Die Quellgruppe Hausbrand beschreibt die Emissionen aus nicht genehmigungsbedürftigen Feuerungsanlagen für Berlin. Zu den nicht genehmigungsbedürftigen Feuerungsanlagen zählen alle Feuerungsanlagen entsprechend der Verordnung über kleinere und mittlere Feuerungsanlagen der 1. Bundes-Immissionsschutzverordnung (1. BImSchV). Den Hauptteil der nicht genehmigungsbedürftigen Feuerungsanlagen bilden die Haushalte, aber auch Feuerungsanlagen öffentlicher Einrichtungen und gewerblicher Unternehmen werden dazugezählt. Die Emissionen aus Kleinfeuerungsanlagen werden anhand des Endenergieeinsatzes berechnet, wobei der Heizwärmebedarf in Wohn- und Nichtwohngebäuden bestimmt wird, der durch unterschiedliche Energieträger gedeckt wird. Die Emissionen ergeben sich dann aus dem Produkt des Endenergieeinsatzes der einzelnen Energieträger in den Kleinfeuerungsanlagen mit entsprechenden Emissionsfaktoren. Als Basis wurden die Emissionsfaktoren der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz von 2013 verwendet. Zudem wurden neuere Erkenntnisse zu Emissionseigenschaften aus der Erstellung des Emissionskatasters “Kleinfeuerungsanlagen für Brandenburg” mit Stand 2015 berücksichtigt. Die Berechnung der Emissionen beruht auf Daten zum Gebäudebestand mit beheizbarer Fläche, Angaben zu den Anteilen verschiedener Beheizungsarten und dem Brennstoffverbrauch. Bei der Berechnung der Emissionen der Quellgruppe Hausbrand werden Fernwärmeheizungen nicht berücksichtigt, da die mit der Produktion von Fernwärme verbundenen Emissionen in der Quellgruppe der genehmigungsbedürftigen Anlagen enthalten sind. Die Datengrundlage ist vielfältig: Es wurden Daten, die im Rahmen des Zensus 2011 zum Gebäudebestand und zur vorwiegenden Heizungsart verwendet. Zudem wurden aktuelle Gebäudedaten aus dem Allgemeinen Liegenschaftskataster mit Stand 2014, Daten zur Gebäudenutzung, Daten zu den Gas- und Fernwärmeversorgten Gebieten mit Stand 2011 bzw. 2007, Daten der Schornsteinfeger mit Stand 2012 sowie Daten zum Absatz von Kohle und Öl mit Stand 2014 verwendet. Der durch Fernwärme beheizte Anteil wurde bei der Berechnung des Endenergieeinsatzes subtrahiert, übrig blieb der lokal zu deckende Heizwärmebedarf. Gas ist mit einem Beitrag von knapp 80 % der dominierende Energieträger in Berlin, gefolgt von Heizöl mit einem Beitrag von knapp 17 %. Die Beiträge der Festbrennstoffe (Kohle, Holz und Pellets) tragen mit Werten unter 3 % nur gering zum Endenergieeinsatz bei. Beim Verbrauch von Kohle ist eine starke Abnahme festzustellen. Seit 2000 ist in Deutschland jedoch ein starker Anstieg von Holz- sowie von Holzpelletheizungen registriert worden. In Berlin ist dieser Trend auch vorhanden. Obwohl die Verkaufszahlen von Brennholz in Berlin seit Jahren relativ konstant liegen, ist damit zu rechnen, dass deutlich mehr Holz aus Wäldern Berlins und Brandenburgs in Feuerstätten verbrannt wird, dies aber in den offiziellen Verkaufszahlen nicht erfasst wird. Bei der Betrachtung der aus den Endenergieeinsätzen für alle Gebäude Berlins berechneten Emissionen wird deutlich, dass Festbrennstoffe besonders hohe spezifische Emissionen von Feinstaub (PM 10 und EC) und Benzo[a]pyren (BaP) pro Energieeinsatz