Måleprogram og analyse af emissioner fra gas- og oliefyrede decentrale kraftvarmeanlæg < 25 MW e

Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007 Energinet.dk miljø-projekt nr. 07/1882 Måleprogram og analyse af emissioner fra gas- og oliefyrede decentrale kraftvarmeanlæg < 25 MW e Delrapport 4 April 2010 RAPPORT Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf. 2016 9600 Fax 4516 1199 www.dgc.dk dgc@dgc.dk

Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007 Måleprogram og analyse af emissioner fra gas- og oliefyrede decentrale kraftvarmeanlæg < 25 MW e Lars Jørgensen Steen D. Andersen Danny M. Lovett Per G. Kristensen Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2010

Titel : Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007 Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Lars Jørgensen, Steen D. Andersen, Danny M. Lovett, Per G. Kristensen Dato for udgivelse : April 2010 Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : 731.28 Sagsnavn : Emissionskortlægning 2007 ISBN : 978-87-7795-326-2

DGC-rapport 1 Indholdsfortegnelse Side 1 Indledning... 5 2 Forkortelser... 7 3 Resume... 9 3.1 Emissionsfaktorer... 9 3.2 Hovedresultater for naturgasfyrede motorer... 10 3.3 Hovedresultater for biogasfyrede motorer... 11 3.4 Hovedresultater for motorer fyret med forgasningsgas... 12 3.5 Hovedresultater for motorer fyret med gasolie... 12 3.6 Hovedresultater for naturgasfyrede gasturbiner... 13 3.7 Hovedresultater for oliefyrede dampturbiner... 13 3.8 Usikkerhed... 13 4 Afgrænsning af metode... 14 5 Beskrivelse af måleprogrammet... 15 5.1 Planlagt måleprogram... 15 5.2 Afvigelser fra måleprogrammet... 18 5.3 Naturgasfyrede motoranlæg... 19 5.4 Motoranlæg med anden gas... 20 5.5 Naturgasfyrede gasturbineanlæg... 21 5.6 Oliefyrede anlæg... 22 5.6.1 Oliefyrede motorer... 22 5.6.2 Oliefyrede dampturbiner... 22 6 Resultater fra måleprogrammet... 23 6.1 Emissioner fra naturgasfyrede motorer... 23 6.1.1 NO x... 23 6.1.2 CO... 28 6.1.3 Uforbrændt kulbrinte (UHC)... 32 6.1.4 Sammensætning af UHC... 36 6.1.5 Aldehyder og ketoner... 39 6.1.6 Lugtemission... 48 6.1.7 Lattergas (N 2 O)... 50 6.1.8 Ultrafine partikler (UFP)... 51

DGC-rapport 2 6.1.9 Polyaromatiske hydrocarboner (PAH)... 54 6.1.10 Dioxin (PCDD/-F)... 55 6.1.11 Tungmetaller... 57 6.1.12 Elvirkningsgrad... 60 6.2 Emissioner fra biogasfyrede motorer... 62 6.2.1 NO x... 62 6.2.2 CO... 64 6.2.3 Uforbrændt kulbrinte (UHC)... 66 6.2.4 Sammensætning af UHC... 68 6.2.5 Aldehyder og ketoner... 69 6.2.6 Lugtemission... 71 6.2.7 Lattergas (N 2 O)... 72 6.2.8 Ultrafine partikler (UFP)... 73 6.2.9 Polyaromatiske hydrocarboner (PAH)... 75 6.2.10 Dioxin... 77 6.2.11 Øvrige mikroforureninger (HCB og PCB)... 79 6.2.12 Tungmetaller... 80 6.3 Emissioner fra motorer fyret med forgasningsgas... 81 6.3.1 CO, NO x, UHC og lattergas... 81 6.3.2 Sammensætning af UHC... 83 6.3.3 Aldehyder og ketoner... 84 6.3.4 Polyaromatiske hydrocarboner (PAH)... 85 6.3.5 Dioxin, HCB og PCB... 86 6.3.6 Tungmetaller... 88 6.4 Emissioner fra motorer fyret med gasolie... 89 6.4.1 NO x, CO og UHC... 90 6.4.2 Sammensætning af UHC... 91 6.4.3 Aldehyder og ketoner... 92 6.4.4 Lattergas (N 2 O)... 93 6.4.5 Ultrafine partikler (UFP)... 94 6.4.6 Polyaromatiske hydrocarboner (PAH)... 96 6.4.7 Dioxin, HCB og PCB... 97 6.4.8 Tungmetaller... 99 6.5 Emissioner fra naturgasfyrede gasturbiner... 100 6.5.1 NO x... 101 6.5.2 CO... 103 6.5.3 Uforbrændt kulbrinte (UHC)... 105

