gwf Gas/Erdgas gat 2013 Nürnberg (Vorschau)

Erdgas in der
Energiewende
9/2013
Jahrgang 154
gat 2013
Nürnberg
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398
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STANDPUNKT
Wie viele Smart Meter braucht
Deutschland?
Im Sommer 2013 ist das Thema Smart-
Meter-Rollout ein energiewirtschaftliches
TOP-Thema. Was steckt dahinter?
Die Europäische Energiepolitik ist seit Jahren
bekanntermaßen von den 20-20-20-Zielen
der EU-Kommission geprägt. In den EU-
Richtlinien 2009/72/EG (Strom) und 2009/73/
EG (Gas), dem sogenannten 3. Binnenmarktpaket,
sind Vorgaben für ein Smart Metering
für Strom und Gas gemacht. Dabei ist die
Einführung intelligenter Messsysteme vorgesehen,
durch die eine aktive Beteiligung
der Verbraucher am Stromversorgungsmarkt
unterstützt werden soll.
Die Idee ist: Smart Meter schaffen bei den
Kunden geeignete Anreize zur Verbesserung
der Energieeffizienz. Bis 2020 sollen 80 % der
Verbraucher mit Smart Metern ausgestattet
werden, alternativ ist eine Kosten-Nutzen-
Alternative durchzuführen.
Die Umsetzung der EU-Vorgaben erfolgte
in Deutschland durch die Novellierung des
EnWG in 2011. Seitdem besteht die Verpflichtung
zum Einbau von Messsystemen (elektronischer
Zähler (Strom) plus Kommunikationseinrichtung
(Gateway)) bei Letztverbrauchern
mit einem Jahresverbrauch größer als
6 000 kWh, bei Neubauten/größeren Renovierungen
und bei EEG- oder KWK-Anlagen/Neuanlagen
größer als 7 kW, soweit dies technisch
möglich ist. Bei allen anderen Verbrauchsund
Einspeiseanlagen soll der Einbau eines
Messsystems erfolgen, soweit dies technisch
möglich und wirtschaftlich vertretbar ist.
Dieser begrenzte Smart-Meter-Rollout
steht allerdings unter dem Vorbehalt einer
gesamtwirtschaftlichen Prüfung seitens des
BMWi mittels einer Kosten-Nutzen-Analyse
(KNA).
Was bedeutet das?
Ein Smart-Meter-Rollout ist zunächst einmal
eindeutig politisch getrieben. Auf europäischer
Ebene gibt es gewisse Vorgaben zu
einem 80-%-Rollout von Smart Metern bis
2020. Politisch werden Smart Meter als Hilfsmittel
zur Reduzierung des Energieverbrauchs
(meinend: Stromverbrauch) gesehen und
daher befürwortet.
Schaut man heute in 2013 auf Europa, so
zeigt ein Vergleich, dass europäische energierechtliche
Vorgaben unterschiedlich stark in
den verschiedenen nationalen Gesetzen verankert
wurden und die Umsetzung in den
verschiedenen europäischen Ländern unterschiedlich
weit vorangeschritten ist.
Die Einführung von Smart Metering ist
aktuell geplant und gesetzlich verankert u.a.
in DK, F, I, UK, E, A. Was bei einem europäischen
Vergleich allerdings immer wieder vergessen
wird, ist, dass es sehr wohl unterschiedliche
„Leitplanken“/Parameter/Gründe
für ein Smart Metering gibt. Ein paar Beispiele:
Sogenannte „nicht-technische Verluste“ sind
in Deutschland kein Thema, in Südeuropa wie
z. B. in Italien sehr wohl; die Rechnungsakzeptanz
ist in Deutschland im europäischen Vergleich
sehr hoch; monatliche Abbuchung von
Abschlagsraten auf Basis von Einzugsermächtigungen
hätte man in anderen Ländern
gerne; in Deutschland sind Strom- wie Gaszähler
traditionell im Haus und nicht außen
(an/in der Hauswand) installiert; …
Der Strom- bzw. Gas-Haushaltskunde in
Deutschland „akzeptiert“ den Zähler bzw. die
Abrechnung. Dazu gehört auch eine konsequente
Marktüberwachung von Richtigkeit
der Messung, von Eichgültigkeit usw. durch
die Eichbehörden.
In Deutschland sind die gesetzlichen Rahmenbedingungen
für einen Smart-Meter-
Rollout bisher nur teilweise geschaffen worden.
Tatsächlich hat der Gesetzgeber ein
umfangreiches Verordnungspaket „Intelligente
Netze“ geplant, bestehend aus Messsystem-Verordnung,
„variable Tarife“-Verordnung,
„Datenschutz“-Verordnung, „Rollout“-
Verordnung, „Lastmanagement“-Verordnung.
Auch das gesetzliche Messwesen wird
angepasst. Ein neues Mess- und Eichgesetz
liegt bereits vor. Eine neue Mess- und Eichverordnung,
die die alte Eichordnung ersetzt,
wird vermutlich im Herbst vorgestellt. In dieser
neuen Eichordnung finden sich dann auch
eichtechnische Angaben betreffend das
Smart-Meter-Gateway. Dieses Smart-Meter-
Gateway ist im Wesentlichen die Kommuni-
September 2013
gwf-Gas Erdgas 555

STANDPUNKT
kationseinheit im zukünftigen intelligenten
Messsystem.
Im Oktober 2012 hat das BMWi ein Gutachten,
die KNA, in Auftrag gegeben; Ziel: Überprüfung
aller mittel-/langfristigen, gesamtwirtschaftlichen
und individuellen Kosten
und Vorteile eines flächendeckenden Rollouts,
unter Berücksichtigung der Empfehlung
der EU-KOM vom 09.03.2012 (2012/148/EU).
Am 30.07.2013 ist das Ergebnis, die Kosten-Nutzen-Analyse,
der Öffentlichkeit vorgestellt
worden; im Internet als Download ab -
rufbar: http.//www.bmwi.de/DE/Mediathek/
publikationen, did = 586064.html
Kurz zusammengefasst: Das Gutachten
kommt zu dem Ergebnis, dass die Empfehlungen
der EU-Kommission auf Basis der Bestimmungen
aus dem 3. Binnenmarktpaket (80 %
aller Haushalte bis zum Jahr 2022 mit intelligenten
Messsystemen auszustatten) für
Deutschland nicht zu empfehlen sind. Vielmehr
sollte eine „Energiewende-konforme“
Rollout-Strategie inklusive eines Finanzierungsmodells
entwickelt werden. Außerdem
sei eine Anpassung des rechtlichen/regulatorischen
Rahmens zur Umsetzung einer empfohlenen
Rolloutstrategie erforderlich.
Verbände, Unternehmen und interessierte
Kreise haben in den nächsten Wochen/Monaten
Gelegenheit, die Ergebnisse der KNA mit
den Gutachtern und dem BMWi zu diskutieren.
Man kann nur hoffen, dass dabei etwas
Vernünftiges herauskommt. Beantwortet werden
muss die Frage, wie viele Smart Meter im
Rahmen welcher Rolloutstrategie gebraucht
werden.
Um die Energiewende weiter umzusetzen,
reichen den Netzbetreibern einige Tausend
intelligente Netzstationen; für die Netzsteuerung
braucht man aber nicht Millionen intelligente
Zähler und intelligente Messsysteme
bei den Haushaltskunden. Dies würde eine
weitere finanzielle Belastung von Bürgern und
Volkswirtschaft darstellen.
Energieeffizienz und Energiesparen sind
durchaus wichtige Säulen der Energiewende.
Es ist schon wichtig, die Verbraucher zum
Energiesparen zu ermutigen. Dabei darf man
aber auch nicht übersehen, dass die Einspareffekte
überschaubar sind und im Wesentlichen
durch Austausch von Elektrogeräten mit
einer niedrigen Energieeffizienz oder Verzicht
auf den Standby-Modus erreicht werden.
Die zurzeit bestehende gesetzliche Ausrollverpflichtung
führt zu einem Ersatz von ca.
10 Mio. Stromzählern durch intelligente Messsysteme;
dem entsprechen Investitionskosten
von 2,5–3,0 Mrd. € bis 2023. Das aktuelle KNA-
Szenario sieht einen weiteren Zähleraustausch
vor, letztlich den Austausch sämtlicher
Zähler bis 2029.
Fraglich ist zurzeit, wann mit dem Rollout
zu beginnen ist und welcher Zeitraum dafür
zur Verfügung steht. Auf jeden Fall wird der
Smart-Meter-Rollout eine enorme finanzielle,
organisatorische und logistische Herausforderung
darstellen.
Den angedachten Smart-Meter-Rollout
halte ich unter den derzeitigen Rahmenbedingungen
aus technischer und wirtschaftlicher
Sicht für überlegenswert. Vielmehr
favo risiere ich einen marktgetriebenen Ansatz
unter aktiver Einbindung der Endkunden und
halte rechtzeitige Aufklärungskampagnen für
die Endkunden für zwingend erforderlich.
Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck
Obmann des DVGW-LK Gasvesorgung
September 2013
556 gwf-Gas Erdgas

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PATGED2013

INHALT
Prozessgaschromatograph vom Typ PGC 9303 in der Einspeiseanlage
für „e-Gas“ in Werlte. Ab Seite 684
KWK-Anlagen weisen eine besonders hohe Effizienz auf.
Ab Seite 638
Fachberichte
Gasversorgung
668 H. Bauer
Versorgungssicherheit als
Herausforderung im liberalisierten
Marktumfeld
Security of supply as a challenge in
liberalized markets
677 Chr. Elles und A. Rüter
Die Arbeitsvorbereitung als
grundlegendes Element für ein
sicheres und vertragskonformes
Dispatching
678 G. Volk
Gas-Versorgungsunterbrechungen
nach § 52 EnWG
Gas supply interruptions as regulated by section
52 of the Energy Act (EnWG)
Biogas
688 Th. Fischer, D. Wolf und H. v. Canstein
Monitoring von Biogasanlagen der
E.ON Bioerdgas mit pMeter
Monitoring of biomethane plants using pMeter
692 J. Mischner, V. Braune und Chr. Dornack
Zur Wahl eines wirtschaftlich
optimalen Verdichters für
Biogaseinspeiseanlagen, Teil 2
For the selection of an economical optimal compressor
type for biogas feeding facilities, part 2
gat Special
589 Grußwort
590 Programm
596 Produktstrecke zur Ausstellung
628 Ausstellerverzeichnis
Gasbeschaffenheit
684 H. Sturm, J. Suhr und A. Zajc
Gasbeschaffenheitsmessung
von neuen Erdgasqualitäten –
Einspeisung von wasserstoffhaltigen
Gasen
Gas quality measurement of extended natural
gas including analysis of oxygen and hydrogen
September 2013
558 gwf-Gas Erdgas

INHALT
Produktstrecke im gat-Sonderteil. Ab Seite 589 Nachgefragt bei Dipl.-Ing. Michael Riechel. Ab Seite 586
Erdgas in der Energiewende
637 Vorwort
638 A. Tuschek
Erdgas – Energieträger einer
nachhaltigen Energieversorgung
644 H. Seidl und A. Weber
Der Beitrag von Power-to-Gas zur
Energiewende
648 K.-H. Backhaus
Erdgas als Erfolgsfaktor zur Erreichung
europäischer Klimaziele
654 P. Birkner
Intelligente Verteilnetze
660 St. Rieke
Erste industrielle Power-to-Gas-
Anlage mit 6 Megawatt
665 Power-to Gas und die Anforderungen
der Wasserstoffeinspeisung an
das Erdgasnetz
586 Nachgefragt
gwf-Gas/Erdgas in Gespräch mit
Dipl.-Ing. Michael Riechel, Vorstand der
Thüga AG und Vize-Präsident des DVGW
Nachrichten
564 Märkte und Unternehmen
576 Veranstaltungen
580 Verbände und Vereine
584 Personen
Im Profil
706 Das Institut für Thermofluiddynamik – Technische
Thermodynamik (ITT) der Technischen
Universität Hamburg-Harburg
Interview mit Frank P. Matthes und R.
Sygulla von der Projekthaus GmbH
September 2013
gwf-Gas Erdgas 559

INhalt
Power-to-Gas-Pilotanlage in Falkenhagen. Seite 564
Das Gebäude der Tyczka Totalgaz. Ab Seite 712
Aus der Praxis
Rubriken
712 Flüssiggasversorger setzt auf intelligente
Vorkasse-Systeme
714 Technik Aktuell
555 Standpunkt
562 Faszination Gas
722 Termine
724 Impressum
718 Regelwerk
Firmenporträt
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560 gwf-Gas Erdgas

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NACHRICHTEN FASZINATION GAS Schlagwort
Januar/Februar 2012
562 gwf-Gas Erdgas

Schlagwort
NACHRICHTEN
Behälter einer Anlage zur Speicherung von Wasserstoff
Das System zur Wasserstoffversorgung unterstützt die Entwicklung
neuer, sparsamer und leistungsstarker Gasturbinen für Luftfahrt
und Energietechnik.
Januar/Februar 2012
gwf-Gas Erdgas 563
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NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
ABB rüstet Gasspeicher in Jemgum mit
Automatisierungstechnik aus
Im niedersächsischen Jemgum
zwischen Leer und Emden entwickelt
die EWE GASSPEICHER GmbH
aus Oldenburg einen der modernsten
und flexibelsten Erdgasspeicher
Deutschlands, der planmäßig
in diesem Frühjahr seinen Betrieb
aufgenommen hat. Als langjähriger
Automatisierungspartner sorgt ABB
für die Intelligenz auf Basis des Prozessleitsystems
vom Typ 800xA mit
Melody-Controllern, Messgeräten
und Prozessgasanalysatoren für
einen vollautomatisierten und
sicheren Betrieb.
Im Februar 2010 hat EWE den
Solprozess für die unterirdischen
Kavernen aufgenommen. Bereits für
diese Arbeiten installierte ABB ein
Prozessleitsystem, das jetzt im laufenden
Betrieb erweitert und auf
den neuestens Stand der Software
gebracht wurde.
Das aktuelle Automatisierungsprojekt
für den eigentlichen Betrieb
des Speichers begann im Sommer
2012, die Loop Checks, TÜV-Abnahmen,
Test und Inbetriebnahmen
waren planungsgemäß Ende März
2013 abgeschlossen. Es umfasste
neben der Planung, Installation und
Konfiguration des Prozessleitsystems
(Betriebsleitebene, Netzwerk
und E/A-Ebene) auch die Einbindung
der sicherheitsgerichteten
Steuerung. Zum Einsatz kommen
redundante Melody-Controller, die
über I/O-Baugruppen (Remote I/Os)
vom Typ S800 die Prozesse erfassen,
steuern und regeln. Die Remote
Anbindung an die Leitstelle erfolgt
mittels Fernwirkanbindung und die
Integration in die Unternehmens-IT
mit dem „Information Manager“
(PGIM) von ABB.
Das vorhandene Leitsystem
wurde ohne Stillstand erweitert und
die aktuellen Software-Ver sionen
eingespielt, ohne Unterbrechung
des laufenden Betriebs. Die neuen
Client/Server-Architektur wur de
einige Wochen in Vorfeld bei ABB
vorinstalliert und anschließend auf
die Baustelle in das System integriert.
Die Automatisierung bietet aufgrund
der redundanten Auslegung
eine hohe Verfügbarkeit, unabdingbar
für eine zuverlässige Ein- und
Ausspeicherung von Erdgas ohne
Unterbrechungen. Durch eine flexible
Umschaltung von Fahrwegen ist
das System in der Lage, schnell auf
unvorhergesehene Ereignisse zu
reagieren.
Zum ABB-Automatisierungssystem
gehört in Jemgum nicht nur die
Leittechnik. Zahlreiche Druck- und
Temperaturmessgeräte überwachen
u. a. die Kolbenverdichter und
die Gasregelstrecken. TZIDC-Stellantriebe
steuern pneumatische
Regelventile in den Mess- und
Regelstrecken; Prozessgaschromatographen
vom Typ PGC5000 überwachen
den Schwefelgehalt des
Erdgases im Umfeld der eichfähigen
Mengenmessungen.
EnBW liefert Gas an Kommunen im Land
Erdgas von der EnBW sichert auch
in den kommenden beiden Jahren
die Wärmeversorgung zahlreicher
kommunaler Gebäude in
Baden-Württemberg.
In einer europaweiten Ausschreibung
im Auftrag von 81 Kommunen
und Zweckverbänden erhielt die
EnBW-Tochter Sales & Solutions
GmbH den Zuschlag für die Lieferung
von jeweils rund 59 Mio. kWh
in den Jahren 2014 und 2015. Zum
Vergleich: Diese Menge entspricht
dem jährlichen Gasverbrauch von
rund 2900 Einfamilienhäusern. Die
belieferten Einrichtungen liegen
unter anderem in den Landkreisen
Schwarzwald-Baar, Tübingen, Esslingen,
Ludwigsburg, Calw und
Rems-Murr.
September 2013
564 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
E.ON nimmt PtG-Pilotanlage Falkenhagen in Betrieb
E
.ON hat im brandenburgischen
Falkenhagen die „Power to Gas“-
Pilotanlage in Betrieb genommen.
Mittels Elektrolyse wird dort regenerativ
erzeugter Strom in Wasserstoff
umgewandelt und in das regionale
Ferngasnetz eingespeist. Die
gespeicherte Energie steht dann
dem Erdgasmarkt zur Verfügung
und findet damit Anwendung im
Wärmemarkt, in der Industrie, in der
Mobilität und bei der Stromerzeugung.
Die Anlageleistung beträgt
2 MW – dies entspricht einer Produktion
von 360 Kubikmeter Wasserstoff
pro Stunde. Bei Errichtung
und Betrieb der Anlage arbeitet
E.ON mit der Swissgas AG zusammen,
die auch einen Teil der Wasserstoff-Produktion
abnehmen wird.
An der Inbetriebnahme nahmen
Bundeswirtschaftsminister Dr. Philipp
Rösler, Dr. Christian Ehler, Mitglied
des Europäischen Parlaments,
Henning Heidemanns, Staatssekretär
im Ministerium für Wirtschaft
und Europaangelegenheiten des
Landes Brandenburg, sowie rund
200 weitere Gäste aus Politik, Wirtschaft
und Wissenschaft teil.
E.ON hat sich bei dem Bau der
Anlage für den Standort Falkenhagen
entschieden, da er in idealer
Weise ein hohes Windstromaufkommen
mit einer bestehenden Stromund
Gasinfrastruktur sowie einer
eigenen Betriebsstelle vor Ort verbindet.
Die Anlage demonstriert die
Funktionsweise von „Power to Gas“
auf Basis bewährter Technologie.
Damit eignet sich das Projekt sehr
gut, um technische und regulatorische
Erfahrungen beim Bau und
Betrieb derartiger Speicheranlagen
zu sammeln. Dies ist ein wichtiger
Schritt, um die Technologie zur
Marktreife zu führen.
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oberste Priorität.
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ständig weiterentwickelt und
den neuen Umfeldbedingungen
in der Praxis angepasst.
3 vollverschweißt/geschraubt
3 alle Armaturen erfüllen
einschlägige Regelnormen,
(u.a. EN 13774, EN 14141)
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im Gasspeicher, Pipelinebau,
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 565

NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
Bundesnetzagentur veröffentlicht Biogas-
Monitoringbericht 2013
Die Bundesnetzagentur hat ihren
Biogas-Monitoringbericht 2013
veröffentlicht. Danach ist die Anzahl
an Biogasanlagen, die auf Erdgasqualität
aufbereitetes Biogas in das
öffentliche Gasnetz eingespeist
haben, 2012 deutlich angestiegen.
Zum 31. Dezember 2012 waren
108 Anlagen an das Netz angeschlossen.
Dies sind 40 % mehr als
ein Jahr zuvor.
Die Anlagen speisten im Laufe
des Jahres 2012 ca. 413 Mio. m³ Biogas
ein. Die eingespeiste Menge
konnte damit im Vergleich zum Vorjahr
um 50 % gesteigert werden.
Dieses Ergebnis erscheint für die
Entwicklung der Biogaseinspeisung
in Erdgasnetze auf den ersten Blick
sehr positiv. Allerdings ist zu erwarten,
dass das in der Gasnetzzugangsverordnung
formulierte Ziel,
bis 2020 6 Mrd. m³ Biogas in das
Gasnetz einzuspeisen, nur schwer
zu erreichen sein wird.
Für die Erstellung des Berichts
wurden die Gasnetzbetreiber, Biogasanlagenbetreiber,
Biogashändler
sowie die Marktgebietsverantwortlichen
befragt. Die Biogasverkaufspreise
betrugen bei einer
großen Spanne durchschnittlich
mengengewichtet sieben ct/kWh,
was deutlich über dem Preis für fossiles
Erdgas liegt.
Mit dem Biogas-Monitoringbericht
2013 legt die Bundesnetzagentur
ihren dritten Bericht dieser Art
vor. Der Bericht kann von der Internetseite
der Bundesnetzagentur
unter www.bundesnetzagentur.de
abgerufen werden.
SAACKE GmbH erhält Auftrag über Gas Combustion
Units für sechs LNG-Tanker
Die Bremer SAACKE GmbH
wurde mit der Fertigung und
Lieferung von Gas Combustion
Units (GCU) für insgesamt sechs
LNG-Tanker beauftragt. Kunden
sind die Hudong-Zhonghua Shipbuilding
(Group) Co., Ltd., eine der
größten Werften weltweit, und die
späteren Schiffseigner China Shipping
LNG Investment Co., Ltd.,
SINOPEC sowie MOL. Die Auslieferung
der GCU’s mit einer Anlagenkapazität
von 5,2 t Gas pro Stunde
soll in 2014 erfolgen, das erste Schiff
bis Ende 2015 fertiggestellt sein.
Gas Combustion Units machen den
sicheren Transport von verflüssigtem
Erdgas auf See erst möglich,
indem sie überschüssiges Boil-Off-
Gas vollständig und mit höchster
Verfügbarkeit verwerten. Es ist
bereits die zweite Schiffreihe, bei
der Hudong-Zhonghua auf das
Know-how von SAACKE zurückgreift,
jedoch der erste Auftrag, bei
dem GCU’s 100 % der Leistung unter
Free Flow-Bedingungen erreichen
werden.
Die GCU kombiniert einen Low
Emission Drallbrenner der SAACKE
SSB-Serie mit einer luftgekühlten
Stahlbrennkammer. Alle Komponenten
sind so kompakt gebaut,
dass die 12 m hohe und 36 t schwere
Anlage im Bereich des Schornsteins
Platz findet und wertvollen Bauraum
im Schiff einspart. Die Vorund
Nachbrennkammer wird in
Bremen gefertigt, die Außenhülle in
eigener Produktion am chinesischen
SAACKE Standort hergestellt.
VNG und Gazprom leben seit 40 Jahren erfolgreiche
Energiepartnerschaft
Seit 40 Jahren liefert Russland
Erdgas nach Deutschland – zu -
verlässig und ohne Unterbrechungen.
Die VNG – Verbundnetz Gas
Aktiengesellschaft (VNG) und OAO
„Gazprom“ (Gazprom) würdigten
dieses energiewirtschaftlich bedeutende
Jubiläum feierlich im Neuen
Rathaus der Stadt Leipzig. Zahlreiche
hochrangige Vertreter aus Politik,
Wirtschaft und Kultur – unter
Ihnen Bundeswirtschaftsminister
Dr. Philipp Rösler – waren anwesend,
als das Leipziger Erdgasunternehmen
und die Gäste aus Moskau
in einer Festveranstaltung auf eine
erfolgreiche Partnerschaft zurückschauten
und gleichzeitig den Blick
in die Zukunft richteten. Die Festveranstaltung
würdigte des Weiteren
das 230-jährige Jubiläum des
russischen Generalkonsulates in
Leipzig.
September 2013
566 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
Cameron goes OneSubsea und
wird 50 Jahre alt
Als das 1920 in Texas gegründete
Mutterunternehmen einen
Standort in Deutschland sucht, fällt
1963 die Wahl auf Celle. Celle als
historische Kreis- und Herzogstadt
mit ca. 70 000 Einwohnern nördlich
von Hannover gelegen, gilt als
Wiege der deutschen Erdölindustrie.
Den Grundstein am Standort
Celle legen die Unternehmer 1964
und 1965: Fertigungshallen und ein
Bürogebäude entstehen. Gebaut
werden Gasleitungsarmaturen, so -
genannte Kugelhähne, für den
europäischen Markt. 1995 erfolgt
die Namensänderung des Konzerns
in „Cooper Cameron Corporation“,
und in Celle wird aus Cooper Cameron
GmbH zehn Jahre später
schließlich die Cameron GmbH. Im
Zuge der Erholung von der Rezession
stehen Erneuerungen und Veränderungen
auf dem Plan, wie z. B.
Neubauten für den aufstrebenden
Subsea Controls-Bereich und die
Etablierung des Standorts Celle als
zentrales Reparaturwerk für landgestützte
Fördertechnik unter dem
Cameron-Markennamen „CamServ“.
Im August 2013 wurde auf dem
Firmengelände in Altencelle das
50-jährige Bestehen des Standorts
und mit der Gründung von
OneSubsea der nächste Schritt in
die Zukunft gefeiert.
Seit Juli 2013 führt Cameron sein
erfolgreiches Geschäft mit Ausrüstungen
für die Unterwasserförderung
im Rahmen eines Gemeinschaftsunternehmens
mit der Firma
Schlumberger namens OneSubseaTM.
Das neue Unternehmen kombiniert
die Erfahrungen und Angebote
beider Partner zu einem Portfolio
an Produkten und Dienstleistungen
vom Unterwasserreservoir
bis zur Weiterverarbeitung an der
Oberfläche. Die OneSubsea GmbH
in Celle ist hoch spezialisiert auf
innovative Steuerungstechnologien,
die zum Teil unter extremen
Einsatzbedingungen bei der Unterwasserförderung
von Öl und Gas
eingesetzt werden.
EWE verkauft Großteil der
Aktivitäten bei Gasförderung
Der Oldenburger Energieversorger
EWE verkauft einen Großteil
seiner Aktivitäten im Bereich der
Gasexploration und -produktion.
Die Anteile an den auf dem niederländischen
Kontinentalschelf gelegenen
Gasfeldern übernimmt der
Öl- und Gasproduzent Oranje-Nassau
Energie B.V. („ONE“). Die Transaktion
soll im Laufe des Jahres vollzogen
werden. EWE hatte im Rahmen
einer strategischen Fokussierung
beschlossen, sich von dem
Explorationsgeschäft zu trennen.
Das Unternehmen will sich in
den kommenden Monaten zudem
von weiteren Anteilen in diesem
Bereich trennen. „Wir waren in den
vergangenen Jahrzehnten zwar
erfolgreich im Explorations- und
Produktionsgeschäft tätig, es
gehört jedoch nicht zu unseren
Kerngeschäftsfeldern. Zudem sehen
wir darin für uns keine Entwicklungsmöglichkeiten“,
begründet
EWE-Vorstandsvorsitzender Dr.
Werner Brinker die Entscheidung,
sich von den Aktivitäten in dem
Geschäftsfeld zu trennen. EWE setze
damit den Kurs einer strategischen
Fokussierung konsequent fort.
Eingriffsfreie
Durchflussmessung
von Erdgas
Installation im Betrieb
Genau und reproduzierbar
Bidirektionale Messung
Kein Leckagerisiko
Kein Verschleiß
Kein Druckverlust
Extreme Messdynamik
ATEX-zertifiziert
Gasförderung
Gasspeicherung
Gastransport
September 2013
gwf-Gas Erdgas 567
ugs.flexim.com

NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
EMH metering GmbH auf dem Weg zum
Smart Meter Gateway
Im Rahmen einer Sondersitzung
der BMWi Arbeitsgemeinschaft
„Intelligente Netze und Zähler“
wurde vom Beratungshaus Ernest &
Young am 30. Juli der Abschlussbericht
zur Kosten-Nutzen-Analyse
(KNA) für einen flächendeckenden
Einsatz von intelligenten Messsystemen
und Zählern vorgestellt. Auch
wenn die Studie zu dem Schluss
kommt, dass das EU-Szenario (gem.
EU-Richtlinie 2009/72/EC), nämlich
bis zum Jahr 2020 80 % der Haushalte
mit intelligenten Messsystemen
(intelligente Zähler und Smart
Meter Gateway) auszustatten, für
Deutschland nicht zu empfehlen ist,
wird im “Rolloutszenario Plus“ der
KNA eine Erweiterung der Pflichteinbaufälle
solcher Messsysteme
vorgeschlagen. So soll die Schwelle
für EEG- Anlagen von 7 kW auf
0,25 kW Anschlussleistung gesenkt
und steuerbare Anlagen nach § 14a
EnWG in die Pflichteinbauten einbezogen
werden. Doch schon die jetzt
feststehenden Pflichteinbaufälle
und die sich daraus nun abzeichnende
Rollout-Verordnung bedingen
die Entwicklung entsprechender
Smart Meter Gateways (SMGw),
die elementarer Bestandteil der
intelligenten Messsysteme sind. Um
ihren Kunden einen technologisch
anspruchsvollen und innovativen
Baustein für das zukünftige Energieversorgungssystem
in Form eines
BSI-konformen SMGw anbieten zu
können, entwickelt die EMH metering
GmbH & Co. KG derzeit ein
Smart Meter Gateway konform zu
den teilweise bereits fertig gestellten
Lastenheften des FNN. Das vorgeschriebene
Zertifizierungsverfahren
ist zurzeit in Vorbereitung.
Nachdem der Evaluierungspartner
bereits ausgewählt wurde, soll in
Kürze der entsprechende Antrag
gestellt werden.
Kling Gruppe kauft Geschäftsbereich
„Billing & Services“ der EVB Energy Solutions GmbH
Mit Wirkung zum 1. August
2013 kaufte die Kling Gruppe
den gesamten Geschäftsbereich
„Billing & Services“ der EVB Energy
Solutions GmbH aus Velbert. Der
Geschäftsbereich „Smart Metering“
verbleibt bei der Mutter Diehl Metering
am Standort Nürnberg. Hintergrund
für den Verkauf ist die künftige
Fokussierung der Diehl Metering
Gruppe auf den Smart-Metering-Sektor.
Seit dem 1. August
führt der Geschäftsbereich „Billing &
Services“ unter dem Namen EVB Billing
und Services GmbH seine Tätigkeiten
im Energiemarkt uneingeschränkt
von Velbert aus weiter.
Hundertprozentiger Gesellschafter
ist die Kling GmbH aus Karben.
Die Kling GmbH ist eine international
tätige Beteiligungsgesellschaft.
Wichtig für die Zukunft der
EVB B&S Mitarbeiter und die Unternehmensentwicklung.
Alle Billing &
Services Mitarbeiter sind mit in die
neue Gesellschaft übernommen
worden. Am qualifizierten Dienstleitungsangebot
ändert sich für die
Kunden somit nichts. Die EVB Billing
und Services GmbH wird weiterhin
mit Personaldienstleistung, Ausund
Weiterbildungen an der Akademie,
Consulting und Ablesung
den Energiemarktpartnern in allen
Marktrollen zur Verfügung stehen.
Bruno Kling wird im operativen
Geschäft nicht tätig sein. Neuer
Geschäftsführer ist Andreas Recknagel,
der seit 2009 den Geschäftsbereich
Billing & Services der EVB
Energy Solutions GmbH geleitet
hatte. Eine Beteiligung des neuen
Geschäftsführers Andreas Recknagel
am Unternehmen ist geplant.
Zweifache Auszeichnung für PlanET
Die PlanET Biogastechnik GmbH
hat jüngst gleich zwei Auszeichnungen
erhalten. Die Weiterentwicklung
des Tragluftdachs TLD
2.0 als Speicherlösung für die
bedarfsorientierte Stromerzeugung
erhielt den INDUSTRIEPREIS 2013.
Das PlanET Tragluftdach 2.0 bietet
Gasspeichervolumen und Speicherdruckmanagement
in einem Produkt.
Außerdem hat die IESE Business
School in Navarra (Spanien) Europas
150 dynamischste Unternehmen
hinsichtlich Beschäftigungsstruktur
und Wachstum ausgezeichnet. Hier
erzielte PlanET Rang 58.
September 2013
568 gwf-Gas Erdgas

gas2energy.net
systemplanerische Grundlagen
der Gasversorgung
Das fachbuch wendet sich an fachleute, studierende, Hochschullehrer,
Mitarbeiter von Behörden und „Quereinsteiger“, die
in der Praxis der energie-, insbesondere der Gasversorgung tätig
und mit der konzipierung, Planung und dem Betrieb von Gasleitungen/Gasnetzen
befasst sind.
Unter Beachtung der allgemeinen physikalischen, strömungstechnischen
und thermodynamischen Grundlagen werden die Charakteristika
der Systemelemente der Gasversorgung beschrieben: rohrleitungen,
Verdichterstationen, Gasdruckregel- und Messanlagen und Gasspeicher.
Das Werk ist bewusst nicht als „klassisches“ Lehrbuch konzipiert, sondern
behandelt problembezogen, jeweils in sich geschlossen Schwerpunktthemen,
die für die Konzipierung von Gasversorgungssystemen
von Bedeutung sind. Hierbei wird der Stand der Technik erfasst, so dass
das Buch eine belastbare Grundlage für die Durchführung eigener Unter
suchungen darstellt.
Hrsg.: J. Mischner, H.-G. fasold, K. Kadner 1. Auflage 2011,
801 Seiten, farbdruck, Hardcover
sie haben die Wahl!
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gas2energy.net erscheint in der DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
Wissen für DIe
Zukunft
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Ja, ich bestelle gegen Rechnung 3 Wochen zur Ansicht
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gas2energy.net + CD (Zusatzinhalte)
1. Auflage 2011 – ISBN: 978-3-8356-3205-9 für € 110,- (zzgl. Versand)
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NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
Private Gasnetzbetreiber dürfen Aufträge
direkt vergeben
Das OLG in Celle hat in zweiter
und letzter Instanz entschieden,
dass private Betreiber von Gasnetzen
keine öffentlichen Auftraggeber
sind. Bis dato bestand die
Unsicherheit, ob private Gasnetzbetreiber
ihre Aufträge im Rahmen
eines förmlichen Vergabeverfahrens
vergeben müssen. Durch ein solch
förmliches Verfahren sollten zu -
nächst die Sonderrechte, die den
privaten Gasnetzbetreibern in den
80er- und 90er-Jahren durch die
Abschottung der Energiemärkte
zugestanden worden waren, um sie
vor Wettbewerb zu schützen, wieder
eingeschränkt werden.
Nach der Liberalisierung der
Energiemärkte besteht jedoch keine
Notwendigkeit mehr für ein förmliches
Vergabeverfahren. Private
Netzbetreiber sind heute einem
Wettbewerb ausgesetzt, der keine
vergaberechtlichen Regelungen
mehr erfordert. Das Energierecht
kennt keine Sonderrechte mehr, wie
sie die Europäische Kommission
noch vor der Liberalisierung ausmachte.
Der zunehmende Wettbewerb
wird auch sichtbar in der Verpflichtung
der Netzbetreiber, jedermann
nach sachlich gerechtfertigten
Kriterien diskriminierungsfrei
Netzzugang zu gewähren.
Der Beschluss des OLG Celle ist
somit eine logische Konsequenz aus
der Marktliberalisierung und dem
dadurch gestiegenen Wettbewerb.
Aufträge zur Planung, zum Bau oder
zum Betrieb von Gasleitungen
durch einen privaten Netzbetreiber
erfolgen deshalb zukünftig zu Recht
ohne förmliches Vergabeverfahren.
Ein weiterer positiver Effekt ist,
dass Aufträge dadurch schneller
ausgeführt werden können. Dies ist
insoweit wichtig, als dass aufgrund
der energiepolitischen Ausrichtung
Deutschlands derzeit ein großer
Bedarf an zusätzlichen Gasleitungen
besteht. Ein aktueller Entwurf
der 17 Fernleitungsnetzbetreiber
(NEP 2013) geht von einem Leitungszuwachs
von 441 km und
einem Investitionsbedarf von ca.
1,6 Mrd. € aus. Diese Projekte können
jetzt aufgrund des Beschlusses
deutlich schneller realisiert werden
als ursprünglich geplant.
OLG Celle, Vergabesenat; Vorsitzender
Richter: RiOLG Wiese (Az: 13 Verg 7/13)
Erfolgreiche Beschwerdeführerinnen:
Open Grid Europe GmbH und Gasunie
Deutschland Transport Services GmbH
Vertreter Beschwerdeführerinnen: HFK
Rechtsanwälte LLP, Dr. Thomas Mösinger
Fine Tubes beliefert Saudi Aramco
Die Aramco Overseas Company
(AOC), Zulieferer des Öl- und
Gasunternehmens Saudi Aramco,
nimmt Fine Tubes, Hersteller von
Präzisionsrohren für besonders raue
Umgebungen, in seine offizielle Lieferantenliste
auf. In einem aufwendigen
Verfahren hat AOC die von
Fine Tubes produzierten Edelstahlrohre,
Rohre aus Nickellegierungen
und Rohre aus Titanlegierungen
anhand strenger Kriterien geprüft
und zertifiziert.
Dadurch, dass die Öl- und Gasförderung
immer häufiger in
anspruchsvollere und tiefer gelegene
Umgebungen verlegt wird,
werden zunehmend Rohre verwendet,
die hohen Drücken und starker
Korrosion zuverlässig standhalten
können und verlängerte Wartungsphasen
ermöglichen. Bei Fine Tubes
spiegelt sich dies in der steigenden
Nachfrage nach Rohren aus besonders
korrosionsfesten Speziallegierungen
wie UNS N08904 (WNR
1.4539) und UNS S31254 (WNR
1.4547) wider, die bei Hydraulikleitungen
von Offshore-FPSOs (Floating
Production Storage and Offloading
Units), FPSSs (Floating Production
Systems), Spars und TLPs
(Tension Leg Platforms) zum Einsatz
kommen.
Speziell für die hohen Anforderungen
im Bereich der Öl- und Gasförderung
haben die Ingenieure bei
Fine Tubes Verfahren entwickelt, um
Präzisionsrohre auch in außergewöhnlichen
Legierungen wie UNS
R30035 (WNR 2.4999), UNS S20910
(WNR 1.3964), UNS N10276 (WNR
2.4819) und UNS N07718 (WNR
2.4668) herzustellen. Sie werden
beispielsweise zur Herstellung
druckfester Gehäuse in MWD- (Measurement-While-Drilling)
und LWD-
Werkzeugen (Logging-While-Drilling)
genutzt.
September 2013
570 gwf-Gas Erdgas

