m bi wa ss er he ize r Vo rra ts w as se rh ei ze r a Bl al te B un de slä n de r Seite 150 Anhang G: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 8: Ermittlung der Emissionsfaktoren D 0, 93 0, 51 0, 66 0, 64 0, 64 0, 56 0, 45 1, 0 1, 1 1, 1 0, 36 0, 40 0, 43 0, 43 0, 59 0, 59 0, 61 0, 62 n Bl 0, 98 0, 38 0, 37 0, 37 0, 37 0, 53 0, 45 0, 81 1, 1 1, 0 0, 36 0, 36 0, 43 0, 43 0, 45 0, 45 0, 45 0, 45 N 2O kg /T J a Bl 0, 93 0, 52 0, 69 0, 69 0, 68 0, 57 0, 45 1, 0 1, 1 1, 1 0, 37 0, 40 0, 43 0, 43 0, 62 0, 62 0, 62 0, 62 D 2, 3 2, 7 3, 0 2, 2 2, 3 1, 6 2, 7 2, 1 2, 1 2, 1 2, 4 3, 8 3, 1 3, 2 3, 9 1, 0 2, 3 17 n Bl 1, 1 2, 4 2, 5 1, 6 1, 7 1, 7 2, 7 2, 6 2, 6 2, 6 2, 0 2, 0 1, 4 1, 4 3, 9 1, 3 2, 3 17 N M TO C kg C/ TJ a Bl 2, 3 2, 7 3, 1 2, 3 2, 4 1, 6 2, 7 2, 1 2, 0 2, 1 2, 6 3, 9 3, 4 3, 4 3, 9 0, 96 2, 3 17 D 0, 41 0, 50 0, 31 0, 74 0, 68 3, 0 23 11 11 11 16 6, 9 6, 1 6, 1 34 11 23 26 n Bl 0, 19 0, 68 0, 76 0, 59 0, 60 2, 7 23 30 32 31 18 18 12 12 34 10 23 26 CH 4 kg /T J a Bl 0, 41 0, 48 0, 26 0, 77 0, 69 3, 1 23 8, 7 8, 2 8, 5 15 6, 4 5, 3 5, 3 34 11 23 26 D D eu ts ch la nd D 2, 6 3, 0 3, 2 2, 5 2, 6 3, 7 19 10 9, 9 10 14 8, 9 7, 6 7, 7 28 8, 9 19 36 n Bl 1, 3 2, 9 2, 9 2, 0 2, 1 3, 7 19 25 26 26 15 15 10 10 28 8, 9 19 36 TO C kg C/ TJ a Bl 2, 6 3, 1 3, 3 2, 6 2, 7 3, 8 19 8, 4 8, 0 8, 3 13 8, 6 7, 3 7, 4 28 9, 0 19 36 D 42 16 26 25 25 20 19 20 14 15 29 21 18 18 8, 7 44 15 17 n Bl 19 8, 6 9, 9 4, 5 5, 0 20 19 23 6, 1 10 31 31 21 21 8, 7 33 15 17 CO kg /T J a Bl 42 17 28 28 27 21 19 19 15 16 28 21 17 18 8, 7 46 15 17 n Bl ne ue B un de slä n de r Le is tu ng s- be re ich kW ≥ 4 4 - 2 5 25 - 50 > 5 0 ≥ 4 ≥ 4 4 - 2 5 25 - 50 > 5 0 ≥ 4 ≥ 4 4 - 2 5 > 5 0 ≥ 4 ≥ 4 ≥ 4 ≥ 4 ≥ 4 Ta be lle G .4 : B au ar ts pe zif isc he E m iss io ns fa kt or en fü r Öl - u nd G as fe ue ru ng en b ei K le in ve rb ra uc he rn H au sh al te Öl fe ue ru ng en H ei zg er ät e m it Öl br en - n e r o hn e G eb lä se H ei zk es se l m it Öl br en - n e r m it G eb lä se G as fe ue ru ng en R au m he iz er H ei zk es se l m it G as - br en ne r o hn e G eb lä se H ei zk es se l m it G as - br en ne r m it G eb lä se Br en nw er tg er ät e D ur ch la uf wa ss er he ize r Ko m bi wa ss er he ize r Vo rra ts w as se rh ei ze r a Bl al te B un de slä n de r Anhang H: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 9: Ermittlung des Emissionsaufkommens Seite 151 Anhang H Ergänzende Tabellen zu Kapitel 9: Ermittlung des Emissionsaufkommens Tabelle H.1: Bauartspezifisches Emissionsaufkommen der Haushalte in den alten und neuen Bundesländer sowie Deutschland für den Energieträger Heizöl EL im Bezugsjahr 1995 (Basis: bauartspezifische Emissionsfaktoren und emissionsrelevanter End- energieverbrauch) Alte Bundesländer Gerätebauart Leistungs- bereich Endenergie- verbrauch CO TOC als C CH4 NMTOC als C N2O kW TJ t tC t tC t Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse > 4 41.610 1.735 106 17 94 39 4 - 