DGC-rapport 3 6.5.4 Lattergas (N 2 O)... 106 6.5.5 Andre emissioner... 107 6.5.6 Øvrige supplerende oplysninger... 108 6.6 Emissioner fra oliefyrede dampturbiner... 109 6.6.1 NO x, CO og partikler... 110 6.6.2 Uforbrændt kulbrinte (UHC)... 111 6.6.3 Aldehyder og ketoner... 112 6.6.4 Lattergas (N 2 O)... 113 7 Validitet og dækningsgrad af emissionsdata... 114 7.1 Dækningsgrader... 114 7.2 Validitet af emissionsdata... 118 8 Emissioner i forhold til gældende grænseværdier... 119 8.1 Naturgasfyrede motorer... 121 8.2 Biogasfyrede motorer... 122 8.3 Naturgasfyrede gasturbiner... 123 8.4 Motorer fyret med forgasningsgas... 124 8.5 Gasoliefyrede motorer... 125 8.6 Gasoliefyrede gasturbiner... 126 8.7 Fueloliefyrede dampturbineanlæg... 127 9 Usikkerhedsberegninger for emissionsfaktorer... 128 9.1 Beregningsgrundlag... 128 9.2 Resultater... 129 9.3 Vurdering af resultaterne... 135 10 Miljømæssige konsekvenser af ændret naturgaskvalitet... 137 Kilder og referencer... 139 Bilag A: Måleresultater standardkomponenter (O 2, CO, NO x UHC og N 2 O)... 140 Bilag B: Måleresultater standardkomponenter (aldehyder)... 141 Bilag C: Måleresultater specialkomponenter (PAH)... 143 Bilag D: Måleresultater specialkomponenter (Klorerede dioxiner og furaner)... 144 Bilag E: Måleresultater specialkomponenter (Bromerede dioxiner og furaner)... 145

DGC-rapport 4 Bilag F: Måleresultater specialkomponenter (HCB og PCB)... 146 Bilag G: Måleresultater specialkomponenter (Tungmetaller)... 147 Bilag H: Måleresultater specialkomponenter (Ultrafine partikler)... 148 Bilag I: Emissionsfaktorer fra DMU i vægt pr. energi enhed... 149 Bilag J: Emissionsfaktorer fra DMU i vægt pr. volumen... 150

DGC-rapport 5 1 Indledning Energinet.dk har givet et konsortium bestående af Dansk Gasteknisk Center a/s (DGC) som projektleder, samt Danmarks Miljøundersøgelser (DMU), FORCE Technology og AnalyTech Miljølaboratorium A/S opgaven at gennemføre en kortlægning af luftformige emissioner fra danske, decentrale kraftvarmeværker under 25 MW elektrisk effekt. Projektet er udført som et rådgivningsprojekt og har arbejdstitlen Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007. Det er projektets primære mål på baggrund af indsamlede emissionsdata og gennemførte analyser, at udpege forslag til de væsentligste miljømæssige indsatsområder på de decentrale kraftvarmeværker i Danmark. På denne baggrund vil projektet give forslag til fremtidig F&U indsats på dette område. Sekundært vil emissionskortlægningsprojektet tilvejebringe pålidelige opdaterede emissionsfaktorer for de vigtigste emissioner fra decentral kraftvarme. Endelig vil projektet på udvalgte områder screene for nye emissionskomponenter, således at der efterfølgende bliver grundlag for at vurdere deres betydning. I perioden 2000 2003 blev der for Eltra udført et lignende kortlægningsprojekt benævnt PSO 3141. Resultaterne fra nærværende projekt bliver i vidt omfang relateret til konklusionerne fra PSO 3141 projektet. Denne delrapport 4 omhandler resultaterne af det gennemførte måleprogram samt analyse af målte og indsamlede emissionsdata for gas- og olieformige brændsler. Emissionerne holdes op mod eksisterende lovgivning i form af bekendtgørelser og vejledninger, ligesom udviklingstendenser belyses. Parallelt med denne rapport er der udarbejdet en delrapport 3, der omhandler resultater for brændslerne affald og fast biomasse. DGC ønsker at rette en stor og særlig tak til de anlæg, der har givet adgang til projektmålingerne. Projektets resultater baseres desuden i høj grad på indsamlede data i form af målerapporter fra lovpligtige miljømålinger. DGC ønsker at takke alle, der har leveret måledata til projektet.