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NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
Siemens liefert Gas- und Dampfturbinen für
Großkraftwerk in Malaysia
Siemens hat einen weiteren Auftrag
für seine fortschrittliche
Gasturbinentechnologie der H-Klas se
gewonnen. Das Unternehmen wird
für das Gas- und Dampf turbinen(GuD)-Kraftwerk
TNB Prai in
Malaysia zwei Gasturbinen der
H-Klasse liefern. Die Zahl der bisher
verkauften H-Klasse-Gasturbinen
steigt damit auf 22 Stück weltweit.
Siemens wird außerdem zwei
Dampfturbinen und zwei Generatoren
fertigen. Auftraggeber ist
Samsung C&T (KL) Sdn. Bhd. Das
Unternehmen errichtet die Anlage
für Tenaga Northern Bhd. (TNB),
eine 100-prozentige Tochter des
Energieversorgers Tenaga Nasional
Berhad. Siemens hat mit TNB auch
einen Langzeitvertrag für die Wartung
der Komponenten abgeschlossen.
Mit einer Leistung von
rund 1000 MW und einem Wirkungsgrad
von über 60 % wird TNB
Prai das leistungsstärkste und effizienteste
gasbefeuerte Kraftwerk
Südostasiens sein. Die Inbetriebnahme
ist für Anfang 2016 geplant.
Der Auftragswert für die Komponenten,
die Siemens liefert, beläuft
sich auf rund 150 Mio. €.
Vor allem aufgrund der rasch
voranschreitenden Industrialisierung
steigt der Strombedarf in
Malaysia im Durchschnitt jährlich
um rd. 4 %. Vor diesem Hintergrund
werden weitere Investitionen in
neue Kraftwerke erwartet. Das GuD-
Kraftwerk TNB Prai entsteht in der
Stadt Seberang Perai in der Region
Penang.
Seit mittlerweile zwei Jahren
hält die innovative Gasturbine
SGT5-8000H von Siemens den Effizienz-Weltrekord
im kombinierten
GuD-Betrieb. Seither bewährt sich
dieser Gasturbinentyp mit einer
Verfügbarkeit von über 97 % im
kommerziellen Betrieb und hat
bereits mehr als 30 000 Betriebsstunden
erreicht. Ende April diesen
Jahres gingen drei weitere Kraftwerksblöcke
mit Gasturbinen der
H-Klasse in Cape Canaveral, Florida,
in den USA in den kommerziellen
Betrieb.
Einschätzung zu „Smart Energy“ von
Steria Mummert
Eine bundesweit verbindliche Einführung
intelligenter Stromzähler
(Smart Meter) zeichnet sich in
Deutschland nicht ab. Das zeigt
eine Studie im Auftrag des Bundesministeriums
für Wirtschaft und
Technologie (BMWi). Ein Stufenplan
bis 2029 mit dem Fokus auf „Intelligente
Messsysteme“ ist wahrscheinlicher.
Doch auch ohne flächendeckende
Smart-Meter-Verbreitung
lassen sich Stromverbrauch und
-erzeugung über neue Preismodelle
und Anreizprodukte steuern. Viele
Anbieter stecken allerdings bei der
Entwicklung und Vermarktung derartiger
Smart-Energy-Produkte noch
am Anfang. Das ergibt eine aktuelle
Markteinschätzung von Steria
Mummert Consulting.
Versorger bieten zwar bereits
Tarife an, die auf den unterschiedlichen
Stromverbrauch im Tagesverlauf
eingehen. Die aktuellen Anreizmodelle
zur Lastverlagerung über
zeit- oder verbrauchsvariable Preise
verfügen allerdings noch nicht über
ausreichend Intelligenz. Sie sind
häufig zu starr und für Stromkunden
nicht attraktiv.
Bei Haushalts- und Gewerbekunden
verpuffen Steuerungsversuche
über flexible Preise noch aus einem
anderen Grund. Schuld sind sogenannte
Standardlastprofile, die die
Energieversorger einsetzen. Generell
gilt: Bei allen Kunden, die weniger
als 100 000 kWh Strom und
1,5 Mio. kWh Gas pro Jahr verbrauchen,
werden diese pauschalen Verbrauchsmuster
unterstellt und der
Tarif abgeleitet. Eine individuelle
Lastkurve für jeden Abnehmer wird
nicht erstellt.
Verbände fordern deshalb im
Rahmen der Smart-Meter-Einführung,
Standardlastprofile abzuschaffen.
Zusätzliches Potenzial zur
Lastverlagerung besteht zudem auf
Seiten der Einspeiser. Durch Solardächer
und Blockheizkraftwerke
sind immer mehr Kunden nicht nur
Abnehmer, sondern leiten auch
selbstproduzierten Strom in die
Netze. Mit entsprechenden Diensten
und Preismodellen ließen sich
die Netze der Zukunft Energiewende-konform
steuern.
Für einen größeren Anreiz, dass
Kunden ihr Verbrauchs- und Erzeugungsverhalten
anpassen, sorgen
dynamische Indexpreisprodukte.
Sie eignen sich für die Kunden, die
ihren Strompreis gerne an aktuelle
Marktentwicklungen koppeln und
dadurch sparen wollen. Sie können
so beispielsweise von Strompreisschwankungen
an der Strombörse
profitieren. Diese flexiblen Produkte
gibt es vor allem für Geschäftskunden,
die große Energiemengen
abnehmen und deren Stromrechnung
sich nach der tatsächlichen
Last berechnet.
September 2013
572 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
Bosch Industriekessel senkt Energieverbrauch
für Brauerei Wildbräu
Die Brauerei Wildbräu Grafing
GmbH hat sich für eine Modernisierung
ihrer Dampferzeugung
mit Komponenten von Bosch Industriekessel
entschieden, um die Energieeffizienz
der Anlage an moderne
Standards anzupassen. Mithilfe der
umgesetzten Maßnahmen kann die
Wildbräu Grafing GmbH den Energieverbrauch
der Anlage um ca. 90
MWh/a senken. Die CO 2 -Emissionen
werden um 21 t/a reduziert. Durch
die Modernisierung und den
Umstieg auf Erdgas spart die Brauerei
jährlich ca. 36 000 € an Betriebskosten.
Die Kapitalrendite der Investition
liegt bei 40 %.
Für die Nutzung der bis zu 230 °C
heißen Abgase kommt jetzt ein Economiser
von Bosch Industriekessel
zum Einsatz. Das Kesselspeisewasser
wird vorgewärmt und somit die
Abgastemperatur um ca. 100 °C
gesenkt. Der Kesselwirkungsgrad
erhöht sich durch die Reduzierung
der Abgasverluste um etwa 5 %, der
Brennstoffverbrauch verringert sich
bei Volllast analog.
Der Austausch des vorhandenen
Leichtölbrenners gegen einen mo -
dernen Dualbrenner führte zu einer
weiteren Effizienzsteigerung. Als
Hauptbrennstoff wird Erdgas verwendet,
lediglich im Spitzenlastbetrieb
oder in Notfällen erfolgt die
Umschaltung auf leichtes Heizöl. Für
die richtige Dosierung des Brennstoff-/Luftverhältnisses
sorgt eine
elektronische Verbundregelung.
Zusätzlich ermöglicht die neue Feuerung
eine vollständig stufenlose
Betriebsweise. Kombiniert mit
einem hohen Regelverhältnis werden
die mit Energieverlusten einhergehenden
Brennerzuschaltungen
und -abschaltungen deutlich reduziert.
Durch den Einsatz einer Drehzahlregelung
lässt sich die Drehzahl
des Gebläsemotors in Abhängigkeit
der Brennerleistung einstellen. Die
elektrische Leistungsaufnahme im
Teillastbereich ist so wesentlich
geringer bei gleichzeitig deutlicher
Minderung des Schalldruckpegels.
Auch der Sauerstoffgehalt im Abgas
wird kontinuierlich erfasst. Ist dieser
zu hoch und damit die Verbrennung
ineffektiv, wird die Verbrennungsluftmenge
vermindert. Damit optimiert
die Sauerstoffregelung den
Wirkungsgrad der Feuerungsanlage,
reduziert die Umweltbelastung und
hilft Energiekosten zu sparen.
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 573

NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
MAX STREICHER verlegt grabenlos Rohre
für den MIDAL-Süd Loop
Zur Erweiterung der Kapazitäten
der bestehenden Erdgasleitung
MIDAL wird auf einer Strecke von
insgesamt 90 km eine Parallelleitung
DN 1000 gebaut. Der Betreiber
der MIDAL, die GASCADE Gastransport
GmbH, beauftragte die MAX
STREICHER GmbH & Co. KG aA mit
dem dritten von insgesamt drei
Baulosen des MIDAL-Süd Loop. Die
31 km lange Trasse zwischen Wirtheim
nahe Bad Orb und Thomashof
bei Schlüchtern verläuft über weite
Bereiche parallel zur Bundesautobahn
A 66, die im Bereich des STREI-
CHER-Loses viermal gequert wird.
An der nördlichsten der vier Querungen
begannen kürzlich die Bohrarbeiten
im Microtunnelling-Verfahren.
Für das grabenlose Einbringen
der 18 Meter langen Rohrstücke
griff das Unternehmen auf diese
Verlegemethode zurück.
Axpo gewinnt internationale Partner für
Trans Adriatic Pipeline
Axpo reduziert ihren Anteil an
der Trans Adriatic Pipeline TAP
von bisher 42,5 auf neu 5 %. Die
internationalen Öl- und Gaskonzerne
BP, Socar und Total, maßgebliche
Anteilseigner am Shah Deniz
Feld in Aserbaidschan, sowie der
belgische Erdgasnetzbetreiber Fluxys
übernehmen insgesamt 66 %
der TAP-Aktien. Die Anteile wurden
von den derzeitigen Aktionären
Axpo, Statoil, und E.ON veräußert.
Nach dem Zuschlag des Shah
Deniz Konsortiums für TAP hatte
Axpo angekündigt, ihr Engagement
von 42,5 % auf einen einstelligen
Prozentsatz zu reduzieren. Mit
einem Anteil von 5 % bleibt Axpo in
den Führungsgremien der TAP vertreten.
Neben dieser Beteiligung
wird Axpo eine Kapazität von ca.
1 Mrd. m 3 /a für langfristige Bezüge
und Lieferungen nutzen. Über den
Verkaufspreis wurde Stillschweigen
vereinbart.
Die Shah-Deniz-Anteilseigner BP,
Socar und Total haben heute in
Zürich 50 %, der belgische Erdgasnetzbetreiber
Fluxys 16 % der
Anteile an TAP übernommen. Die
Option des Eintritts von BP (20 %),
Socar (20 %) und Total (10 %) war im
Vorfeld des TAP-Entscheids grundsätzlich
vereinbart worden, Fluxys
hatte diesen Frühling ihr Interesse
angemeldet. Die bisherigen Aktionäre
Axpo, Statoil und E.On werden
weiterhin dem Aktionärskreis der
TAP angehören.
September 2013
574 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
ZSW-Methan erreicht Erdgasqualität
Das maßgeblich vom ZSW entwickelte
Power-to-Gas (P2G®)-
Verfahren ist wieder einen Schritt
näher an die Marktreife gerückt: In
der Ende Oktober 2012 fertiggestellten
250-Kilowatt-Forschungsanlage
in Stuttgart konnten die Wissenschaftler
nun ein überaus hochwertiges
Gas mit 99-prozentigen
Methan-Anteil erzeugen. Das verbleibende
Prozent setzt sich aus
Wasserstoff und Kohlendioxid zu -
sammen.
Möglich wurde diese hervorragende
Gasqualität durch eine Membran-Technologie.
Mithilfe der
Membran wird das Gas nach der
Methanisierung im Reaktor aufbereitet.
„Unser nachgeschaltetes
Membran-Modul hat sich bewährt.
Es verhilft uns zu einer Gasqualität,
mit der wir schon jetzt ein wichtiges
Projektziel der P2G-Forschungsanlage
verwirklichen konnten“, sagt
Dr. Michael Specht, Leiter des ZSW-
Fachgebiets Regenerative Energieträger
und Verfahren.
Bei P2G® handelt es sich um ein
Stromspeicherverfahren. Dabei
wird aus überschüssigem Sonnen-
sowie Windstrom zunächst per Elektrolyse
Wasserstoff erzeugt und in
einem zweiten Schritt zusammen
mit Kohlendioxid methanisiert. Das
so entstandene Methan bzw. synthetische
Erdgas lässt sich über
Monate verlustfrei im Erdgasnetz
speichern, um bei Stromknappheit
wieder zurück verstromt zu werden.
Es kann aber auch direkt genutzt
werden, etwa in Blockheizkraftwerken,
in der Industrie oder als Kraftstoff
für den CO 2 -neutralen Antrieb
von Erdgasautos.
Energiedienstleister Cofely erhält Deutschen
Rechenzentrumspreis
Die Cofely Deutschland GmbH,
Spezialist für Umwelt- und
Energieeffizienz, hat zusammen mit
dem IT-Beratungsunternehmen ak -
quinet den Deutschen Rechenzentrumspreis
2013 in der Kategorie
„Energie- und ressourceneffiziente
Großrechenzentren“ gewonnen.
Überzeugen konnten die beiden
Unternehmen mit einem ganzheitlichen
Energie-Konzept für den Bau
zweier hocheffizienter Rechenzentren
in Hamburg und Norderstedt.
Bei dem Projekt entwickelte Cofely
ein maßgeschneidertes Technikkonzept,
das eine energieeffiziente
Anlagentechnik mit einem ausgefeilten
Mess-, Steuerungs- und
Regelungs-(MSR-)Plan verbindet.
Die Auszeichnung erhielten die
Unternehmen im Rahmen der
Messe „future thinking“ auf der
unabhängige Experten über die
neuesten Entwicklungen und Innovationen
der Rechenzentrumsbranche
informieren.
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 575

NACHRICHTEN
Veranstaltungen
14. Viessmann Energieforum
Die Viessmann Akademie in
Allendorf (Eder) war am 20. und
21. August 2013 Treffpunkt renommierter
Klima- und Energieexperten.
Im Rahmen des 14. Viessmann
Energieforums referierten sie vor
ausgewählten Marktpartnern des
Unternehmens über den aktuellen
Stand der Klima- und Energiesituation
und zeigten Lösungsansätze
zur Bewältigung der Energiewende
auf. Die Viessmann Energieforen
werden seit 2008 veranstaltet und
haben sich längst zu einem wichtigen
Forum für Energie- und Klimafragen
entwickelt.
Dr. Martin Viessmann wies in
seiner Begrüßungsrede darauf hin,
dass der Schlüssel zum Gelingen
der politisch gewollten Energiewende
im Wärmemarkt liegt. „Allein
mit der durch die Auflösung des
Modernisierungsstaus im Heizungsanlagenbestand
einzusparenden
Energiemenge könnte die Atomstromlücke
geschlossen werden“, so
der Unternehmenschef. Darüber
hinaus biete der Wärmemarkt hervorragende
Möglichkeiten, Energie
zu speichern und damit zum Ausgleich
der Fluktuation erneuerbarer
Energien beizutragen.
Prof. Hans Joachim Schellnhuber,
Mitglied des Weltklimarats
IPPC und Direktor des Potsdam-Instituts
für Klimafolgenforschung,
zeigte in seinem Vortrag eindrucksvoll
auf, welch dramatische Folgen
eine Erwärmung der Atmosphäre
Das Podium am ersten Tag des 14. Viessmann Energieforums (v.l.): Moderator Jürgen
Petermann, Manfred Greis, Prof. Hans Joachim Schellnhuber, Stephan Kohler, Franzjosef
Schafhausen.
um mehr als zwei Grad Celsius
hätte. Schellnhuber stellte aber
auch Möglichkeiten vor, die Erwärmung
auf zwei Grad gegenüber der
vorindustriellen Zeit zu begrenzen.
Unter dem Titel „Die Hauswende“
machte der Vorsitzende der
Geschäftsführung der Deutschen
Energie-Agentur (dena), Stephan
Kohler, klar, dass sich die von der
Politik beschlossene Energiewende
nur realisieren lässt, wenn der
Modernisierungsstau im Gebäudebestand
aufgelöst wird. In seinem
Vortrag präsentierte Kohler Strategien,
deren Umsetzung für mehr
Schwung bei der Gebäudesanierung
sorgen würde.
Dass die Energiewende mehr ist
als die „Stromwende“, darauf wies
Franzjosef Schafhausen hin, Leiter
der Unterabteilung E 1 Energiewende
im Bundesministerium für
Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit.
Schafhausen betonte,
dass der Wärmemarkt mit einem
Anteil von knapp 40 % noch vor den
Sektoren Strom und Verkehr der
größte Verbraucher ist und damit
auch das größte Potenzial zum
Erreichen der energie- und klimapolitischen
Ziele hat.
Dr. Frank Voßloh, Geschäftsführer
der Viessmann Deutschland GmbH,
bezeichnete in seinem Vortrag den
Klimaschutz und die Gestaltung
einer zukunftsfähigen Energieversorgung
als die größten Herausforderungen,
denen die Menschheit
im 21. Jahrhundert gegenübersteht.
Umso wichtiger sei es, endlich den
Modernisierungsstau aufzulösen –
was eine ge waltige Aufgabe sei.
„Um den Gebäudebestand bis 2020
auf einen energetisch akzeptablen
Stand zu bringen, müsste die Sanierungsrate
verdreifacht werden“, so
Dr. Voßloh.
Ein weiterer Referent beim
14. Viessmann Energieforum war
Carsten Herbert, Energieberater des
Büros „Energie & Haus“ in Darmstadt.
In seinem Vortrag mit dem
Titel „Energieeffizienz im Gebäudebestand“
machte er deutlich, dass
sich die Heizungsfachfirmen derzeit
im Wandel zum Energieeffizienzdienstleister
für Anlagentechnik
befinden.
Manfred Greis, Leiter der Viessmann
Unternehmenskommunikation,
stellte das strategische Nachhaltigkeitsprojekt
„Effizienz Plus“
vor. Damit hatte Viessmann am
Stammsitz in Allendorf (Eder) den
Verbrauch fossiler Energien um
zwei Drittel und den CO 2 -Ausstoß
um mehr als 80 % senken können.
September 2013
576 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen
NACHRICHTEN
R
Thermische Energiespeicher in
der Energieversorgung
Optimierte thermische Speichersysteme im Fokus:
2. VDI-Fachkonferenz „Thermische Energiespeicher
in der Energieversorgung“.
Bild: VDI Wissensforum GmbH/DLR
Das nachhaltige Energieversorgungssystem
in Deutschland
plant erneuerbare Energien zunehmend
zu nutzen. Besondere Bedeutung
kommt hierbei den dezentralen
Energiespeichern zu. Neben der
elektrischen Energie auch Wärme zu
speichern, ermöglicht erhebliche
ökonomische und ökologische Vorteile,
sowohl auf kommunaler als
auch auf industrieller Ebene. Mit
diesem Thema befasst sich die
2. VDI-Fachkonferenz „Thermische
Energiespeicher in der Energieversorgung“
am 16. und 17. Oktober
2013 in Ludwigsburg.
Auf der zweitägigen Konferenz
berichten Betreiber sowie Wissenschaftler
über die technischen und
energiewirtschaftlichen Herausforderungen
für den dezentralen,
bedarfsnahen Wärmespeichereinsatz.
Andreas Hauer vom Bayerischen
Zentrum für Angewandte
Energieforschung e.V. stellt Möglichkeiten
vor, thermische Speicher
für die Integration erneuerbarer
Energien zu nutzen. Wie Energieversorger
Wärmespeicher in Heizkraftwerken
einsetzen können, präsentiert
Andreas Dengel von STEAG
New Energies.
Darüber hinaus diskutieren
Fachleute Betriebserfahrungen mit
saisonalen Speichern, Fernwärmespeichern
und gebäudeintegrierten
Kaltwasserspeichern. Sie zeigen aus
der industriellen Praxis die Potenziale
von Salzwärmespeichern in
Kraftwerks- und Industrieprozessen.
Zum Abschluss der Konferenz entwirft
Marc Jüdes von EnBW Perspektiven,
um thermische Energiespeicher
in Fernwärmenetzen einzusetzen.
Weitere Vorträge kommen
unter anderem von Linde, RWE
Power und IF Technology.
Am Vortag der Fachkonferenz,
dem 15. Oktober 2013, findet ein
Spezialtag zum Thema „Speicher für
die regenerative Wärmeerzeugung“
statt. Henner Kerskes, Leiter der
Gruppe Thermische Energiespeicher
des Instituts für Thermodynamik
und Wärmetechnik (ITW) in
Stuttgart, gibt dabei den Teilnehmern
einen Überblick über die
Möglichkeiten und Grenzen beim
Einsatz von Wärmespeichern die
Effizienz regenerativer Energien zu
steigern.
Anmeldung und Programm unter
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NACHRICHTEN
Veranstaltungen
Neuerungen zum Explosionsschutz für
Gasversorgungsanlagen
Am 11. Dezember veranstaltet
der DVGW in Zusammenarbeit
mit der BG ETEM die Schulung „Neuerungen
zum Explosionsschutz für
Gasversorgungsanlagen“. Die Zielsetzung
dieses Seminars ist, über
aktuelle Entwicklungen und Änderungen
der Anforderungen zum
Explosionsschutz zu informieren
und Hilfestellung bei der betrieblichen
Umsetzung zu geben. Die
Inhalte dieser Schulungsveranstaltung
wurden vom gemeinsamen
Fachgremium von DVGW und BG
ETEM „Explosionsschutz in der Gasversorgung“
zusammengestellt.
Die Themen:
##
Rechtliche Anforderungen
##
Neuerungen im DVGW-Regelwerk
##
Umsetzung der TRBS an Gasanlagen
##
Anforderungen an den Blitzschutz
in Gasanlagen
##
Maßnahmen des Explosionsschutzes
für Biogasanlagen
Zielgruppe sind Betreiber von
Gasanlagen, Betriebs- und Planungsingenieure,
Fachkräfte für
Arbeitssicherheit, die für die Umsetzung
der Anforderungen des Explosionsschutzes
in ihren Unternehmen
verantwortlich sind bzw. hierbei
Unterstützung leisten.
Informationen und Anmeldung:
DVGW-Hauptgeschäftsführung,
Silke Splittgerber, Tel. (0228) 9188-607,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de
biogas – expo & congress
Am 23. und 24. Oktober bringt
die Plattform Biogas – expo &
congress unterschiedlichste Player
der nachhaltigen Energiebranche
aus Deutschland, Frankreich und
der Schweiz zusammen. Neben
Wirtschaft und Wissenschaft sind
vielfach Landwirte die Betreiber für
Anlagen, die aus Gülle wertvollen
Strom und Wärme erzeugen. Bundesweit
haben 200 Landwirte in
Kleinbiogasanlagen investiert und
auf einen kontinuierlichen Nebenerwerb
gebaut. Für 2013 wurden
in Baden- Württemberg bisher für
28 Anlagen Bauanträge gestellt.
Woran liegt es und wo steckt das
Potenzial?
Das ist eines der Themen bei der
Fachmesse Biogas -expo & congress
der Messe Offenburg. Der bekannte
Experte Dr. Manfred Dederer von
der StaatlichenBiogasberatung
Baden-Württemberg Nord gibt
einen effektiven Überblick, flankiert
von Herstellerentwicklungen und
Praxisberichten. Dazu und zu weiteren
aktuellen Themen ist der Kongress
der Biogas – expo & congress
am zentralen Messestandort Offenburg
prominent besetzt. Rund
40 Fachvorträge bieten einen praxisorientierten
Überblick über die
aktuelle Diskussionslage. Das Kongressprogramm
steht bereits online
unter www.biogas-offenburg.de zur
Verfügung.
World of Energy Solutions 2013
Autohersteller schmieden internationale
Allianzen, um schon
bald Brennstoffzellen-Fahrzeuge
kostenoptimiert vermarkten zu
können. Wie erfolgreich sie damit
sein werden, entscheiden viele Faktoren:
Gelingt es, zuverlässige Lieferketten
aufzubauen? Lassen sich
Verbraucher von der „grünen“ Technik
begeistern? Und nicht zuletzt:
Gibt es ausreichend Wasserstoff-
Tankstellen für die neuen Autos?
Fachleute diskutieren diese und
weitere Fragen auf der internationalen
Brennstoffzellen-Konferenz und
-Messe f-cell vom 30. September bis
2. Oktober 2013 in Stuttgart.
Unter dem Dach „WORLD OF
ENERGY SOLUTIONS“ findet die Veranstaltung
gemeinsam mit den
Messe- und Konferenzveranstaltungen
BATTERY+STORAGE, e-mobil
BW TECHNOLOGIETAG sowie dem
Konferenzteil Solar Energy Solutions
statt. Insgesamt über 140 Top-
Referenten aus Deutschland, Belgien,
China, Dänemark, Großbritannien,
Frankreich, Italien, Japan,
Kanada, Korea, Österreich, Schweiz,
Südafrika und den USA berichten
im Rahmen der Konferenzen. Das
komplette Konferenzprogramm und
weitere Informationen finden Interessierte
unter: www.f-cell.de und
www.world-of-energy-solutions.de
September 2013
578 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen
NACHRICHTEN
Blitzschutzsysteme für Gas-Druckregelund
Messanlagen
Am 12. Dezember findet die
DVGW-Veranstaltung „Blitzschutzsysteme
für Gas-Druckregelund
Messanlagen“ in Karlsruhe
statt. Hinweise und Erläuterungen
zur Notwendigkeit von Blitzschutzsystemen
sowie die praktische Um -
setzung an Gas-Druckregel- und
Messanlagen.
Die Schwerpunkte:
##
Rechtliche Grundlagen
##
Funktionsweise eines Blitzschutzsystems
##
Das Blitzschutz-Managementsystem
als Leitfaden zur Umsetzung
von Schutzmaßnahmen
##
Erhöhung der Verfügbarkeit
elektronischer Systeme
##
Umsetzung der Schutzmaßnahmen
nach DIN EN 62305 Teil 1–4
##
Prüfung und Wartung
Zielgruppe sind Anlagenbetreiber,
Verantwortliche Fach- und Führungskräfte,
Ex-Sachkundige, Planer,
Befähigte Personen und Sachverständige.
Die Teilnehmer sollten Vorkenntnisse
im Bereich des Blitzschutzes
haben.
Informationen und Anmeldung:
DVGW-Hauptgeschäftsführung,
Silke Splittgerber,
Tel. (0228) 9188-607,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de
biogas
expo & congress
23. + 24. Okt. 2013
Messe Offenburg
Messe Offenburg-Ortenau GmbH · Schutterwälder Str. 3 · 77656 Offenburg
FON +49 (0)781 9226-54 · FAX +49 (0)781 9226-77 · biogas@messe-offenburg.de · www.biogas-offenburg.de
September 2013
gwf-Gas Erdgas 579