aufweisen. Obwohl nur ca. 3,4 % der Wärmeenergie durch Kohle, Holz und Pellets gedeckt wird, stammen die Staubemissionen fast ausschließlich von diesem Energieträger, weil bei der Verbrennung von Festbrennstoffen pro Tonne etwa 1 kg Staub, bei der Verbrennung von einer Tonne Heizöl aber nur etwa 0,064 kg Staub entsteht. Die Verbrennung von Festbrennstoffen ist außerdem in Berlin die mit Abstand wichtigste Quelle für Benzo[a]pyren und Ruß (EC). Auch die SO 2 -Emissionen aus dem Kleinfeuerungssektor stammen zu 87 % aus den Festbrennstoffanlagen. Die Karten zeigen die räumliche Verteilung der Emissionen von Stickoxiden bzw. Feinstaub (PM 10 ) aus dem Hausbrand mit maximalen Werten in Gebieten mit hoher Altbauten- und Bevölkerungsdichte. Besonders niedrige Emissionen weisen Gebiete auf, in denen die Gebäude überwiegend mit Fernwärme geheizt werden, z.B. die Plattenbausiedlungen im Ostteil der Stadt. Karte im Geoportal Berlin ansehen
Anlage 3 Climate Change COz-Emissionsfaktoren für fossile Brennstoffe 7 Auszug der brennstoffbezogenen COz-Emissionsfaktoren Im Folgenden ein Auszug der Liste der COz-Emissionsfaktoren für Brennstoffbezogene Emissionsfakto ren. Diese Liste wird jährlich aktualisiert im Nationalen Inventarbericht [NIRJ und auch separat auf un serer Themenseite Treibhausgas-Emissionen im Interneti2 veröffentlicht, Tabelle 23: CCL-Emissionsfaktoren - Brennstoffbezogene Emissionsfaktoren (Auszug, Stand 15.02.2022) Einheit j 1990 I 1995 Afflilif; j 2005 I 2010 | 2015 | Kohlen i Steinkohle 93,6 Steinkohle roh (Kraftwerke, Industrie)t COz/TJ93,193,193,593,994,093,5Steinkohlenbrikettst COz/TJ95,995,995,995,995,995,995,9 Steinkohlenkoks (ohne Eisen & Stahl)t COz/TJ108,1108,1108,1108,1108,1108,1108,3 Steinkohlenkoks Eisen & Stahlt COz/13,293,263,233,193,183,173,19 t COz/TJ97,697,697,697,697,697,697,6 Baiaststeinkohle Alts Bundesländert COz/TJ95,2Kokskohlen Deutschlandt COz/ t2,962,932,902,872,862,902,89 Steinkohlen Eisen & Stahlt COz/12,922,922,922,952,892,902,94 Andere Steinkohlenproduktet COz/13,303,303,303,303,293,323,32 Steinkohlenteert COz/13,273,273,273,283,273,303,31 Benzolt COz/13,383,383,383,383,383,383,38 111,7110,8111,1110,7111,0110,7 106,0109,8108,2106,3104,0106,0 Anthrazit (Wärmemarkt Haushalte, Kleinver brauch) Braunkohle Rohhraunkohlen öffentliche Fernheizwerke Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COz/TJ113,8Neue Bundesländert COz/TJ110,0Industrie, Kleinverbrauch Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COz/TJ114,7Neue Bundesländert C02/TJ107,7Rheinlandt COz/TJ114,8113,9113,1113,2113,3113,1113,3 Helmstedtt COz/TJ98,798,798,798,796,799,5NO Hessent COz/TJ112,2103,2103,5NONONONO Lausitzt COz/TJ111,2111,3111,5111,2110,6110,9110,2 Mitteldeutschlandt COZ/TJ105,7103,9102,9104,0103,4102,9103,6 Braunkohlenbriketts Deutschlandt COz/TJ98,399,099,399,099,499,2 Alte Bundesländert COz/TJ99,5Neue Bundesländert COz/TJ96,6Braunkohlenteer Neue Bundesländert COz/TJ82,997,698,198,198,098,097,5 109,6109,6109,6109,6109,6109,6 öffentliche Kraftwerke Revier; 78,6 Braunkohlenteeröl Neue Bundesländer Braunkohlenstaub und -wirheischichtkohle Deutschland t COz/TJ Alte Bundesländert COz/TJ98,3 Neue Bundesländert COz/TJ96,1 