DGC-rapport 6 En faglig følgegruppe har ved flere møder givet vigtige input, faglig kritik og værdifulde forslag. Følgegruppen takkes for engagement og bidrag til projektet. Følgegruppen består, eksklusiv konsortiemedlemmer, af nedenstående personer: Christian Friberg B. Nielsen Energinet.dk Steen Vestervang Energinet.dk Allan Kjersgaard RenoSam Anders Christiansen Kommunernes Landsforening Bo Sander DONG Energy Hanne Johnsen affald danmark Helga Moos Brancheforeningen for Decentral Kraftvarme Henrik Flyver Christiansen Energistyrelsen J. Vitus Nielsen Babcock & Wilcox Vølund Jesper Schramm DTU, MEK John Tang Dansk Fjernvarme Jytte Illerup DTU, Kemiteknik Kjeld Skærbæk Nielsen Rolls-Royce Marine A/S Anders Schmidt Dideriksen E.ON Danmark A/S Peter Arendt Jensen DTU, CHEC/KT Steen Møllebjerg GE Energy, Jenbacher Vibeke Vestergaard Nielsen Miljøstyrelsen

DGC-rapport 7 2 Forkortelser DGC Dansk Gasteknisk Center a/s DMU Danmarks Miljøundersøgelser, Aarhus Universitet DTU Danmarks Tekniske Universitet ELPI Electrical Low Pressure Impactor. Måleinstrument til måling af fine og ultrafine partikler EMK 2007 Emissionskortlægning 2007 EPT06 Energistyrelsens energiproducenttælling fra 2006. El- og fjernvarmeproducenter med tilknytning til offentligt net skal hvert år indberette oplysninger om brændselsforbrug og varme- og elproduktion for deres anlæg. FID Flammeionisationsdetektor GC Gaskromatograf HCB Hexaklorbenzen. Et klorholdigt fungicid som er tungt nedbrydeligt og som akkumulerer op gennem fødekæderne. LE/m 3 Lugtenheder pr. m 3 LPG Liquified Petroleum Gas. Flydende raffineret gas. MEL-10 Miljøstyrelsens anbefalede metode til bestemmelse af koncentrationer af Polycyclic Aromatic Hydrocarbons (PAH) i strømmende gas MW e Elektrisk effekt NMVOC Non methane volatile organic compounds PBDD/F Polybromerede dibenzo-p-dioxiner og dibenzofuraner. Se under PCDD/F. PCB Polyklorerede bifenyler. Gruppe af industrikemikalier som blev udviklet i 1920'erne, og er især blevet brugt i elektronikindustrien. PCDD/F Polychlorerede dibenzo-p-dioxiner og dibenzofuraner. Gruppe af klorholdige giftstoffer. Fører over lang tids eksponering til øget risiko for kræft, reproduktionsforstyrrelser, nedsættelse af immunforsvaret, neurotoksiske effekter og "hormonvirkninger". PM0,1 Partikler med en diameter mindre end 0,1 μm (ultrafine partikler) PM1 Partikler med en diameter mindre end 1 μm PM10 Partikler med en diameter mindre end 10 μm

DGC-rapport 8 PM2,5 POP PSO 3141 UFP Partikler med en diameter mindre end 2,5 μm (fine partikler) Persistant Organic Pollutants. POP stoffer defineres som kemikalier med visse giftige egenskaber og som stoffer der ikke nedbrydes i naturen, hvilket gør dem særligt skadelige for menneskers sundhed og miljøet. Omfatter eksempelvis dioxiner/furaner, HCB og PCB. Eltra/PSO projekt, som på basis af Energistyrelsens energiproducenttælling fra 2000, kortlagde emissioner fra decentrale kraftvarmeværker mindre end 25 MWe. Naturlig reference for nærværende projekt. Ultrafine partikler. Partikler med en partikeldiameter mindre end 0,1 μm

DGC-rapport 9 3 Resume Projektet Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007 er opdelt i 4 faser omhandlende indsamling af emissionsdata, måling af emissioner, analyse af data samt rapportering. Nærværende rapport sammenfatter arbejdet med indsamling, vurdering og analyse af emissionsdata for gas- og oliefyrede decentrale kraftvarmeanlæg < 25 MW e. Projektet baseres på energidata fra Energistyrelsens energiproducenttælling fra 2006 og måledata fra perioden 2003 2008. På det gas- og oliefyrede område har projektet haft adgang til 693 emissionsmålesæt i perioden 2003 til 2008, projektets egne 20 målesæt inkluderet. I alt 661 af disse målesæt omfatter anlæg med naturgas som hovedbrændsel. De resterende 29 målesæt fordeler sig med 18 for gasoliefyrede anlæg, 4 for fuelolieanlæg samt 10 biogasfyrede anlæg. For naturgasfyrede motorer og gasturbiner samt gasoliedrevne motorer og fueloliefyrede dampturbiner, er der generelt opnået tilfredsstillende dækningsgrader for hovedkomponenterne NO x, CO og UHC. Dækningsgraden for førnævnte hovedkomponenter er mindre god for biogasfyrede motorer. Der er udført screeningsmålinger for specielle emissionskomponenter som spormetaller, PAH, PCB, HCB, dioxin samt ultrafine partikler. For disse komponenter indgår udelukkende projektets målinger i analyserne. 3.1 Emissionsfaktorer På baggrund af de indsamlede og målte emissionsdata har DMU beregnet emissionsfaktorer /2/, hvoraf der gives et uddrag i Tabel 1. DMU rapporterer generelt et fald i emissionsfaktoreren i forhold til opgørelsen i PSO 3141.