NACHRICHTEN
Verbände und Vereine
Broschüre „Grundlagen und Tipps für den
Heizungsservice“ der ASUE
Die ASUE hat eine Fibel veröffentlicht,
in der gezielt die
Bedürfnisse des Installateurhandwerks
aufgegriffen werden. In kompakter
und gut übersichtlicher Form
wird dem Handwerker vor Ort ein
praktisches Nachschlagewerk geboten.
Entsprechend ist das Format für
den Alltagsgebrauch gewählt und
passt in die Tasche der Arbeitskleidung.
Auch für den Verbraucher und
das Energieversorgungsunternehmen
ist diese Fibel von großem
Interesse, mit vielen Tipps und Illustrationen
um die Heizungsanlage
und die Trinkwasserinstallation.
ASUE möchte mit diesem kleinen
Nachschlagewerk einen systematischen
und illustrierten Zugang zu
den Schwerpunkten der häuslichen
Installationen (Heizung, Trinkwasser)
schaffen. Besonderes Augenmerk
erfährt das Thema Energieeinsparung,
deshalb wird der hydraulische
Abgleich besonders ausführlich
behandelt.
Über mehrere Seiten werden
praktische Hilfen zur Abschätzung
von Grundeinstellungen gegeben,
selbst wenn dem Handwerker nicht
alle Messwerte aus der Hausanlage
zur Verfügung stehen. Somit er -
kennt das Nachschlagewerk die Er -
fordernisse des praktischen Alltags.
Ein ausführliches Kapitel be -
schäftigt sich mit Maßnahmen zur
Energieeinsparung, zum Beispiel
einem Austausch der Umwälzpum pe
zur Energieeinsparung nach EUP-
Richtlinie. Das Thema Trinkwasser
wird ausführlich behandelt, Maßnahmen
gegen die Legionellenbildung
stehen dabei im Vordergrund,
daneben findet man einen Auszug
aus der Trinkwasserverordnung.
Praktischer Helfer sind ebenfalls die
um Rechentabellen für physikalische
Einheiten aus dem Metier der
Installateuren, in denen auch angelsächsische
Einheiten, ganz der Tradition
gehorchend, nicht fehlen
dürfen.
Mit der Broschüre „Grundlagen
und Tipps für den Heizungsservice“
ergänzt die ASUE – Arbeitsgemeinschaft
für sparsamen und umweltfreundlichen
Energieverbauch e.V.
ihre Broschürenreihe um einen weiteren
Titel, der sich als Nachschlagewerk
gezielt mit praktischen Umsetzungshilfen
zum Thema Energieeffizienz
beschäftigt.
Die neue ASUE-Broschüre
„Grundlagen und Tipps für den Heizungsservice“
(104 Seiten, Schutzgebühr
3,57 Euro) kann über energieDRUCK
Verlag für sparsamen
und umweltfreundlichen Energieverbrauch
bestellt werden: E-Mail:
bestellung@energiedruck.de
BMWi veröffentlicht Ergebnisse der
Kosten-Nutzen-Analyse zu „Smart Meter“
Das
Bundeswirtschaftsministerium
(BMWi) hat die lange von
der Branche erwarteten Ergebnisse
der Kosten-Nutzen-Analyse für
einen flächendeckenden Einsatz in -
telligenter Messsysteme veröffentlicht.
Die Kosten-Nutzen-Analyse ist
Grundlage für die sogenannte „Rollout-Verordnung“,
die die zukünftigen
Rahmenbedingungen beim
Einsatz von intelligenten Stromund
Gaszählern (Smart Metern) in
Deutschland verbindlich vorschreiben
wird.
Der Verband kommunaler Unternehmen
(VKU) begrüßt insbesondere,
dass der Messstellenbetreiber
mit den meisten Zählpunkten innerhalb
des Gebietes die neu geschaffene
Rolle des „Smart Meter Gateway
Administrator“ grundsätzlich
innerhalb eines Verteilnetzgebietes
übernimmt. Diese Grundzuständigkeit
liegt nur bei einem Unternehmen
pro Netzgebiet, also dem regulierten
Verteilnetzbetreiber, der je -
doch die Möglichkeit zu Kooperation
beziehungsweise zur Beauftragung
Dritter hat. Grundsätzlich
kann jedoch jedes Unternehmen,
das die entsprechenden Anforderungen
erfüllt und nachweist, diese
im wettbewerblichen Rahmen
anbieten. Auch wurde im Sinne des
Wettbewerbs dem Letztverbraucher
das Recht eingeräumt, einen
vom grundzuständigen abweichenden
Smart Meter Gateway Administrator
zu wählen. Der Smart Meter
Gateway Administrator ist die zentrale
Rolle im intelligenten Energiesystem,
der als vertrauenswürdige
Instanz das Smart Meter Gateway
konfiguriert, überwacht und steuert.
Die Verpflichtung zum Einbau
intelligenter Zähler und Messsysteme
liegt wie bisher beim Messstellenbetreiber.
September 2013
580 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine
NACHRICHTEN
Elektroschweißfittings
zum Verschweißen von
PE 80 und PE 100 Rohren
dena sucht Vorreiter im Biomethanmarkt
Mit dem „Wettbewerb der Biogaspartnerschaft“
zeichnet die Deutsche Energie-
Agentur GmbH (dena) Akteure im Biomethanmarkt
aus, die sich erfolgreich für die Marktentwicklung
von Biogas im Erdgasnetz
eingesetzt haben. Gesucht werden vorbildliche
Projekte, innovative Produkte, Dienstleistungen
sowie Geschäftsmodelle und Konzepte
rund um die Biogas einspeisung. Die
Bewerbungsfrist endet am 1. Oktober 2013.
Insgesamt gibt es drei Wettbewerbskategorien:
Um den Preis „Biogaspartnerschaft des
Jahres“ können sich Betreiber von Anlagen
zur Biogaseinspeisung bewerben. Der „Innovationspreis“
prämiert Produkte, Dienstleistungen,
Geschäftsmodelle und Konzepte. Kreative
und erfolgreiche Biogasangebote von
Versorgern, Stadtwerken und Händlern erhalten
die Auszeichnung „Biogasprodukt des
Jahres“. Die Preisverleihung findet im Rahmen
der biogaspartner-Konferenz am 3. Dezember
in Berlin statt.
Die dena führt den Wettbewerb im Rahmen
des Projektes „biogaspartner“ bereits
zum sechsten Mal in Folge durch und unterstützt
so die Entwicklung des Biomethanmarkts
in Deutschland. Biomethan spielt im
Energiesystem der Zukunft eine wichtige
Rolle, da es regene rativ und kontinuierlich
erzeugt und im Erdgasnetz gespeichert werden
kann.
Weitere Informationen zur Wettbewerbsteilnahme
sowie zur Einspeisung von Biogas
in das Erdgasnetz stehen unter www.biogaspartner.de
bereit.
Sicher
ist
sicher!
Anpassung der Wechselprozesse im
Messwesen Voraussetzung für Erfolg
Mit der ersten Fragerunde zur Kosten-Nutzen-Analyse
(KNA) von Ernst & Young
Bundeswirtschaftsministerium BMWi sind
nach Ansicht des EDNA Bundesverband Energiemarkt
& Kommunikation e.V. jetzt die Weichen
für die künftige Entwicklung des Messwesens
in die richtige Richtung gestellt. Ein
wichtiger Aspekt ist nach Ansicht der EDNA,
dass das BMWi nun in einem offenen und konstruktiven
Dialog mit den Marktteilnehmern
eingetreten ist, der zu wirtschaftlich sinnvollen
und vor allem marktgerechten Lösungen
führen kann. Als wichtigsten Meilenstein sieht
EDNA neben den erforderlichen Vorgaben für
den Gateway-Administrator die entsprechende
Anpassung der Wechselprozesse im
Messwesen (WiM).
Mit der jetzt veröffentlichten Marschrichtung
– intelligente Zähler für die Kleinen und
intelligente Messsysteme für die Großen – be -
steht nun auch wieder der Freiraum für die
Entwicklung neuer Mehrwertangebote auf
Basis der Smart Meter. Gleichzeitig stimmt
EDNA mit der geäußerten Ansicht von Ernst &
Young überein, dass auch in der heutigen
Marktkonstellation mit mehr als 800 Netzbetreibern
das Thema zu stemmen ist und es
keinen regulatorischen Eingriffs be züglich der
Rolle des Gateway-Administrators bedarf.
Über Kooperationen und das Entstehen von
Dienstleistungsunternehmen werden hier
auch ohne Regulierung von selbst Szenarien
für eine wirtschaftliche Umsetzung entstehen.
EDNA wird weiterhin die Umsetzung der in
der KNA aufgezeigten Richtung unterstützen
damit über eine legislative Ausgestaltung zu -
nächst durch Anpassung des EnWG und den
weiteren erforderlichen regulatorischen
Anpassungen die Veränderung im Messwesen
beginnen kann.
Immer wieder neue Herausforderungen,
denen wir uns
gerne stellen.
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Problemstellungen aufgreifen
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NACHRICHTEN
Verbände und Vereine
Forschungsprojekt zu Smart-Grid-Konzepten
gestartet
Im Rahmen seiner Innovationsoffensive
Gastechnologie hat der
DVGW Deutscher Verein des Gasund
Wasserfaches jetzt ein Forschungsprojekt
gestartet, das den
Nutzen von regionalen Smart-Grid-
Konzepten unter Berücksichtigung
der Power-to-Gas-Technologie wissenschaftlich
untersucht.
In den nächsten Jahren sind im
Stromverteilnetz weiterhin ein starker
Ausbau der erneuerbaren Energien
und ein vermehrter Einsatz
dezentraler Elektrizitätsversorgungskonzepte
zu erwarten. Hieraus
ergeben sich ein verstärkter
Netzausbaubedarf sowie steigende
Anforderungen an dezentrale Er -
zeugungsanlagen. Umgekehrt ist
der lokale Erdgasverbrauch zum Teil
rückläufig. Gleichzeitig ergeben
sich durch die verbesserte Ansteuerbarkeit
einzelner Betriebsmittel
im Rahmen sogenannter Smart
Grids neue Möglichkeiten für Netzplanung
und -betrieb. Vor diesem
Hintergrund stellt sich die Frage, in
welchem Umfang regionale Gasinfrastrukturen
den Netzausbau Strom
dämpfen können.
Auf der Verteilerebene sind
unterschiedliche Betriebsmittel im
Gasnetz geeignet – Power-to-Gas-
(z. B. Elektrolyse) oder Gas-to-
Power-Anlagen (z. B. Kraft-Wärme-
Kopplung) sowie Elemente zur Lastverschiebung.
Dabei sind unterschiedliche
Zielgrößen bzw. Nutzeneffekte
für den Einsatz dieser
Anlagen denkbar. So könnte etwa
der Netzausbau im Stromnetz reduziert,
der Dispatch aller Anlagen
optimiert oder die Versorgungssicherheit
erhöht werden. Es ist
unklar, welcher quantitative Mehrwert
durch die einzelnen, sich zum
Teil gegenseitig ausschließenden
Maßnahmen entsteht. Dies gilt es
zu erforschen.
Das jetzt gestartete DVGW-Forschungsprojekt
setzt sich zusammen
aus einem Verbund von Instituten
und Unternehmen und läuft
bis Ende 2013. Neben dem Lehrstuhl
für Elektrische Energieversorgung
(EVT) an der Bergischen Universität
Wuppertal sowie dem In -
stitut für Elektrische Anlagen und
Energiewirtschaft (IAEW) an der
RWTH Aachen gehören das DBI Gasund
Umwelttechnik GmbH (DBI)
sowie die DVGW-Forschungsstelle
am Karlsruher Institut für Technologie
(DVGW-EBI) dem Verbund an.
Komplettiert wird die Gruppe von
der EWE Netz GmbH, die sich im
Rahmen des Projekts als Industriepartner
beteiligt, um die Anwendbarkeit
der Forschungsergebnisse
in regionalen Strom- und Gasnetzen
zu gewährleisten.
Weitere Informationen zur
DVGW-Innovationsoffensive Gastechnologie
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September 2013
582 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine
NACHRICHTEN
DVGW sieht Telekommunikationsleitungen
in Gas- und Wasserleitungen
kritisch
Die Verbesserung der Breitbandversorgung
ist eine wichtige gesellschaftspolitische
Aufgabe. In diesem Zusammenhang
wird auf EU-Ebene diskutiert, ob die Bereitstellung
von Infrastrukturen für die Breitbandversorgung
verpflichtend werden soll.
Regelungen, die der Verbesserung der
Breitbandversorgung dienen, müssen den
Forderungen nach einem sicheren und zuverlässigen
Betrieb der Gas- und Wasserinfrastruktur
grundlegend Rechnung tragen. Der
DVGW hat in seinen Fachgremien die hygienischen,
sicherheitstechnischen und rechtlichen
Aspekte auf Basis der bishe rigen
Betriebserfahrungen und Er kenntnisse in den
Versorgungs unternehmen bewertet.
Das Einbringen von Telekommunikationsleitungen
(TKL) in bestehende Rohrnetze der
Wasser- und Gasversorgung führt im Rahmen
der Verlegung dazu, dass das Kabel vor jeder
Armatur ausgeführt und nach der Armatur
wieder eingeführt werden muss, um die
Funktions fähigkeit der Armaturen uneingeschränkt
zu gewährleisten. Auf Grund der
hohen Dichte der Armaturen im Verteilnetz
entsteht eine Vielzahl potenzieller Undichtigkeitsstellen,
deren Gefährdungspotenzial als
hoch eingeschätzt werden kann. Darüber hinaus
ergeben sich erheblich Einschränkungen
bei der Durchführung von Entstörungs-,
Instandhaltungs- und Erneuerungsmaßnahmen.
Dies kann soweit führen, dass betriebliche
Maßnahmen oder Maßnahmen zur
Schadens begrenzung (z. B. das Setzen von
Absperrblasen zum temporären Absperren
der Gasleitungen) gar nicht oder nur unter
erschwerten Voraussetzungen durchgeführt
werden können, verbunden mit einer Gefährdung
der Versorgungssicherheit und
Zunahme von Schadens risiken im Umfeld.
Die Trinkwasserverordnung be nennt
Anzeige- und Meldepflichten gegenüber dem
Gesundheitsamt bei Änderungen an Wasserversorgungsanlagen,
wozu der Einbau von
TKL zählen würde. Dabei stellen sich sehr
grundlegende Fragen, die einer sorgfältigen
Prüfung in technischer und rechtlicher Hinsicht
bedürfen. Für die Wasserversorgung und
die zugehörige technische Normung und
Gesetzgebung gilt seit Jahrzehnten der
Grundsatz, dass so viel (Materialien, Werkstoffe,
Bauteile) wie nötig, aber so wenig wie
möglich in das Trinkwasser system eingebaut
und dieses als „geschlossenes System“ mit
Blick auf den gesundheitlichen Verbraucherschutz
betrieben wird. TKL in Wasserleitungen
bedeuten eine Ab kehr von diesem Grundsatz.
Neben den hygienischen Anforderungen von
trinkwasserberührten Einbauten hinaus sieht
der DVGW vor allem betriebliche Unwägbarkeiten,
die gegen die Verlegung von Datenkommunikationskabeln
in Trinkwasserleitungen
sprechen.
„Das Verlegen von Breitband kabeln in Gasund
Trinkwasserleitungen ist mit einem nicht
einschätzbaren Risiko verbunden, das eine
unzulässige Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit
darstellt. Aus diesem Grund
sollte die Benutzung von Trinkwasser- und
Gasleitungen für Datenkabel aus dem Anwendungsbereich
der geplanten EG-Verordnung
gestrichen werden. Wir begrüßen daher die
neuesten Äußerungen der Bundesregierung
und der EU-Kommission, in Trinkwasserleitungen
wegen hygienisch begründeter Bedenken
keine Da tenkabel zu verlegen“, fasst Dr.-
Ing. Walter Thielen, Hauptgeschäftsführer des
DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches
e.V, zusammen.
Eine ausführliche Stellungnahme des
DVGW zu der geplanten europäischen Verordnung
befindet sich im Internet unter www.
dvgw.de
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NACHRICHTEN
Personen
Dr. Karl Roth 60 Jahre
DVGW-Präsident Dr. Karl Roth.
Am 27. Juni 2013 feierte Dr.
Karl Roth, Präsident des DVGW
und Technischer Geschäftsführer
der Stadtwerke Karlsruhe, seinen
60. Geburtstag.
Mitte Januar dieses Jahres wurde
Karl Roth zum DVGW-Präsidenten
gewählt. Zuvor gehörte er dem
DVGW-Bundespräsidium als Vizepräsident
an. Seit 2005 leitet Roth
die DVGW-Landesgruppe mit ihren
rund 240 Unternehmen in Baden-
Württemberg. Vor rund zwei Jahren
wurde er als Vorsitzender der Landesgruppe
wieder gewählt.
In der schwierigen Phase wachsender
Herausforderungen an die
Gas- und Wasserwirtschaft sieht es
Roth als seine Hauptaufgabe an,
den Versorgungsauftrag der
Unternehmen weiterhin verantwortungsvoll
zu erfüllen. Er trägt
dazu bei, dass die notwendigen
Investitionen im Erdgas- und
Trinkwasserbereich zur Qualitätssicherung
und Versorgungssicherheit
weiterhin vorgenommen werden
können.
Roth tut dies mit der ihm eigenen
Beharrlichkeit. Sein beruflicher
Weg zeugt hiervon: Schulabschluss
in Gelsenkirchen, Ausbildung und
Maschinenbau-Studium an der Universität
Essen. Schon damals stellte
er die Weichen für sein heutiges
Wirken: Er entschied sich für die
Fachrichtung Energie- und Verfahrenstechnik.
Mitte der 80er Jahre
promovierte er und baute bei den
Stadtwerken in Mainz seinen Erfahrungsschatz
weiter aus, bevor er
1989 technischer Werkleiter in
Worms wurde. 1994 zog es ihn dann
nach Schwaben. In Ulm leitete er
den technischen Bereich der Stadtwerke,
bevor er 2002 nach Karlsruhe
wechselte.
Der DVGW gratuliert Dr. Karl
Roth sehr herzlich zu seinem runden
Geburtstag und wünscht ihm
beruflich wie privat weiterhin viel
Erfolg, Glück und beste Gesundheit.
Hans-Joachim Polk neuer Managing Director
von RWE Dea UK
Hans-Joachim Polk ist der neue
Managing Director von RWE
Dea UK. Polk kam bereits im Jahr
1991, unmittelbar nach seinem
Master-Abschluss in Erdöl- und Erdgastechnik
an der Universität
Clausthal-Zellerfeld, zur RWE Dea AG.
Im Laufe seiner beruflichen Laufbahn
verbrachte Polk für RWE Dea
Egypt dreieinhalb Jahre in Kairo,
bevor er wieder nach Deutschland
zurückkehrte, wo er als Betriebsleiter
für die Produktion aus dem
größten deutschen Ölfeld, Mittelplate
sowie in Hamburg als Senior
Vice President für die Feldesentwicklung
verantwortlich war. In den
letzten zwei Jahren hat Polk als
Managing Director von RWE Dea
Norge das Lizenzportfolio in Norwegen
optimiert und die Explorationsaktivitäten
vorangetrieben. In dieser
Zeit konnten wichtige Öl- und
Gas-Fündigkeiten erzielt werden.
Polk tritt die Nachfolge von René
Pawel an, der als Senior Vice President
für die Produktion in Europa an
den RWE Dea-Hauptsitz nach Hamburg
wechselt. Pawel ist ab sofort
für das gesamte operative Geschäft
in Deutschland, Dänemark, Norwegen
und Großbritannien verantwortlich.
Der Aufgabenbereich um -
fasst sowohl die Produktion von
Erdöl und Erdgas als auch die Speicherung
von Gas.
September 2013
584 gwf-Gas Erdgas

Personen
NACHRICHTEN
Wechsel im Vorstand von
E.ON Global Commodities SE
Christopher Delbrück ist
zum CEO (Chief Executive
Officer) von E.ON Global Commodities
SE (EGC) in Düsseldorf
benannt worden. Er übernimmt
dieses Amt von Klaus
Schäfer zum 1. Oktober 2013.
Schäfer war zum 1. September
in den Vorstand von E.ON SE
berufen worden und übernimmt
Anfang Oktober von
Marcus Schenck die Verantwortung
als Chief Financial
Officer (CFO) von E.ON SE.
Christopher Delbrück kam
2002 zu E.ON und hatte seitdem
verschiedene Führungspositionen
im E.ON-Konzern,
darunter als Vice President Corporate
Development Central
Europe and European Gas der
E.ON AG (heute SE) und CFO
bei E.ON Nordic inne, bevor er
2010 als CFO der früheren E.ON
Energy Trading und 2011 der
ehemaligen E.ON Ruhrgas tätig
wurde. Christopher Delbrück
hat an der Universität Kiel Wirtschaftswissenschaften
studiert
und verfügt über einen Master
der Harvard Kennedy School.
Der Vorstand der EGC wird
um die neuen Ressorts „Risikomanagement“
(Chief Risk
Officer, CRO) und „Prozessmanagement“
(Chief Process
Officer, CPO) erweitert.
Das Amt des Chief Risk
Officer wird von David Port
übernommen. Der Brite verfügt
über weitreichende Erfahrungen
in der Industrie und
übte eine Reihe von Führungspositionen
beim Risikomanagement
und im Handelsgeschäft
sowohl in der Energiewirtschaft
als auch im
Banksektor aus, darunter bei
Florida Power & Light, Standard
Chartered Bank, Citadel
Investment Group und zuletzt
bei Infinium Capital Management
in Chicago. Er ist diplomierter
Physiker.
Damian Bunyan übernimmt
zum 15. Oktober das Amt des
neuen Chief Process Officer. Er
wechselt von E.ON IT, wo er als
Vorstandsmitglied die Bereiche
IT Infrastructure Life Cycle und
Infrastrukturaus stattung verantwortete.
Damian Bunyan
kam 1998 zu E.ON UK (ehemals
Powergen) und leitete seitdem
verschiedene kaufmännische
Bereiche bei E.ON, darunter als
General Manager Strategic
Accounts bei E.ON UK und als
Head of Industrial Sales bei
E.ON Sales & Trading. Er verfügt
über einen Universitätsabschluss
als Betriebswirt.
Foto: Linde AG
Konferenz | Messe
30. September – 2. Oktober 2013
Messe Stuttgart
Der internationale Branchentreffpunkt für
Wasserstoff- und Brennstoffzellenexperten.
Informieren auch Sie sich, welchen Beitrag
Wasserstoff zur Energieversorgung von
morgen leisten kann.
www.f-cell.de
Im Verbund mit:
Veranstalter
Partner
MINISTERIUM FÜR UMWELT, KLIMA UND ENERGIEWIRTSCHAFT
September 2013
gwf-Gas Erdgas 585

NACHGEFRAGT Michael Riechel · Thüga Aktiengesellschaft
Nachgefragt
Mit der Rubrik „Nachgefragt“ veröffentlicht gwf-gas|Erdgas eine Interview-Reihe zum Thema „Energie“.
Befragt werden Persönlichkeiten aus Unternehmen, Verbänden und Hochschulen, die eine wesentliche
Rolle im Bereich der Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft spielen.
„Wir brauchen ein in sich stimmiges und effizientes
Management der Energiewende“
Dipl.-Ing. Michael Riechel ist Vorstand der Thüga Aktiengesellschaft und Vize-Präsident des DVGW. Im Interview
mit gwf-Gas|Erdgas spricht er über die Energiewende, die Bedeutung neuer Technologien und deren
gesellschaftliche Akzeptanz.
Der Energiemix der Zukunft: Wagen
Sie eine Prognose?
Riechel: Ich gehe davon aus, dass
die erneuerbaren Energien langfristig
eine tragende Säule im Energiemix
sein werden.
Deutschland im Jahr 2020: Wie wird
sich der Alltag der Menschen durch
den Wandel der Energiewirtschaft
verändert haben? Was tanken die
Menschen? Wie heizen sie ihre Häuser?
Wie erzeugen sie Licht? Wagen
Sie ein Szenario!
Riechel: Schon heute beschäftigen
sich die Menschen viel intensiver
mit dem Thema Energie: Sie erzeugen
selber Strom oder Wärme, speisen
sie ein. Sie sanieren klimafreundlich,
sie wechseln den
Energieanbieter, sie fahren mit effizienten
und verbrauchsarmen Autos.
Dieser Trend wird bis 2020 noch
weiter zunehmen.
Sonne, Wind, Wasser, Erdwärme
etc.: Welche regenerative Energiequelle
hat die größte Zukunft?
Riechel: In Deutschland hat die
Windkraft eindeutig das größte
Potenzial.
In welche der aktuell sich entwickelnden
Technologien würden
Sie demnach heute investieren?
Riechel: Über die Thüga Erneuerbare
Energien Gesellschaft – ein
Gemeinschaftsunternehmen von
46 Thüga-Partnerunternehmen –
haben wir in den letzten zwei Jahren
ein Windparkportfolio von über
200 Megawatt aufgebaut. Dieses
Wachstum werden wir auch künftig
weiter intensivieren.
Wie schätzen Sie die zukünftige
Bedeutung fossiler Brennstoffe wie
Öl, Kohle, Gas ein?
Riechel: Ich rechne in Deutschland
mit einem Rückgang dieser Brennstoffe.
Allerdings wird es eine längere
Übergangsphase geben, um
die Versorgungssicherheit zu ge -
währleisten.
Michael Riechel im Gespräch mit gwf-gas|Erdgas.
Und Atomkraft? Welche Auswirkungen
sind nach Deutschlands Energiewende
zu erwarten?
September 2013
586 gwf-Gas Erdgas

Michael Riechel · Thüga Aktiengesellschaft
NACHGEFRAGT
Riechel: Der Atomausstieg wird
stattfinden. Die künftig notwendige
Energie wird durch einen intelligenten
Energiemix aus modernen, fossilen
Kraftwerken und erneuerbaren
Energien erbracht werden. Zusätzlich
sind Investitionen in Energiespeichertechnologien
erforderlich.
Stichwort Energiewende: Welche
Änderungen müssen sich auf politischer,
auch welt-politischer, auf
gesellschaftlicher und ökologischer
Ebene ergeben, damit man realistisch
von einer Wende sprechen
kann?
Riechel: Aus meiner Sicht geht es
um zwei Dinge: Zum einen muss ein
tiefer Bewusstseinswandel in den
Köpfen der Menschen stattfinden
und dieser muss durch alle Gesellschaftsschichten
gehen. Unser Handeln
kann nicht nur von monetären
Interessen gesteuert sein, sondern
vor allem muss das Thema Nachhaltigkeit
und Verantwortung für folgende
Generationen eine Rolle
spielen. Und zum anderen müssen
dann den schönen Worten auch
Taten folgen. Dazu gehört auch eine
stringente Gesetzgebung.
Ihre Forderung an die Bundesregierung
in diesem Zusammenhang?
Riechel: Wir brauchen ein in sich
stimmiges und effizientes Management
der Energiewende. Dazu
gehört auch, dass Lösungen alle
Marktakteure und Aspekte berücksichtigen
und somit bei der Um -
setzung nicht gegeneinander arbeiten.
Und welche Aufgaben sehen Sie für
den DVGW in diesem Kontext?
Riechel: Wir müssen die Branche zu
einer einheitlichen Meinung bringen.
Der DVGW hat dabei die Aufgabe
Lösungen zu sammeln, mit
den Branchenvertretern zu diskutieren,
die Weiterentwicklung zu
moderieren und Vorschläge im Konsens
an die Politik heranzutragen.
Darüber hinaus wird eine bedeutende
Aufgabe darin liegen, Innovationen
voran zu treiben.
Die Erneuerbaren Energien haben
mindestens zwei Probleme: die fehlende
Infrastruktur und das Beharrungsvermögen
der Etablierten auf
herkömmlichen Energieformen.
Ändert sich das in absehbarer Zeit?
Riechel: Klar ist, ein weiter wie bisher
funktioniert nicht. Spätestens
die wirtschaftlichen Zwänge werden
dazu führen, dass wir uns bewegen
werden. Viele setzen zum Beispiel
nicht mehr auf konventionelle
Energien, weil diese im aktuellen
Energy-only Markt nicht mehr rentabel
sind. Und ein weiterer Ausbau
der Erneuerbaren zieht zwangsläufig
Netz- und Speicherausbau nach
sich.
Unabhängig von der Energieform
und Technologie, viele halten das
Stichwort „Energieeffizienz“ für den
Schlüssel zur Energiefrage der
Zukunft. Wie schätzen Sie das
Thema ein?
Riechel: Ein sorgsamer und bewusster
Umgang mit Energie ist wesentlich.
Jede nicht verbrauchte Kilowattstunde
trägt zum Gelingen der
Energiewende bei.
Wie beurteilen Sie die Entwicklung
zur Effizienzsteigerung?
Riechel: Wir sind bereits auf einem
guten Weg. Um allerdings größte
Kosteneffizienz zu erreichen, ist
eine Technologieoffenheit der Effizienzmaßnahmen
wichtig und volkswirtschaftlich
der optimale Weg. Die
Modernisierung der Anlagentechnik
bietet hier noch sehr große
Potentiale für die Einsparung von
Energiekosten und CO 2 -Emissionen.
Wie wird sich der Energieverbrauch
in Industrie, Gewerbe und Haushalt
Ihrer Meinung nach verändern?
Riechel: Das hängt weiterhin maßgeblich
vom Verbrauchsverhalten
ab. Spezifisch kann weniger verbraucht
werden. Denn es gibt mittlerweile
für alle Zielgruppen Maßnahmen
und Anreize ihren Verbrauch
zu senken. In Industrie und
Gewerbe muss dabei die Wettbewerbsfähigkeit
berücksichtigt werden,
im Haushaltsbereich die finanzielle
Belastbarkeit der Bürger.
Welche Rolle spielt Ihr Unternehmen
heute auf dem Energiemarkt?
Riechel: Mit über 22 Milliarden Um -
satz, 18 000 Mitarbeitern sowie
2,1 Millionen Gaskunden und
3,6 Millionen Stromkunden in 2012
sind die 100 Unternehmen der
Thüga-Gruppe wichtige Akteure auf
dem Energiemarkt.
Welche Rolle spielt Ihr Unternehmen
auf dem Energiemarkt in
20 Jahren?
Riechel: Wir werden die Chancen,
die sich durch die Energiewende bieten,
nutzen und unser erfolgreiches
Geschäftsmodell weiter ausbauen.
Was wird die wichtigste Innovation/
Projekt Ihres Unternehmens sein?
Riechel: Es werden eine Vielzahl
aufeinander abgestimmte Maßnahmen
sein, die sich über die komplette
Wertschöpfungskette erstrecken
werden. Die Thüga-Gruppe
besetzt derzeit bereits alle zukunftsgerichteten
innovativen Themen
von Investitionen in erneuerbare
Energien bis hin zu Speichertechnologien
wie Power-to-Gas.
Welche Herausforderungen sehen
Sie auf sich zukommen (wirtschaftlich,
technologisch, gesellschaftlich)?
Riechel: Aufgrund der Krisen wie
zum Beispiel der Eurokrise werden
Finanzierungen von großen Projekten
wie des Netzausbaus immer
schwieriger. Gleichzeitig müssen
wir dafür sorgen, dass wir bei den
technologischen Entwicklungen
weiterhin in der ersten Liga mitspielen.
Und dann müssen wir aufpassen,
dass die gesellschaftliche
Akzeptanz für die Energiewende
bestehen bleibt.
Haben Sie wegen Fachkräftemangels
Entwicklungen nicht oder nur
verzögert durchführen können?
Riechel: Das war bisher nicht der
Fall. Aber die Energie- und Wasser-
September 2013
gwf-Gas Erdgas 587

NACHGEFRAGT Michael Riechel · Thüga Aktiengesellschaft
branche steht im Wettbewerb um
gute Fachkräfte. Deshalb müssen
wir die Attraktivität und vor allem
die Zukunftsfähigkeit dieser Branche
aktiv kommunizieren und
bewerben.
Ist Ihr Unternehmen offen für Erneuerbare
Energien?
Riechel: Ja. Die Unternehmen der
Thüga-Gruppe sind bei allen erneuerbaren
Energien aktiv. In Summe
haben die Thüga-Partner vor Ort
beispielsweise bis Ende 2012
540 Millionen Euro in Bioenergien
investiert. Und über die gemeinsame
Gesellschaft Thüga Erneuerbare
Energien werden 46 Unternehmen
der Thüga-Gruppe bis 2020
eine Milliarde Euro in erneuerbare
Energien Anlagen investieren.
Wie offen ist Ihr Unternehmen für
neue Technologien?
Riechel: Wir sind für Technologien,
die einen wirtschaftlichen und
gesellschaftlichen Nutzen versprechen
sehr offen. Über unsere Innovationsplattform
entwickeln wir
gemeinsam mit unseren Partnerunternehmen
Produkt- und Geschäftsmodelle
wie zum Beispiel unser virtuelles
Kraftwerk.
Wie könnte man Ihren Umgang mit
Mitarbeitern charakterisieren?
Riechel: Diese Frage sollten Sie an
meine Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter
stellen. Ich denke aber mit
zielorientiert, direkt und offen liegen
wir wohl schon ganz richtig.
Was schätzt Ihr Umfeld besonders
an Ihnen?
Riechel: Ich denke und hoffe, dass
es vor allem zwei Dinge sind: Erstens
weiß man, woran man bei mir
ist, und ich lasse mich von guten
Argumenten überzeugen.
Der DVGW-Vizepräsident nimmt engagiert Stellung.
Welche moralischen Werte sind für
Sie besonders aktuell?
Riechel: Dass zu einer erfolgreichen
Unternehmensführung auch ein
hohes Maß an Berufsethik gehört.
Wie schaffen Sie es, Zeit für sich zu
haben, nicht immer nur von internen
und externen Herausforderungen
in Anspruch genommen zu werden?
Riechel: In dem ich mich immer auf
das fokussiere, was gerade ansteht
und das mit vollem Einsatz.
Haben/hatten Sie Vorbilder?
Riechel: [lacht] Nur früher beim
Fußballspielen. Vorbilder in dem
Sinne habe ich nicht, aber es gibt für
mich vorbildliches Handeln und da
gibt es einige Menschen, die mich
geprägt haben.
Was ist Ihr Lebensmotto?
Riechel: Man sollte nicht bei jeder
Gelegenheit Schwierigkeiten sehen,
sondern in jeder Schwierigkeit auch
eine Gelegenheit erkennen.
Welches war in Ihren Augen die
wichtigste Erfindung des 20. Jahrhunderts?
Riechel: Alle technischen Errungenschaften,
die die Lebensqualität der
Menschen nachhaltig verbessern
und zu friedlichen Zwecken genutzt
werden.
Welche Charaktereigenschaften
sind Ihnen persönlich wichtig?
Riechel: Ehrlichkeit, Geradlinigkeit
und Offenheit.
Wie lautet Ihr persönlicher Tipp an
nächste Generationen?
Riechel: Eigene Ideen entwickeln
und den Mut, diese auch umzusetzen.
Auf was können Sie ganz und gar
nicht verzichten?
Riechel: Auf meine Motorräder.
Was wünschen Sie der Welt?
Riechel: Energie dorthin zu leiten,
wo sie benötigt wird!
September 2013
588 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Gas im Energiesystem der Zukunft
Herzlich willkommen auf der gat 2013!
In kaum einer anderen Branche haben politische
Vorgaben in den vergangenen Jahren
zu so tiefgreifenden Veränderungen geführt,
wie in der Energiewirtschaft. Die nationalen
und europäischen Entwicklungen stellen die
Unternehmen der Gaswirtschaft vor erhebliche
technische, wirtschaftliche sowie rechtliche
und organisatorische Herausforderungen.
Bei den zentralen Themenfeldern der
Energiewende in Deutschland – der Integration
regenerativer Energien und der Gewährleistung
der Versorgungssicherheit – wird Gas
aufgrund seiner Potenziale im zukünftigen
Energiesystem eine völlig neue Bedeutung
erlangen.
Ein wichtiger Aspekt rückt dabei immer
stärker in den Mittelpunkt der fachlichen
Debatte: In der Gaswirtschaft haben sich die
Unternehmensstrukturen durch die Entflechtung
von Netz und Vertrieb sowie Erzeugung
und Handel grundlegend verändert. In Verbindung
mit der Energiewende und einem
immer stärker zusammenwachsenden europäischen
Energiebinnenmarkt wird es deshalb
zunehmend wichtiger, dass neben dem
Blick auf die einzelnen Wertschöpfungsstufen
auch die notwendige integrierte Betrachtung
des „Gesamtsystems“ der Gasversorgung und
ihrer Technologien erhalten bleibt. Dies ist
gerade für die Versorgungssicherheit von
essentieller Bedeutung.
Die thematische Ausrichtung der gat 2013
orientiert sich daher an der gesamten Wertschöpfungskette
Gas. Die gat bietet einerseits
allen Marktakteuren spezifische Informationen
und Diskussionsplattformen, gleichzeitig
setzt sie durch ihren systemübergreifenden
Ansatz wichtige Impulse für die Weiterentwicklung
der Branche. Neu sind in diesem
Jahr auch die gat-Thementage unter dem
Motto „Energiewende konkret“, die parallel
zu Fachmesse und Kongress wichtige Querschnitts-Themen
bündeln.
Teilnehmer profitieren zudem von der
Möglichkeit, branchenübergreifend Veranstaltungen
auf der wat 2013 zu besuchen.
Der größte wasserfachliche Kongress Deutschlands
findet vom 30. September bis 1. Oktober
2013 ebenfalls in Nürnberg statt.
An der Schnittstelle von gat und wat 2013
diskutieren Industrie, Hochschulvertreter und
Studenten auf dem 6. DVGW-Hochschultag
die wichtigsten nationalen und europäischen
Entwicklungen im Ausbildungssektor für
Ingenieure der Versorgungswirtschaft – ein
Muss, wenn Sie hier insbesondere als Personalverantwortlicher
aktuell informiert bleiben
wollen.
Wir laden Sie herzlich zur gat 2013 nach
Nürnberg ein und freuen uns auf Ihr Kommen!
Jürgen Lenz
Vizepräsident Gas des DVGW
Ewald Woste
Präsident des BDEW
September 2013
gwf-Gas Erdgas 589

SONDERTEIL
Gasfachliche Aussprachetagung
1. bis 2. Oktober 2013, Nürnberg
Dienstag, 1. Oktober 2013
9.00–12.00 Uhr | ERÖFFNUNG
Frankenhalle
GRUSSWORTE UND VERLEIHUNG DER
DVGW-STUDIENPREISE
""
Gas im Energiesystem der Zukunft
Dr. Jürgen Lenz, Vizepräsident Gas des DVGW, Bonn
""
Erdgas ermöglicht die Energiewende
Hugo Wiemer, Lenkungskreis des BDEW, Berlin
WEITERE GRUSSWORTE/STATEMENTS
Ralph Bahke, Vorstandsvorsitzender FNB Gas, Berlin
Dr. Timm Kehler,
Sprecher des Vorstandes Zukunft ERDGAS, Berlin
Dr. Ludwig Möhring, Präsident ASUE, Berlin
KEYNOTE-ANSPRACHEN
""
Ingenieure, Impulse, Innovation –
Die Schnittstelle von Elektrizität und Chemie
als strategische Aufgabe für nachhaltige
Energiesysteme
Prof. Robert Schloegl, Direktor am Fritz-Haber-Institut
der Max-Planck-Gesellschaft, Berlin
12.00–14.00 Uhr | Besuch der begleitenden Fachausstellung
Halle 12 mit Möglichkeit zum Mittagessen
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
13.30–15.00 Uhr | Erdgasmobilität
Saal Amsterdam Moderation: Eckart Fink,
rhenag Rheinische Energie AG, Siegburg
""
Sinnvolle Auslegung von Erdgastankstellen
Harald Schmid,
WÄGA Wärme-Technik-Gastechnik GmbH, Kassel
""
LNG – Zukunftsoption für die Mobilität
Reiner Gräske, RWE Deutschland AG, Essen
PODIUMSDISKUSSION
13.30–15.30 Uhr | Von einer Stromwende zu einer Energiewende
Saal Paris Moderation: Dr. Heinz-Jürgen Schürmann,
Energie Informationsdienst GmbH, Hamburg
15.00–15.30 Uhr | Pause und Fachmessenbesuch
Halle 12
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
15.30–17.00 Uhr | Technische Versorgungssicherheit
Saal London Moderation: Dr. Thomas Hügging,
Thyssengas GmbH, Dortmund
""
Vorstellung des Präventions- und des Notfallplans
Frank Bonaldo, Bundesministerium für Wirtschaft und
Technologie (BMWI), Berlin
""
Europäische Interpretation(en) des Themas
Versorgungssicherheit Erdgas –
EU-Rahmengesetzgebung und nationale
Umsetzungen im Vergleich
Oliver Elbling, Wagner, Elbling & Company
Management Advisors, Wien
""
Versorgungssicherheit als Herausforderung
im liberalisierten Marktumfeld
Herbert Bauer, GASCADE Gastransport GmbH, Kassel
15.30–17.00 Uhr | Kooperationsvereinbarung Gas
Saal Paris Moderation: Dr. Friedrich von Burchard, Leiter der
BDEW/VKU/GEODE-Verhandlungsdelegation
""
Relevante Änderungen für VNB:
Interne Bestellung, Abschaltvereinbarungen,
stündliche Messwertübermittlung
Eva Henning, Thüga Aktiengesellschaft, München
""
Kapazitätsmanagement und
Marktraumumstellung
Dr. Michael Kleemiß,
Gasunie Deutschland Services GmbH, Hannover
""
Regulatorischer Ausblick:
von der KoV VI zur KoV VII
Stefan Wolff, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas,
Telekommunikation, Post und Eisenbahn, Bonn
15.30–17.00 Uhr | Anwendungstechnologien und Europa
Saal Amsterdam Moderation: Dr. Bernhard Klocke,
GELSENWASSER AG, Bad Oeynhausen
""
Potenzial der Gas-Plus-Technologien
Dr.-Ing. Rolf Albus,
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V., Essen
""
Ökodesign und Effizienzlabel für Wärmeerzeuger
Dr. Lothar Breidenbach,
BDH Bundesindustrieverband Deutschland Haus-,
Energie- und Umwelttechnik e.V., Köln
""
Einfluss von Gasbeschaffenheitsänderungen
auf industrielle Prozessfeuerungen am Beispiel
der Glasindustrie
Bernhard Fleischmann, Hüttentechnische Vereinigung
der Deutschen Glasindustrie (HVG), Offenbach
17.00–18.30 Uhr | Pause und Fachmessenbesuch
Halle 12
Einlass ab Abendveranstaltung zur gat
18.30 Uhr |
Nürnberg Messe, Frankenhalle, Messezentrum 1
Mittwoch, 2. Oktober 2013
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
9.00–10.30 Uhr | Verfahrenstechnik der Gaserzeugung
Saal London Moderation: Dr. Gerald Linke,
E.ON New Build & Technology GmbH, Essen
September 2013
590 gwf-Gas Erdgas

power to gas
SAVING FUTURE TODAY
Geht es um Regel- und Messtechnik,
brauchen Sie einen starken Partner an
Ihrer Seite. Einer, der sich den aktuellen
Herausforderungen des Gasmarktes stellt
und auf Ihre Bedürfnisse eingeht.
Vielseitig. Kompetent. Und mit globaler Präsenz. Erleben Sie auf der
gat 2013 unsere neuen Produkte unter dem Motto: Power to Gas.
Die Zukunft sichern. Heute.
Halle 12, Stand D3.3 am 30. 9. bis 2.10. in Nürnberg
Wenn Sie mehr über Lösungen für die Gasindustrie
erfahren möchten, besuchen Sie uns im Internet
www.rmg.com und www.honeywellprocess.com
© 2013 Honeywell International Inc.