25 145.292 2.488 445 70 391 76 > 25 - 50 469.017 13.081 1.529 107 1.434 322 > 50 232.103 6.490 609 156 495 159 Summe 888.022 23.793 2.690 351 2.414 596 Neue Bundesländer Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse > 4 4.403 84 5,5 0,85 4,9 4,3 4 - 25 32.173 275 93 22 77 12 > 25 - 50 16.731 154 48 11 40 6,1 > 50 4.035 18 8,2 2,4 6,5 1,5 Summe 57.342 531 155 36 128 24 Deutschland Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse > 4 46.013 1.819 112 18 99 43 4 - 25 177.465 2.763 538 92 469 88 > 25 - 50 485.748 13.234 1.577 118 1.473 328 > 50 236.138 6.508 618 159 502 161 Summe 945.364 24.324 2.845 387 2.542 620 Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Emissionsaufkommen Tabelle H.2: Bauartspezifisches Emissionsaufkommen der Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländer sowie Deutschland für den Energieträger Heizöl EL im Be- zugsjahr 1995 (Basis: bauartspezifische Emissionsfaktoren und emissionsrele- vanter Endenergieverbrauch) Alte Bundesländer Gerätebauart Leistungs- bereich Endenergie- verbrauch CO TOC als C CH4 NMTOC als C N2O kW TJ t tC t tC t Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse > 4 645 27 1,6 0,26 1,5 0,60 4 - 25 12.921 221 40 6,3 35 6,7 > 25 - 50 32.141 903 105 8,3 100 22 > 50 235.872 6.595 619 181 535 162 Summe 281.579 7.746 765 195 671 191 Neue Bundesländer Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse > 4 0 0 0 0 0 0 4 - 25 1.348 12 3,9 0,92 3,2 0,52 > 25 - 50 3.370 33 10 2,6 8,5 1,2 > 50 36.828 164 75 22 59 13 Summe 41.545 209 88 25 71 15 Deutschland Heizgeräte mit Ölbrenner ohne Gebläse > 4 645 27 1,6 0,26 1,5 0,60 4 - 25 14.269 233 44 7,2 38 7,3 > 25 - 50 35.510 936 114 11 108 23 > 50 272.700 6.760 694 202 594 175 Summe 323.124 7.955 853 221 741 207 Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Heizkessel mit Ölbrenner mit Gebläse Emissionsaufkommen Seite 152 Anhang H: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 9: Ermittlung des Emissionsaufkommens Tabelle H.3: Bauartspezifisches Emissionsaufkommen der Haushalte in den alten und neuen Bundesländer sowie Deutschland für den Energieträger Erdgas im Bezugsjahr 1995 (Basis: bauartspezifische Emissionsfaktoren und emissionsrelevanter End- energieverbrauch) Alte Bundesländer Gerätebauart Leistungs- bereich Endenergie- verbrauch CO TOC als C CH4 NMTOC als C N2O kW TJ t tC t tC t Raumheizer > 4 52.721 1.086 199 163 82 30 Heizkessel mit 4 - 25 267.287 5.040 5.120 6.030 720 121 Gasbrenner ohne Gebläse > 25 - 50 135.070 2.619 1.134 1.173 279 139 > 50 29.497 450 236 241 60 33 Heizkessel mit 4 - 25 13.790 385 183 201 36 5,1 Gasbrenner mit Gebläse > 25 - 50 32.125 663 276 205 124 13 > 50 29.455 515 215 155 99 13 Brennwertgeräte > 4 32.885 287 935 1.107 129 20 Durchlaufwasserheizer > 4 40.289 1.863 362 444 39 25 Kombiwasserheizer > 4 156.537 2.329 2.955 3.572 353 97 Vorratswasserheizer > 4 8.144 136 292 212 138 5,0 Summe 797.801 15.373 11.906 13.502 