DGC-rapport 10 Tabel 1 Udvalgte emissionsfaktorer fra DMU i vægt pr. energienhed Enhed Enhed Naturgasmotorer Biogasmotorer Naturgasturbiner Forgasningsgas motor Gasoliemotorer Fuelolie dampturbiner NOx g/gj 135 202 48 173 942 136 UHC (C) g/gj 435 333 2,5 12 46 1,6 NMVOC g/gj 92 10 1,6 2,3 37 0,8 CH4 g/gj 481 434 1,7 13 24 < 1,3 CO g/gj 58 310 4,8 586 130 2,8 N2O g/gj 0,58 1,6 1,0 2,7 2,1 5,0 PCDD/-F ng/gj 0,57 0,96-1,7 < 0,99 - PAH (BaP) µg/gj 13 4,2-4,9 < 33 - Naphthalen µg/gj 2452 4577-8492 17642 - HCB µg/gj - 0,19-0,80 < 0,22 - PCB ng/gj - 0,19-0,24 < 0,13 - Formaldehyd g/gj 11 8,7-1,5 1,3 < 0,002 Elvirkningsgrad % 39,6-28,4 - - - 3.2 Hovedresultater for naturgasfyrede motorer Som det var tilfældet i PSO 3141 undersøgelsen, har der, grundet den lovpligtige dokumentation af NO x, UHC og CO, været et omfattende datagrundlag til rådighed for disse komponenter for naturgasfyrede motorer i nærværende projekt. I alt 579 målesæt indgår i analyserne af ovenstående hovedkomponenter. For at dokumentere effekten af de skærpede emissionskrav i Miljøstyrelsens Bekendtgørelse nr. 621 /14/ er undersøgelsen opdelt i tidsperioderne 2003 2006 og 2007 2008. De skærpede emissionsgrænseværdier var for de fleste motorer gældende fra oktober 2006. Tekniske ændringer og installation af CO oxidationskatalysatorer har medført et betydeligt fald i emissionen af NO x og CO. For UHC er faldet mindre markant, men de naturgasfyrede motoranlæg har ikke problemer med at overholde grænseværdierne for de 3 hovedkomponenter. Sammensætningen af kulbrintefordelingen i røggassen ligger tæt på sammensætningen i naturgassen. Naturgasdrevne motorers emission af CH 4 forøger drivhusgaspoteentialet med 21 % i forhold til den direkte CO 2 emission. Emissionen af lattergas er faldet til under halvdelen af niveauet fra

DGC-rapport 11 forrige undersøgelse og forøger drivhusgaspotentialet med 0,33 % i forhold til CO 2 emissionen. Der findes kun få anlæg med deciderede formaldhydkatalysatorer, men en stor del af de tilgængelige målinger for aldehyder er foretaget på disse anlæg, typisk i projektsammenhænge. Dette forhold er der kompenseret for ved beregning emissionsfaktorer for aldehyderne. Generelt ses der et fald i emissionen af aldehyder i forhold til PSO 3141 projektet og der er indikationer på, at CO oxidationskatalysatorerne har en effekt på reduktion af aldehyder. Datamaterialet er dog ikke omfattende nok til sikre konklusioner. Måling for ultrafine partikler på et naturgasfyret motoranlæg viste høje koncentrationer i forhold til gassoliefyrede og biogasfyrede motoranlæg. Emission af dioxin er negliciebel og dere rkun detekteret enkelte congenere ved målingerne. Der er detekteret lavt indhold af tungmetaller ved projektets målinger. Emissionen af metallerne stammer fra smøreolien og de detekterede metaller kan generelt henføres til gruppen af slidmetaller eller smøreoliens additiver. 3.3 Hovedresultater for biogasfyrede motorer Der er langt færre måledata til rådighed for biogasfyrede motorer og analysen er derfor ikke opdelt på tidsperioder, som for de naturgasfyrede motorer. Emissionen af NO x er faldet markant, mens emission af CO og UHC har været konstant eller svagt stigende. Biogasmotorernes emission af NO x og CO er højere end for de naturgasfyrede motorer, mens udledningen af UHC er lavere. Motorerne kan som gennemsnitlig betragtning overholde de kommende grænseværdier i Bekendtgørelse nr. 621, som for biogasfyrede motorer over 1 MW (indfyret) træder i kraft 1. januar 2013. Lattergasniveauet er næsten 3 gange højere sammenlignet med de naturgasfyrede motorer. Målingen for ultrafine partikler på en deponigasfyret motor viste et niveau, der var 30 gange lavere end for de naturgasfyrede motorer. Der er ikke de-