SONDERTEIL
""
Aktuelle Entwicklungen auf dem Gebiet der
Methanisierung
Dr. Siegfried Bajohr, DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut des KIT – Karlsruher Institut für
Technologie, Karlsruhe
""
Einspeisung von Wasserstoff ins Gasnetz –
Sicht der Gasnetzbetreiber
Arnd Stademann,
ONTRAS – VNG Gastransport GmbH, Leipzig
""
Brennwertverfolgung in Verteilnetzen – SmartSim
Dr. Peter Schley,
E.ON New Build & Technology GmbH, Essen
""
Erfahrungen und Ergebnisse aus dem RWE
Power-to-Gas-Projekt am Standort Niederaußem
Dr. Thorsten Liese, RWE Power AG, Essen
9.00–10.30 Uhr | Gas im Energiesystem
Saal Paris Moderation: Dr. Jürgen Lenz, DVGW Deutscher Verein
des Gas- und Wasserfaches e.V., Bonn
""
Die Rolle von Power-to-Gas für die Energiewende
Falko Ueckerdt, Potsdam-Institut für
Klimafolgenforschung e.V., Potsdam
""
Energiespeicherkonzepte mit Power-to-Gas –
eine techno-ökonomische Bewertung
Gert Müller-Syring,
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH, Leipzig
""
Forschungs-Radar – ein Instrument strategischer
Innovationssteuerung
Thomas Theisen, RWE Deutschland AG, Essen
9.00–10.30 Uhr | Sicherheit beim Transport von gasförmigem
Saal Amsterdam Erdgas durch erdverlegte Gashochdruckleitungen
Moderation: Dr. Thomas Hüwener,
Open Grid Europe GmbH, Essen
""
Umsetzung des bestehenden DVGW-Regelwerkes
in der Praxis
Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer,
Technische Universität Clausthal, Institut für Erdölund
Erdgastechnik, Clausthal-Zellerfeld
""
Empfehlung eines harmonisierten
Sicherheitskonzeptes als Erweiterung
des DVGW-Regelwerkes
Prof. Dr. Jürgen Schmidt,
Karlsruher Institut für Technologie, Karlsruhe
""
Auswirkungen des weiterentwickelten
DVGW-Sicherheitskonzeptes aus der Sicht eines
Betreibers
Dr. Michael Steiner, Open Grid Europe GmbH, Essen
9.00–10.30 Uhr | Anforderungen an kritische Infrastrukturen und
Saal Venedig intelligente Messsysteme
Moderation: Dr. Ulrich Wernekinck,
RWE Metering GmbH, Mülheim a. d. Ruhr
""
Zukünftige Anforderungen hinsichtlich IT-Sicherheit
an die Betreiber kritischer Infrastrukturen
Dr. Timo Hauschild, Bundesamt für Sicherheit in
der Informationstechnik (BSI), Essen
""
Messsystem 2020
Jürgen Pilz, ESWE Versorgungs AG, Wiesbaden
""
Schutz intelligenter Messsysteme
Karin McCandlish,
E.ON Metering GmbH, Unterschleißheim (angefragt)
10.30 –11.00 Uhr | Pause und Fachmessebesuch
Halle 12
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
11.00–12.30 Uhr | Netzwirtschaft: Technischer Vertrieb beim
Saal Venedig Netzbetreiber zur Zukunftssicherung Erdgas
Moderation: Werner Weßing,
E.ON New Build & Technology GmbH, Essen
""
Vertrieb und Technik von Gashausanschlüssen
bei einem Gas-Einspartenunternehmen/
Erfahrungsbericht
Miljenko Galic, Erdgas Südwest GmbH, Ettlingen
""
Struktur eines technischen Vertriebs
von Gasnetzanschlüssen bei einem regionalen
Verteilnetzbetreiber/ Erfahrungsbericht
Heiner Krietenbrink,
Gelsenwasser Energienetze GmbH, Gelsenkirchen
""
Perspektiven der Gasanschluss-Entwicklung
unter Regulierungs- und Effizienzdruck in einer
Großstadt
Heiko Weduwen,
enercity Netzgesellschaft mbH, Hannover
11.00–12.30 Uhr | Gasbeschaffenheit und dezentrale Anwendung
Saal Amsterdam Moderation: Dr. Frank Heimlich,
Thyssengas GmbH, Dortmund
""
Gasbeschaffenheit:
Stand der europäischen Normungsaktivitäten
Dr. Klaus Altfeld,
E.ON New Build & Technology GmbH, Essen
""
Europäische Erdgasharmonisierung –
Chance oder Risiko?
Klaus Jesse, Vaillant GmbH, Remscheid
""
Vorstellung der F&E-Untersuchungen
zum Einfluss schwankender Gasbeschaffenheit
in der Industrie
Dr. Matthias Werschy, DBI – Gastechnologisches
Institut gGmbH Freiberg, Freiberg
11.00–12.30 Uhr | L-H-Gas-Anpassung
Saal Madrid Moderation: Dr. Detlef Bohmann, BEGA.tec GmbH
Berliner Gasanlagen und Messtechnik, Berlin
""
L-Gas-Versorgung in Deutschland: Ausblick und
zukünftige Herausforderungen
Stephan Dietzmann, Erdgas Münster GmbH, Münster
""
Gleitende Gasqualitätsanpassung als Alternative
im Rahmen der Marktraumumstellung
Heiko Emmermann, Avacon AG, Salzgitter
""
Herausforderungen der Geräteanpassung bei
Marktraumumstellungsprojekten L/H Gas –
Erfahrungsbericht eines Umstellunternehmens
Michael Rabenau, BEGA.tec GmbH Berliner
Gasanlagen und Messtechnik, Berlin
11.00–12.30 Uhr | Rolle Biogas in der Energiewende
Saal Paris Moderation: Thilo Ponath, EWE AG, Oldenburg
""
Treiber und Hemmnisse des Ausbaus
von Biogas/ Bio-Erdgas
Dr. Gerrit Volk,
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas,
Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Bonn
""
Klimabilanz und EEG-Kosten
von Biogas/Bio-Erdgas
Thomas Fritsch,
VNG – Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft, Leipzig
""
Potenzial von Biogas/
Biomethan zur Systemdienstleistung/
Technische Fortschritte und Marktentwicklungen
Dr. Claudius da Costa Gomez,
Fachverband Biogas e.V., Freising
September 2013
592 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
11.00–12.30 Uhr | Konvergenz der Netze Strom/Gas
Saal London Moderation: Heinrich Busch, Kaarst
""
Ferngasnetze und Power to Gas –
Sicht der Open Grid Europe
Dr. Arnd Schmücker, Open Grid Europe GmbH, Essen
""
Übergreifende Smart-Grid-Konzepte
für Strom- und Gasverteilungsnetze
Prof. Dr. Markus Zdrallek,
Bergische Universität Wuppertal, Wuppertal
""
Intelligente Verteilungsnetze im Strom- und
Gasbereich
Dr. Peter Birkner, Mainova AG, Frankfurt a.M.
12.00–14.00 Uhr | Besuch der begleitenden Fachausstellung
Halle 12 mit Möglichkeit zum Mittagessen
PODIUMSDISKUSSION
13.30–15.00 Uhr | Energiewende und Versorgungssicherheit.
Saal Paris Geht das zusammen?
6. DVGW-Hochschultag
Dienstag, 1. Oktober 2013
9.00–10.00 Uhr | NEUES AUS DEN HOCHSCHULEN
Aktionsfläche IM WASSERBEREICH
in Halle 12
""
Unterstützung kleiner Wasserversorgungsunternehmen
in der täglichen Praxis
Christian Platschek, Universität der Bundeswehr
München, Institut für Wasserwesen
""
Die Ausbildung von Ingenieuren
für die Trinkwasserversorgung und -aufbereitung
an der Universität Stuttgart
Ralf Minke, Universität Stuttgart, Institut für Siedlungswasserbau,
Wassergüte- und Abfallwirtschaft
9.00–10.00 Uhr | NEUES AUS DEN HOCHSCHULEN
Aktionsfläche IM ENERGIEBEREICH
in Halle 12
""
Als Absolvent in die Gas- und Wasserwirtschaft –
warum?
Mario Malorny, Technischer Geschäftsführer der
Stadtwerke Gunzenhausen GmbH
""
Erdgasqualitätsentwicklung im Spannungsfeld
mehrerer Bezugsquellen
Falko Thorhauer, Trainee der Avacon AG
Mittwoch, 2. Oktober 2013
9.00–10.00 Uhr | NEUES AUS DEN HOCHSCHULEN
Aktionsfläche IM ENERGIEBEREICH
in Halle 12
""
Vom Studium direkt in die Praxis –
nahtlos oder unüberwindliche Hürde?
Paul Bochinski,
MAX STREICHER Anlagentechnik, Niederwinkling
""
Erarbeitung eines Netzkonzeptes für die
Gas-Rohrnetzsanierung eines Stadtteils unter
technisch-wirtschaftlichen Gesichtspunkten
Sebastian Milter, Absolvent der Ostfalia Hochschule
für angewandte Wissenschaften, Wolfenbüttel
""
Widerstandsbeiwerte von Kegelhutsieben
Maxim Zhuravlev, Fachhochschule Erfurt, bik
Anlagentechnik
gwfGas
Erdgas
Wir freuen uns auf Ihren Besuch!
Halle 12 Stand E4.1
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 593

SONDERTEIL
AVK Mittelmann erweitert Gas-Produktprogramm
Bild 1. Keil-Ovalschieber mit Flanschende und PE-
Rohrstutzen.
Bild 2. PUR-beschichteter
Keil-Ovalschieber,
kurze Baulänge.
Bild 3. PE-
Kugelhahn mit
Betätigungshebel.
Für optimale Systemlösungen im
Gas-Rohrnetz steht ein funktionales
Sortiment an hochwertigen
Armaturen mit entsprechendem
Zubehör bereit. Neben Keil-Ovalschiebern
(DN 40 bis DN 500; PN
10/16; Baulänge F5) (Bild 1) und
Keil-Flachschiebern (DN 40 bis
DN 300; PN 10/16; Baulänge F4), die
innen und außen Epoxy-beschichtet
sind und mit Flansch- oder
Anschweißenden sowie PE-Rohrstutzen
geliefert werden können,
stehen außerdem Hausanschluss-
Schieber (DN 25 bis DN 50; PN 4) mit
PE-Rohrenden oder Innengewinden
zur Verfügung. Der PUR-beschichtete
Keil-Oval-Schieber (Bild 2)
mit≈Anschweißenden (DN 50 bis
DN 600; PN 16; kurze und lange
Baulängen; innen Epoxy) ist die
optimale Lösung für den Kathodenschutz
und bei Bodenklasse III. Alle
Schieber haben eine unter Druck
auswechselbare Spindelabdichtung
und sind entsprechend der europäischen
Norm zertifiziert. Passendes
Zubehör (u. a. Einbaugarnituren,
Handräder oder Straßenkappen)
sind lieferbar.
Durch die AVK-Stübbe Kugelhähne
(DN 16 bis DN 150) wird das
Sortiment an Schwerarmaturen um
Armaturen aus PE 100 ergänzt. Die
PE-Kugelhähne bedienen einheitlich
die Druckstufe PN 10 und weisen
eine Wandstärke von SDR 11
auf. Für die Größen DN 50 bis DN
150 ist eine Variante mit zwei Ausblasventilen
erhältlich. Außerdem
besteht die Möglichkeit, den Kugelhahn
mit einem Betätigungshebel
(Bild 3) auszustatten. Ein passendes
Fundament, das auch für die Kugelhähne
für Wasser und Abwasser (PN
10/16) genutzt werden kann, garantiert
den sicheren Halt des Kugelhahns.
Eine Sicherheitskupplung,
die bei zu hohen Drehmomenten
anspricht, verhindert die Beschädigung
der Armatur und kann unter
Druck ausgetauscht werden. Dehnungsfugen
innerhalb des Kugelhahns
gleichen Temperatur- und
Druckschwankungen aus und ga -
rantieren niedrige Drehmomente.
Die Ausführungen für Gas sind nach
DVGW VP 302 und die Ausführungen
für Wasser und Abwasser nach
DVGW W 364 zugelassen.
Für den Hochdruckbereich er -
füllt der metallisch dichtende, bidirektionale
Absperrschieber ohne
Ölfüllung (DN 25 bis DN 400; PN 16
bis PN 100) für Gasanwendungen
von –10 °C bis +70 °C höchste Qualitätsansprüche.
Der Schieber ist mit
Stahl- oder PE-Anschweißenden
sowie mit Flanschenden lieferbar.
Der neue Hochdruck-Kugelhahn
(Flanschenden) mit doppelt gelagerter
Kugel und gefederten Sitzringen
für niedrige Drehmomente
(DN 15 bis DN 500; bis PN 420;
–60 °C bis +150 °C) garantiert si -
chere Anwendungen im kommunalen
Leitungsnetz und der Industrie
(Bild 4). Beide Armaturen sind
nach EN 12516 konstruiert, nach
EN 10204 zertifiziert und zeichnen
sich durch eine Double-Block-and-
Bleed-Funktion aus.
Kontakt:
AVK Mittelmann Armaturen GmbH,
Anna Paulina Faoro,
Tel. (02058) 901-01,
E-Mail: info@avkmittelmann.com,
www.avkmittelmann.com,
Halle 12 / E2.1.
Bild 4. Hochdruck-Kugelhahn mit
Flanschenden und Handrad.
September 2013
594 gwf-Gas Erdgas

FHRK mit Gemeinschaftsstand
Erwarten Sie sichere
und wirtschaftliche
Lösungen für Ihr Gasnetz!
Supa Maxi Kupplung für Gas
PE-Kugelhahn für Gas mit Ausbläsern
Auf der GAT 2013 stellt der Fachverband FHRK wasser- und gasdichte
Haus- und Gebäudeeinführungen für Rohre und Kabel auf einem
Gemeinschaftsstand vor.
Industriell gefertigte Hauseinführungssysteme
sind seit ca. 15 Jahren
am Markt. Bei Neubauten setzten
sie sich schnell durch. Heute
gelten sie für große Versorgungsunternehmen
als „Stand der Technik“.
Auf der Fachmesse gat präsentiert
sie der Fachverband Hauseinführungen
für Rohre und Kabel e.V.,
FHRK, auf einem Gemeinschaftsstand.
Damit unterstreichen Fachverband
und Hersteller die Bedeutung
dieser Bauelemente. Derzeit
vertritt der Fachverband ca. 80 %
der deutschen Hersteller.
Der Gemeinschaftsstand stellt
die aktuellen Mehrsparten-Hauseinführungen
und Gebäudeeinführungen
vor. Zielsetzung ist, weitere Versorgungsunternehmen
und Planer
von deren Sicherheit und Ausführungsfreundlichkeit
zu überzeugen.
Zusätzlich zeigt der Stand, wie wichtig
es ist, rechtzeitig die Ver- und
Entsorgungsleitungen von Bauvorhaben
zu planen und die notwendigen
Anträge zu stellen. Nur dann
lassen sich die erforderlichen Kabel
und Rohre relativ einfach, platzsparend
sowie gas- und wasserdicht
ins Haus leiten. Nachträglich eingebrachte
Durchdringungen sind häufig
weniger sicher als geprüfte Einführungssysteme.
Besonders deutlich
zeigt sich das Problem bei nicht
unterkellerten Gebäuden, wenn
sich der Bauherr erst nach Fertigstellung
der Bodenplatte entschließt,
Regenwasser oder eine
erdgeführte Be- und Entlüftungsanlage
nutzen zu wollen. Führen Versorgungsleitungen
durch ein Mehrsparten-Hauseinführungssystem,
lassen sich Leitungen außerdem
später leicht austauschen, wenn
die technische Entwicklung dieses
erfordert.
Auf einer Pressekonferenz am
Dienstag, den 01.10.2013 wird der
Vorstand des FHRK e.V. um 15:00
Uhr im Messe Congress Centrum,
MCC, Raum CANNES, den aktuellen
Stand der Haus- und Gebäudeeinführungssysteme
und zukünftige
Entwicklungsvorhaben vorstellen.
Kontakt:
Fachverband Hauseinführungen für Rohre
und Kabel e.V.,
Dr. Reiner Pohl,
Tel. (0385) 2088 8959,
E-Mail: info@fhrk.eu,
www.fhrk.eu
Halle 12 / C 4.1.
Hochdruckkugelhahn für Gas
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Nürnberg (Stand E2.1/Halle 12) und
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 595

SONDERTEIL
Unterstützung der Netzbetreiber bei Umsetzung
der KoV VI Anforderungen
Kontakt
numetris AG,
Bruna Riviello-
Janoschka,
Tel. (0201) 895454-0,
E-Mail: Bruna.
Riviello@numetris.de,
www.numetris.de
Halle 12 / C7.
Genügte es bislang, RLM-Messdaten
einmal täglich bereitzustellen,
werden Netzbetreiber ab
dem 1. Oktober vor deutlich höhere
Anforderungen gestellt. Im Stundentakt
sieht die dann in Kraft tretende
Kooperationsvereinbarung
KoV VI die Lieferung von Messwerten
auf Anfrage von Transportkunden
vor und kommt damit der in der
GeLi Gas angelegten Verpflichtung
nach. Wie Netzbetreiber diese steigenden
Anforderungen sicher und
mit überschaubarem Aufwand erfüllen
können, stellt der Essener Spezialist
für das Mess- und Energiedatenmanagement
numetris auf der
diesjährigen gat in Nürnberg vor.
Daten im Stundentakt
Der Frage, welche Rolle „Gas im
Energiesystem der Zukunft“ einnimmt,
gehen Experten des Gasfachs
auf der diesjährigen gasfachlichen
Aussprachetagung gat in
Nürnberg nach. Dass Gas im Zuge
der Energiewende eine völlig neue
Bedeutung erlangen wird, darüber
herrscht kaum Zweifel. Ebenso
wenig wird in Frage gestellt, dass
quantitativ und qualitativ hinreichende
Messdaten zur Steuerung
des Smart Grids unverzichtbar sind.
Die im Rahmen der KoV VI hervorgehobene
stündliche Datenbereitstellung
wird demgemäß dazu beitragen,
das Ungleichgewicht im Netz
weiter abzubauen und die Prognosegüte
zu erhöhen.
Doch wie können Netzbetreiber
diesen zusätzlichen Aufwand ohne
zusätzliche personelle Ressourcen
stemmen? Vor allem: Wie halten
sich kostspielige Investitionen in die
Abruftechnik zur Zählerfernauslesung
oder in den Ausbau der IT-Infrastruktur
zur Plausibilitätsprüfung,
Ersatzwertbildung, Analyse und
Prognose im Rahmen?
Einen komfortablen und kostengünstigen
Weg stellt die numetris
Die KoV VI wirft ihre Schatten voraus – wie die Datenbereitstellung im
Stundentakt erfolgen kann, stellt numetris auf der gat vor.
Cloud Metering Messdienstleistung
dar. Dabei werden die aufwendigen
Prozessschritte der Zählerfernauslesung,
Messdatenaufbereitung und
-bereitstellung auf Basis der be -
währten numetris Software en|damo
ausgelagert und in Form eines Mietmodells
zugekauft. Transportkunden
können pünktlich und ohne
zusätzlichen Aufwand für den Netzbetreiber
im Stundentakt mit Daten
versorgt werden. Auf Wunsch sind
auch kürzere Intervalle möglich.
Eine Referenzinstallation des erfahrenen
Essener Messdienstleisters
liefert beispielsweise alle drei Minuten
nach Kundenwünschen aufbereitete
Messdaten.
Datenschutz und
Datensicherheit
Welchen Stellenwert die Themen
Datenschutz und Datensicherheit in
diesem Umfeld einnehmen, zeigt
auch die aktuelle Diskussion rund
um das BSI-Schutzprofil für Smart
Meter. Auch das innerhalb der gat
Ausstellung stattfindende IT-Forum
trägt dem mit weiterführenden Vorträgen
Rechnung. Auf der Podiumsfläche
der IT goes ENERGY Gemeinschaftsplattform,
auf der sich auch
numetris am Stand C7 präsentieren
wird, greift numetris Vorstand Joachim
Pyras die aktuelle Brisanz des
Themas auf. In seinem Vortrag am
02.10.2013 wird er über „Datenschutz
und Datensicherheit für
intelligente Messsysteme – Auswirkungen
auf die verarbeitenden Systeme“
referieren. Der Besuch des IT-
Forums innerhalb der IT goes
ENERGY Gemeinschaftsplattform ist
für gat Besucher frei.
Die parallel innerhalb der Messe
Nürnberg stattfindende DVGW Service
& Consult Veranstaltung „IT-
Sicherheit und Datenschutz im EVU“
vertieft die Fragestellungen rund
um die mit der digitalen Datenflut
einhergehenden Risiken und Haftungsprobleme.
Auch hier wird Joachim
Pyras mit einem Vortrag zu
„Datenschutz und Datensicherheit
für die Kommunikationseinheit
eines intelligenten Messsystems“
am 01.10.2013 zu den referierenden
Experten gehören.
September 2013
596 gwf-Gas Erdgas

AERIUS. Die intelligente
Form der Gasmessung
◦ statisch
◦ druckunabhängig
◦ temperaturkorrigiert
◦ integrierte Kommunikation
AERIUS. Präzision, bei jeder Temperatur, in jeder Höhenlage.
Batterielebensdauer bis zu 20 Jahre.
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Halle 12, Stand E4

SONDERTEIL
Work-Management-Lösung zum Nachweis
revisionssicherer Archivierung
Von Jens Focke und Golo Hoffmann
Regulatorische
Randbedingungen,
verstärkte Anforderungen
des „Shareholder Values“ und zu -
nehmendes Bewusstsein für technisches
Risikomanagement verstärken
den Bedarf nach qualitativer
Prozessverbesserung in der Industrie.
Aktuelle IT-Infrastrukturen der
Unternehmen zeigen dabei, dass es
bei dem Thema internetbasierende
Prozessunterstützung durchaus
noch Handlungsspielraum gibt.
Zusätzlich besteht auch 30 Jahre
nach den ersten Systemimplementierungen
noch immer Bedarf an
IT-gestützter Geschäftsprozessoptimierung
mit Raumbezug, auch
wenn heute internetbasierende
Kartendienste verfügbar sind.
Im Nachgang einer technischen
Betriebsmitteldokumentation auf
digitaler Basis, die mittels geographischer
Informationssysteme (GIS)
erfolgt ist, kann die Dokumentationsaufgabe
auf Instandhaltungsund
Überwachungsmaßnahmen
ausgedehnt werden. Dabei ist der
Standardisierungsgrad am höchsten,
wenn die kommerziellen (ERP-
Systeme) und technischen IT-Systeme
gleichberechtigt im Einsatz
sind. Jedoch nur dort, wo die ERPund
GIS- Systeme eine leistungsfähige,
weil komplette Datenbasis
bereitstellen, können weitere Inst-
Visualisierung von verplanten Auffälligkeiten auf
einer Leitung.
Einflüsse auf die Netzstrategie.
rumente zur Geschäftsprozessoptimierung
ergänzt werden.
Die Art der Geschäftsprozessoptimierung
umfasst hier die Korrelation
aus Instandhaltungsmaßnahmen,
technischer Betriebsmittel,
Kostenstellen und Personal, wie sie
in allen Industrien vorkommen und
deren Aussagekraft eine Effektivitätsbewertung
eines Prozesses
überhaupt erst ermöglicht.
Viele Energieversorger gehen
inzwischen dazu über, die gewonnenen
Informationen aus verschiedenen
Instandhaltungsstrategien
zu „überlagern“, um Synergien für
geplante Maßnahmen zu schaffen.
Eine Auffälligkeit aus einer Molchung
(zustandsorientierte Instandhaltung)
kann z. B. im Rahmen einer
zyklischen Wartung (zeitorientierte
Instandhaltung) beseitigt werden.
Diese Integration schafft weitere
Vorteile. Erstmalig kann man sich
einen kompletten, auch geographisch
orientierten, Überblick über
den Zustand seines Netzes verschaffen,
inklusive der Instandhaltungshistorie
einer jeden Anlage.
Sollte der Datenerfassungsprozess
für die Betriebsmittel konsequent
beendet worden sein, kann
sich die Implementierung unternehmensweiter
Lösungen gut auf die
eingeführten geographischen Informationssysteme
stützen. An hand
dieser Ausgangslage ist die Zuordnung
aller Messwerte möglich, welche
die Grundlage für Zustandsbewertungen
liefern. Der sich darauf
aufbauende Bewertungsprozess ist
die Basis für das Maßnahmenmanagement,
deren Inhalte sich aus dem
lokal gültigen Regelwerken der
Industrie, internationalen Empfehlungen
oder unternehmensspezifischer
„Best Practises“ ableiten.
Mit prozessgesteuerten Anwendungen
kann vor allem eine Flexibilitätssteigerung
bei der Anpassung
der fachlichen Abläufe und bei Veränderungen
in der Systemlandschaft
erreicht werden. Schadensfälle in
der jüngeren Vergangenheit –
Unfälle in der Pipeline- und Atomindustrie
– haben gezeigt, dass Lücken
in den betrieblichen Abläufen nicht
ausreichend bekannt waren, um
spätere Katastrophen zu vermeiden.
Kontakt:
GEOMAGIC GmbH,
www.geomagic.de
Halle 12 / E9.1.
September 2013
598 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Hochdruckrohr-Systeme aus Kunststoff
für alternative Verlegetechniken
Mit dem HexelOne®-Rohr hat
egeplast ein PE-Rohrsystem
für Hochdruckanwendungen mit
Schutzmantel zur grabenlosen Verlegung
und Sanierung entwickelt.
Es lässt sich grabenlos im Relining
oder Spülbohrverfahren einziehen.
Wirtschaftliche und baustellenkonforme
Lieferlängen als Ringbund
sind ebenso möglich wie die
Abwicklung vor Ort von einer Trommel.
Die Anzahl der Schweißverbindungen
wird dadurch auf ein Minimum
reduziert. Das HexelOne SLM-
Rohrsystem ist bis 32 bar für Wasser
und bis 16 bar für Gasanwendungen
belastbar. Die Zertifizierung
durch den TÜV SÜD ist bereits
erteilt.
Als zusätzliche Option kann das
HexelOne Hochdruckrohrsystem
mit Schutzmantel auch mit Diffusionssperrschichten
oder Leiterbändern
zur Rohrortung geliefert werden.
Eine Variante für die durchgängige
Überwachung der gesamten
Leitung ist ebenfalls möglich. Für
die Verbindungstechnik stellt egeplast
ein umfassendes Programm
bereit: Die Rohrenden können
durch Verpressen oder aber durch
eine Kombischweißung aus Heizelementstumpfschweißung
und
E-Muffenschweißung verbunden
werden. Alternativ liefert egeplast
auch fertig verpresste Systemkomponenten
zum Verschweißen vor
Ort auf die Baustelle.
egeplast HexelOne-Hochdruckrohre können nun
auch für alternative Verlegetechniken eingesetzt werden.
Baustellenkonforme Lieferlängen als Ringbund
oder Trommelware in Längen von bis zu 145 m sind
möglich.
Kontakt:
egeplast international GmbH,
Tel. (02575) 9710-0,
E-Mail: info@egeplast.de,
www.egeplast.de
Halle 12/ E4.2.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 599

SONDERTEIL
Neue Blasensetztechnik für Gas-Rohrleitungen
bis 4 bar Betriebsdruck
Seit etwa 1980 werden Blasensetzgeräte
eingesetzt. Hütz +
Baumgarten war mit der erste Hersteller
der Blasensetzgeräte entwickelt
und produziert hat. Zum Sperren
von Gasrohrleitungen unter
Betriebsbedingungen bis 1 bar Leitungsdruck
haben sich Blasensetzgeräte
und Absperrblasen als wirtschaftliche
und sichere Lösung
durchgesetzt.
Voraussetzung für einen sicheren
Umgang sind eine funktionstüchtige
Gerätetechnik und das
Fachwissen des Monteurs im
Umgang mit dem Gerät und dem
Medium Erdgas. Alle vorkommenden
Rohrleitungswerkstoffe (Stahl,
Guss, PE und auch PVC) können
über Stutzen bzw. Schellen, die passend
zu den Blasensetzsystemen
geliefert werden können, gesperrt
werden.
Aus Kostengründen werden Leitungsnetze
kleiner dimensioniert
als früher und dafür mit höheren
Betriebsdrücken betrieben. Schon
jetzt werden Leitungsnetze, die
über 1 bar betrieben werden, für
den Zeitraum der Sperrung auf
unter 1 bar abgesenkt, um den Einsatz
von Blasensetzgeräten zu
ermöglichen.
Weiterhin hat der Werkstoff
PE 100 und PE-x zur Folge, dass
immer mehr Versorger diese Leitungen
nicht mehr mittels hydraulischer
PE-Rohr-Quetschen sperren möchten.
Stichwort: Rissbildung und
erhöhte Leckagemengen. Auch die
BGR 500 Kapitel 2.31 verweist bei
undichter Sperrung auf eine zweite
Quetsche mit zusätzlich zwischenliegender
Entspannung, um diesem
Sachverhalt Rechnung zu tragen.
Aus diesen genannten Gründen
hat Hütz + Baumgarten eine Blasensetztechnik
entwickelt und erprobt,
die es erlaubt, Gasrohrleitungen
unter maximal 4 bar Leitungsdruck
zu sperren. Für den Druckbereich
Blasensetzsystem im Einsatz.
über 1 bar kommen nur die Rohrleitungswerkstoffe
Stahl und PE zum
tragen. Die neue Gerätetechnik
kann eingesetzt werden im Dimensionsbereich
DN 80 bis DN 200.
Somit für Stahlleitungen von DN 80
bis DN 200 und für PE-Rohrleitungen
von Da 90 bis Da 225.
Der Einsatz dieser Geräte macht
da Sinn, wo der Leitungsdruck nicht
oder nur unter erheblichen finanziellen
oder zeitlichen Aufwand auf
unter 1 bar abgesenkt werden kann.
Und alternative Sperrmöglichkeiten,
wie zum Beispiel das Stoppeln,
aus Zeit- und Kostengründen hiermit
ersetzt werden können, sofern
der Leitungsdruck während der
Sperrung nicht 4 bar überschreitet.
Gegenüber dem Stoppelverfahren
bietet das neue Blasensetzsystem
den Vorteil, dass es wesentlich
leichter, handlicher und kostengünstiger
ist. Die erforderliche An -
bohrung muss nur 56,5 mm betragen,
somit ist der Anbohraufwand
deutlich geringer.
Statt Sonder-Formteilen die sehr
teuer sind, können standardisierte
und kostengünstige Aufschweißstutzen
für Stahlrohrleitungen und
Schellen für PE-Rohrleitungen zum
Einsatz kommen. Benötigt wird
lediglich wie bei den bekannten
Blasensetzgeräten ein Stutzen mit
2“ Innengewinde und 2 ½“ Außengewinde.
Die Standard PE-Blasensetzschellen
der Hersteller FRIATEC,
PLASSON oder GEORG FISCHER
können wahlweise eingesetzt werden.
Bei Hersteller internen Versuchen
wurden die Geräte und Blasen
an Testrohren auf Herz und Nieren
geprüft. Unter anderem wurde
mehrfach das Versagen der Druckblase
provoziert, um den stabilen
und sicheren Sitz der Dunstblase
bei einem Druckstoß unter Beweis
zu stellen. Mittlerweile wurden
46 Baustellen durchgeführt. So wurden
22 Stahl- und 24 PE-Rohrleitungen
bei Drücken zwischen 2,1 und
3,7 bar sicher gesperrt. Das neue
Blasensetzsystem besteht aus der
bekannten Anbohr- und Stopfensetztechnik,
gleich dem Zweifachblasensetzsystem.
Das Blasensetzgerät,
ist ein Einzelblasensetzgerät
mit Vordruckmessung, das heißt mit
einem Gerät kann nur eine Blase
gesetzt werden und der Druck vor
der gesetzten Blase kann am Gerät
über ein Manometer kontrolliert
September 2013
600 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
werden. Zum Sperren in zwei Richtungen
(Ringleitung) sind somit
4 Geräte zum Einsatz von vier Blasen
erforderlich.
Die 4 bar Absperrblase ist eine
modifizierte MDS-Blase, die mit
8 bar Blaseninnendruck den Leitungsdruck
von 4 bar sicher sperrt.
(MDS = Multi-Durchmesser-Sicherheitsblase)
Die Anlagelänge der
Blase im Rohr ist gegenüber der
bekannten 1 bar-MDS-Blase in etwa
verdoppelt. Die entsprechend hö -
here Wicklungsanzahl des Dynema-
Fadens, der wie bei jeder MDS-Blase
maschinell über Kreuz um die Blasenpole
gewickelt wird, erhöht den
Berstdruck der Blase auf über 24 bar.
Somit ist auch hierbei ein 3-facher
Sicherheitsfaktor zwischen Berstdruck
und Blaseninnendruck ge -
geben. Da die Fadenwicklung in
Gummi eingebettet wird, erhöht
sich mit der Wicklungsanzahl die
Dicke der MDS-Blase. Um die Vordruckmessung
des Gerätes zu er -
möglichen ist ein Vordruckschlauch
im Zentrum der Blase montiert. In
die Blasenoberfläche ist ein Korund
eingebettet, welches für eine
höhere Haftreibung im PE-Rohr
sorgt. Bei 8 bar Innendruck werden
diese Körner geringfügig in die PE-
Rohroberfläche eingedrückt. Die
Blasen können gleichermaßen für
Stahl- und PE-Rohrleitungen eingesetzt
werden. Für den Dimensionsbereich
von DN 80 bis DN 200 gibt
es vier Blasendimensionen, die sich
wie bei der MDS-Blase üblich nach
dem Rohrinnendurchmesser in Millimeter
richtet: D1 = Ø70–90 mm,
D2 = Ø90–120 mm, D3 = Ø120–
160 mm und D4 = Ø160-215 mm.
Die Blasendimension D4 =
Ø160–215 mm hat an der vorderen
Polkappe einen Führungsfinger, der
das Umlenken der Blase von der
Senkrechten in die Rohrachse vereinfacht.
Beim Einsatz der Gerätetechnik
wird nach dem Verschweißen der
Stahlmuffe bzw. der PE-Schelle eine
Schleuse aus Adapterring und 2 ½“
Kugelhahn aufgebaut. Die Anbohrung
erfolgt über die bekannte
Anbohrtechnik mit 56,5 mm Bohrungsdurchmesser,
gleich dem
Zweifachblasensetzsystem. PE-
Rohrleitung werden mit dem spanreduzierten
PE-Fräser angebohrt,
der neben der ausgebohrten Platine
auch die PE-Späne sicher im
Fräser sammelt.
Bei Stahlrohrleitungen wird die
Spanentfernung mit einer ebenfalls
neuen Magnetstange mit Gelenk
empfohlen. Hierbei wird der Magnet
über ein Gelenk nicht nur senkrecht
nach unten geführt, sondern
dank des Gelenkes ca. 150 mm weit
in die Rohrachse beidseits der
Anbohrung eingefahren. Hierdurch
können mehr Späne gesammelt
und aus der Rohrleitung geborgen
Blasensetzgerät.
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Gas-
Hausanschluss
Wasser-
Hausanschluss
September 2013
gwf-Gas Erdgas 601