2.060 501 Neue Bundesländer Raumheizer > 4 20.203 406 74 55 34 11 Heizkessel mit 4 - 25 45.241 853 867 1.021 122 20 Gasbrenner ohne Gebläse > 25 - 50 17.326 393 430 526 46 14 > 50 4.729 29 124 152 12 5,2 Heizkessel mit 4 - 25 2.944 92 45 54 6 1,0 Gasbrenner mit Gebläse > 25 - 50 2.039 63 31 37 4 0,73 > 50 5.897 122 61 72 8 2,5 Brennwertgeräte > 4 5.368 47 153 181 21 2,4 Durchlaufwasserheizer > 4 14.603 489 123 143 19 6,6 Kombiwasserheizer > 4 24.036 358 454 549 54 11 Vorratswasserheizer > 4 95 1,6 3,4 2,5 1,6 0,04 Summe 142.481 2.853 2.364 2.792 329 75 Deutschland Raumheizer > 4 72.924 1.492 273 218 116 41 Heizkessel mit 4 - 25 312.529 5.893 5.987 7.051 842 142 Gasbrenner ohne Gebläse > 25 - 50 152.396 3.012 1.563 1.698 325 153 > 50 34.226 479 360 393 73 38 Heizkessel mit 4 - 25 16.734 476 228 255 42 6,1 Gasbrenner mit Gebläse > 25 - 50 34.165 727 308 242 129 14 > 50 35.351 637 275 227 108 15 Brennwertgeräte > 4 38.253 334 1.088 1.288 150 23 Durchlaufwasserheizer > 4 54.891 2.352 485 587 57 32 Kombiwasserheizer > 4 180.574 2.687 3.408 4.121 407 108 Vorratswasserheizer > 4 8.239 137 295 214 139 5,1 Summe 940.282 18.226 14.270 16.294 2.388 575 Emissionsaufkommen Emissionsaufkommen Emissionsaufkommen Anhang H: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 9: Ermittlung des Emissionsaufkommens Seite 153 Tabelle H.3: Bauartspezifisches Emissionsaufkommen der Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländer sowie Deutschland für den Energieträger Erdgas im Be- zugsjahr 1995 (Basis: bauartspezifische Emissionsfaktoren und emissionsrele- vanter Endenergieverbrauch) Alte Bundesländer Gerätebauart Leistungs- bereich Endenergie- verbrauch CO TOC als C CH4 NMTOC als C N2O kW TJ t tC t tC t Raumheizer > 4 432 8,9 1,6 1,3 0,67 0,25 Heizkessel mit 4 - 25 864 16 17 19 2,3 0,39 Gasbrenner ohne Gebläse > 25 - 50 10.627 206 89 92 22 11 > 50 44.125 674 354 361 90 49 Heizkessel mit 4 - 25 86 2,4 1,1 1,3 0,22 0,03 Gasbrenner mit Gebläse > 25 - 50 10.109 209 87 64 39 4,1 > 50 181.440 3.171 1.321 955 612 78 Brennwertgeräte > 4 605 5 17 20 2,4 0,37 Durchlaufwasserheizer > 4 4.320 200 39 48 4,1 2,7 Kombiwasserheizer > 4 5.299 79 100 121 12 3,3 Vorratswasserheizer > 4 1.080 18 39 28 18 0,67 Summe 258.988 4.589 2.065 1.712 804 149 Neue Bundesländer Raumheizer > 4 175 3,5 0,64 0,48 0,30 0,09 Heizkessel mit 4 - 25 252 4,8 4,8 5,7 0,68 0,11 Gasbrenner ohne Gebläse > 25 - 50 1.270 29 31 39 3,4 1,0 > 50 5.141 31 134 165 14 5,7 Heizkessel mit 4 - 25 50 1,6 0,77 0,92 0,10 0,02 Gasbrenner mit Gebläse > 25 - 50 454 14 6,9 8,3 0,92 0,16 > 50 23.858 495 246 292 33 10 Brennwertgeräte > 4 121 1,1 3,4 4,1 0,47 0,05 Durchlaufwasserheizer > 4 907 30 7,6 8,9 1,2 0,41 Kombiwasserheizer > 4 415 6,2 7,8 9,5 0,93 0,19 Vorratswasserheizer > 4 19 0,32 0,70 0,51 0,33 0,01 Summe 32.662 617 445 534 55 18 Deutschland Raumheizer > 4 72.924 1.492 273 218 116 41 Heizkessel mit 4 - 25 312.529 5.893 5.987 7.051 842 142 Gasbrenner