Braunkohlenkoks Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COz/TJ109,6 Neue Bundesländert COz/TJ100,2 101,8101,8101,8101,8NONONO t COz/TJ96,496,496,5NO94,994,594,4 t COz/TJ73,373,373,373,373,373,3 Torf A/te Bundesländer, Deutschland Hartbraunkohle Mineralöle Erdöl roh* 1 73,3 i https://wvw.umweltbundesamt.de/thfiTnen/klima-enerBie/treibhausgas-emissionen fs, Block Berichte & Daten in der Mit telspalte) 50 Climate Change COz-Emissionsfaktoren für fossile Brennstoffe r üfiiijü’IPtM®' Ottokraftstofft co2/t3,181 Rohbenzln Deutschland*t COi/TJAlte Bundesländer*t COz/TJ 1 199520002005201020152020 I 3,1823,1833,1833,1843,1833,169 73,373,373,373,373,373,3 73,3 Neue Bundesländer*t COi/TJ73,3Kerosin*t CO2/TJ73,373,373,373,373,373,373,3 Flugbenzint COz/TJ71,271,271,271,271,271,271,2 Dieselkraftstoff Deutschlandt COz/TJ74,074,074,074,074,074,0 Alte Bundesländert COi/TJ74,0Neue Bundesländert COi/TJ74,0Heizöl leicht Deutschlandt COz/TJ74,074,074,074,074,074,0 Alte Bundesländert COi/TJ74,0Neue Bundesländert COi/TJ74,0Heizöl schwert COz/TJ79,879,879,879,679,780,979,7 Petroleumt COz/TJ74,074,074,074,074,074,074,0 Petrolkoks (ohne Katalysatorabbrand)t COz/TJ94,8Flüssiggas Deutschland (energetischer Verbrauch)t COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ65,665,6Neue BundesländertCOi/TJRaffineriegas Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ54,6 54,6 Neue Bundesländert COi/TJAndere Mineralölprodukte Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ82,1 Neue BundesländertCOi/TJ82,1 73,3 Schmierstoff* 94,894,894,894,697,6103,4 65,364,465,365,366,366,3 56,956,757,066,462,057,2 82,182,182,182,582,380,4 73,373,373,373,373,373,3 41,041,040,740,341,341,0 258,7252,9259,7261,3256,4 Gase Kokereigas Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ41,0 Neue Bundesländert COi/TJ43,6 Kokerei- und Stadtgas Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ43,2 58,3 42,6 Neue Bundesländert COz/TJGicht- und Konvertergas Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ264,6 Neue BundesländertCOi/TJ264,6 Brenngas Neue Bundesländert COz/TJ118,4 sonstige hergestellte Gase Deutschlandt COz/TJ63,6 257,1 | 63,663,663,663,663,560,8 55,855,855,955,955,955,8 Naturgase Erdgas Deutschlandt COz/TJAlte Bundesländert COi/TJ55,7Neue Bundesländert COi/TJ55,5Erdölgast COz/TJ61,961,961,961,961,461,661,0 Grubengast COz/TJ68,168,168,168,168,168,168,1 *) Defaultwerte 51
Die Halbinsel Hon Gai, Vietnam, ist geprägt von konkurrierenden Land- und Oberflächenwasser-Nutzungen durch Kohlebergbau, Industrie und Tourismus, durch ein klimabedingt stark schwankendes Wasserdargebot und damit einhergehender ökologischer Probleme. Aufbauend auf der Erfassung der gesetzlichen, administrativen, naturräumlichen und sozioökonomischen Rahmenbedingungen sowie einer umfassenden hydrologischen Systemanalyse des Ist-Zustandes wird am Beispiel eines Flusseinzugsgebietes ein Konzept zur effizienteren Nutzung und zum schonenderen Umgang mit der Ressource Wasser entwickelt. Kernelemente des zu erarbeitenden Wasserressourcenmanagements sind die Kreislaufführung und bedarfsgerechte Wiederverwendung bergbaulicher Abwässer und die Rückgewinnung von nutzbaren Reststoffen (Kohlestäube). Aufbauend auf planungsrelevanten Gelände-, Fließgewässer- und Stofftransportmodellen werden technische Konzepte erarbeitet und im Feld in Form von Pilotanlagen exemplarisch implementiert. Vorhabensziele sind der Einsatz technisch möglichst einfacher und robuster Technologien, die von den lokalen Stakeholdern angenommen werden, die Integration der Maßnahmen in die Struktur der Einzugsgebiete und die bestehenden Nutzungen. Es soll für die Aufbereitungsprozesse weitgehend auf zusätzliche Energiequellen zu verzichtet werden. Zur einzugsgebietsübergreifenden Steuerung der einzelnen Komponenten soll ein flexibles Mess-, Steuerungs- und Regelungssystem erstellt werden. Aufbauend auf einer Datenerhebung durch Materialsichtung und Feldarbeiten erfolgt die Auswahl des Einzugsgebietes sowie die Ausarbeitung des technischen Konzeptes. Vorversuche in Labor- und Technikumsmaßstab liefern die Grundlage für die Bemessung konkreter technischer Elemente. Nach Auswahl möglicher Standorte für technische Elemente und Abstimmung mit Stakeholdern erfolgt die objektkonkrete Planung der wasserbaulichen Elemente, die wissenschaftliche Begleitung der baulichen Realisierung und der Inbetriebnahme.
Der Fokus des Projektes liegt auf dem Aspekt der Kreislaufführung bergbaulicher Abwässer und von Sümpfungswässern mit hohen Stoffkonzentrationen (Kohlestäube) und Salzgehalten im Steinkohlenbergbau ebenso wie auf der bedarfsgerechten Wiederverwendung bergbaulicher Abwässer und von Sümpfungswässern für bergbauliche Zwecke sowie Trinkwasser- und Brauchwasserzwecke. Im TP 3,' Fachinformationssystem Monitoring' werden die im Projektrahmen erhobenen Daten und Informationen in einem integrierten 'Fachinformationssystem Monitoring' basierend auf den Programmen GW-Base und GW-Web systematisch erfasst, ausgewertet und bereitgestellt. Das System wird in der Lage sein, neben den in TP 1 und 2 erhobenen Daten, auch Informationen durch Monitoring mit Sensoren mit GSM/GPRS Datenübertragung in Echtzeit zu erfassen und sowohl lokal (Desktopsystem), als auch im Internet (benutzerkontengesteuertes Websystem) bereitzustellen und auszuwerten. Das System wird die Darstellung aller erhobenen Daten auf Karten, in Tabellen, Zeitreihen, fachspezifischen Diagrammen, Statistiken, Reports und auch in Themen- und Isolinienkarten ermöglichen. Besondere Beachtung finden hierbei die speziellen, sowie an die Rahmenbedingung im Zielgebiet angepassten Anforderungen, im Bereich des Monitorings und der Auswertung von Bergbau- und Minenwässern. Das System stellt die Grundlage für eine Stoffstrombetrachtung und die angestrebte nachhaltige Verbesserung der Wasseraufbereitung sowie Wiederverwendung dar. - Aufbau und Implementierung der Datenbank mit Grundlagendaten / Übersicht Datenstatus - Einbinden der zur Projektlaufzeit erhobenen Daten - Implementierung des Echtzeitmonitorings - Entwicklung und Implementation der innovativen Funktionen und Schnittstellen - Entwicklung einer installierbaren Pilotanwendung - Capacity Building.
Rohbraunkohle wurde teilweise durch Reststoff BRAM (aus Muell) bis zu einem kalorischen Anteil von 10 Prozent substituiert und das Verbrennungs- und Emissionsverhalten untersucht.