SONDERTEIL
Umlenken der Blase von der Senkrechten in die
Rohrachse.
werden, die wiederum die Blasen
nicht mehr beschädigen können.
Das Blasensetzgerät ist aus Edelstahl
gefertigt und mit zwei auswechselbaren
Blasensetzschuhen
ausgestattet. Ein kleinerer Setzschuh
wird für die Dimension DN 80
und DN 100 verwandt, der größere
Setzschuh für DN 125 bis DN 200.
Durch das gleichzeitige Drücken
von zwei Messingbolzen ist der einfache
Wechsel der Setzschuhe möglich.
Das Einfahren des Setzrohres
erfolgt über eine Getriebekurbel.
Auch bei 4 bar Gegendruck ist dies
dank des Getriebes leicht möglich.
Je nach Rohrdimension rastet ein
Fixierstift in eine der drei deutlich
gekennzeichneten Fixierbohrungen
ein und sichert die Position.
Nach Einschieben der Blase über
das Gestänge, wird die Blase über
den Gestängeanschluss mit 8 bar
Blaseninnendruck befüllt. Dies in
der Regel über eine Stickstoffflasche
mit Druckminderer. Über einen
Entspannungskugelhahn und dem
Entgasungsschlauch wird der Be -
reich hinter der gesetzten Blase entspannt.
Über diesen Geräteanschluss
ist ebenfalls, falls gewünscht,
das kontinuierliche Spülen des
Rohrleitungsbereiches mit Innertgas
möglich. Nach 30-minütiger
Überwachungszeit der Blasen, in
Bezug auf sicheren und dichten Sitz,
kann die Rohrleitung getrennt werden.
Die eigentlichen Arbeiten können
durchgeführt werden.
PE-Rohrleitungen können unter
gesetzten Blasen eingebunden und
mittels Heizwendelschweißung verschweißt
werden. Dies ist wie im
Druckbereich bis 1 bar genauso einfach
möglich, da die PE-Schweißtemperatur
etwa bei 200 °C und die
Entzündungstemperatur von Erdgas
bei ca. 600 °C liegt.
Bei Stahlrohrleitungen ist die
Einbindung des Arbeitsbereiches
mit Überschiebern erforderlich, da
laut Berufsgenossenschaft im Stahlrohrbereich
nicht unter gesetzten
Blasen geschweißt werden darf
(Schweißtemperatur über 1500 °C!).
Für einen Druck im Einbauzustand
von bis zu 4 bar hat die Firma Franz
Schuck (89555 Steinheim) eigens
einen Überschieber für entsprechenden
Druckbereich konstruiert.
Nach der erfolgten Einbindung
oder Reparatur darf das Entspannen
der Blasen nur nach erfolgtem
Druckausgleich erfolgen. Bei einem
Leitungsdruck von 4 bar und einer
Stahlrohrleitung DN 200 (Ø219,1 mm
x 4 mm) wirkt eine Kraft von 14 KN
(entspricht 1 400 kg) gegen die
gesetzte und rückseitig entspannte
Blase in Rohrachsrichtung. Dieser
Druckausgleich ist über die Geräteanschlüsse
ohne eine weitere An -
bohrung durchführbar.
Das abschließende Stopfensetzen
ist auch bei 4 bar Leitungsdruck
über die bekannte Technik gut händelbar.
Wichtig ist selbstverständlich,
dass der Stopfen mit einem
O-Ring versehen ist und hierdurch
die Dichtigkeit mit dem Einschrauben
des Stopfens in den Stutzen
erreicht wird.
Als 1994 die MDS-Blase auf den
Markt kam, gab es Kritiker, die einen
Sperrdruck von bis zu 1 bar als zu
gefährlich ansahen. Heute hat sich
die MDS-Blase als Sperrblase bis
1 bar im Markt durchgesetzt und
wird täglich deutschlandweit eingesetzt.
Dennoch ist es wichtig, Gefahren
zu erkennen, zu beurteilen und
möglichst auszuschließen die ein
solches System bzw. hoher Leitungsdruck
mit sich bringt. Die aufkommenden
Kräfte, Gasmengen
und damit verbunden ein deutlich
höheres Gefahrenpotenzial muss
unbedingt Berücksichtigung finden.
Neben den internen Tests und
den Referenzbaustellen wurde eine
Risikoanalyse und -bewertung
durchgeführt, ein Sicherheitskonzept
erstellt und deren Ergebnisse
in eine umfangreiche Gebrauchsanleitung
eingearbeitet.
Zum Beispiel wurde, um Fehlern
vorzubeugen, die Gewindekupplung
zwischen Blase und dem
Gestänge so gewählt, dass keine
andere Blase (von anderen Blasensetzsystemen
oder anderer Hersteller)
versehentlich oder bewusst mit
dem 4 bar-Gerät zum Einsatz kommen
kann. Beim Erwerb der Geräte
werden die Monteure persönlich
eingewiesen und auf das System
geschult. Die ausgebildeten Teilnehmer
erhalten ein Schulungszertifikat
und nur diese dürfen mit dem
Gerät arbeiten. Die Gültigkeit des
Schulungszertifikates beträgt zwei
Jahre und muss entsprechend wiederkehrend
erfolgen.
Ziel ist es, eine DVGW Zertifizierung
für das 4 bar Blasensetzsystems
zu erwirken. Hierfür ist es
jedoch erforderlich, dass vorab eine
Prüfgrundlage vom DVGW hierfür
erstellt wird. Die bislang vorliegende
Prüfgrundlage des DVGW
für Blasen und Blasensetzgeräte
(VP 620 und VP 621) ist begrenzt auf
1 bar Leitungsdruck und kann somit
nur nach einer Überarbeitung durch
den DVGW zum Tragen kommen.
Der Dialog hierzu mit dem DVGW
und der Berufsgenossenschaft ist in
vollem Gange.
Kontakt:
Hütz + Baumgarten GmbH & Co.KG,
Tel. (02191) 97 00-0,
E-Mail: info@huetz-baumgarten.de
Halle 12 / D4.2.
September 2013
602 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Cyble SC Electronic Encoder
Itron Inc. präsentiert erstmals den
Cyble SC Electronic Encoder. Das
innovative Kommunikationsmodul
zur Übertragung absoluter Zählerstände
eignet sich für den Einsatz
auf Balgen-, Turbinenrad- oder
Drehkolbengaszählern. Technische
Grundlage ist hierbei das bewährte
Itron Cyble Prinzip, dessen kontaktfreie
induktive Abtastung zuverlässig
akkurate Messwerte liefert.
Der Cyble SC Electronic Encoder
verfügt sowohl über eine Namur-
Schnittstelle nach EN 60947-5-6 als
auch über eine L-Bus Schnittstelle
nach EN 13757-6. Der Schnittstellentyp
wird automatisch erkannt
und die Daten über ein zweiadriges
Kabel übertragen.
Die Namur-Schnittstelle ist bei
kontinuierlicher und pulsender Ab -
fragespannung gleichermaßen verwendbar,
die Sendehäufigkeit der
Datensätze „Zählwerksstand“ und
„Typenschild“ lassen sich frei einstellen.
Sie arbeitet mit dem ASCII-
Protokoll gemäß dem DVGW-Dokument
„Digitale Schnittstelle für Primärgeräte
mit Zählerstandsübertragung“.
Zur Parametrierung nutzt der
Cyble SC die L-Bus Schnittstelle.
Zudem lassen sich darüber der
Rückfluss, der maximale Durchfluss
sowie die Stichtagswerte am Ende
eines jeden Monats erfassen. Die
ATEX Zulassung (Ex II 2G Ex ib IIB T3)
ermöglicht den Einsatz des Cyble SC
in explosionsgefährdeten Atmosphären.
Kontakt:
Itron Zähler & Systemtechnik GmbH,
www.itron.com
Halle 12 / C6.3.
RedWorks Düsseldorf / ERDGAS_2013 / INNOVATION_Sozialverträgliche Sanierung / GWF / ET: 23.09.2013 / Format: 210 x 99 mm / 4c
ERDGAS – Lösungen für die Zukunft
Der wirtschaftliche Weg
zur Sanierung beginnt
im Heizungskeller.
Günstig die Heizung modernisieren: mit ERDGAS.
Die Energiewende hat begonnen. Die Klimaschutzziele sind ehrgeizig. ERDGAS kann dazu beitragen, diese Ziele zu
erreichen – auch ohne die Kosten aus den Augen zu verlieren. Denn moderne Erdgas-Technologien ermöglichen dank
ihrer Effizienz hohe CO 2
-Einsparungen ohne großen Investitionsaufwand. Das hilft bezahlbare Mieten bei der energetischen
Sanierung zu sichern. Dazu bietet ERDGAS als Partner der erneuerbaren Energien eine hohe Zukunftssicherheit.
Mit anderen Worten: Klimaschutz und Sozialverträglichkeit müssen sich nicht ausschließen – mit ERDGAS.
Mehr Informationen finden Sie unter:
www.erdgas.info
September 2013
gwf-Gas Erdgas 603

SONDERTEIL
Neue Funktionen zur Unterstützung der Netzplanung
mit Hilfe von Google, Bing, Yahoo und OSM
Ziel der hydraulischen Netzberechnung
ist die Ermittlung der
Druck- und Strömungsverhältnisse
in den Netzen unter Beachtung der
spezifischen Aufgaben- bzw. Zielstellungen.
Hierbei werden im
Knoten Druck und Temperatur (FW,
Dampf) und in den Leitungen
Druckverlust, Durchfluss, Geschwindigkeit,
Fließrichtung, spezifischer
Druckverlust und Wärmeverlustleistung
(FW, Dampf) ausgewertet.
Netzmodell
Die Erstellung eines möglichst realen
Netzmodells bildet die Grundlage
einer zuverlässigen Netzberechnung.
Heute erfolgt die Netzerstellung
lageähnlich basierend auf
Vektor- bzw. Rasterhintergrundbildern
oder bereits schon durch die
Übernahme der vorhandenen GISund
Verbrauchsdaten mittels definierter
Datenschnittstelle. Voraussetzung
ist, dass entsprechende
georeferenzierte Hintergrundbilder
beim Netzplaner vorhanden sein
müssen, was aber nicht immer der
Fall ist. Hier eröffnet sich die neue
Möglichkeit der Nutzung von Web-
Kartographie-Diensten welche
durch Google, Bing, Yahoo, Open-
StreetMap oder einem eigenen
WMS-Dienst angeboten werden.
Nutzung von Online-Karten
Das Netzberechnungsprogramm
STANET in der neuen Version kann
online Hintergrundbilder aller be -
kannten Provider anzeigen. Die
Bilder werden im Hintergrund heruntergeladen
und lokal auf der Festplatte
abgelegt. Es wird kein
separates Programm (kein Google
Earth oder Browser) mehr benötigt.
Hiermit stehen hochauflösende
Bilder (Straßenkarten und Satellitenbilder)
im Nahbereich für die
Konstruktion von Leitungen zur Verfügung.
So kann man sich in einem
neuen leeren Netz nach Aufruf von
„Gesamtnetz“ bei aktivierten
Online-Karten eine Karte von
Deutschland mit Nachbarländern
anzeigen lassen. Anschließend
zoomt man zu einem beliebigen
Ausschnitt oder gibt eine Adresse
mit vorangestelltem „@“ in das
Suchfeld der Funktionsleiste ein.
Dann kann man mit der Erstellung
der Netztopologie beginnen. Bei
der Eingabe des ersten Elements
wird abgefragt, ob der aktuelle Ausschnitt
zur Definition des Gauß-
Krüger-Meridians zugrunde gelegt
bzw. welches Koordinatensystem
verwendet werden soll. Es werden
zurzeit folgende Koordinatensysteme
unterstützt:
""
„DHDN“ Gauß-Krüger-Bessel
(Default): Alte Bundesländer
""
„ED50“ UTM (alt)
""
„WGS84“ UTM ETRS89
""
„S4283“ Gauß-Krüger-Krassowsky:
Neue Bundesländer
Neben den großen, bekannten
Anbietern kann mit dem neuen
STANET-Modul auch auf WMS-Server
zugegriffen werden. WMS ist ein
Protokoll, das von vielen GIS-Systemen
unterstützt wird. Es werden
auch diverse kommunale und regionale
Dienste angeboten. So können
unter Berücksichtigung der zahlreichen
räumlichen Vorgaben (Straßen,
Brücken, Bauwerke usw.) Netze
optimal abgebildet werden.
Überprüfung von Höhendaten
Neben der Lage der Leitungen
(Länge der Leitungsabschnitte)
spielen für die hydraulische Netzplanung
die Höhen eine entscheidende
Rolle. Auch hier können
analog zum Download von Hintergrundbildern
Höhenwerte als
Höhenfixpunkte heruntergeladen
werden. Die Daten sind jederzeit
und weltweit verfügbar. Sie eignen
sich gut zur Überprüfung eingegebener
Höhendaten bzgl. Eingabefehler
(z.B. Zahlendreher). Mit Interpolation
auf Knoten Häuser, Hydranten
Schieber können so schnell
die Daten zur Berechnung bereitgestellt
werden.
Eindeutige Zuordnung von
Lastpunkten und Adressen
Für die Netzplanung muss die Belastung
des Netzes so real wie möglich
vorgegeben werden. Sie wird heute
teilweise noch von Hand oder aus
den Verbrauchsabrechnungssystemen
über nicht immer eindeutige
Adressen zugewiesen. Hier sind
noch große Potenziale zu erschließen,
da die automatische Zuweisung
in der Praxis nur ca. zu 80 %
erfolgreich ist (Ursachen sind z. B.:
keine eindeutige Straße bzw. Hausnummer).
Unter Nutzung der WEB-Funktionalitäten
können folgende Aktivitäten
durchgeführt werden:
""
Herunterladen von Adressdaten/
Zoom zu Adresse
– zu einer Position Adressdaten
suchen (Ort, Straße, Hausnummer)
– zu einer Adresse die Position
suchen (auch bekannt als
„reverse geocoding“)
Hiermit werden z. B. in Häusern
und Leitungen die Felder Ort, Straßenname
und Hausnummer eindeutig
ausgefüllt.
Mit dem neuer Menüpunkt
„Hausobjekte herunterladen“ kann
man zu allen bestehenden HA-Zählern
ein Haus mittels Geocode
erzeugen, soweit dieses noch nicht
existiert. Zur Auflösung der Adresse
werden übergeben: Hausnummer,
Straßenname, Ort und Ortsteil. (Der
Ortsteil kann zur Ausschaltung von
Doppeldeutigkeiten hier ggfls. auch
ein PLZ enthalten.)
Das Netzberechnungsprogramm
STANET berechnet alle Medien, die
September 2013
604 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Abbildungsprinzip
der
Mercator-
Transformation.
bei Querverbund-Unternehmen
auftreten: Gas, Wasser, Fernwärme
Heißwasser bzw. Dampf, Abwasser
und Strom. Neben stationären Be -
rechnungen können auch volldynamische
Vorgänge modelliert werden,
z. B. die zeitabhängige Füllung
eines Wasserbehälters oder die Leitungsatmung
im Gasnetz. Spezialfunktionen
sind unter anderem
Löschwasserberechnungen Hausbzw.
Hydrantenbezogen, Laufzeitberechnung,
Qualitätsverfolgung,
Höheninterpolation, Koordinaten-
Transformation, Längsschnitt, Verarbeitung
von Zählwerten der Verbrauchsabrechnung
bezogen auf
den Zählpunkt, Kapazitätsberechnung
(Gasdurchleitung), Simulation
Biogaseinspeisung, Ermittlung optimaler
Netze mit Durchmesser-, Hydranten-
und Schieberoptimierung,
sowie die Ermittlung ausfallkritischer
Leitungen.
Die neuen Möglichkeiten in STA-
NET bieten gerade Ingenieurbüros
bzw. den Netzplanern in den Versorgungsunternehmen
einfache und
schnelle Erstellung neuer bzw. optimierter
Netze mit adressscharfer
Belastung, um den neuen Anforderungen
Rechnung zu tragen wie z. B.:
""
Schnelle Entscheidungsfindung
für Planung, Projektierung und
Bau
""
Hilfe beim Vertrieb
""
Aufspüren von Rationalisierungspotenzial
""
Unterstützung der Netzsteuerung,
Instandhaltung und der
Versorgungsqualität
Kontakt:
Ingenieurbüro Fischer-Uhrig,
Tel. (030) 300 99 390,
E-Mail: info@stafu.de,
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mit EWE-Multi-Druckanbohrventil für PE-Rohr
• zum kontrollierten Ableiten von Brenngasen
• mit integriertem DVGW zertifiziertem
EWE-Multi-Druckanbohrventil
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Weitere Infos unter: www.ewe-armaturen.de
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 605

SONDERTEIL
Lewa-Nikkiso übernimmt Anlagenbauer Geveke
Das börsennotierte Unternehmen
Nikkiso Co., Ltd. aus Tokio
hat Ende Juli dieses Jahres die als
Systemintegrator von Industriepumpen
und Kompressoren be -
kannte niederländische Vertriebsgesellschaft
Geveke B.V. im Rahmen
einer strategischen Investition übernommen.
Damit will Nikkiso zusammen
mit seiner deutschen Tochter
der Lewa GmbH, die Hersteller von
Dosier- und Prozess-Membranpumpen
sowie kompletten Dosiersystemen
ist, seine Präsenz auf dem weltweiten
Öl- und Gasmarkt ausweiten.
Geveke B.V. gliedert sich in die
Bereiche Pumpen, Druckluft und
Technische Lösungen. Letzterer
um fasst vor allem Komponenten
für die Gebäudetechnologie. Mit
Ge veke in der Gruppe will Lewa-
Nikkiso seinen Anteil am internationalen
Öl- und Gasgeschäft ausbauen.
Die Geschäftsbereiche sollen
ebenso wie das Management-
Team in der bisherigen Form bestehen
bleiben.
Geveke konstruiert und liefert
komplette Systeme mit Pumpen
und Kompressoren. Zu den wichtigsten
Auftraggebern des Unternehmens
gehören viele große Ölund
Chemiekonzerne. Die Anlagen
werden sowohl onshore als auch
offshore in Aufbereitungsanlagen,
für die Chemikalieninjektion im
Bereich EOR (Enhanced Oil Recovery)
oder für die lokale Stickstofferzeugung
eingesetzt.
Aus der Verbindung der Pumpentechnologie
von Lewa-Nikkiso
mit Gevekes Kompetenz beim kundenspezifischen
Anlagenbau sollen
neue Lösungen entstehen. Außerdem
wird das Produkt- und Dienstleistungsspektrum
um Kunden aus
dem Segment Kompressoranlagen
erweitert werden, die bisher nicht
zum Portfolio von Nikkiso gehörten.
Synergieeffekte und Wachstum sind
in vielen Endmärkten, einschließlich
der Öl- und Gasbranche und der
Prozessindustrie zu erwarten. Po -
tenzial wird dabei auch in der Unterstützung
von britischen, dänischen,
afrikanischen und südkoreanischen
Schiffsbauern gesehen.
Kontakt:
LEWA GmbH,
Tel. (07152) 14-0,
E-Mail: lewa@lewa.de,
www.lewa.de
Halle 12 / F4.3.
September 2013
606 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Netzcontrolling als
Steuerungsinstrument
Das Erlösniveau des
Netzbetreibers wird
durch die Ergebnisse der
Kostenprüfungen sowie die
Vorgaben der Regulierungsformel
be stimmt –
insbesondere durch die Effizienzvorgaben
im Rahmen
der Erlösobergrenzen-Festsetzung
Gas für die zweite
Regulierungsperiode. Vor
dem Hintergrund z. T. deutlicher
Kürzungen droht nun
zunehmender Ergebnisdruck,
dem jedoch nicht
beliebig durch Kostensenkungen
begegnet werden
kann. Die Renditeerwartungen
der Gesellschafter, die
Anforderungen aus der
Regulierung und die Versorgungsqualität
können hier
zu konkurrierenden Zielen
führen.
Zur optimalen Positionierung
in diesem Spannungsfeld
ist ein strategisch
fundiertes, operatives Netzcontrolling
empfehlenswert,
das die laufende
Abstimmung der Verantwortlichen
in den Bereichen
Controlling, Regulierungsmanagement
und
Asset Management sicherstellt.
Netzcontrolling ist
keine Einzelmaßnahme,
sondern ein Gesamtprozess:
Das erfolgreiche und
koordinierte Zusammenspiel
verschiedener Steuerungsinstrumente.
Im ersten Schritt empfiehlt
es sich, neben einer
Erlösvorschau auch eine
Kosten- und Ergebnisplanung
vorzunehmen, bei der
auch die Effekte der geplanten
Investitions- und
Instandhaltungsvorhaben
simuliert werden. Dabei ist
sowohl die handelsrechtliche
Abschreibungsentwicklung
zur Ermittlung der ausschüttungsfähigen
Beträge
als auch die kalkulatorische
Restwertentwicklung
bedeutend, sowie eine
Bilanzplanung zur Ermittlung
der Entwicklung der
Eigenkapitalverzinsung. Für
diese Simulationsrechnungen
hat BET ein übersichtliches
Excel-Werkzeug zur
Nutzung als Steuerungsinstrument
weiterentwickelt,
das auf Wunsch auch beim
Netzbetreiber implementiert
werden kann.
Anschließend folgen die
Identifizierung des Handlungsbedarfes
und die Analyse
verschiedener Maßnahmen
des Investitions-,
Instandhaltungs- bzw. Kosten-
oder Erlösmanagements,
sowie die Überprüfung
von Prozessen hinsichtlich
ihrer Wirkung. Sehr
wichtig ist die Feinausrichtung
und ggf. Kombination
der einzelnen Optionen mit
dem Ziel, die Unternehmensergebnisse
nachhaltig
analysieren, planen und
damit letztlich stabilisieren
zu können. Insbesondere
die Investitionsentscheidungen
müssen in ihren
Auswirkungen auf die
zukünftige Ertragsfähigkeit
dargestellt und auch mit
Blick auf die Basisjahrplanung
optimiert werden.
Kontakt:
BET Büro für Energiewirtschaft und
technische Planung GmbH,
Tel. (0241) 47062-0,
E-Mail: info@bet-aachen.de,
www.bet-aachen.de
Halle 12 D4.1.
Wasser- und
Gasdruckmeister.
testo 324. Für alle Druckund
Leckmengenmessungen
• Minimaler Installationsaufwand
und einfache Bedienung
• Hochpräzise und DVGWkonforme
Messergebnisse
• Schnelle und sichere Datenspeicherung
September 2013
gwf-Gas Erdgas 607
www.testo.de/gwf-913

SONDERTEIL
Markteinführung der Zeolith-
Adsorptionswärmepumpe
Gas-Brennwertkessel mit Zeolith-Adsorptions-Wärmepumpenmodul in
einem kompakten Gehäuse – das hybride Heizsystem Vitosorp 200-F
von Viessmann.
Um bis zu 25 % effizienter als ein
Gas-Brennwertkessel ist die
neue Vitosorp 200-F von Viessmann
und genauso einfach zu installieren
und zu warten. Mit einer maximalen
Leistung von 10 kW (Trinkwasserbooster
15 kW) ist das Hybrid-Gerät
für moderne Ein- und Zweifamilienhäuser
geeignet.
Das neue Heizsystem besteht
aus einem Zeolith-Adsorptions-
Wärmepumpenmodul und einem
Gas-Brennwertkessel im kompakten
Gehäuse im Küchenraster. Das Wärmepumpenmodul
deckt mit einer
Leistung von 1,6 bis 4,8 kW die
Grundlast des Gebäudes – d. h. bis
zu 80 % der Jahresheizarbeit – ab.
Dazu wird kostenlose Erdwärme
ge nutzt. Bedarfsspitzen für Brauchwassererwärmung
oder bei niedrigen
Außentemperaturen werden
vom Gas-Brennwertkessel abgedeckt.
Im Unterschied zur Elektrowärmepumpe
nutzt das Wärmepumpenmodul
statt synthetischen Kältemitteln
natürliches Wasser. Als
Adsorptionsmittel dient das Mineral
Zeolith, welches auch in Waschmitteln
als Enthärter, in Aquarien als
Wasserfilter und in selbstkühlenden
Bierfässern eingesetzt wird. Im Wärmepumpenmodul
nimmt das Zeolith
unter Vakuum Wasserdampf auf,
der zuvor durch Erdwärme erzeugt
wurde. Gleichzeitig gibt es Adsorptionswärme
mit hoher Temperatur
an das Heizungssystem ab. Die
patentierte Zeolithbeschichtung
auf dem Adsorptionswärmetauscher
gewährleistet die besonders
effiziente Übertragung der Adsorptionswärme.
Nachdem das Zeolith mit Wasserdampf
gesättigt ist, wird im
Desorptionszyklus mit Wärme aus
dem Gas-Brennwertgerät der Wasserdampf
wieder aus dem Zeolith
ausgetrieben. Gleichzeitig wird die
Kondensationswärme auf das Heizungssystem
übertragen. Zeolith
wird bei diesem zyklischen Prozess
weder verbraucht noch verschleißt
es.
Mit seinen kompakten Abmessungen
im gängigen Küchenraster
und im fast geräuschfreien Betrieb
kann Vitosorp 200-F im Wohnbereich
eingesetzt werden. Das Gerät
überzeugt auch durch geringen
Installationsaufwand, der mit dem
eines Gas-Brennwert-Kompaktgeräts
vergleichbar ist – lediglich zwei
weitere Anschlüsse zur Erdwärmequelle
müssen verlegt werden. Für
das Gas-Brennwertmodul ist nur die
übliche Wartung erforderlich – das
Wärmepumpenmodul ist hermetisch
geschlossen und wartungsfrei.
Kontakt:
Viessmann Werke GmbH & Co. KG,
Tel. (064 52) 70 25 33,
E-Mail: hod@viessmann-marketing.de,
www.viessmann.de
Halle 12 / D12.
September 2013
608 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Individueller Gerätebau für Erdgas-
Rohrnetzbetreiber
Kundenspezifische
Ausführungen
von Überdruckschutzvorrichtungen,
Prüfpumpen, Druckund
Temperaturmessgeräten sind
neben dem Prüfkoffer für Diagnosemessungen
an Gasstationen das
Kerngeschäft der AMV Messgeräte
GmbH in der Nähe von Frankfurt am
Main.
Die Größe, das über Jahre
zusammen getragene Know-how
und das entsprechend erfahrene
Personal machen es möglich, Geräte
sowohl in Bezug auf die Mechanik
als auch auf die Elektronik nach
Wünschen der Kunden individuell
zu bauen. Zertifizierungen nach ISO
9001:2008 und gemäß der Richtlinie
94/9/EG für die Fertigung explosionsgeschützter
Geräte fördern
dabei das gegenseitige Vertrauen.
In der mittlerweile recht dynamischen
Gasbranche sind Änderungswünsche
an bestimmten Gerätefunktionen
auch Jahre nach der
Inbetriebnahme nicht mehr selten.
Bei vertretbarem Aufwand widmet
sich AMV dann auch solchen Aufgaben,
ebenso wie Kalibrier- und
Reparaturdienstleistungen – auch
für Fremdgeräte.
Kontakt:
AMV Messgeräte GmbH,
Dipl.-Betriebswirtin Roswitha Koch (BA),
Tel. (06185) 8187-0,
E-Mail: roswitha_koch@amv-germany.de,
www.amv-germany.de
Halle 12 / A2.2.
Prüfkoffer MMS-250 für Gas-Stationen
Diagnose
Funktionsprüfungen an GDMR-Anlagen nach der G 495 • 3 Druckbereiche frei
wählbar + Vordruckanzeige • Temperaturmessung • Druckregler für
reproduzierbare SAV Prüfungen • Farbdisplay - Bedienung per Touchscreen •
Anlagen-Management und Protokollausgabe • Speichern auf SD-Karte • Excel-
Makro zur grafischen Darstellung auf dem PC • Schnittstelle zur Software K3V
von B.I.K. • Kundenspezifische Schnittstellen zu SAP etc. • Verrohrung durch
Filter geschützt • Erweiterbar zum Multifunktionsgerät: • Transmitterüberprüfung
• Differenzdruckmessung zur Filterkontrolle • Dichtheitsprüfung, elektronischer
Bandschreiber usw. • Prüfung aller anlagenrelevanter Punkte nach G 495
AMV Messgeräte GmbH
gat 2013
Halle 12/A2.2
Am Schulzehnten 23 • DE-63546 Hammersbach
Fon: +49-(0)6185-8187-0 • Fax: +49-(0)6185-8187-27
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 609

SONDERTEIL
Erweitertes Angebot rund um mobile
Gas-Druckregelanlagen
Versorger müssen ihre Gasanlagen
regelmäßig warten, in -
stand halten und umbauen, um den
technischen Ansprüchen und Re -
gelwerken zu genügen und um eine
hohe Verfügbarkeit des Energieträgers
zu gewährleisten. Keine triviale
Aufgabe, denn die Unternehmen
sind gehalten, auch während dieser
Arbeiten die Belieferung von Privatund
Geschäftskunden weiter fortzusetzen,
statt den Hahn einfach zuzudrehen.
Um den Gasversorgern bei
dieser Herausforderung unter die
Arme zu greifen, hat CeH4 technologies
jetzt sein Portfolio mobiler
Gas-Druckregel-Anlagen aufgestockt:
Ab sofort profitieren Versorger
und Industrieunternehmen von
vier neuen GDR-Systemen im Mietpark
des niedersächsischen Anlagenbauers.
Alleine die Leistung des
größten Systems reicht aus, um eine
kleinere Stadt eigenständig mit
Gas zu versorgen. Denn die CeH4-
Lösung ist in der Lage, bei entsprechendem
Vordruck bis zu 65 000 N/
m³ Gas pro Stunde bereit zu stellen.
Insgesamt umfasst das Angebot
der Residenzstädter 20 mobile Gas-
Druckregel- und Messanlagen. Da -
bei passt sich das neue Angebot,
das in drei bis neun Metern langen
Seecontainern eingebaut ist, den
Bedürfnissen der Verbraucher an:
Die kleinsten GDR-Anlagen sind auf
Systeme von Autohängern für
100 m³ pro Stunde ausgelegt.
Das Leistungsspektrum beinhaltet
Mobile und mietbare GDR-Anlagen garantieren die Gasversorgung auch
bei Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen.
Quelle: CeH4 technologies GmbH
ebenfalls mobile Heizsysteme und
transportable Odor-Systeme.
Bei der Aufstockung seines Anlageparks
hat CeH4 technologies aber
nicht nur auf die Quantität, sondern
vor allem auf die Qualität geachtet:
Begleitet wird die Erweiterung der
Angebotspalette von einer umfassenden
Überarbeitung der vorhandenen
Anlagen. In den kommenden
Monaten werden die 16 bisherigen
mietbaren Systeme überarbeitet
und wieder dem aktuellen Stand
der Technik angepasst.
Damit reagiert CeH4 vor allem
auf die große Nachfrage hierzulande
und aus dem benachbarten
Ausland.
Bewährt haben sich die Lösungen
aus Celle unter anderem bereits
beim größten Energieversorger der
Niederlande „Gasunie Holland“ im
Rahmen der Modernisierung von
dessen Gasnetz.
Kontakt:
CeH4 Technologies GmbH,
Uwe Hohl,
Tel. (05141) 933 48-41,
E-Mail: hohl@ceh4.de,
www.ceh4.de
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Das gwf Gas/Erdgas-Team freut sich auf Ihren Besuch!
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September 2013
610 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Neues Inline-Ultraschall-Durchflussmessgerät
für die Prozessindustrie
KROHNE stellt mit dem OPTISO-
NIC 3400 ein neues Ultraschall-
Durchflussmessgerät für Flüssigkeiten
vor. Das 3-Pfad Inline-Durchflussmessgerät
ist ein Mehrzweckgerät,
das sich sowohl für standardmäßige
als auch für anspruchsvollere
Anwendungen im Hinblick auf
Prozesstemperatur, Druck oder
hohe Viskosität eignet. Zielbranchen
für den OPTISONIC 3400 sind
Öl und Gas, Petrochemie und Chemie
sowie Energie- und Hilfskreisläufe
in allen Branchen.
Als Ultraschall-Durchflussmessgerät
bietet der OPTISONIC 3400 die
bidirektionale Durchflussmessung
unabhängig von Leitfähigkeit, Temperatur,
Dichte und Druck des Messstoffs.
Das Gerät basiert auf dem
Laufzeitdifferenzverfahren und
besitzt drei parallele akustische
bzw. Ultraschall-Pfade. Die drei
Pfade ermöglichen die Messung
unabhängig vom Strömungsprofil
und liefern damit auch bei weniger
günstigen Strömungsprofilbedingungen
wie z. B. bei kurzen Einlaufund
Auslaufstrecken stets eine ausgezeichnete
Genauigkeit. Im Durchflussbereich
0,3…20 m/s (1…66
ft/s) zeichnet sich der OPTISONIC
3400 durch eine Genauigkeit von
± 0,3 % aus. Um den Anforderungen
eines breiten Spektrums an Anwendungen
gerecht zu werden, reicht
der Temperaturbereich von
– 200…250 °C/–328…482 °F und
die Viskosität kann bis 1000 cSt
betragen, wie es z. B. bei Rohöl der
Fall ist.
Der verschweißte Messwertaufnehmer
ohne Einschnürung im
Messrohr generiert keinen Druckverlust
und hat keine potenziellen
Leckagestellen. Für die Nennweiten
DN25…3000 (1…120“) steht eine
große Auswahl von Prozessanschlüssen
gemäß DIN und ASME zur
Verfügung. OPTISONIC 3400 ist als
kompakte oder getrennte Ausführung
erhältlich. Für kryogene
Anwendungen oder erweiterte
Temperaturbereiche sind spezielle
getrennte Versionen verfügbar.
OPTISONIC 3400 ist mit dem
neuen Messumformer UFC 400 ausgestattet,
der Anwendungen mit
einer oder mehreren Flüssigkeiten
mit einem einzigen Gerät ermöglicht.
Das Gerät zeichnet sich durch
eine neue bedienerfreundliche Be -
nutzerschnittstelle (HMI) mit Drucktasten
und optischen Tasten aus.
Um die Installation und Bedienung
zu vereinfachen, basiert auch dieses
Durchflussmessgerät auf dem
General Device Concept, dem einheitlichen
Geräte- und Bedienkonzept
von KROHNE, das für alle Messumformer
in Bezug auf Durchfluss,
Füllstand und Analyse gilt. Der
UFC 400 bietet mehrere Kommunikationsoptionen
wie z. B. HART® 7,
FOUNDATION Fieldbus, PROFIBUS
PA, Modbus und eine Auswahl an
I/O-Optionen, darunter die Ausgabe
der gemessenen Schallgeschwindigkeit
für die Produktidentifizierung
oder Prozessanalyse. Darüber
hinaus ist er mit erweiterten Diagnosefunktionen
und Statusanzeigen
gemäß NAMUR NE 107 ausgestattet.
Vollständige Funktionalität unter
WINDOWS, Projektverwaltung,
Hintergrundbilder (DXF, BMP, TIF, etc.),
Datenübernahme (ODBC, SQL), Online-
Hilfe, umfangreiche GIS-/CAD-
Schnittstellen, Online-Karten aus Internet.
Der OPTISONIC 3400 ergänzt das
bestehende Portfolio an Ultraschall-
Geräten der OPTISONIC-, ALTOSO-
NIC- und UFM-Familien mit Inlineund
Clamp-On-Ultraschall-Durchflussmessgeräten
für Flüssigkeiten
und Gase. Als weltweit führender
Anbieter von Ultraschall-Durchflussmessgeräten
deckt KROHNE
alle Anwendungsgebiete ab – von
kryogenem Flüssigerdgas (LNG) bis
zu Thermoöl in solarthermischen
Kraftwerken, HLK-Anwendungen,
Biogas oder Prozessgas bis hin zu
Rohöl- und Erdgasmessungen für
den eichpflichtigen Verkehr.
Kontakt:
KROHNE Messtechnik GmbH,
www.krohne.com,
Halle 12 / E3.4.
Gas, Wasser,
Fernwärme, Abwasser,
Dampf, Strom
Stationäre und dynamische Simulation,
Topologieprüfung (Teilnetze),
Abnahmeverteilung aus der Jahresverbrauchsabrechnung,
Mischung von
Inhaltsstoffen, Verbrauchsprognose,
Feuerlöschmengen, Fernwärme mit
Schwachlast und Kondensation,
Durchmesseroptimierung, Höheninterpolation,
Speicherung von
Rechenfällen
I NGE N I E U R B Ü R O FIS C H E R — U H R I G
WÜRTTEMBERGALLEE 27 14052 BERLIN
TELEFON: 030 — 300 993 90 FAX: 030 — 30 82 42 12
INTERNET: WWW.STAFU.DE
September 2013
gwf-Gas Erdgas 611