DGC-rapport 12 tekteret PCB eller bromerede og klorerede dioxiner, mens der er målt et lavt indhold af HCB. For de fleste tungmetaller, der ikke hører til gruppen af slidmetaller eller mulige additivstoffer, er der ikke fundet detekterbart indhold i røggassen. 3.4 Hovedresultater for motorer fyret med forgasningsgas Kun to motoranlæg, der anvender forgasningsgas, er med i EPT06 et forsøgsanlæg og et kommercielt anlæg. Der er foretaget projektmålinger på det kommercielle anlæg, mens der er øvrige data for begge anlæg. Grundet brændselsslip og forgasningsgassens høje indhold af CO, er CO-emissionen markant højere end for naturgas- og biogasfyrede anlæg. Tilsvarende viser målingen meget lavt indhold af UHC. Emission af lattergas er over 3 gange højere end for naturgasfyrede motoranlæg. Som for biogasfyrede motorer, er der ikke detekteret dioxiner eller PCB, mens der er fundet et lavt indhold af HCB. Målingerne for tungmetaller skiller sig ud fra de andre grupper ved, at der er detekteret kviksølv i røggassen. 3.5 Hovedresultater for motorer fyret med gasolie Anvendelse af gasoliefyrede motorer til grundlast er meget begrænset, mens antallet af gasoliefyrede motoranlæg til regulerkraft er steget de senere år. Der er i projektet foretaget målinger på både et grundlastværk samt et regulerkraftværk. De gasoliefyrede motoranlæg er karakteriserede ved meget høje NO x emissioner op til over 4000 mg/m 3 @ 5 % O 2 og med 3000 i middel. Hovedemissionerne er højest fra regulerkraftværkerne, som ikke har krav til miljødokumentation, da de typisk er i drift mindre end 500 timer pr. år. Emissionen af ultrafine partikler er ca. 50 % mindre sammenlignet med de naturgasfyrede motorer, mens der hverken er detekteret dioxiner, HCB eller PCB. Der er detekteret det højeste zink niveau sammenlignet med de øvrige projektmålinger, men motoren havde under 15 driftstimer på måletidspunkter, hvilket kan tude på et højerere smmøreolieforbrug.

DGC-rapport 13 3.6 Hovedresultater for naturgasfyrede gasturbiner På baggrund af erfaringer fra det tidligere kortlægningsprojekt, er der kun målt standardmålinger på naturgasfyrede gasturbiner. Da turbinerne også blev underlagt skærpede emissionsgrænseværdier i oktober 2006, er analyse af emissionsdata opdelt i perioderne 2003 2006 og 2007 2008 analogt til fremgangsmåden ved de naturgasfyrede motorer. Emission af både NO x og CO er faldet, mens UHC generelt er under detektionsgrænsen. Lattergasemissionen er 2 5 gange lavere set i forholdt til det tidligere kotlægningsprojekt. 3.7 Hovedresultater for oliefyrede dampturbiner Der indgår 4 fueloliefyrede dampturbineanlæg i undersøgelse. De er af meget forskelig størrelse og det ene anlæg omsætninger mere end 60 % af det samlede energi forbrug. NO x niveauet er en smule højere end for naturgasdrevne motorer, mens lattergasindholdet med 15 mg/m 3 @ 5 % O 2 er 8 gange højere. Der blev ikke detekteret aldehyder. 3.8 Usikkerhed Der er i forhold til PSO 3141 projektet anvendt en opdateret metode til bestemmelse af usikkerheden på de enkelte emissionsfaktorer. Den nye metode, som antages for at være meget korrekt, giver lavere usikkerheder. For naturgasfyrede motorer er emissionsfaktorerne for NO x, UHC og CO releativt sikkert bestemt med relative spredninger på 0,9 2,7 %. For tungmetallerne ligger værdierne fra 2 9 % relativt. Der henvises til afsnit 9 for en nærmere beskrivelse af metoden til besemmelse af usikkerheder på emissionsfaktorerne.