Das Mahlverhalten der Kraftwerkskohlen ist fuer die Auslegung und den Betrieb von kohlebefeuerten Feuerungsanlagen von grosser Bedeutung. Der Hardgrove-Mahlbarkeitstest liefert zu wenig Informationen ueber das Mahlverhalten und ist somit fuer das Verstaendnis einer technischen Mahlung ia nicht ausreichend. Es besteht Bedarf an einem Laborverfahren zur praxisnahen Beurteilung des Mahlverhaltens von Kohlen und Kohlenmischungen. Diverse Kohlen und Kohlenmischungen sollen nach dem am Institut entwickelten Mahlbarkeitstest in einer Laborwaelzmuehle untersucht werden. Es besteht Bedarf an labortechnischen Bestimmungsmethoden zum Mahlverhalten von Kohlen, deren Ergebnisse den Erfordernissen der Praxis gerecht werden und die mit relativ geringem Aufwand und kostenguenstig wichtige Informationen fuer die Planung und den Betrieb von Grossmahlanlagen liefern. Bei der erweiterten Mahlbarkeitspruefung wird das Mahlverhalten sowohl bei einer fuer Grossfeuerungen erforderlichen Staubfeinheit als auch bei Beruecksichtigung der Kreislaufmahlung untersucht. Die Simulation der Kreislaufmahlung erfolgt nach der Zyklusmethode. Das Mass fuer die Mahlbarkeit sind: 1) Die erzeugte Produktmenge pro Beanspruchung fuer die Zerkleinerung auf eine bestimmte Zielkorngroesse. 2) Der fuer die Mahlung erforderliche Energiebedarf. Weitere Informationen ueber das Mahlverhalten sind: 1) Die massenbezogene Oberflaeche des erzeugten Produktes. 2) Die Korngroessenverteilung des Produktes und des Kreislaufmaterials. Mit diesem Verfahren werden deutlich mehr Informationen ueber das Mahlverhalten und praxisnaehere Ergebnisse als nach Hardgrove ermittelt. Zur Absicherung der Ergebnisse muessen weitere Kraftwerkskohlen und va Kohlenmischungen untersucht werden.
Im Bereich der industriellen Hochtemperaturgasanwendung ist es gelungen, mittels brennrauminterner Abgasrezirkulation durch Inertisierung des Brenngases und der Verbrennungsluft bei Luftvorwaermung auf 1000 Grad Celsius und Brennkammertemperaturen von 1500 Grad Celsius die NOx-Emissionen auf unter 200 mg/m3 abzusenken. Das Prinzip der Absenkung der thermischen NOx-Bildung besteht hier im wesentlichen in der raeumlichen und zeitlichen Temperaturvergleichmaessigung und der Verminderung des Sauerstoffpartialdruckes. Im Grundsatz soll es moeglich sein, diese Erkenntnisse auch auf die Hochtemperaturverbrennung von Kohlenstaub mit schmelzfluessigem Ascheabzug zu uebertragen, da dort ein wesentlicher Teil des gebildeten NO thermischer Natur ist. Darueber hinaus ist zu erwarten, dass die NO-Bildung aus Brennstoffstickstoff bei diesem Verbrennungssystem ebenfalls sehr niedrig gehalten werden kann. Die Erkenntnisse der geplanten Untersuchungen werden bei der Entwicklung von NOx-armen Brennern fuer die Kohlenstaubdruckverbrennung unter hohen Temperaturen und Druecken bei neuen Verfahren zur Kohleverstromung benoetigt. Desweiteren koennten die Erkenntnisse zur Entwicklung NOx-armer Verbrennungssysteme an atmosphaerischen Schmelzkammerfeuerungen eingesetzt werden, wo heute immer noch mit hohen NOx-Brennkammeremissionen gearbeitet wird. Eine entsprechende Absenkung wuerde eine erhebliche Verminderung der Betriebskosten fuer die katalytische Abgasreinigung zur Folge haben.
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