SONDERTEIL
Ausblasarmatur mit Multi-Druckanbohrventil
für PE-Rohr
Vor
Inbetriebnahme
einer Gasleitung
muss diese
fachgerecht entlüftet
werden. Um das zu
gewährleisten liefert das
Braunschweiger Unternehmen
EWE-Ar maturen
bereits seit über 20 Jahren
Ausblasarmaturen zum
kontrollierten Ableiten von
Brenngasen (nach DVGW-
Arbeitsblatt G 260 ausgenommen
Flüssiggas in der
Flüssigphase). Die Armaturen
wurden für den sektionalen
Wechsel der Gasart
bei Gasumstellungen, dem
Ableiten von Gas-Luft-Gemischen
im Rohrnetz, dem
Erstellen von Bypassleitungen
zur Notversorgung und
zur Messung der Odoriermittelkonzentration
entwickelt.
2013 hat EWE die Variante der
Ausblasarmatur für PE-Rohr überarbeitet
und das vor zwei Jahren
eigen entwickelte Multi-Druckanbohrventil
integriert. Das Multi-
Druckanbohrventil ist nach DVGW
VP304 für Gas und nach W 336 für
Trinkwasser zertifiziert.
Das Ventil ist
für die Anbohrung
unter Druck für PE-
Rohre der Dimensionen
d 63-225 mm
geeignet. Das zentrale
Element des
Druckanbohrventils,
der Bohrschneider,
besteht aus A4-Du -
plex-Edelstahl und
bietet höchsten Korrosionsschutz.
Durch
den langjährig be -
währten EWE-Wellenschliff
ga rantiert der
Bohrschneider eine
spanlose Anbohrung
mit einem geringen
Drehmoment. Um
auch im Betrieb eine
langfristige Funktionssicherheit
zu gewährleisten,
war bei der
Gestaltung der Antriebseinheit
die Wahl eines Rundgewindes
die einzig richtige Lösung. Der konische
Ventilteller mit PTFE-Weichdichtung
ist mit dem Bohrschneider
rotierend, jedoch drehmomentfrei
verbunden. Während des Schließens
dreht sich die Dichtung nicht
mit, sie wird nur in den Ventilsitz
gepresst und zerreibt sich nicht
durch Drehung auf dem Sitz.
Eine flexible Bauhöhe und somit
eine Anpassung der Ausblasarmatur
an die örtlichen Verhältnisse
wird durch die verstellbare Teleskop-Einbaugarnitur
sowie ein in Fixlänge
geliefertes PE-Rohr 40 mm,
das auf die erforderliche Länge
angepasst werden kann, realisiert.
Die Ausblasarmatur ist aus PE 100.
Einbaugarnitur und PE-Rohr sind
oben mit einer Schelle aus Edelstahl
verbunden und gegen Verdrehen
gesichert. Das PE-Rohr hat am oberen
Ende wahlweise einen Flanschabgang
DN 50, mit Stehbolzen,
Gummi-Stahl-Flanschdichtung und
Blindflansch oder einen Gewindeabgang
G 2“. Alle Stahlteile sind
gelb pulverbeschichtet und vor
Korrosion geschützt.
Kontakt:
WILHELM EWE GmbH & Co. KG,
Romy Töpfer,
Tel. (0531) 37005-50,
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September 2013
612 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Spezialist für Schwefelmessung
und Odorierungskontrolle
Mit Erscheinen der neuen Fassung
des DVGW-Arbeitsblattes
G 260 sind die Grenzwerte für
Schwefel neu festgelegt worden.
Erstmals wird in den Grenzwert
auch der Schwefel aus der Odorierung
einbezogen. Ein Schwerpunkt
der gat 2013 bildet somit der Gaschromatograph
ODOR on-line, welcher
bereits heute hundertfach bei
Ferngasgesellschaften zur Messung
von natürlich vorkommenden
Schwefelverbindungen und bei den
Stadtwerken für die Odorierungskontrolle
eingesetzt wird. Das ODOR
on-line ist ein Messgerät für die
Überprüfung von Grenzwerten
nach G 260, G 280 und DIN 51264.
Die Kunden profitieren hierbei
besonders von der mehr als 30-jährigen
Erfahrung von Axel Semrau®
in der Odorierungskontrolle und
der Messung von natürlichen
Schwefelverbindungen.
Auf der gat 2013 wird das komplette
Leistungsspektrum ausgestellt:
""
Mobile und stationäre Messgeräte
(Referenzgeräte nach G 280):
ODOR handy plus, ODOR online,
ODOR control und CompactGC
Gasodor S-Free®,
ODOR total S II
– Referenzmesstechnik nach
DVGW-Arbeitsblatt G 280
– Etablierte Messtechnik für die
Schwefelbestimmung nach
DVGW-Arbeitsblatt G 260
""
Nach G 280-3 zertifizierte Kalibriergase
""
Wartungen, Kundendienst und
Schulungen
""
Dienstleistung (Odormessungen
vor Ort für alle Odoriermittel)
Axel Semrau® bietet
für alle verschiedenen
Arten der Odoriermittel
(THT, Mercaptane, Gasodor
S-Free® und Spotleak® Z)
eine Messtechnik an.
Ein Schwerpunkt der Ausstellung
liegt auf dem ODOR
handy plus, das 2011 eingeführt
wurde. Dieses Handmessgerät
für die schnelle
Odorierungskontrolle vor
Ort hat sich in den letzten
Jahren großer Beliebtheit
erfreut und das ODOR
handy erfolgreich abgelöst.
Zusätzlich zu der
bewährten Sensortechnik bietet
das neue Handy ein übersichtliches
mehrzeiliges Display,
moderne Menütechnik
und einfache Funktionstasten.
Ein Datenspeicher ermöglicht die
direkte Archivierung der Daten
inklusive der Messstellennummern.
Die Zubehörpalette wurde um eine
Schnittstelle zur Datenausgabe,
eine Archivierungssoftware und
eine Ladestation erweitert.
Zur Bestimmung von Schwefelwasserstoff
(H 2 S), natürlichen Mercaptanen,
Sulfiden und Carbonylsulfid
(COS) bietet Axel Semrau®
Gaschromatographen an. Es handelt
sich hierbei um optimierte
Messsysteme für den Automatikbetrieb
im Feld sowie zur manuellen
Bedienung im Labor.
Kontakt:
Axel Semrau®,
Tel. (02339) 1209-61,
E-Mail: info@axel-semrau.de,
www.axel-semrau.de
Halle 12 / E5.1.
ODOR handy plus.
info@axel-semrau.de
ODOR on-line
Kompetenz in Odorierungskontrolle
& Schwefelmessung
Stationäre Messgeräte
Handmessgeräte
NEU: auch nach
DVGW G260
Dienstleistung
September 2013
gwf-Gas Erdgas 613

SONDERTEIL
Aus GreyLogix GmbH und Bilfinger alpha msr GmbH
wird Bilfinger GreyLogix GmbH
Im Zuge des Gesellschafterwechsels
der GreyLogix GmbH zum Bilfinger
Konzern – hier gehört das
Unternehmen seit Jahresbeginn zur
Bilfinger Industrial Technologies
Gruppe – sind durch die Zusammenführung
der Bilfinger alpha msr
GmbH und der GreyLogix GmbH
neue Synergien geschaffen worden.
Beide Gesellschaften waren in der
Vergangenheit in sehr ähnlichen
Geschäftsfeldern tätig und bündeln
ihr Leistungsportfolio von nun an in
einer Gesellschaft. Der Bereich Erdgastransport,
-verteilung und -speicherung
ist schon immer das zentrale
Betätigungsfeld der Bilfinger
alpha msr und der Bilfinger GreyLogix
gewesen. Mit tiefgreifenden verfahrenstechnischen
Kenntnissen
werden Neubauten, Umbauten und
Migrationen mit EMSR ausgerüstet.
Stationsleittechnik
Mit über 25 realisierten Verdichterstationen
und 10 umgesetzten Erdgasspeichern
ist Bilfinger GreyLogix
einer der großen Lieferanten für
Leittechnik. Standard-Leittechnik
von großen Herstellern ist dabei
erste Wahl für große Anlagen wie
Erdgastransportstationen und Erdgasspeicher.
Von der Planung über
die Inbetriebnahme bis zum Bereitschaftsdienst
und Service werden
Teilleistungen, die für den Bau und
Betrieb der Anlagen notwendig
sind, geliefert. Eine große Rolle spielen
dabei die sicherheitsgerichteten
Steuerungen, die nach der SIL61511
geplant und gebaut werden.
Gasdruckregelstationen
und Verteilnetz
Der seit Jahren bekannte Standard
APC 957 wird als kompaktes Automatisierungsgerät
ausgeliefert, der
mit STEP7 programmierbar ist und
einer 7“-Visualisierung mitbringt.
Prädestiniert als Stand-alone-System
für kleine bis mittlere Erdgasanlagen
bringt es built-in Funktionalität
für Erdgas-Bezugsmengenoptimierung
für kaskadierte mehrschienige
Regelungen. Folgende Funktionen
sind vorbereitet:
""
Druckregelung mit Zählerschutz
""
Druckbegrenzung mit Eichgrenzüberwachung
""
Durchflussregelung mit Druckhaltung
""
Durchflussregelung mit Mengenumwerterfunktionalitäten
""
Split Range Regelung
Das PCS7000 ist ein weiteres
Standardprodukt der Bilfinger Grey-
Logix, welches als skalierbares Stationsleitsystem
in der Erdgasversorgung
eingesetzt wird.
Biogaseinspeisung – Biogas-
Upgrading
Bilfinger GreyLogix arbeitet seit
10 Jahren mit der eigenen Lösung
BiogasControl, um den Herstellungsprozess
von Biogas optimal zu
gestalten. In den letzten Jahren
konnten die Lösungen auch auf die
Biogaseinspeisestationen inkl. Gasaufbereitung
und Verdichter erweitert
werden.
Erneuerung von Einheitenleittechnik
für Gasturbinen
Besonderes Wissen hat sich Bilfinger
GreyLogix im Bereich Gasturbinen
angeeignet. Die hauseigene Spezialistentruppe
hat sich auf Gasturbinen
vom Typ GE Frame Series und
LM Series, Rolls-Royce Avon und Siemens
V63 spezialisiert. Für diese Turbinen
existiert das Aerologix Steuerund
Regelkonzept, welches bei
Revampings und Ablösung der
OEM-Steuerung zum Einsatz kommt.
NomiX - IT-gestützte
Systeme für Technischen
Anlagenmanagement
Technische Speichermanagementsysteme
sorgen für einen optimierten
und renditeorientierten Betrieb
der Anlagen und sind ein weiterer
Schwerpunkt der Gasabteilung. Da -
bei sind externe System wie SAP
EAM oder Acron einfach zu integrieren.
Auch können Zustandsbewertungen
risikobehafteter Anlagenteile
mit in die Bewertung einbezogen
werden. Die Betriebsführung
erhält somit wertvolle Daten, die
eine kostenoptimierte, sichere und
auch anlagenschonende Betriebsführung
möglich machen.
Schaltanlagen, Service
und Wartung
GreyLogix fertigt Schaltanlagen in
eigener Produktion. Die Fertigung
ist mitnmodernen Maschinen und
Werkzeugen ausgerüstet und arbeitet
nach LEAN. Infrastrukturanlagen
werden von Bilfinger GreyLogix
über ihren gesamten Lebenszyklus
begleitet.
Anlagendokumentation
Die Dokumentation von technischen
Anlagen ist ein zentrales Element
der Werterhaltung technischer
Anlagen. Die Aktualisierung
und Pflege der Dokumentation
sowie die IT-gestützte Erfassung
von Dokumenten und der Dokumentenbezeichnung
stehen dabei
im Mittelpunkt der angebotenen
Leistungen. Auch die Redokumentation
durch Migration der CAE-
Konstruktionszeichnungen auf da -
tenbankbasierende Systeme (Comos,
Engineering base) gehört hier zum
Lieferumfang.
Kontakt:
Bilfinger GreyLogix GmbH,
Tel. (0461) 50 54 87 0,
www.greylogix.de,
Halle 12 / D9.1
September 2013
614 gwf-Gas Erdgas

Mit Software die Prozesskosten
senken
AKTIF Technology stellt auf der
gat 2013 in Nürnberg die Automatisierung
der Geschäftsprozesse
von Gaslieferanten und EVU in den
Vordergrund seiner Präsentation.
Regelmäßige neue Regulierungsund
Formatvorgaben durch den
Gesetzgeber und die Bundesnetzagentur
erhöhen die Anforderungen
an Personal und IT-Ausstattung
in Unternehmen. Auf der gat 2013
zeigt der Senftenberger Softwarespezialist
deshalb an verschiedenen
Beispielen aus dem Energielogistikprozess,
wie Gaslieferanten
mit Hilfe von intelligenten Softwarelösungen
Kosten und Ressourcen
einsparen können.
Im Fokus steht dabei die automatisierte
Abwicklung von zyklisch
wiederkehrenden Tätigkeiten, wie
die Abwicklung des Lieferantenwechsels
(GeLi Gas), die INVOIC-
Verarbeitung und die Rechnungslegung.
In der Rechnungsprüfung des
AKTIF dataService werden eingehende
Netznutzungsrechnungen
im INVOIC-Format automatisiert
verarbeitet. Das Tool überprüft mittels
Schattenrechnung, ob Preise
und Mengen stimmen und die
Werte aus verschiedenen Berechnungsarten,
wie Staffelung, Zone
oder Sigmoid plausibel sind. So ist
es möglich, dass die Verarbeitung
der elektronischen Netznutzungsrechnungen
weitgehend automatisiert
und mit geringem Personalaufwand
realisiert werden kann.
Die AKTIF Abrechnung ist
sowohl auf Standardlastprofil – als
auch auf leistungsgemessene Kunden
ausgerichtet. Bei der automatisierten
Rechnungserstellung werden
Zonenmodelle inklusive der
kompletten Preisstrukturen sowie
unterschiedliche Abrechnungsverträge,
auch für HEL-Konstrukte
berücksichtigt. Der Gesamtprozess
der Rechnungslegung, von der
Rechnungsanlage bis zum Versand
des Rechnungsdokumentes kann
ebenfalls automatisiert werden,
wodurch eine große Anzahl von
Rechnungen trotz individueller
Preismodelle und Abrechnungsvarianten
in kurzer Zeit und mit hoher
Qualität erstellt werden können.
Die Gemeinschaftsfläche IT goes
Energy und die Einbettung eines IT-
Podiums in der Ausstellung der gat
2013 unterstreichen die steigende
Wichtigkeit der IT im energiepolitischen
Kontext. AKTIF wird diese
Gelegenheit nutzen und die Ausführungen
zum Thema „Automatisierung
der Geschäftsprozesse im
EVU: Lieferantenwechsel, Netznutzungsrechnungsprüfung,
Abrechnung“
mit einem Vortrag am Dienstag
den 1. Oktober 2013 vertiefen.
Kontakt:
AKTIF Technology GmbH,
Sindy Höntsch,
Tel. (03573) 36318-0,
E-Maiol: hoentsch@aktif-technology.com,
www.aktif-technology.com
Halle 12 / C7.
UNTER HOCHDRUCK
IHR PARTNER FÜR DIE
ERDGASBRANCHE
______
In der Erdgabranche steht der Name
Bilfinger GreyLogix europaweit für
technisch ausgereifte, zukunftsweisende
Systeme.
Mit über 25 realisierten Verdichterstationen
und 10 umgesetzten Erdgasspeichern
sind wir einer der großen
Lieferanten für effiziente Leittechnik.
______
BILFINGER GREYLOGIX GMBH
www.greylogix.bilfinger.com
September 2013
gwf-Gas Erdgas 615

Sonderteil
Detektion von Methankonzentrationen
aus bis zu 30 m Entfernung
Mit dem mobilen Lasermessgerät ELLI (Esders Laser
Leak Indicator) lassen sich schwer zugängliche Gaslecks
aus bis zu 30 m Entfernung aufspüren.
Quelle: Esders GmbH
Bisher war das Aufspüren von
Gaslecks eine zeit- und kostenintensive
Angelegenheit, da hierfür
Flammionisations- oder Halbleiter-
Gasdetektoren verwendet werden
mussten. Hinzu kam die Gefahr
durch das Arbeiten in großen
Höhen oder Gefährdungsbereichen.
Um diesem Problem zu begegnen,
hat die Esders GmbH jetzt ein Lasermessgerät
entwickelt, mit dem sich
auch schwer zugängliche Gaslecks
aus bis zu 30 m Entfernung aufspüren
lassen. Mit dem mobilen Lasermessgerät
ELLI (Esders Laser Leak
Indicator) können beispielsweise
auch undichte Stellen in Biogasoder
Industrieanlagen sowie an
Gasleitungen auch in großer Höhe
aufgespürt werden. Auch durch isolierverglaste
Fenster von Gebäuden
hindurch kann das Gerät Methankonzentrationen
feststellen. Dazu
ermittelt das Gerät die Methankonzentration
mit Hilfe des Unterschieds
zwischen dem ausgesandten
und dem zurückreflektierten
Infrarotlaserstrahl, wobei dessen
Wellenlänge die selektive Messung
von Methan garantiert. Als Wert
wird die Konzentrationslänge in
ppm x m ausgegeben, also das Produkt
aus der Methankonzentration
zwischen dem Detektor und dem
Ziel sowie der Weglänge durch die
Gaswolke. Dabei umfasst ELLI einen
Messbereich von 0 bis 50.000 ppm
mal Meter.
Kontakt:
Esders GmbH,
Tel. (05961) 9565-0,
E-Mail: info@esders.de, www.esders.de
Halle 12 / D7.1.
Passgenaue Asset-Management Lösungen
Die
ESN-Unternehmensgruppe
mit bundesweit elf Standorten
und Hauptsitz in Schwentinental/
Kiel bietet ein innovatives Lösungs-,
Dienstleistungs- und Produktportfolio
in den Kernbranchen Energieund
Wasserwirtschaft, Wohnungsund
Immobilienwirtschaft, öffentliche
Verwaltung sowie Industrie.
Das Team von zurzeit 220 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeitern steht für
eine durchgängige Prozesskette der
Analyse, Beratung, Planung, Entwicklung,
Einführung und Implementierung
effizienter und innovativer
Businesslösungen. Kernthemen
sind das Asset-, Geodaten-,
Liegenschafts- und Prozessmanagement,
die Sicherheitstechnik und
die Integration passgenauer IT-
Lösungen in die Geschäftsprozesse.
Im Kontext der Energiewende reicht
das Portfolio von Themen des Netzausbaus
über maßgeschneiderte
Lösungen und Konzepte für erneuerbare
Energien bis zu Lösungen für
die Windwirtschaft.
Auf dem Gemeinschaftsstand „IT
goes ENERGY“ werden schwerpunkthaft
passgenauen Asset-
Management-Lösungen vorgestellt.
Dabei zeigt ESN aktuelle und praxisorientierte
Projektlösungen für die
Betriebsführung. Der Technische
Betriebsmanager TBM ermöglicht
dabei das Management aller anlagen-
und netzrelevanten Daten
sowie die geschäftsprozessorientierte
Bearbeitung sämtlicher Aktivitäten
in Netzbetrieb und Netzservice:
von der Wartung und Instandhaltung
bis hin zu einem um -
fassenden Störungsmanagement.
Die mobilen Anwendungen
smarter|maps und smarter|mobile,
das LIS ® für das Liegenschaften-
und Leitungsrechtemanagement
sowie die Online-Planauskunft sind
weitere Themen. Des Weiteren wird
mit dem EnergieEffizienz|Kataster
ein von ESN entwickeltes Planungswerkzeug
vorgestellt, das Energieversorgern,
Netzbetreiber, Wohnungsunternehmen
und Gewerbekunden
Informationen für
strategische Entscheidungen zur
Erreichung der Energieeffizienzziele
liefert.
Kontakt:
ESN EnergieSystemeNord GmbH,
Dipl.-Ing. Thomas Voigt,
Tel. (0361) 564 1566,
E-Mail voigt@esn.de,
www.esn.de
Halle 12 / C7.
September 2013
616 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Baustellengerechte GFK-Beschichtung für
Stahlrohrleitungen bei HDD Verfahren
Die zusätzliche Beschichtung
von PE-Werksumhüllten Stahlrohren
mit GFK wird zunehmend
zum Stand der Technik. Fibercoat-
UVcure ist ein glasfasergewebeverstärktes
Verbundmaterial der dritten
Generation.
Das Material wird von der Rolle
montagefertig vorimprägniert mit
Harz angeliefert und härtet mit UV-
Licht aus. Ein Mischen und Laminieren
auf der Baustelle entfällt.
Ein Rollenformat von 100 oder
300 mm Breite machen die Montage
sicher.
Das speziell für die Beschichtung
von Rohrleitungen entwickelte GFK-
System für die grabenlose Verlegung
zeichnet sich durch folgende
Eigenschaften aus:
""
Glasfasergewebebandage, keine
kurzen Faserstücke, bringt Stabilität.
""
Die Dicke pro Lage beträgt nur
0,75 mm und macht das System
dadurch flexibel.
""
Die Bandage ist sehr lichtdurchlässig
und lässt die Härtung von
bis zu 8 mm Schichtdicke (ca.
10 Lagen) in einem Vorgang zu.
""
Abrieb-, Schlag- und Scherfestigkeit.
""
Eignung sowohl für den Schutz
kompletter Rohrstränge, als
auch z. B. nur der Schweißnahtbereiche.
""
Typische Einsatzgebiete im Rohrleitungsbau
sind der mechanische
Schutz bei grabenloser Verlegung,
insbesondere HDD.
""
Boden-Luft Übergängen.
""
Rohrstützen, Schellen und -Aufhängungen.
Durch die Vorimprägnierung des
Systems im Werk, ist ein optimaler
Schutz der Umwelt gewährleistet.
Ein wie beim klassischen Laminiervorgang
übliches Abtropfen der
Harze kommt nicht vor. Das System
wird mit allen zur Montage notwendigen
Zubehörmaterialien geliefert,
hierzu gehören spezielle Handschuhe,
klare Folien zum Anpressen
auf die Rohroberfläche, auf Wunsch
auch UV-Lampen etc.
Kontakt:
4 pipes GmbH,
Frank Hellmann,
Tel. (0911) 81006-170,
E-Mail: f.hellmann@4pipes.de,
www.4pipes.de
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 617

SONDERTEIL
Kamstrup Inspektionssystem bei den
Stadtwerken Düren im Einsatz
Frühere Prüfmethode.
Die Wurzeln der Stadtwerke
Düren GmbH (SWD) liegen in
der kommunalen und der zentralen
Energie- und Wasserversorgung
Dürens und reichen in die ersten
Hälfte des 19. Jahrhunderts zurück.
Die SWD ist der regionale Erdgasversorger
für das Stadtgebiet Düren
und die umliegenden Ortsteile.
Auch in der Gemeinde Merzenich ist
die SWD als Grundversorger zuständig.
Die SWD versorgt täglich rund
30 000 Privathaushalte und Gewerbekunden
mit Erdgas.
Frühere Prüfmethode
Dipl. Ing. Volker Diekemper, Abteilungsleiter
Betrieb Netze und Uwe
Giesen, Sachkundiger Gasdruckregelung
und zuständig für die
Instandhaltungsplanung, er zählen,
wie früher bei der Stadtwerke Düren
GmbH geprüft wurde:
„Die Prüfeinrichtung bestand aus
zwei Minimeßschläuchen, einem
Nadelventil sowie zwei digitalen
Manometern mit unterschiedlichen
Messbereichen zur Bestimmung
von Vor- und Hinterdruck. Die
eigentlichen Schwierigkeiten bei
den Funktionsprüfungen bestanden
in den unterschiedlichen
Druckänderungsgeschwindigkeiten
im Hinblick auf die Auslösepunkte
vom internen SBV des Reglers und
dem SAV. Hier war ein hohes Maß an
Erfahrung im Umgang mit dem
Nadelventil notwendig. Zusätzlich
wurde während der Prüfungen das
Ausgangsvolumen mit „aufgedrückt“.
Die Größe des Ausgangsvolumens
spielte daher während
der früheren Prüfmethode, vor
allem bei größeren Dimensionen,
zeitlich gesehen, eine wesentliche
Rolle. Grenzwerte wurden den Mitarbeitern
nicht systemunterstützt
vorgegeben. Ein direkter Vergleich
während der Durchführung der
Arbeiten mit den Messwerten der
letzten Funktionsprüfung fand nicht
statt. Vergleichende Leckratenbestimmungen
und SAV Einzelprüfungen
konnten ebenfalls nicht durchgeführt
werden.
Die Berichte wurden nach den
Vorgaben der G 495 incl. einiger
Ergänzungen handschriftlich erfasst
und nachträglich digitalisiert. Eine
vergleichende Trendanalyse war
nur mit erheblichem manuellem
Aufwand möglich.
Die Investitionen in ein Prüfsystem
wurden von der Stadtwerke
Düren GmbH bewusst im Vorfeld
der Anreizregulierung getroffen,
um im weiteren Verlauf die operativen
Kosten zu senken. Diese Kostensenkung
wird sowohl durch die
Einführung der zustandsorientierten
Instandhaltung als auch durch
den automatisierten Datenfluss und
die deutlich leichtere Auswertung
bzw. Beurteilung der Daten erreicht.
Zustandorientierten
Instandhaltung
Seit 2006 haben die Stadtwerke
Düren das Kamstrup Inspektionssystem
im Einsatz. Alle Gasdruckregelanlagen
wurden mit der
Sicherheits- Diagnose- und Messkupplungen
ausgerüstet. Das Ziel
der Stadtwerke Düren ist laut Dipl.-
Ing. Volker Diekemper, Abteilungsleiter
Betrieb Netze:
""
Eine Verbesserung der Qualität
und Aussagekraft der Messergebnisse
""
Einen sicheren Messablauf mit
geringen Eingriffen in die Anlage
""
Eine Erhöhung der Prozesseffizienz
durch den Einsatz des
Kamstrup Inspektionssystems
Die bedienerunabhängige Funktionsprüfung
und die automatisierte,
papierlose Daten-Verarbeitung
über ein explosionsgeschützten
PDA mit Übertragung der
Messergebnisse in das firmeneigene
Netzwerk, haben enorme Vorteile
im Vergleich zur bisherigen
Verarbeitung von papiergebundenen
Funktionsprüfungen und Inspektionen
vor Ort und der anschließenden
Nachbearbeitung im Büro.
Das Kamstrup Inspektionssystem
bietet dem Kunden die Möglichkeit
die Prüfungsverfahren selbst
zu gestalten. Der im PDA hinterlegte
Prüfungsablauf wurde von
den Stadtwerken Düren selbst entwickelt
und entspricht den Protokollanforderungen
des DVGW-
Arbeitsblattes G 495.
Ziel der Stadtwerke Düren ist die
Einführung der zustandsorientierten
Instandhaltung für die Gasdruck-
September 2013
618 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
regelanlagen. Hierzu wurden auch
schon sehr konstruktive Gespräche
mit der Bezirksregierung Arnsberg,
in ihrer Funktion als Überwachungsorgan,
im Hinblick auf die Gashochdruckleitungsverordnung,
geführt.
Neben die Bewertung der anlagenspezifischen
technischen Rahmenbedingungen
spielt der Messwertvergleich
zur Ermittlung der anlagenindividuellen
Verschleißsituation
eine wesentliche Rolle. Hier erleichtert
und verdeutlicht die CONNE-
XION® Software, durch seine grafische
Darstellung der Messwerte, die
Arbeit wesentlich.
Die gerechnete Amortisationszeit
des Kamstrup Inspektionssystems
liegt, bei konsequenter Einführung
der zustandsorientierten
Instandhaltung in Düren, bei etwa
vier Jahren.
Funktionsweise des
Inspektionssytems
Das Kamstrup Inspektionssystem
für Gas-Druckregelanlagen besteht
aus zwei Hauptkomponenten:
""
das tragbare PLEXOR®-Prüfgerät
""
das CONNEXION® Softwarepaket
Mit dem tragbaren und leicht
bedienbaren PLEXOR®-Prüfgerät
werden die Hauptbestandteile der
Gasdruckregelanlage sorgfältig und
Bedienerunabhängig auf ihre Funktion
geprüft. Dabei werden quantitative
und objektive Prüfergebnisse
erzeugt. Das PLEXOR®-Prüfgerät
wird an speziell entworfenen und
fest in den Gasstationen montierten
Systemkupplungen angeschlossen.
Die Messwerte werden automatisch
und drahtlos, ohne Einflussnahme
des Sachkundigen, in einen Laptop
oder PDA übernommen und darin
gespeichert. Die Resultate der Inspektionen
werden manuell in den
Laptop/ PDA eingegeben. Auf diese
Weise wird der Ist-Zustand der
geprüften Installation genauestens
festgestellt. Anschließend werden
die Testergebnisse mit Hilfe der
CONNEXION®-Software mit dem
Soll-Zustand verglichen. Das Inspektionssystem
vom Kamstrup passt
hervorragend in die herkömmlichen
Instandhaltungsstrategien. Es öffnet
bei Bedarf auch den Weg zur zustandorientierten
In standhaltung, die in
industriellen Anlagen bereits gängige
Praxis darstellt.
Das CONNEXION®-Software paket
besteht aus anpassungsfähigen
Computerprogrammmodulen.
CONNEXION® kann autark oder
an ein Betriebsmanagementsystem
angekoppelt werden. Der Datenaustausch
geschieht im XML Format.
Arbeitsaufträge mit den Anlageninformationen,
aus einem Betriebsmanagementsystem,
können leicht
übernommen werden. Die Schnittstelle
zwischen CONNEXION® und
einen Betriebsmanagementsystem
kann leicht und flexibel eingerichtet
werden. Realisiert wurden bereits
Schnittstellen mit SAP PM, EnVIstOr
Gas, K3V, Maximo und Berit Toms. I
Kontakt:
Kamstrup,
Tel. (0621) 321 689 60,
www.kamstrup.de
Halle 12 / B 1.3.
Einsatz des
Kamstrup Inspektionssystems.
Anz_Medenus_GWF2013_187x61:Layout 1 06.03.2013 09:27 Seite 2
September 2013
gwf-Gas Erdgas 619

SONDERTEIL
Sondenkomplettset für den Bereitschaftsdienst
Schütz Messtechnik ist seit mehr
als 40 Jahren als Entwickler und
Hersteller von Gasmess- und Gasspürgeräten
tätig. Das Sortiment
reicht vom einfachen Handgeräten
für die Gaslecksuche, über Universalmessgeräte
zum sicheren Gasnetzbetrieb,
bis hin zum komplett
ausgestatteten Messfahrzeug.
Zur Lecksuche an Gasleitungen
werden unter anderem auch Sonden
eingesetzt. In diesem Bereich
wurde das Lieferprogramm von
Schütz um eine Reihe anwenderfreundlicher
Neuentwicklungen
erweitert. Neben Teppich-, Glocken-,
Raumsonden mit Stahlrohrgestänge
gibt es von Schütz seit
neuestem auch gewichtsoptimierte
Kohlenstofffaser-Varianten. Neu ist
der Sonden-Geräte Koffer mit der
gesamten Ausrüstung, die für den
Bereitschaftsdienst benötigt wird.
Bei dieser Geräteausstattung können
Glocken- und Bohrlochsonde
aus Karbonfaser modular zusammen
bebaut werden. Die Teppichsonde
verfügt ebenfalls über ein
komfortables Stecksystem bei dem
das Rollen- und Teppichmodul mit
einem Schnellverschluss am Führrohr
befestigt werden kann. Der
Bereitschaftskoffer kann wahlweise
mit den Messgeräten GM 3100 oder
GM 5 ausgestattet werden.
Kontakt:
Schütz GmbH Messtechnik,
Tel. (07821) 3280 100,
E-Mail: info@schuetz-messtechnik.de,
www.schuetz-messtechnik.de
Halle 12 / D6.1.
Armaturen der Gas- und Wasseranwendung
Voigt Armaturen ist seit mehr als
38 Jahren Hersteller von Armaturen
der Gas- und Wasseranwendung.
Als Systemanbieter bietet VAF
eine Produktpalette, die in enger
Verbindung mit den Kunden entwickelt
wird. Die Fertigung und Entwicklung
erfolgt am Firmensitz, mitten
im Ruhrgebiet, in Gelsenkirchen.
Moderne Fertigungsanlagen si -
chern, ebenso wie eine umfassende
Qualitätssicherung nach DIN EN ISO
9001:2008, die Qualität von VAF –
Armaturen.
Zum Programmangebot gehören
u. a.:
""
Anbohrarmaturen für alle gängigen
Rohrwerkstoffe, mit mechanischer
Sattelverbindungstechnik
oder als Aufschweißarmatur.
""
Verbindungsarmaturen wie
Stahl / PE - Werkstoffübergänge,
Flanschverbinder und Rohrkupplungen
in vielfältiger Form.
""
Dicht - und Reparaturschellen.
""
Hauseinführungen in allen gängigen
Bau- und Ausrüstungsformen
sowie dem passenden
Zubehör.
""
Ausblasearmaturen zur Beund
Entlüftung.
""
Einbaugarnituren.
""
Ein umfassendes Zubehörangebot.
Die Produktpalette ist mit zahlreichen
Baumusterprüfungen und
DVGW-Registrierungen versehen
und wird ständig den aktuellen
Anforderungen angepasst.
Kontakt:
VAF Voigt Armaturen,
Tel. (0209) 944104-10,
E-Mail: info@vaf-voigt.de, www.vaf-voigt.de
Halle 12 / B6.2.
September 2013
620 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Gemeinschaftsstand der Forschungsstellen Gas
im DVGW-Institutsverbund
Die Forschungsstellen Gas im
DVGW-Institutsverbund DBI,
EBI und GWI präsentieren sich auch
in diesem Jahr wieder auf einem
Gemeinschaftsstand.
Die DBI Gas- und Umwelttechnik
GmbH (DBI GUT) und DBI – Gastechnologisches
Institut gGmbH
Freiberg (DBI – GTI) bearbeitet als
Forschungs- und Entwicklungsgruppe
seit langem die gesamte Wertschöpfungskette
der Gasversorgung
von der Förderung über die
Speicherung, den Netztransport bis
hin zur effizienten, umweltschonenden
Integration der erneuerbaren
Energieträger. Zur diesjährigen gat
werden insbesondere Themen aus
der Energiewende und zur Neugestaltung
der Gasversorgung im Vordergrund
stehen. Dazu gehören
neben dem Thema Power-to-Gas
auch die Entwicklung und der Einsatz
von Smarten Elementen in den
Gasnetzen. Darüber hinaus werden
die Ergebnisse der DVGW-Innovationsoffensive-Studie
Biogaspotenzialatlas
vorgestellt. Ebenso werden
Fragen u. a. zum Umgang mit eingespeisten
erneuerbaren Gasen im
Netzbetrieb sowie bei häuslichen
und industriellen Gasverbrauchern
beantwortet.
Die DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut (DVGW-EBI)
ist eine gemeinsame, unabhängige
Einrichtung des Deutschen Vereins
des Gas- und Wasserfachs (DVGW)
und des Karlsruher Instituts für
Technologie (KIT). Gasseitig werden
Forschungsarbeiten im Bereich der
Erzeugung und Einspeisung von
gasförmigen Brennstoffen aus regenerativen
Quellen, zur Gasversorgung
und -verteilung sowie zur
Gasverwendung durchgeführt. Das
DVGW-Prüflaboratorium Gas prüft
und zertifiziert in Zusammenarbeit
mit dem DVGW Materialien, Bauteile
und Geräte der Gasverteilung
und -anwendung. Das brennstoffchemische
Laboratorium ist auf die
Probenahme und Analyse von gasförmigen,
flüssigen und festen
Brennstoffen spezialisiert. Wasserseitig
werden neue Analyseverfahren
entwickelt und verfahrenstechnische
Fragestellungen im Bereich
der Wasseraufbereitung und -versorgung
bearbeitet.
Der Gas- und Wärme-Institut
Essen e.V. (GWI) wurde 1937 gegründet
und konnte 2012 auf sein
75-jähriges Bestehen zurückblicken.
Als Brancheninstitut werden in
Kooperation mit Universitäten,
Hochschulen und Instituten praxisorientierte
Forschungsvorhaben
durchgeführt. Aktuell fokussieren
sich die Arbeiten auf die Gestaltung
der Energiewende, hier ist das GWI
mit zwei F&E-Abteilungen „Geräteund
Brennstofftechnik“ sowie
„Industrie- und Feuerungstechnik“
gut aufgestellt. Die Themenschwerpunkte
liegen u. a. bei Fragestellungen
zu Auswirkungen von Gasbeschaffenheitsschwankungen,
der
Integration erneuerbaren Energien
in bestehende Versorgungsstrukturen
sowie in der Kraft-Wärme-Kopplung.
Kontakt:
DBI Gas und Umwelttechnik GmbH &
DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg
www.dbi-gut.de
www.dbi-gti.de
DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des
Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)
www.dvgw-ebi.de
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V.
www.gwi-essen.de
Halle 12 / D8.
Wärmetauscher für Prozessgase
Spezialist für individuelle Lösungen
Anwendungsoptimierte Auslegung
Hochdrucklösungen für Erdgasvorwärmer
FriCon – das Gaskühlsystem
Optimierte Betriebskosten durch
reduzierte Kälteleistung
Modular erweiterbar
Anschlussfertige Verrohrung und Service
Vertrauen durch Kompetenz
5000 realisierte Projekte
40 Ingenieure verschiedenster
Fachrichtungen
FEM Analysen und CFD Simulationen
www.aprovis-gmbh.de
Ornbauer Str. 10
91746 Weidenbach
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Tel.: +49 (0) 9826 / 6583 - 0
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 621