DGC-rapport 14 4 Afgrænsning af metode Nærværende delrapport 4 omhandler emissioner fra decentrale kraftvarmeanlæg fyret med gas- og olieformigt brændsel. Følgende brændselstyper er omfattet af undersøgelsen: Naturgas Biogas - Gyllebaseret biogas - Deponigas - Biogas fra rensningsanlæg Forgasningsgas Fuelolie Gasolie (dieselolie) Undersøgelsen er afgrænset til at gælde anlæg med en elektrisk effekt mindre end eller lig 25 MW. Elproduktion baseret på kul og bioolie findes kun i meget begrænset omfang i den undersøgte anlægsstørrelse og er derfor ikke medtaget i projektet. Grundlaget for undersøgelsen er oplysningerne i Energistyrelsens energiproducenttælling for 2006, som Energistyrelsen venligst har stillet til rådighed for projektet. På denne baggrund er der indsamlet emissionsdata og foretaget målinger på udvalgte anlæg. Analysen af de indsamlede emissionsmålinger er, hvor der er tilstrækkelig datagrundlag, opdelt i to tidsperioder, 2003 2006 samt 2007 og frem. Årsagen til dette valg er ønsket om at se effekten af Miljøministeriets Bekendtgørelse Nr. 621 af 23. juni 2005 Bekendtgørelse om begrænsning af emission af nitrogenoxider, uforbrændte carbonhydrider og carbonmonoxid m.v. fra motorer og turbiner. Denne bekendtgørelse indførte skærpede emissionskrav til motorer og turbiner gældende fra den 17. oktober 2006. Hvor det er relevant sammenlignes dette projekts resultater med resultater opnået i det tidligere nævnte emissionskortlægningsprojekt PSO 3141 Kortlægning af emissioner fra decentrale kraftvarmeværker.

DGC-rapport 15 5 Beskrivelse af måleprogrammet 5.1 Planlagt måleprogram Måleprogrammet er planlagt af Dansk Gasteknisk Center (DGC) på baggrund af den karakterisering, DGC har udarbejdet og rapporteret i delrapport 2 /6/ tilgængelige emissionsdata for de enkelte anlæg samt ønsker fra DMU om måling af specielle emissionskomponenter. Oplægget til måleprogrammet har været til kommentering hos Danmarks Miljøundersøgelser (DMU) og de øvrige projektpartnere. Baggrunden for karakteriseringen er et næsten fuldstændigt kendskab til motor- og gasturbinetyperne på de anlæg, der er indeholdt i Energistyrelsen energiproducenttælling 2006. Takket være medvirken fra flere motorleverandører, der selv udfører akkrediterede emissionsmålinger, er antallet af tilgængelige emissionsdata omfattende. På det gas- og oliefyrede område har projektet haft adgang til 693 emissionsmålesæt i perioden 2003 til 2008, projektets egne målinger inkluderet. I alt 661 af disse målesæt omfatter anlæg med naturgas som hovedbrændsel. De resterende 29 målesæt fordeler sig med 18 for gasoliefyrede anlæg, 4 fuelolieanlæg samt 10 biogasfyrede anlæg. Ca. 90 målesæt fra perioden 2001 2002 er ikke medtaget i analysen. Tabel 2 viser DGC s oplæg til måleprogram for gas- og oliefyrede anlæg.

DGC-rapport 16 Tabel 2 Planlagt måleprogram for gas- og oliefyrede anlæg # Brændsel Teknologi Standardmåling 1 Olie Motor, x almindelig type 1 2 Olie Motor, x almindelig type 2 3 Olie Motor/kedel x Specialmålinger PCDD/F, PAH, HCB, PCB, Spormetal, UFP 4 Forgasningsgas Motor x PCDD/F, PAH, HCB, PCB, PBDD/-F 5 Biogas, deponi Motor x PCDD/F, PAH, HCB, PCB, Spormetal, PBDD/-F, UFP 6 Biogas, gylle Motor x 7 Biogas, Motor x rensningsanlæg 8 Naturgas Motor, almindelig type 1 9 Naturgas Motor, almindelig type 2 10 Naturgas Motor, almindelig type 3 11 Naturgas Motor, lukke huller, mindre almindelig type 12 Naturgas Motor, lukke huller 13 Naturgas Motor, x 2) lukke huller 14 Naturgas Motor, x 2) lukke huller 15 Naturgas Motor, lukke x 2) huller 16 Naturgas Motor, x 2) lukke huller 17 Naturgas Turbine x 3) x x x x x 2) 18 Naturgas Turbine x 3) 19 Naturgas Turbine x 3) 20 Reserve Naturgas/biogas motor 21 Reserve Naturgas/biogas motor 22 Reserve Naturgas/biogas motor 23 Reserve Naturgas/biogas motor 1) O2, NOx, CO, N2O, UHC, CH4, NMVOC, aldehyder 2) Ekskl. aldehyder 3) Ekskl. UHC, CH4, NMVOC og aldehyder x 2) x 2) x 2) x 2) PCDD/F, PAH, Spormetal, UFP PCDD/F, PAH, Spormetal En komplet standardmåling omfatter følgende komponenter: O 2, NO x, CO, N 2 O, UHC, CH 4, NMVOC og aldehyder.