ohne Gebläse > 25 - 50 152.396 3.012 1.563 1.698 325 153 > 50 34.226 479 360 393 73 38 Heizkessel mit 4 - 25 16.734 476 228 255 42 6,1 Gasbrenner mit Gebläse > 25 - 50 34.165 727 308 242 129 14 > 50 35.351 637 275 227 108 15 Brennwertgeräte > 4 38.253 334 1.088 1.288 150 23 Durchlaufwasserheizer > 4 54.891 2.352 485 587 57 32 Kombiwasserheizer > 4 180.574 2.687 3.408 4.121 407 108 Vorratswasserheizer > 4 8.239 137 295 214 139 5,1 Summe 940.282 18.226 14.270 16.294 2.388 575 Emissionsaufkommen Emissionsaufkommen Emissionsaufkommen Seite 154 Anhang H: Ergänzende Tabellen zu Kapitel 9: Ermittlung des Emissionsaufkommens Tabelle H.5: Emissionsaufkommen in den Bereichen Haushalte und Kleinverbraucher in den alten und neuen Bundesländern sowie Deutschland im Bezugsjahr 1995 (Basis: Summe Emissionsaufkommen Tabellen H.1 bis H.4) Heizöl EL Alte Bundesländer Neue Bundesländer Deutschland CO (in t) Haushalte 23.793 531 24.324 Kleinverbraucher 7.746 209 7.955 Summe 31.539 740 32.279 TOC (in tC) Haushalte 2.690 155 2.845 Kleinverbraucher 765 88 853 Summe 3.455 243 3.698 CH4 (in t) Haushalte 351 36 387 Kleinverbraucher 195 25 221 Summe 546 61 607 NMTOC (in tC) Haushalte 2.414 128 2.542 Kleinverbraucher 671 71 741 Summe 3.085 199 3.284 N2O (in t) Haushalte 596 24 620 Kleinverbraucher 191 15 207 Summe 787 39 827 Erdgase Alte Bundesländer Neue Bundesländer Deutschland CO (in t) Haushalte 15.373 2.853 18.226 Kleinverbraucher 4.589 617 18.226 Summe 19.962 3.470 23.432 TOC (in tC) Haushalte 11.906 2.364 14.270 Kleinverbraucher 2.065 445 14.270 Summe 13.971 2.809 16.780 CH4 (in t) Haushalte 13.502 2.792 16.294 Kleinverbraucher 1.712 534 16.294 Summe 15.214 3.326 18.540 NMTOC (in tC) Haushalte 2.060 329 2.388 Kleinverbraucher 804 55 2.388 Summe 2.863 384 3.247 N2O (in t) Haushalte 501 75 575 Kleinverbraucher 149 18 575 Summe 650 92 742 Literaturverzeichnis Seite 155 12 Literaturverzeichnis 1. BImSchV. 1997. Erste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung über Kleinfeuerungsanlagen - 1. BImSchV) vom 15. Juli 1988 (BGBl. I, S. 1059), zuletzt geändert am 7. August 1996, Bekanntmachung: 14. März 1997, BGBl. I, S. 490. 4. BImSchV. 1997. Vierte Verordnung zur Durchführung des Bundes- Immissionsschutzgesetzes (Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen - 4. BImSchV). Fassung vom 14. März 1997. BGBl. I 1997 S. 504, S. 548 und 1998, S. 723. ADAPI. 1998. Australian Departement of Primary Industries & Energy. Black coal and brown coal briquettes - Typical specification of major brands. AGEB. 1996a. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen. Heizwerte der Brennstoffe. Stand Juni 1996. AGEB. 1996b. Heizwerte der Energieträger und Faktoren für die Umrechnung von spezifischen Mengeneinheiten in Wärmeeinheiten zur Energiebilanz 1993. Stand Oktober 1996. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Berlin. AGEB. 1996c. 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