SONDERTEIL
Erdgas- und Energiemengenmessung mit
Coriolismassemesssystem Proline Promass
Von Daniel Winter
Nur wenige Standorte in Europa
bieten ähnlich gute Voraussetzungen
zur Erdöl- und Erdgasspeicherung
in Salzkavernen wie Etzel
in Ostfriesland. Nicht nur die günstige
Lage, gerade mal 25 km von der
Nordsee entfernt und somit in
nächster Reichweite zum einzigen
Tiefseehafen Deutschlands in Wilhelmshaven,
ermöglicht eine einfache
Logistik für die Bevorratung von
Erdöl. Auch für Erdgas bieten sich
gute Anbindemöglichkeiten, da an
der Küste die Erdgasleitungen
„Norpip“ sowie die „Europip I“ und
die „Europipe II“ anlanden. Ebenso
bietet der in Etzel vorhandene, in
bis zu 4 000 m Tiefe gelegene, 17 km
lange und 5 km breite Salzstock
optimale Voraussetzungen zur Nutzung
als Kavernenspeicher. Bis zu
130 Kavernen können hier geschaffen
und betrieben werden. 52 Ka -
vernen sind bereits in Betrieb.
Schon Mitte der 80er-Jahre machte
sich das norwegische Energieunternehmen
Statoil auf die Suche nach
geeigneten Lagermöglichkeiten für
Erdgas zur Kompensation eventueller
Lieferengpässe. In Etzel ist es
dann fündig geworden und dort
wurde dann der Betrieb für die
Untertagespeicherung für Erdgas,
das Etzel Gas-Lager gegründet.
Nach und nach wurden die bestehenden
Ölkavernen in Gaskavernen
umgerüstet. Das Etzel Gas-Lager –
heute eine Kooperation der Firmen
E.ON Gas Storage, Statoil Deutschland
Storage und Total Etzel-Gaslager
– verfügt nach dessen Modernisierung
und Erweiterung über insgesamt
19 Gaskavernen mit einer
Arbeitsgaskapazität von über
1,3 Mrd. m³ i.N. Damit könnten über
400 000 Einfamilienhäuser ein ganzes
Jahr lang ausreichend mit Gas
versorgt werden. Das Etzel Gas-
Lager wurde zunächst durch die
Bild 1. Proline Promass: kompakte Installation, ohne Ein- und Auslaufstrecken
ermöglichen eine platzsparende und einfache Installation.
Emden-Etzel-Pipeline versorgt, später
folgte dann die Anbindungen an
die Ferngasleitung Netra die einerseits
an die Europipe I und II an der
Nordseeküste sowie anderseits an
die deutschen Transportsysteme
angebunden ist.
Genaue Messung mit dem
Proline Promass F
Um die Mengen und den Energieinhalt
des Erdgases messen zu können,
setzen immer mehr Anwender
auf moderne, verschleißfreie und
hochgenaue Messsysteme. Auch
Statoil nutzt für eine eichamtliche
Durchflussmessung alle Vorteile
von elektronischen Messgeräten im
Etzel Gas-Lager und setzt dort zur
Messung des Eigenverbrauchs das
Coriolismassemesssystem Proline
Promass F ein.
Die Genauigkeit von Proline Promass
ermöglicht eine punktgenaue
Abrechnung. Bei der Installation
können gleich von Anfang an Kosten
reduziert werden. Beispielsweise
ermöglicht die Unabhängigkeit
vom Strömungsprofil eine sehr
einfache und kompakte Instrumentierung
ohne Ein- und Auslaufstrecken.
Das Messgerät arbeitet darüber
hinaus ohne sich bewegende
Bauteile und somit kann der Wartungsaufwand
im Vergleich zu
mechanischen Durchflussmesssystemen
extrem reduziert werden.
Aufgrund der robusten Bauweise ist
es sehr unempfindlich gegenüber
Pulsationen und Druckschlägen, die
immer mal wieder durch schnell
schließende Klappen und Ventile
verursacht werden können. Mechanische
Zähler können dabei sehr
schnell Schaden nehmen und hohe
Reparaturkosten verursachen.
Direkte Massemessung ohne
Druck- und Temperaturkompensation
Schon 1809 beschrieb u.a. der französische
Physiker Joseph Lois Gay-
Lussac (1778–1850), dass Gasvolumina,
gemessen beispielsweise von
September 2013
622 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Turbinenradzählern, Drehkolbenzählern,
Messblenden oder Ultraschallgaszählern,
sehr stark vom
Prozessdruck und der Prozesstemperatur
abhängig sind. Um diese
Abhängigkeiten zu kompensieren
und gemessene Betriebsvolumina
miteinander vergleichbar zu ma -
chen, müssen Betriebsvolumendurchflüsse
auf Referenzbedingungen
bezogen werden. Für die Be -
stimmung des sogenannten Normvolumens
sind hierzu gem. DIN 1343
eine Referenztemperatur von 0 °C
und ein Referenzdruck von 1,013
bar abs. definiert. Für diese sogenannte
Zustandsmengenumwertung
auf Normvolumen müssen
zusätzlich die Betriebstemperatur
und der Betriebsdruck gemessen
werden. Mit Hilfe eines gemittelten
Kompressibilitätsfaktors über das
ideale Gas-Gesetz kann der Normvolumendurchfluss
berechnet werden.
Da die Gaszusammensetzung
nicht immer konstant ist, ist es
zudem notwendig, die Beschaffenheit
mit einem Prozessgaschromatographen
zu messen, um schlussendlich
den Energieinhalt zu be -
stimmen.
Unabhängig von den Prozessbedingungen
kann direkt beispielsweise
der Durchfluss in kg/h erfasst
werden. Da die Masse durch das Ur-
Kilogramm in Paris definiert ist und
somit die Vergleichbarkeit gegeben
ist, entfällt die aufwändige
Zustandsumwertung. Die Erfassung
des Gasmassestromes ermöglicht
eine Messwertausgabe in Masse/
Zeiteinheit, z. B. kg/h. Ist im speziellen
Anwendungsfall das Normvolumen
erforderlich, so ist die
Umwandlung der Masse denkbar
einfach: lediglich die Division der
gemessenen Masse durch die
Normdichte ist dazu notwendig.
Hierzu stehen bereits eichamtlich
zugelassene Brennwertmengenumwerter
verschiedener Hersteller zur
Verfügung. Sie berechnen aus dem
gemessenen Gasmassefluss und der
aus einem Prozessgaschromatographen
eingelesenen Normdichte
und Brennwert den Normvolumenfluss
und die darin enthaltene
Energie.
Proline Promass 84 ist für eichpflichtige
Messungen von Gasen
einsetzbar. Hierzu liegen entsprechende
innerstaatliche Bauartzulassungen,
u. a. der PTB vor, und natürlich
auch eine EG-Baumusterprüfbescheinigung
für den europaweiten
Einsatz im eichpflichtigen Verkehr
von Brenngasen nach EG-Messgeräterichtlinie
2004/22/EG (MI-002
Modul B+D). Das Besondere dabei
ist, dass die Prüfung zur Inverkehrbringung
nicht, wie bei herkömmlichen
Volumenmesssystemen, auf
einem Hochdruckgasprüfstand
erfolgen muss. Eine Wasserkalibrierung
direkt im Herstellerwerk bei
Endress+Hauser reicht aus. Dadurch
entstehen ganz neue Möglichkeiten
bei der Eichung bzw. Nacheichung
des Messsystems in Bezug auf
Kostenoptimierung und Minimierung
von Wartezeiten.
Bild 2. Michael Mollenhauer, Leiter EMSR-Technik
bei STATOIL, am Erdgasspeicher Etzel Gas-Lager in
Ostfriesland vertraut bei der eichamtlichen Erdgasmessung
auf die Zuverlässigkeit und hochgenaue
Messung mit Proline Promass.
Bild 3. Erdgasspeicher Etzel Gas-Lager in Ostfriesland.
Genauigkeit auf lange Sicht
Nach wie vor hat die Genauigkeit
der Gasmengenerfassung höchste
Priorität. Nirgendwo sonst kann so
schnell Geld verschenkt werden wie
bei einer ungenauen Messwerterfassung
und daraus resultierender
falscher Abrechnung. Schon bei der
Kalibrierung bei Endress+Hauser
auf der genausten Produktionskalibrieranlage
mit einer auf das Urkilogramm
rückgeführten und akkreditierten
Gesamtgenauigkeit von
0,01 5% wird der Grundstein für eine
hohe Messpräzision gelegt. In Kombination
mit der von vielen Kunden
bestätigten Prozessstabilität ist ein
störungs- und wartungsfreier Messbetrieb,
auch über eine langjährige
Einsatzzeit gewährleistet. Um diese
Ansprüche vollumfänglich zu erfüllen,
werden die Coriolismassemesssysteme
von Endress+Hauser regelmäßig
auf den genauesten zur Verfügung
stehenden Gasprüfständen
geprüft und kontinuierlich verbessert.
Hier zeigt sich auch, dass mit
Wasser kalibrierte Proline Promass
auch bei Gas höchste Genauigkeiten
erzielen, und zwar als Komplettmesssystem.
Da der Gasmassestrom
direkt erfasst wird, entfallen alle
zusätzlichen Fehlerquellen durch
die bei Volumendurchflussmessgeräten
notwendigen externen Druckund
Temperaturmessungen sowie
Mengenumwertungen. Hierbei
kann durchaus in Summe ein
zusätzlicher Messfehler von 0,6 %
auf den Messfehler des Volumendurchflussmessgerätes
verursacht
werden.
Kontakt:
Endress+Hauser Messtechnik GmbH+Co. KG,
Kerstin Löffler,
Tel. (07621) 975 556,
E-Mail: kerstin.loeffler@de.endress.com,
www.de.endress.com
Halle 12 / F3.1.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 623

SONDERTEIL
(R)Evolution in der mobilen Messtechnik beim
Kathodischen Korrosionsschutz
Auf der diesjährigen gat 2013 in
Nürnberg wird ein neues KKS-
Mobilmessgerät vorgestellt. Das
4-kanalige iCorrLog folgt mit seinem
robusten Aluminium De sign,
sowie einer generellen IP67 festen
Auslegung zum Schutz vor Staub
und Feuchtigkeit, dem DAS2006.
Die Abmaße von ca. 44 x 66 x
210 mm bieten eine optimale
Größe, durch die auch der unproblematische
Einsatz im Messpfahl
und im komfortablen Gürtel-Holster
ermöglicht wird. Die verschiedenen
Funktionalitäten sind in erweiterter
Form drahtlos beispielsweise auch
über Smartphone oder Tablet-PC zu
bedienen. Das Bedienfeld auf dem
Smartphone im praktischen Handgelenkhalter
und das Messgerät im
Gürtel-Holster entlastet Anwender
speziell bei Wartungs- und Intensiv-
Messungen.
Die folgenden Anwendungsgebiete
bieten einen Überblick der
derzeit im Gerät implementierten
Messungen:
""
4 Kanal KKS-Multimeter (stets
AC+DC parallel) mit FFT-Analyse
(Frequenzspektrometer)
""
2kHz auflösender 8-Spur Messdatenlogger
""
Wartungsmessgerät
""
Beeinflussungs-Messgerät
""
Intensiv- (IFO-) Messgerät
""
mobiles Taktgerät
""
Mikrovoltmeter
""
AC-Bodenwiderstands-Messgerät
Kontakt:
STEFFEL KKS GMBH,
Tel. (05145) 9891-200,
E-Mail: steffel@steffel.com,
www.steffel.com
Halle 12/A3.3.
Technische Lösungen für den Korrosionsschutz
im Rohrleitungsbau
Schrumpfmanschetten DEKOTEC ® MTS-30; DEKO-
TEC ® MTS-55; DEKOTEC ® HTS-70 & DEKOTEC ®
HTS-90.
2013 blickt die DENSO GmbH als
Pionier des Passiven Korrosionsschutzes
auf eine über 90-jährige
Firmengeschichte zurück. Auf Basis
dieser Erfahrungen entwickelt, produziert
und vertreibt das Unternehmen
Produkte und Geräte für die
Montage und Verarbeitung in den
Bereichen Pipelines, Rohrleitungen
und von metallischen Installationen.
Die DENSO stellt technische
Lösungen für den Korrosionsschutz
im modernen Rohrleitungsbau vor.
Das Produktportfolio der weltweit
verwendeten und bereits seit Jahrzehnten
bewährten DENSOLEN
Bandsysteme, wurde um weitere
innovative Systeme erweitert. Für
die unterschiedlichen Anwendungen
der Installationen des warmschrumpfenden
Korrosionsschutzes,
hat das Unternehmen eine
eigene Produktlinie entwickelt, die
von der Niedrigtemperatur- (Wasserleitungen)
bis hin zur Hochtemperaturanwendung
von +90 °C
reicht. Am Stand können sich Interessierte
über die Details der technischen
Leistungsmerkmale der
DEKOTEC® Schrumpfmanschetten
und der Produktpalette für den passiven
Korrosionsschutz informieren.
Kontakt:
DENSO GmbH,
Tel. (0214) 2602-0,
E-Mail: info@denso.de,
www.denso.de
Halle 12/ D5.
September 2013
624 gwf-Gas Erdgas

Biogas
Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
Auch in der zweiten Auflage werden sämtliche Aspekte der Einspeisung von
Biogas von der Erzeugung über die Aufbereitung bis hin zur Einspeisung
behandelt. Schwerpunkt ist die verfahrenstechnische Betrachtung der Gesamtprozesskette.
Dabei werden die derzeit geltenden technischen, regulatorischen
und rechtlichen Rahmenbedingungen in Deutschland zu Grunde
gelegt. Das Buch soll als Standardwerk für die Biogaseinspeisung dienen und
ist an alle Interessengruppen gerichtet, die sich fachlich mit der Biogaseinspeisung
beschäftigen.
Hrsg.: Frank Graf, Siegfried Bajohr
2. Auflage 2013
ca. 500 Seiten, farbig, Hardcover + interaktivem eBook
ISBN: 978-3-8356-3363-6
Preis: € 160,–
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
www.di-verlag.de
Jetzt bestellen!
KNOWLEDGE WISSEN FÜR DIE FOR THE
ZUKUNFT FUTURE
Bestellung per Fax: +49 201 / 820 Deutscher 02-34 Industrieverlag oder GmbH abtrennen | Arnulfstr. und 124 im | Fensterumschlag 80636 München einsenden
Ja, ich bestelle gegen Rechnung 3 Wochen zur Ansicht
___Ex.
Biogas – Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
2. Auflage 2013 – ISBN: 978-3-8356-3363-6 für € 160,– (zzgl. Versand)
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Brief, Fax, E-Mail) oder durch Rücksendung der Sache widerrufen. Die Frist beginnt nach Erhalt dieser Belehrung in Textform.
Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an die Vulkan-Verlag GmbH,
Versandbuchhandlung, Postfach 10 39 62, 45039 Essen.
Bankleitzahl
Ort, Datum, Unterschrift
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PABIOG2013
Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pflege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst und gespeichert. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit einverstanden, dass ich
vom DIV Deutscher Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante, fachspezifische Medien und Informationsangebote informiert und beworben werde.
Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

SONDERTEIL
Netze für die Zukunft
Gerade kleinere Netzbetreiber
stellt die Forderung der Bundesnetzagentur
nach Effizienz vor
große Aufgaben. Sie brauchen
einen Partner, der sie technisch,
kaufmännisch und logistisch bei der
Bewirtschaftung ihrer Netze unterstützt.
Die Creos leistet dies und
macht die Netze ihrer Kooperationspartner
in den Zeiten der Energiewende
fit für die Zukunft.
Die Creos Deutschland GmbH,
mit Sitz in Saarbrücken, sichert als
Gasnetzbetreiber in der Großregion
Saarland und Rheinland-Pfalz die
unterbrechungsfreie Verteilung von
Erdgas über das eigene ca. 1 700 km
lange Gas-Hochdrucknetz und versorgt
damit rund 400 Städte und
Gemeinden mit über 2,6 Mio. Menschen.
Aus der Saar Ferngas Transport
GmbH wurde 2009 die Creos
Deutschland GmbH. Die Creos steht
im direkten Kontakt mit vor- und
nachgelagerten Netzbetreibern; sie
ist ein neutraler Mittler, der die jetzigen
und zukünftigen Herausforderungen
des Netzgeschäftes kennt.
Am Stand der Creos finden über
die zwei Messetage verteilt Impulsvorträge
mit anschließender offener
Diskussionsrunde statt. Folgende
Termine stehen bereits fest:
Thema: Management von
Energienetzen
„Hat betriebswirtschaftlich den
größten Nutzen, wer volkswirtschaftlich
sinnvoll handelt?“
Referent: Jens Apelt, Geschäftsführer
Di., 01.10.2013, 11:00 Uhr und
Mi., 02.10.2013, 10:30 Uhr
Thema: Zukunftsfähige Gasnetze
durch Zielnetzkonzeptionen
„Benötigen wir lokale bzw. regionale
Netzentwicklungspläne?“
Referent: Frank Gawantka, Leiter
Asset Management
Di., 01.10.2013, 15:00 Uhr und
Mi., 02.10.2013, 11:30 Uhr
Thema: Risiko Versorgungssicherheit
Gas – kooperative Ansätze sind
gefragt!
„Wie können wir trotz getrennter
Marktrollen einheitlich die sichere
Fahrweise des Gesamtversorgungssystems
gewährleisten?“
Referent: Michael Küster, Leiter
Stabstelle Smart Grid/Smart
Markets
Di., 01.10.2013, 17:00 Uhr und
Mi., 02.10.2013, 15:00 Uhr
Des Weiteren nimmt die Creos
an den öffentlichen Podiumsvorträgen
teil. Am 02.10.2013 um 10:00
Uhr auf der „Aktionsfläche Pipetaping“,
am Stand C5.1 referiert
Michael Küster (Leiter Stabstelle
Smart Grid/Smart Markets) über das
Thema: „Brennpunkt Versorgungssicherheit
Gas – Smart Grids können
helfen!“
Kontakt:
Creos Deutschland GmbH,
www.creos-net.de
Halle 12, E9.
September 2013
626 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Marktraumumstellung – Anpassung von Erdgas L
auf Erdgas H
Bei Marktraumumstellungen von
L- auf H- Gas werden mehrere
zehntausend Gasgeräte oftmals
innerhalb eines Jahres auf die neue
Gasbeschaffenheit angepasst. An -
passungsprojekte sind sehr komplex
und bedingen hohen logistischen
Aufwand. Für die Erfüllung
verschiedener Rahmenbedingungen
im Projekt, technische Anforderung
an Gasgeräten, Einhaltung von
gesetzlichen Bestimmungen oder
zeitlich begrenzte Abläufe wird ein
hohes Maß an die Qualitätssicherung
gestellt. Um ein gleiches Maß
an Qualität von Anpassungsprojekten
zu garantieren bedarf es bereits
im Vorfeld einer detaillierten Vorbereitung
des Projektmanagements
sowie einer strukturierten Ablauforganisation.
Die Hans Runkel GmbH bietet für
den Netzbetreiber ein umfassendes
Projekt- und Qualitätsmanagement,
entsprechend den Technischen
Regeln nach DVGW G 680 und
begleitet und kontrolliert alle Projektphasen
von der Initiierung bis
zur Zielerreichung.
Das Leistungsportfolio umfasst
für das Projekt- und Qualitätsmanagement
""
Projektplanung von Anpassungsmaßnahmen
""
Abwicklungsorganisation
""
Aktive Betreuung der Haushaltsund
Gewerbekunden
""
Terminmanagement
""
Projektablaufüberwachung
""
Qualitätssicherung
""
Qualitätskontrollen vor Ort
speziell für den Industrie- und
Gewerbekunden
""
L-/H-Gas Anpassungen
""
Flüssiggas- und Erdölumstellungen
auf Erdgas
für alle Thermoprozessanlagen wie
Schmelzanlagen, Härteanlagen, Trockenanlagen,
Masselbänder, Sinteranlagen,
Tiegelbeheizungen, Tieföfen,
thermische Nachverbrennungen,
Luft-Vorwärmungen, Ringöfen,
Infrarot- und Dunkelstrahler usw.
Das Unternehmen ist nach den
Qualifikationskriterien für Umbau-,
Anpassungs-, Kontrollfirmen und
Projektmanagement (Engineeringfirmen),
den DVGW Arbeitsblättern
G 676 und G 676 B1.
Kontakt:
Runkel GmbH & Co. KG,
Tel. (0202) 25 55 40,
E-Mail: info@hans-runkel.de,
www.hans-runkel.de
figawa/rbv Gemeinschaftsstand Halle 12 / B4.
Lösungen für die Power-to-Gas-Anwendung
Mit dem anspruchsvollen Motto
„die Zukunft sichern“ zum
Thema Power to Gas präsentiert
sich RMG by Honeywell dieses Jahr
auf der gat 2013 in Nürnberg. Vom
30. September bis zum 2. Oktober
stehen die Produkte und Lösungen
der Mess- und Regeltechnik von
RMG by Honeywell für die Powerto-Gas-Anwendung
im Vordergrund.
Auf dem Stand wird deutlich,
dass von der Gasmengen- und Gasqualitätsmessung
über die Datenanalyse
und das Datenmanagement
bis hin zur Stationsautomatisierung
und Odorisierung RMG by
Honeywell ein Partner für die Ausarbeitung
und Umsetzung von messtechnischen
Konzepten ist. Dabei
stehen Genauigkeit, Datenverfügbarkeit,
Datenseparation, Datensicherheit
und -management immer
im Vordergrund.
Neben Lösungen aus einer Hand
für die Gasindustrie stellt RMG by
Honeywell auch den neuen PGC
9303 vor, das weltweit erste Gasbeschaffenheitsmessgerät,
das die
Messung von Erdgas mit den zu -
sätzlichen Komponenten Wasserstoff
und Sauerstoff in einem Gerät
eichfähig erfassen kann. Es wurde
extra im Hinblick auf die Veränderungen
der Gasqualität im Erdgasnetz
durch Biogas-Einspeisung und
Power-to-Gas entwickelt.
Kontakt:
RMG Regel + Messtechnik GmbH,
Tel. (0561) 5007- 0,
E-Mail: rmg@honeywell.com,
www.rmg.com
Halle 12/ D3.3.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 627

Ausstellerverzeichnis
2G Home GmbH
Stand Halle 12 / B8
A.Hak
Stand Halle 12 / E10
Aerzener Maschinenfabrik
GmbH
Stand Halle 12 / F3
AKTIF Technology GmbH
Stand Halle 12 / C6.3
Allmess GmbH
Stand Halle 12 / A2.2
AFRISO-EURO-INDEX
GmbH
Lindenstraße 20
74363 Güglingen
Tel.: +49 7135 102-0
Fax: +49 7135 102-147
Mail: info@afriso.de
www.afriso.de
Stand Halle 12 / F3
ANDRITZ Ritz GmbH
Stand Halle 12 / C4
Apator GmbH
Stand Halle 12 / C4
AMV · Messgeräte GmbH
Am Schulzehnten 23
63456 Hammersbach
Tel.: +49 6185 8187 0
Fax: +49 6185 8187 27
Mail: info@AMV-Germany.
de
www.AMV-Germany.de
Stand Halle 12 / A2.2
APATOR METRIX S.A.
Stand Halle 12 / E5.2
APROVIS Energy Systems
GmbH
Ornbauer Straße 10
91746 Weidenbach
Tel.: +49 9826 6583-0
Fax: +49 9826 6583-110
Mail: info@aprovis-gmbh.
de
www: www.aprovis-gmbh.
de
Stand Halle 12 / E5.2
Awite Bioenergie GmbH
Stand Halle 12 / E5.1
Arkema GmbH
Stand Halle 12 / Stand B2.2
Axel Semrau GmbH
& Co. KG
Stefansbecke 42
45549 Sprockhövel
Tel. 02339/12090
Fax 02339/6030
Mail: info@axel-semrau.de
www.axel-semrau.de
Stand Halle 12 / E5.1
Asseco BERIT GmbH
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
AVK Mittelmann
Armaturen GmbH
Schillerstraße 50
42489 Wülfrath
Tel.: +49 20 58/901-01
Fax: +49 20 58/901-111
E-Mail: info@avkmittelmann.com
www.avkmittelmann.com
Stand Halle 12 / E2.1
ASUE e.V.
Stand Halle 12 / F1
AUMA Riester GmbH & Co.
KG
Stand Halle 12 / E2.1
AZ Gastechnik GmbH
Stand Halle 12 / F1.1
September 2013
628 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
Babendererde Engineers
GmbH
Stand IT goes ENERGY Halle
12 / C7
Barthauer Software GmbH
Stand Halle 12 / E2.2
Bauer Kompressoren
GmbH
Stand Halle 12 / D7.2
BC Deutschland GmbH &
Co. KG
Stand Halle 12 / D7
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft
e.V.
Stand figawa/rbv Gemein-
schaftsstand Halle 12 / B4
Berufsförderungswerk des
Rohrleitungsbauverbandes
GmbH
Stand Halle 12 / D4.1
BET Büro für Energiewirtschaft
und technische Planung
GmbH
Stand Halle 12 / F1.3
BG ETEM Berufsgenossenschaft
Energie Textil Elektro
Medienerzeugnisse
Stand Halle 12 / D9.1
Bittner+Krull Softwaresysteme
Stand Halle 12 / E3
Bilfinger EMS GmbH
Stand Halle 12 / D9.1
Bohlen & Doyen Bauunternehmung
GmbH
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
Halle 12 / B4
Bilfinger GreyLogix
GmbH
Conrad-Röntgen-Straße 1
24941 Flensburg
Tel.: +49 461 505487-0
Fax: +49 461 505487-100
Mail: info@greylogix.de
www.greylogix.bilfinger.
com
Stand Halle 12, D9.1
BioEnergy Decentral 2012
DLG Service GmbH
Stand IT goes ENERGY Halle
12 / C7
Brochier Rohrleitungsbau
Nürnberg GmbH
Stand Halle 12 / A2.3
bst Brandschutztechnik
Döpfl GmbH
Stand Treffpunkt BIOGAS
Halle 12 / D9
C-deg environmental engineering
GmbH
Stand Halle 12 / E5
caplog-x GmbH
Stand Halle 12 / D9
CeH4 technologies GmbH
Stand Halle 12 / D4.4
CODEX-Engineering GmbH
Stand Halle 12 / C4
Common S.A.
Stand Halle 12 / E9
Creos Deutschland GmbH
Stand Halle 12 / D8
DBI Gas- und Umwelttechnik
GmbH
Stand Halle 12 / D5
September 2013
gwf-Gas Erdgas 629

Ausstellerverzeichnis
Diehl Metering / Hydrometer
GmbH
Stand Halle 12 / E4.1
DENSO GmbH
Felderstr. 24
51371 Leverkusen
Tel.: +49 214 2602 0
Fax: +49 214 2602 217
E-Mail: info@denso.de
Internet: www.denso.de
Stand Halle 12, Stand
Nr. D5
Diehl Gas Metering
GmbH
Industriestr. 13
91522 Ansbach
Tel.: +49 981 1806-300
Fax: +49 981 1806-325
Mail: info@diehl-gasmetering.de
www.diehl.com/metering
Stand Halle 12 / E4
Drössler GmbH Umwelttechnik
Stand Halle 12 / C1
DIV Deutscher Industrieverlag
GmbH
Arnulfstraße 124
80636 München
Tel.: +49 89 203 53 66-0
Fax: +49 89 203 53 66-99
Mail: info@di-verlag.de
www.di-verlag.de
Stand Halle 12 / E4.1
DVGW Deutscher Verein
des Gas- und Wasserfaches
e.V. – Technisch-wissenschaftlicher
Verein –
Josef-Wirmer-Straße 1–3
53123 Bonn
Tel.: +49 228 91 88-5
Fax: +49 228 91 88-990
E-Mail: info@dvgw.de
www.dvgw.de
Stand Halle 12 / D 7
DVGW CERT GmbH
Josef-Wirmer Straße 1–3
D-53123 Bonn
Tel.: +49 228 91 88-888
Fax: +49 228 91 88-993
E-Mail: info@dvgw-cert.
com
www.dvgw-cert.com
Stand Halle 12 / D8
DVGW – Forschungsstelle
am Engler-Bunte Institut
des Karlsruher Instituts für
Technologie (KIT)
Stand Halle 12 / D8
DWV - Deutscher Wasserstoff-
und Brennstoffzellen-Verband
Stand Treffpunkt BIOGAS
Halle 12 / D9
DVGW Service & Consult
GmbH
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D13
Ebeling & Sohn GmbH &
Co. KG
Stand Halle 12 / E4.2
egeplast international
GmbH
Stand Halle 12 / A1.1
Electrosteel Europe S.A.
Niederlassung Deutschland
Stand Halle 12 / E2.3
elomat GmbH
Stand Halle 12 / D2
E.ON Bioerdgas GmbH
Brüsseler Platz 1
45131 Essen
T 0201 - 184 - 7831
info.bioerdgas@eon.com
www.eon.de
Stand Halle 12 / D 10
Endress+Hauser Messtechnik
GmbH+Co. KG
Stand Halle 12 / C7
Elster GmbH
Steinern Straße 19 – 21
55252 Mainz-Kastel
Tel.: +49 (0) 6134/605-0
Fax: +49 (0) 6134/605-390
E-Mail: info@elster-instromet.com
Internet: http://www.elsterinstromet.com/
Stand Halle 12 / D2
September 2013
630 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
ENERGY MEDIENSERVICE
Stand Halle 12 / E8.1
Enrotec Anlagenbau GmbH
& Co. KG
Stand Halle 12 / B1.2
envi-systems GmbH
Stand Halle 12 / D7.1
Esders GmbH
Stand Halle 12 / E7
ESK GmbH
Stand IT goes ENERGY Halle
12 / C7
ESN EnergieSystemeNord
GmbH
Stand Halle 12 / A3.2
Esters Elektronik GmbH
Stand Halle 12 / F1.2
Eurofins Umwelt GmbH
Stand Treffpunkt BIOGAS
Halle 12 / D9
Fachverband Biogas e.V.
Stand Halle 12 / C4.1
Fiorentini Deutschland
GmbH
Stand Halle 12 / F4
FHRK – Hauseinführungen
für Rohre und Kabel e.V.
Stand IT goes ENERGY Halle
12 / C7
Flonidan A/S
Stand Halle 12 / B3
FICHTNER IT CONSULTING
AG
Stand Halle 12 / C4.2
Flow Meter Group
Stand Halle 12 / D3.2
FLEXIM Flexible Industriemesstechnik
GmbH
Wolfener Str. 36
12681 Berlin
Germany
Tel.: +49 (30) 93 66 76-60
Fax: +49 (30) 93 66 76-80
Mail: info@flexim.de
www.flexim.com
Stand Halle 12 / F4
Franken Plastik GmbH
Stand Halle 12 / B6
Fritz Wiedemann und Sohn
GmbH
Stand Halle 12 / B6
Frankenluk Energienalagenbau
GmbH
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
Halle 12 / B4
GA Energieanlagenbau
Nord GmbH
Stand Halle 12 / D9.3
FRIEDRICH VORWERK
Rohrleitungsbau GmbH &
Co. KG
Stand Halle 12 / D1
Gascat Industria e Comercio
Ltda
Stand Halle 12 / E9.1
GEOMAGIC GmbH
Friedrich-Ebert-Str. 33
04109 Leipzig
Tel.: +49 341 7111 700
Fax: +49 341 7111 707
E-Mail: info@geomagic.de
www.geomagic.de
Stand Halle 12 / E9.1
September 2013
gwf-Gas Erdgas 631

Ausstellerverzeichnis
GDMcom mbH
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
Gecko Instruments GmbH
Stand Halle 12 / E9.1
Georg Fischer GmbH
Stand Halle 12 / C3.2
GERMEX GmbH
Stand Halle 12 / D5.1
GEVA Gas- und Energieverteilungsanlagen
GmbH
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
Halle 12 / B4
GMT GmbH
Stand Halle 12 / D8
GWI - Gas- und Wärme-
Institut Essen e.V.
Stand Halle 12 / D5.3
H-GAZ Sp. J.
Stand Halle 12 / D4.2
hütz + baumgarten gmbh
& co. kg
Stand Halle 12 / C6
heat gaswärmetechnische
Anlagen GmbH
Stand Halle 12 / A2.6
HUBER SE
Stand Halle 12 / B6.1
ICOdata GmbH
Stand Halle 12 / D1.1
Initiative BALSibau
Stand Halle 12 / C3.2
inotech GmbH
Stand Halle 12 / A2
IPSCO GmbH
Stand Hall12 / E11.2
Ingenieurbüro
Fischer-Uhrig
Württembergallee 27
D-14052 Berlin
Telefon: +49-(0)30-
30099390
Fax: +49-(0)30-30824212
E-Mail: info@stafu.de
www.stafu.de
Stand Halle 12 / C7
ITEMA GmbH
Stand Halle 12 / C6.3
Jens Janßen Ingenieurbüro
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
Halle 12 / B4
Jeschke Gas-Wasser-Technologien
GmbH
Stand Halle 12 / D5.4
JOHANN BUNTE Bauunternehmung
GmbH & Co. KG
Stand Halle 12 / F5
Itron GmbH
Hardeckstr. 2
76185 Karlsruhe
Tel.: +49 721 5981 0
Fax: +49 721 5981 189
Mail: info.karlsruhe@itron.
com
www.itron.com/de
Stand Halle 12 / C6.3
Josef Mehrer GmbH
& Co. KG
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
September 2013
632 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
Kamstrup b.v.
Stand Halle 12 / D2.1
Kebulin-Gesellschaft Kettler
GmbH & Co KG
Stand Halle 12 / D6
Kempchen Dichtungstechnik
GmbH
Stand Halle 12 / F4.1
KFG Level AG
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
LEWA GmbH
Stand Halle 12 / E4.3
Köster GmbH
Herrn Jürgen Höchst
Sutthauser Str. 280
49080 Osnabrück
Tel.: (05 41) 9 98-16 00
Fax: (05 41) 9 98-16 99
rohrleitungsbau@koesterbau.de
www.koester-bau.de
Stand Halle 12 / D2.1
LMF - Leobersdorfer Maschinenfabrik
GmbH & Co.
KG
Stand Halle 12 / D4.2
Kieback & Peter GmbH &
Co. KG
Stand Halle 12 / E3.4
Lovion GmbH
Stand Halle 12 / F2
KROHNE Messtechnik
GmbH
Ludwig-Krohne-Str. 5
47058 Duisburg
Deutschland
Tel.: +49 203 301 0
Fax: +49 203 301 10389
Mail: info@krohne.de
www.krohne.com
Stand Halle 12 / E3.4
Marquis GmbH
Stand Halle 12 / B6
Martin Bohsung GmbH
Stand Halle 12 / F5.1
MARTINEK GmbH - Messtechnik
Stand Halle 12 / E3.1
Max Streicher GmbH & Co.
KG
Stand Halle 12 / D4
MICHELL Instruments
GmbH
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
mobiheat GmbH
Stand Halle 12 / D3.1
N-ERGIE Service GmbH
Stand Halle 12 / B1.1
NieGaTec Niederrheinische
Gas-Technik GmbH
Stand Halle 12 / D9
nPlan engineering GmbH
Stand IT goes ENERGY Halle
12 / C7
numetris AG
Stand Halle 12 / B3.2
NZR Nordwestdeutsche
Zählerrevision
Stand Halle 12 / C7
OnTec Software Solutions
AG
Stand Halle 12 / E9.1
September 2013
gwf-Gas Erdgas 633