DGC-rapport 17 Én af opgaverne i projektet var på udvalgte områder at screene for nye emissionskomponenter med henblik på at undersøge deres betydning. De valgte komponenter ses under Specialmålinger i Tabel 2 og er et kompromis mellem de i budgettet afsatte midler og DMU s ønsker til specialmålinger. Ønsket om at screene for nye emissionskomponenter har betydet, at der for enkelte anlæg er skåret i omfanget af standardmålingerne. Parametre der er udeladt i forhold til PSO 3141 måleprojektet: Naturgasmotorer: Biogasmotorer: Naturgasturbiner: Butadien, lugt, smøreoliedampe/-aerosoler SO 2, lugt, partikler UHC, aldehyder, lugt samt specialkomponenter

DGC-rapport 18 5.2 Afvigelser fra måleprogrammet Der er foretaget i alt 20 måleserier, dvs. en enkelt af reservemålingerne er gennemført og 3 reservemålinger er udeladt. Dansk Gasteknisk Center har udført standardmålingerne mens AnalyTech og FORCE Technology har foretaget specialmålingerne. DGC har rapporteret resultaterne i separate målerapporter benævnt Anlæg #1 til Anlæg #20. Udover de budgetbegrundede beskæringer i standardmålingerne er måleprogrammet gennemført som angivet i Tabel 2. Vedrørende aldehydmålingerne har analyselaboratoriet ved to anlæg mistet den ene af to delprøver, hvorved måleresultatet er baseret på en enkelt delmåling. I et enkelt tilfælde har DGC kasseret resultatet af en delprøve pga. en kvalificeret mistanke om, at målingen er fejlbehæftet. Prøvetagning og analyse for UHC fordeling (CH 4 og NMVOC) er gentaget for de naturgas- og biogasfyrede anlæg, da de første analyseresultater afslørede, at den anvendte gaschromatograf ikke var indstillet optimalt mht. analysefølsomhed.

DGC-rapport 19 5.3 Naturgasfyrede motoranlæg Der er udført emissionsmålinger på 10 naturgasfyrede motoranlæg som vist i Tabel 3. De målte anlæg repræsenterer motorfabrikater og typer, som dækker 87 % af det samlede naturgasforbrug for gasmotoranlæg i 2006. Tabel 3 Karakteristika for de målte naturgasmotoranlæg Anlæg Standardmåling Motorfabrikat Motortype # Specialmålinger 8 Rolls-Royce KVGS-18G4 x PCDD/F, PAH, Spormetal, UFP 9 Jenbacher JMS 316 x 10 Wärtsilä 18V34SG x 11 Caterpillar G3516 x PCDD/F, PAH, Spormetal 12 Caterpillar G 3612 x 2) 13 Jenbacher JMS 620 x 2) 14 Wärtsilä 12V25SG x 2) 15 Deutz MVM TBG 604 x 2) 16 Rolls-Royce B35:40V- 12AG 20 Caterpillar G16CM34 x 2) x 2) 1) O2, NOx, CO, N2O, UHC, CH4, NMVOC, aldehyder 2) Ekskl. aldehyder

DGC-rapport 20 5.4 Motoranlæg med anden gas Tabel 4 viser karakteristika for målte motoranlæg, der benytter biogas (gyllebiogas, deponigas og rådnegas fra rensningsanlæg) eller forgasningsgas. Tabel 4 Karakteristika for de målte motoranlæg der anvender biogas- eller forgasningsgas Anlæg # fabrikat type måling 1) Specialmålinger Motor- Motor- Standard- Brændsel 4 Jenbacher J 320 Forgasningsgas x PCDD/F, PAH, HCB, PCB, PBDD/-F 5 Jenbacher J 316 Biogas, deponi x PCDD/F, PAH, HCB, PCB, Spormetal, PBDD/-F, UFP 6 Jenbacher J 208 Biogas, gylle x GS-C 7 MAN E0836 Biogas, x LE202 rensningsanlæg 1) O2, NOx, CO, N2O, UHC, CH4, NMVOC, aldehyder

DGC-rapport 21 5.5 Naturgasfyrede gasturbineanlæg Der er målt på 3 naturgasfyrede gasturbineanlæg som vist i Tabel 5. Tabel 5 Karakteristika for de målte naturgasfyrede gasturbineanlæg Anlæg # Turbinefabrikat Turbinetype Standardmåling 1) 17 EGT/Siemens Typhoon x 2) 18 EGT/Siemens Tornado x 2) 19 Alstom GT35C2 x 2) 1) O2, NOx, CO, N2O, UHC, CH4, NMVOC, aldehyder 2) Ekskl. UHC, CH4, NMVOC og aldehyder De 3 gasturbinemodeller tegner sig for 90 % af energiforbruget i 2006 for de naturgasfyrede gasturbiner < 25 MW e.

DGC-rapport 22 5.6 Oliefyrede anlæg Oliefyrede anlæg er, i modsætning til forrige emissionskortlægningsprojekt (PSO 3141), omfattet af måleprogrammet. Ved udvælgelse af anlæg har prioriteten været at måle på anlægstyper, der dækker en betydelig andel af det samlede energiforbrug for olie samt dække både gasolie (diesel) og fuelolie. Anvendelsen af bioolie er pt. meget begrænset og der er set bort fra dette brændsel ved udvælgelse af anlæg til projektmålinger. Det har desuden været et ønske at måle på et regulerkraftværk, da der i de senere år er bygget adskillige af disse anlæg. 5.6.1 Oliefyrede motorer Tabel 6 viser de målte oliefyrede motorer. Motorfabrikat og type er ikke angivet, da det pga. de relativt få installerede enheder, vil krænke projektets anonymitetskrav. Brændslet er for begge anlægs vedkommende gasolie. Tabel 6 Karakteristika for de målte oliefyrede motorer Anlæg Standardmåling Motorfabrikat Motortype # Specialmålinger 1 Dieselmotoranlæg Grundlastværk x PCDD/F, PAH, HCB, PCB, Spormetal, UFP 2 Dieselmotoranlæg Regulerkraft x 1) O2, NOx, CO, N2O, UHC, CH4, NMVOC, aldehyder 5.6.2 Oliefyrede dampturbiner I det undersøgte anlægssegment findes 4 industrielle anlæg af meget forskellig størrelse. Af hensyn til anonymitetskravet er der ikke angivet oplysninger om anlægsfabrikat og type. Det målte anlæg repræsenterer 63 % af den samlede indfyrede energimængde i 2006. Tabel 7 Anlæg # Karakteristika for de målte oliefyrede dampturbiner Fabrikat Type Standardmåling Ukendt Ukendt x 1) O2, NOx, CO, N2O, UHC, CH4, NMVOC, aldehyder Specialmålinger

DGC-rapport 23 6 Resultater fra måleprogrammet 6.1 Emissioner fra naturgasfyrede motorer I den gennemførte analyse for naturgasfyrede motorer indgår i alt 579 målinger i perioden 2003 2008. Dette inkluderer de 10 projektmålinger. 408 datasæt er fra perioden 2003 2006, mens de resterende 171 datasæt dækker årene 2007 2008. I forbindelse med beregning og analyse af måledata reduceres flere datasæt til ét i de tilfælde, hvor der er målt på samme motortype på samme værk inden for det samme år. Antallet af målinger angivet i eksempelvis Tabel 8 og Tabel 9 afviger derfor fra de ovenfor anførte antal målesæt. Til forskel fra forrige kortlægningsprojekt er der ikke fundet nye emissionsmålinger for de mindre motorer som Frichs, Köhler & Ziegler, Guascor, Dorman med flere. 6.1.1 NO x Resultaterne fra projektmålingerne, herefter kaldet Nye data, fremgår af bilag A. Figur 1 til Figur 4 viser NO x emissionen fra naturgasfyrede motoranlæg afhængig af motortype. Figurerne sammenstiller resultater opnået i forrige kortlægningsprojekt (PSO 3141) med indsamlede og målte data i nærværende projekt. Middelværdier for motorgrupperne samt aktuelt gældende grænseværdi (Bek. Nr. 621) er ligeledes vist. Tabel 8 og Tabel 9 viser resultatet af den statistiske behandling af måledata opdelt på de to tidsperioder. De udførte projektmålinger udviser generelt god overensstemmelse med eksisterende data 1. For en del motormærker ses en klar faldende tendens i NO x emissionen over de 3 tidsperioder, hvilket tilskrives de skærpede grænseværdier i Bekendtgørelse Nr. 621. Effekten ses tydeligst for Deutz 604/620, Rolls-Royce K samt Jenbacher 600 serien. NO x emissionen fra Caterpillar 3500 og 3600 serierne er mere konstant over årene, enten svagt stigende eller faldende. Påfaldende er dog den betydelige 1 Ved sammenligning af projektmålinger (Nye data) og eksisterende data fra 2007 og frem.

DGC-rapport 24 reduktion i målingernes standardafvigelse for Caterpillar 3500 motorerne, hvilket dog også ses for et par andre mærker. Generelt for alle mærker gælder, at kun få målinger i perioden 2007 og frem ligger over emissionsgrænseværdien på 550 mg/m 3 ved 5 % O 2. 1000 PSO 3141 2003-2006 2007 Nye data Middelværdier Gr. værdi (Bek. 621) 800 NOX mg/m 3 n ved 5% O 2 600 400 200 0 Caterpillar 3500 Caterpillar 3600 Caterpillar G16CM34 Figur 1 NO x emission fra naturgasfyrede motoranlæg afhængig af motortype