Ausstellerverzeichnis
ONTRAS - Gastransport
GmbH
Stand Halle 12 / C6.1
P&T Technische Mörtel
GmbH & Co. KG
Stand Halle 12 / B1
Paul Wegener GmbH
Stand Halle 12 / D5.5
Pergam Suisse AG
Stand Halle 12 / F1.1
Pichler Engineering GmbH
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
Halle 12 / B4
PRT- Rohrtechnik Thüringen
GmbH
Stand Halle 12 / E5
PPS Pipeline Systems
GmbH
Hindenburgstraße 36
49610 Quakenbrück
Telefon +49 5431 14-214
Telefax +49 5431 14-5214
Mail: info@pipelinesytems.
de
www.pipelinesystems.de
Stand Halle 12, Stand B4
PRIMAGAS GmbH
Stand Halle 12 / B2.1
PSI AG Bereich – PSIEnergy
Oel & Gas
Stand Halle 12 / D3.2
Pronova Analysetechnik
GmbH & Co. KG
Stand Halle 12 / C1.3
PSI Products GmbH
Stand Haller 12 / B1.1
PV Ansperger mbH
Stand Halle 12 / D3
PWA Electronic Service und
Vertriebs GmbH Panasonic
Computer Service Deutschland
Stand Halle 12 / E1.2
QUMA Elektronik & Analytik
GmbH
Stand Halle 12 / A3
Rädlinger primus line
GmbH
Stand Halle 12 / C1.2
Reinert-Ritz GmbH
Stand Halle 12 / C1.1
RMA Rheinau GmbH & Co.
KG
Stand Halle 12 / D3.3
RMT Rohr- und Maschinenanlagentechnik
GmbH
Stand Halle 12 / A3.4
ROXTEC GmbH
Stand Halle 12 / D5.1
Runkel GmbH & Co. KG
Erdgas-Heizsysteme
Stand Halle 12 / E7
RMG Regel + Messtechnik
GmbH
Osterholzstraße 45
D-34123 Kassel, Deutschland
Fon +49 (0)561 5007-0
Fax +49 (0)561 5007-107
E-Mail: rmg@honeywell.
com
www.rmg.com
Stand Halle 12 / D3.3
September 2013
634 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
RWE Deutschland AG
Stand Halle 12 / E7
RWE Distribuční služby,
s.r.o.
Stand Halle 12 / E7
RWE Metering GmbH
Stand Halle 12 / E7
RWE Netzservice GmbH
Stand Halle 12 / D4.2
Sachverständigen- und
Planungsbüro urban tree |
Michael Honds
Stand Halle 12 / E3.2
SAG GmbH
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
Halle 12 / B4
Salzgitter Mannesmann
Line Pipe GmbH
Stand Halle 12 / F5.4
SC AEM S.A.
Stand Halle 12 / B7
SCHANDL GmbH
Stand Halle 12 / D6.1
Schütz GmbH Messtechnik
Stand Halle 12 / A2.5
Schuck Group, Franz
Schuck GmbH
Stand Halle 12 / B9
Schwelm Anlagentechnik
GmbH
Stand Halle 12 / A2.1
Sensatec GmbH
Stand Halle 12 / E2
Sensus GmbH Ludwigshafen
Stand Treffpunkt BIOGAS
Halle 12 / D9
SEVA Energie AG
Stand Halle 12 / C6.3
SEWA GmbH
Stand Halle 12 / C3.1
SfG Service für Gasaufbereitung
Stand Halle 12 / D2.2
SICK Vertriebs-GmbH
Stand Halle 12 / F2
Siemens AG
Stand Halle 12 / A3.3
Steffel KKS GmbH
Stand Halle 12 / A3.1
Stilbos
Stand Halle 12 / F4.2
Symrise AG
Stand Halle 12 / D5.2
Testo AG
Testo-Straße 1
79853 Lenzkirch
Deutschland
Telefon: 07653 / 681–0
Fax: 07653 / 681-1559
E-Mail: info@testo.de
www.testo.de
Stand Halle 12 / B2
September 2013
gwf-Gas Erdgas 635

Ausstellerverzeichnis
TALIS Deutschland
GmbH+Co. KG
Stand Halle 12 / B2
The Sniffers NV
Stand Treffpunkt BIOGAS -
Halle 12 / D10
TOTAL Deutschland GmbH
Stand Halle 12 / A2.2
Tritschler, Feingerätebau
Laufenburg
Stand Halle 12 / E8
Union Instruments GmbH
Stand Halle 12 / C2.1
VEGA Grieshaber KG
Stand Halle 12 / A1.2
Vemm tec Messtechnik
GmbH
Stand Halle 12 / C8
Vereinigung der Fernleitungsnetzbeteiber
Gas e.V.
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D13.1
VfW - Verband für Wärmelieferung
e.V.
Stand Halle 12 / F2.1
Viessmann Deutschland
GmbH
Stand Halle 12 / E1.1
Vietz GmbH
Stand Halle 12 / A1.3
VILDUJA JSC
Stand Halle 12 / B6.2
Viega GmbH & Co. KG
Viega Platz 1
57439 Attendorn
Tel.: +49 2722 61-1100
Fax: +49 2722 61-1101
Mail: info@viega.de
www.viega.de
Stand Halle 12 / F2.1^
Voigt - Armaturen
Stand Halle 12 / C2
vonRoll Hydro Deutschland
GmbH
Stand Halle 12 / B3.3
Vorrink Stahl- und Betonschutz
GmbH & Co. KG
Stand Halle 12 / E3.3
VoTech Filter GmbH
Stand Halle 12 / E4.1
Vulkan-Verlag GmbH
Stand Halle 12 / D3.4
Wympel GmbH
Stand Halle 12 / B6.2
WAGNER – SMS
Stand Halle 12 / E2
WILHELM EWE GmbH &
Co. KG
Stand Halle 12 / E7.1
wvgw mbH Wirtschaftsund
Verlagsgesellschaft
Gas und Wasser
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
Zukunft ERDGAS Projekt
GmbH
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
September 2013
636 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Welche Rolle spielt Erdgas
in der Energiewende?
Nach wie vor beherrscht das Thema
Energiewende die energiepolitische
Diskussion. Senkung des Primärenergieverbrauchs,
eine signifikante Erhöhung
des Anteils erneuerbarer Energien und eine
deutliche Reduktion der Emission von Treibhausgasen
sind die Zielvorgaben. Zudem
muss die Versorgungssicherheit für die
Zukunft gewährleistet sein.
Erdgas ist prädestiniert, bei der Ausgestaltung
der Energiewende eine wichtige Rolle zu
spielen. Gerade im Wärmemarkt sind Erdgas-
Heizungstechnologien zu wirtschaftlich at -
traktiven Bedingungen verfügbar. Angefangen
bei der Gas-Brennwerttechnik – oft mit
Einkopplung von Solarthermie – über Kraft-
Wärme-Kopplungsanlagen bis zur Gaswärmepumpe
bieten erdgasbetriebene Heizungen
erhebliche Effizienzpotentiale und Möglichkeiten
zur CO 2 -Reduzierung. Hier ist auch die
Politik gefragt, den ordnungsrechtlichen Rahmen
und die Förderinstrumente technologieoffen
und energieträgerneutral zu gestalten.
Im Mobilitätssektor ist Erdgas der Kraftstoff
mit den niedrigsten Treibhausgasemissionen.
Nötig für einen verstärkten Einsatz
wären hier ein größeres Angebot der Fahrzeughersteller
und ein Ausbau der Tankinfrastruktur,
verbunden mit einer einheitlichen
Preisauszeichnung der unterschiedlichen
Kraftstoffe.
Nicht zuletzt ermöglicht Erdgas eine flexible
Stromerzeugung in modernen Gas- und
Dampfturbinen-Kraftwerken, auch als Backup-Lösung
zu den volatilen erneuerbaren
Energien. Aufgrund der aktuellen wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen ist der Betrieb solcher
Kraftwerke nicht kostendeckend, so dass
etliche Betreiber ihre Kraftwerke vom Netz
nehmen wollen bzw. projektierte Neubauten
zurückgestellt werden. Besser sieht es im
KWK-Bereich aus, wo kleinere Anlagen insbesondere
in der Objektversorgung eingesetzt
werden. KWK-Anlagen werden zudem für
Regel- und Systemdienstleistungen eingesetzt.
Potential für die Zukunft liegt in der
Ergänzung mit Wärmespeichern und der
Zusammenschaltung kleiner und mittlerer
Anlagen zu einem virtuellen Kraftwerk.
Ein fundamentaler Baustein zum Erreichen
der klima- und umweltpolitischen Ziele kann
die Systemlösung Power-to-Gas sein. Aufgrund
des starken Zubaus erneuerbarer, fluktuierender
Energien wird der zukünftige
Bedarf an Stromspeicherung sehr viel höher
sein, als durch herkömmliche Stromspeichertechnologien
bereitgestellt werden kann. Nur
eine chemische Speicherung, wie sie die
Power-to-Gas-Technologie ermöglicht, kann
die benötigten Speicherkapazitäten bereitstellen.
Mit einem umfangreichen Sonderteil auf
den folgenden Seiten über die wichtige Rolle
von Erdgas in der Energiewende informiert
gwf-Gas | Erdgas, die Fachzeitschrift für das
deutschsprachige Gasfach, aktuell über relevante
Fragestellungen und Ergebnisse.
Volker Trenkle
Stephan Schalm
September 2013
gwf-Gas Erdgas 637

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Erdgas – Energieträger einer
nachhaltigen Energieversorgung
Anke Tuschek
Mit der Energiewende hat sich Deutschland als eine der größten Industrienationen eine enorme Kraftanstrengung
für die nächsten Jahrzehnte vorgenommen – den umfassenden Umbau der Energieversorgung. Ein Generationenprojekt,
das alle Teile unserer Gesellschaft betrifft. Ziel bleibt dabei die Sicherstellung einer zuverlässigen,
wirtschaftlichen und umweltverträglichen Energieversorgung.
Die Bundesregierung hat bereits 2010 im Energiekonzept
ambitionierte Ziele hin zu einer nahezu CO 2 -neutralen
Energieversorgung im Jahr 2050 gesetzt (Bild 1).
Mit der Energiewende – insbesondere durch den Ausstieg
aus der Kernenergienutzung bis zum Jahr 2022 –
hat der Umbau des Energiesystems an Dynamik zugenommen.
Es sind Lösungen erforderlich, die Versorgungssicherheit,
Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit
in Balance halten. Die Einhaltung des energiepolitischen
Zieldreiecks ist die Voraussetzung für die
gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende. Der
Fokus muss auf der zügigen und kosteneffizienten Vermeidung
von CO 2 liegen.
Die Energiewende umfasst neben dem Stromsektor
auch den Bereich der Mobilität und vor allem den Wärmemarkt.
Erdgas kann in allen drei Bereichen einen
wichtigen Beitrag zur CO 2 -Vermeidung leisten und
spielt dabei eine Schlüsselrolle als effizienter Energieträger
einer nachhaltigen Energieversorgung heute und in
Zukunft.
Auch in der Öffentlichkeit, also bei den Kunden, ist
Erdgas immer positiver belegt. Das ist das Ergebnis
einer Marktforschungsstudie, die der BDEW jährlich
durchführen lässt. Auf die Frage, welchen Energieträger
die Befragten wählen würden, wenn sie sich heute für
den Einbau einer neuen Heizungsanlage entscheiden
müssten, antworteten rund 44 %: Erdgas. Rund 80 % der
Befragten, die bereits Erdgas nutzen, würden sich heute
wieder für Erdgas als Heizenergie entscheiden. Aus Sicht
der Verbraucher hat Erdgas das Alleinstellungsmerkmal
Bild 1. Ziele
der Bundesregierung.
September 2013
638 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Komfort und überzeugt darüber hinaus mit seinen wirtschaftlichen
und effizienten Anwendungen sowie den
umweltschonenden Eigenschaften.
1. Effizienz im Heizungskeller als Treiber im
Wärmemarkt
Der Wärmemarkt hat mit 40 % den größten Anteil am
Energieverbrauch Deutschlands und bietet damit großes
Potenzial, CO 2 -Emissionen zu reduzieren. Die Minderung
der Treibhausgasemissionen ist ein Hauptziel
der Energiewende in Deutschland. Dies soll durch Erhöhung
der Energieeffizienz, Senkung der spezifischen
CO 2 -Emissionen und Senkung des Energieverbrauches
und durch den verstärkten Einsatz von Erneuerbaren
Energien erreicht werden. Konsequenterweise hat die
Politik auch für den Wärmemarkt ambitionierte Ziele
gesetzt.
Doch in der politischen und öffentlichen Diskussion
wird dieser Sektor nach wie vor nicht ausreichend
betrachtet. Die enormem CO 2 -Minderungspotenziale in
der zentralen und dezentralen Wärmeerzeugung liegen
weiterhin brach. In Deutschland gibt es rund 18 Mio.
Wohngebäude mit etwa 38,4 Mio. beheizten Wohnungen.
Rund 86 % des häuslichen Gesamtenergieverbrauchs
wird für Heizzwecke und Warmwassererzeugung
verwendet. Wenn vom Wärmemarkt gesprochen
wird, müssen außerdem die aktuellen Rahmenbedingungen
betrachtet werden, wie zum Bespiel der Sanierungsstand
von Gebäuden und Heizungen, die Eigentümerstruktur,
das Mieter/Vermieter-Dilemma und die
demografischen Gegebenheiten.
Einen Königsweg zur Reduzierung der CO 2 -Emissionen
im Wärmemarkt gibt es nicht. Vor Beginn von Sanierungsmaßnahmen
ist immer die Gesamtsituation zu
betrachten. Für den Hauseigentümer sind sowohl der
Zustand der Gebäudehülle und der Heizungsanlage als
auch die eigene finanzielle Leistungsfähigkeit wesentliche
Entscheidungsfaktoren. Dies greift gleichermaßen
in volkswirtschaftlicher Hinsicht: So sollte der Beitrag
zur CO 2 -Reduzierung im Wärmemarkt schnell und mit
möglichst geringen Gesamtkosten sozialverträglich realisiert
werden.
Erdgas stellt mit seinen bewährten und zukünftigen
Anwendungen schon heute wesentliche Lösungen zur
weiteren Integration der Erneuerbaren in die Wärmeund
dezentrale Energieversorgung sowie zur Hebung
von Effizienzpotenzialen dar. Erdgassystemlösungen
bieten sichere und bezahlbare Techniken und leisten
schon heute einen wesentlichen Beitrag zur sozialverträglichen
Modernisierung im Heizungsbestand. Die
Zahlen belegen: Erdgas ist im Neubau und im Bestand
Nummer eins (Bild 2). Insgesamt stieg die Zahl der erdgasbeheizten
Wohnungen auf den Rekordwert von
18,9 Mio. (ca. 49 %) Wohneinheiten.
Und mit der Entscheidung für Erdgas heute halten
die Verbraucher sich alle Möglichkeiten für die Zukunft
Bild 2. Erdgas in Neubau und Bestand.
offen. Wer heute mit Erdgas heizt, wird bei einer Lebensdauer
des Kessels von ca. 18 Jahren auf dem Weg zum
klimaneutralen Gebäude in 2050 mindestens noch einmal
investieren. Weitere Schritte können auf die dann
aktuellen Gegebenheiten optimiert werden. So ist beispielsweise
die Erdgas-Brennwerttechnik eines der wirtschaftlichsten
Wärmeerzeugungssysteme im Markt (vgl.
BDEW-Heizkostenvergleich). Die Investitionskosten in -
klusive Installation liegen in Ein- und Zweifamilienhäusern
bei 6000 bis 8000 €. Mit der Modernisierung lassen
sich bis zu 30 % Energiekosten und CO 2 einsparen. Die
Investitionskosten amortisieren sich für den Hauseigentümer
schnell durch die sinkenden Energieverbräuche
(vgl. IEU-Modernisierungskompass 2011), wovon auch
Mieter profitieren. Damit bietet Erdgas zu vergleichsweise
niedrigen CO 2 -Vermeidungskosten be zahlbaren,
sozialverträglichen und schnellen Klimaschutz.
Weitere innovative, erdgasbetriebene Heizungstechnologien
sind seit einigen Jahren zu bezahlbaren Konditionen
auf dem Markt. Dazu gehören Kraft-Wärme-
Kopplungsanlagen und die Gaswärmepumpe, welche
einen erheblichen Beitrag zum Effizienzgewinn im Wärmebereich
und damit schnell zur bezahlbaren CO 2 -
Reduktion leisten.
Damit Erdgas im Wärmemarkt seine Effizienzpotenziale
voll ausspielen kann, muss der Wärmemarkt verstärkt
in den Fokus des politischen und öffentlichen
Diskurses rücken. Der bestehende ordnungsrechtliche
Rahmen und die Förderinstrumente müssen technologieoffen
und energieträgerneutral gestaltet und verzahnt,
sowie stetig und verlässlich gestaltet werden.
Dabei sollte eine Orientierung an der Wirtschaftlichkeit
der Maßnahmen, zum Beispiel über die CO 2 -Vermeidungskosten,
erfolgen. Gleichzeitig setzt sich der BDEW
für die Beibehaltung marktwirtschaftlicher Rahmenbedingungen
und die Einführung der steuerlichen
Abschreibung für Heizungsmodernisierung ein.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 639

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
2. Umweltschonend mit Erdgas fahren
Der Verkehr ist der zweitgrößte Verursacher von Treibhausgasemissionen
in Deutschland. Gemäß Umweltbundesamt
gehen fast 21 % oder 157 Mio. t der im Jahr 2011
produzierten Treibhausgase in Höhe von 750 Mio. t
unter anderem auf das Konto von PKW und LKW. Erdgas
kann im Mobilitätsmarkt entscheidend dazu beitragen,
die CO 2 -Emissionen und Kosten zu senken. Die Europäische
Union und die Bundesregierung wollen aufgrund
der hohen Emissionen in der Mobilität auch durch
immer strengere Vorschriften den Anteil der verkehrsbedingten
CO 2 -Emissionen reduzieren. Erdgas sollte bei
der Strategie der Autohersteller, ihre Fahrzeuge immer
umweltschonender zu machen, eine hervorgehobene
Rolle spielen. Denn der umweltschonende Energieträger
weist deutlich bessere Emissionswerte auf als Benzin
und Diesel. Erdgas stößt nach Berechnungen des
Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu
Köln circa 20 % weniger Emissionen aus als Benzin,
wenn man die gesamte Produktionskette von der Quelle
bis zum Auto betrachtet (Well-to-Wheel). Auch gegenüber
Dieseltreibstoff schneidet Erdgas besser ab. Denn
Erdgas produziert nur drei Viertel der CO 2 -Emissionen
von Diesel-Kraftstoff, wie das Energiewirtschaftliche Institut
an der Universität zu Köln berechnet hat.
Werden Bio-Erdgas oder aus regenerativem Strom
erzeugtes Erdgas als Treibstoff eingesetzt, verbessert
sich die Klimabilanz von gasbetriebenen Fahrzeugen
noch einmal erheblich. Nach Berechnungen der erdgas
mobil GmbH sinken dann die schädlichen Klimagasemissionen
auf unter 4 % der Emissionen von Benzinoder
Dieselfahrzeugen. Zurzeit wird dem fossilen Erdgas
als Kraftstoff in Deutschland schon 18 % Bio-Erdgas
zugemischt.
Darüber hinaus überzeugen Erdgasfahrzeuge schon
heute neben ihren ökologischen Vorzügen auch bei den
Bild 3. Verbrauchs- und Kraftstoffdurchschnittswerte.
Kraftstoffkosten. Denn beim Tanken eines vergleichbaren
Fahrzeuges spart man gegenüber Benzin rund die
Hälfte und gegenüber Diesel immer noch ein Drittel.
Anders betrachtet: Für 10 € Erdgas fährt ein Fahrzeug
der kleinen Kompaktklasse mit mehr als 200 Kilometern
etwa doppelt so weit wie ein vergleichbarer Benziner.
Und auch Dieselfahrzeuge bleiben für den gleichen
Betrag schon bei etwa knapp 150 Kilometern stehen
(Bild 3). Diese Vorteile werden allerdings an den Preistafeln
der Tankstellen nicht deutlich. Dort werden die
Preise für Benzin und Diesel pro Liter, für Erdgas hingegen
pro Kilogramm angegeben.
Dass Erdgas als Kraftstoff einen wichtigen Beitrag zur
CO 2 -Senkung und zur Schadstoffminderung leisten
kann, ist politisch unumstritten: Die neue Mobilitätsund
Kraftstoffstrategie der Bundesregierung aus dem
Jahr 2013 nennt Erdgas als einen Kraftstoff, dessen
Absatz durch verschiedene konkrete Maßnahmen
gefördert werden sollte, wie beispielsweise den Ausbau
der Infrastruktur auf 1300 Erdgastankstellen oder eine
einheitliche Energiepreiskennzeichnung an den Tankstellen.
Ende 2012 konnte man schon an 910 Tankstellen
Erdgas tanken.
Und auch die Hersteller erkennen zunehmend die
Vorteile von Erdgas als Kraftstoff. Namhafte Fahrzeughersteller
(wie beispielsweise Opel und VW) bauen kontinuierlich
das Angebot aus, so dass eine breite Palette
attraktiver Fahrzeuge für den privaten wie auch für den
gewerblichen Gebrauch zur Verfügung steht.
Der BDEW setzt sich daher seit Langem konsequent
im Mobilitätsmarkt für eine Verlängerung der Steuerermäßigung
für die Kraftstoffe Erdgas und Bio-Erdgas
über das Jahr 2018 hinaus ein, um mehr klimaschonende
Erdgasfahrzeuge auf die Straße zu bringen.
Außerdem ist eine einheitliche Preisauszeichnung der
Kraftstoffe sinnvoll, um dem Verbraucher einen realistischen
Vergleich der Preise zu ermöglichen. So könnte
die Preisauszeichnung für alle Kraftstoffe z.B. am Energiegehalt
ausgerichtet werden.
3. Leistungsstarke und flexible Stromerzeugung
mit Erdgas
Fossil betriebene Kraftwerke sorgen dafür, dass Strom
auch dann zur Verfügung steht, wenn der Wind nicht
weht, die Sonne nicht scheint. Erdgas hatte im Jahr 2012
einen Anteil von 12 % an der Netto-Stromerzeugung.
Gaskraftwerke oder Gasturbinenanlagen sind als Backup-
oder Reservekraftwerke eine sehr gute Ergänzung
in einem Versorgungssystem, das sich langfristig im
Wesentlichen auf die Erneuerbaren Energien stützen
soll. Sie sind technisch in der Lage, innerhalb kurzer Zeit
auf die volle Leistung hochgefahren zu werden oder bei
Bedarf steile Lastrampen und große Lastveränderungen
zu bewältigen. In modernen Gas-und-Dampfturbinenkraftwerken
(GuD) werden Wirkungsgrade von über
60 % im Nennbetrieb erzielt. Schnellstartfähige Gastur-
September 2013
640 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
binen mit einem Wirkungsgrad von bis zu 40 % sind
innerhalb weniger Minuten ab- und zuschaltbar. Sie
können deshalb die fluktuierende Stromeinspeisung
aus Erneuerbaren Energien auffangen und damit einen
wesentlichen Beitrag zur sicheren Versorgung leisten.
Da Erdgas den geringsten spezifischen Kohlenstoffanteil
unter den fossilen Energieträgern hat, haben
moderne Gaskraftwerke hohes Flexibilisierungspotenzial
bei günstiger (Anwendungs-)CO 2 -Bilanz.
Allerdings können Gaskraftwerke ihre Vorteile in der
Energiewende aus Kostengründen derzeit nicht ausspielen.
Weil Strom aus Erneuerbaren Energien mit Vorrang
ins Netz eingespeist bzw. zu Grenzkosten von
nahezu „Null Euro“ in die Merit Order im Großhandelsmarkt
der Strombörse eingestellt wird, ist der für Gaskraftwerke
erzielbare Strompreis in vielen Stunden des
Jahres – und das vor allem in dramatisch wachsendem
Umfang – viel zu gering, um die gesamten Betriebs- und
Kapitalkosten zu decken. Der Spread zwischen dem
erzielbaren Strompreis und dem Erdgas-Brennstoffpreis
hat sich in den letzten Monaten so stark reduziert, dass
nach Erhebungen des Ifo-Instituts die Betreiber von
Gaskraftwerken im Jahr 2012 mit jeder erzeugten Kilowattstunde
Strom im Schnitt einen Verlust von mehr als
einem Cent eingefahren haben. Einige Betreiber haben
deshalb bereits angekündigt, ihre Kraftwerke vom Netz
nehmen zu wollen. Projekte für Gaskraftwerksneubauten,
deren Realisierung für die Zeit nach 2015 angekündigt
wurde, werden inzwischen in vielen Fällen zurückgestellt.
Es fehlt an ausreichend sicheren und planbaren
sowie wirtschaftlich vertretbaren Rahmenbedingungen,
um den Einsatz und die Modernisierung von Gaskraftwerken
als emissionsärmste konventionelle Kraftwerkstechnologie
voranzubringen.
Eine der Voraussetzungen, dass Gaskraftwerke ihre
positiven Eigenschaften nutzen können, ist ein funktionierender
Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten.
Der Preis für die Zertifikate reizt grundsätzlich Investitionen
in Stromerzeugungstechnologien an, die den
Ausstoß von Treibhausgasen verringern. Der BDEW setzt
sich für ein EU-weites CO 2 -Minderungsziel für 2030 ein.
4. Kraft-Wärme-Kopplung ist zum Erreichen
der energiepolitischen Ziele unverzichtbar
Im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) spielt Erdgas
eine wichtige Rolle (Bild 4). So werden rund 50 %
aller größeren KWK-Anlagen mit Erdgas betrieben, im
Bereich der Mikro-/Mini-KWK ist der Anteil sogar noch
höher. Bei großen städtischen KWK-Anlagen können die
Vorteile von Fernwärme und Erdgas oftmals gemeinsam
genutzt werden. Da in KWK- Anlagen Strom und Wärme
gleichzeitig produziert werden, weisen diese Anlagen
eine besonders hohe Effizienz auf. So können die hohe
Effizienz großer KWK-Anlagen mit ihren angeschlossenen
Fernwärmenetzen und die vorteilhafte CO 2 -Bilanz
des Erdgases voll ausgespielt werden.
Bild 4. KWK-Anlage.
Mikro-/Mini-KWK findet insbesondere in der Objektversorgung
Anwendung; auch hier kann die KWK ihre
Effizienzvorteile gegenüber einer ungekoppelten Stromund
Wärmeerzeugung ausspielen. Selbst für Einfamilienhäuser
sind heute schon Strom erzeugende Heizungen
(Mikro-KWK-Anlagen) auf dem Markt.
Aktuell ist die Wirtschaftlichkeit erdgasbefeuerter
KWK allerdings in den meisten Fällen nur gegeben,
wenn der dort erzeugte Strom vom Eigentümer der
Anlage auch selbst genutzt wird. Hier gelten dieselben
Ausführungen wie zur Wirtschaftlichkeit von konventionellen
Kraftwerken.
Eine aktuelle Studie der Prognos AG zur KWK zeigt,
dass:
##
KWK-Systeme auch in einem zunehmend von fluktuierenden
Erneuerbaren Energien geprägten Stromsystem
langfristig (bis 2050) noch ein signifikantes
und sinnvolles Potential zur Strom- und Wärmeerzeugung
(je nach Szenario 48–107 TWh el ; heute
95 TWh el ) haben,
##
die KWK auch künftig in erheblichem Umfang zur
Minderung der CO 2 -Emissionen beitragen kann (Das
CO 2 -Einsparpotenzial der KWK gegenüber der ungekoppelten
Erzeugung liegt je nach Szenario bei
15–25 % der für das Jahr 2050 prognostizierten
gesamten CO 2 -Emissionen in Deutschland.) und
##
der Anteil der KWK an der regelbaren Stromerzeugung
in 2050 bis zu 63 % erreichen kann.
KWK-Anlagen werden zudem bereits heute für Regelund
Systemdienstleistungen eingesetzt und tragen so
dazu bei, die fluktuierende Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien zu integrieren. Zukünftig können
KWK-Anlagen durch den Einsatz von Wärmespeichern
und perspektivisch „Power-to-Heat“ in Verbindung mit
September 2013
gwf-Gas Erdgas 641

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Fernwärmenetzen diesbezüglich einen noch größeren
Beitrag leisten. Die zukünftigen Kosten und Potenziale
dieser Technologien sind heute aber noch unbekannt.
Gleiches gilt auch für kleine KWK-Anlagen, die zu bereits
heute existierenden sogenannten virtuellen Kraftwerken
zusammengeschlossen werden können.
Über ein elektronisches Informationsnetz werden
zahlreiche kleine und mittlere KWK-Anlagen zu einer
‚virtuellen‘ Großanlage zusammengeschaltet. Wird
Strom zur Netzsicherung benötigt, weil Wind- und/oder
Sonnenstrom ausfällt, werden über eine Steuerung die
Kapazitäten der einzelnen Anlagen je nach Bedarf abgerufen.
Energieexperten gehen davon aus, dass der Anteil
von Erdgas an der Stromversorgung bei insgesamt
leicht sinkendem Stromverbrauch in den nächsten Jahren
und Jahrzehnten kräftig zunehmen kann. Prognosen
gehen für 2040 in Deutschland von einem Plus von
rund 130 % gegenüber 2011 aus (vgl. ExxonMobil, Energieprognose
2012–2040 Deutschland). Dafür müssen
aber die Rahmenbedingungen entsprechend verbessert
werden, denn sowohl die derzeitige Situation auf
dem CO 2 -Zertifikate-Markt als auch die derzeit vorherrschenden
Marktbedingungen erschweren den Einsatz
der klimafreundlichen Erdgas-Technologie bei der
Stromerzeugung.
So sollten die Flexibilisierung bestehender Kapazitäten
sowohl auf der Angebots- wie auch auf der Nachfrageseite
durch entsprechende Rahmenbedingungen
befördert werden. Kurzfristig ist der bestehende Kraftwerkspark
– von regionalen Ausnahmen abgesehen –
ausreichend, um die schwankende Erzeugung aus
Erneuerbaren abzusichern. Der BDEW empfiehlt weiter
den mittel- und langfristigen Zubau zusätzlicher flexibler
konventioneller Erzeugungskapazität zur Aufrechterhaltung
der Systemstabilität. Der Markt muss diese flexible
Erzeugung zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität
berücksichtigen. Im Rahmen einer sicheren und flexiblen
Energieversorgung darf der Wettbewerb der
Energieträger nicht eingeschränkt werden.
Zudem sollte die KWK (klein und groß) aufgrund
ihres Potenzials zur Einsparung von Treibhausgasemissionen
und ihrer weiteren genannten Vorteile im Zuge
der Ausgestaltung der Energiewende angemessen
berücksichtigt werden.
5. Power-to-Gas-Technologie
Überschüssiger Strom aus Erneuerbaren Energien kann
mittels Elektrolyse Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff
trennen. Der Wasserstoff kann direkt genutzt oder in
einem bestimmten Umfang in das Erdgasnetz eingespeist
werden. Es kann aber auch in einem zweiten
Verfahrensschritt über die Zuführung von CO 2 methanisiert
werden. Es entsteht synthetisches, erneuerbares
Methan. Dies kann dann unbegrenzt in das vorhandene
Erdgasnetz eingespeist und in allen klassischen Nutzungspfaden
des Erdgases verwendet werden.
Eine Studie des DVGW zeigt, dass die Power-to-Gas-
Technologie systemische Vorteile in einem zukunftsfähigen
Energieversorgungssystem bietet. Sie ist ein Bindeglied
eines volatilen regenerativen Stromsystems mit
einem flexiblen und speicherfähigen Erdgassystem.
Damit kann erneuerbarer Strom bedarfsgerecht für eine
Vielzahl von Anwendungen bereitgestellt werden: In
der Wärme- und Stromversorgung genauso wie in der
Mobilität oder gar als chemischer Grundstoff. Das Erdgasleitungssystem
kann in Zukunft als Sammelsystem
für Erdgas, Bio-Erdgas, synthetisches Methan und synthetischen
Wasserstoff dienen.
Der Vorteil von Power-to-Gas liegt in der langfristigen
Speicherung von großen Mengen überschüssigem
Strom aus Erneuerbaren Energien. Bei Beibehaltung des
aktuellen Rechtsrahmens besteht das ernstzunehmende
Risiko, dass die erheblichen Potenziale, die
durch eine breite kommerzielle Markteinführung im
Megawatt-Maßstab erzielbar wären, nicht erschlossen
werden können. Hierzu wird vom BDEW in einem Papier
die Rolle von „Hybridsystemen in der Energiewende“
skizziert werden.
6. Erdgas als Energieträger einer nachhaltigen
Energieversorgung
Bei dem jetzt anstehenden Umbau des Energiesystems
wird Erdgas als umweltschonender Energieträger zweifelsohne
eine wesentliche Rolle spielen.
Autorin
Dr.-Ing Anke Tuschek
BDEW |
Mitglied der Hauptgeschäftsführung und
Geschäftsbereichsleiterin für Vertrieb Handel und
gasspezifische Fragen des Bundesverbandes der
Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) |
September 2013
642 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Der Beitrag von Power to Gas
zur Energiewende
Hannes Seidl und Andreas Weber
##
Reduktion der Treibhausgasemissionen um mindestens 80 % bis 2050
(gegenüber 1990).
##
Senkung des Primärenergieverbrauchs um 50 % bis 2050 (gegenüber
2008).
##
Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch
auf 60 % bis 2050.
Teilziele für verschiedene Anwendungsbereiche
##
Strom: Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
auf 80 % bis 2050.
##
Wärmeversorgung: Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am
Endenergieverbrauch Wärme auf 14 % bis 2020.
##
Mobilität: Erhöhung der Biokraftstoffmindestquote energiegehaltsbezogen
auf 6,25 % bis 2014, danach Erreichen einer Treibhausgas-Minderungsquote
von 7 % bis 2020 (d. h. Treibhausgasminderung durch
erneuerbare Kraftstoffe gegenüber fossilen Kraftstoffen in Höhe von
7 %; dies entspricht einem energiegehaltsbezogenen Mindestanteil von
Biokraftstoffen von etwa 12 %)
Bild 1. Energiepolitische Ziele der Bundesregierung.
Die Bundesregierung hat für Deutschland ambitionierte
energiepolitische Ziele vorgegeben. Sie betreffen insbesondere
die deutliche Reduktion der Treibhausgasemissionen,
die Senkung des Primärenergieverbrauchs und
den starken Ausbau der erneuerbaren Energien (Bild 1).
Um die energie- und klimapolitischen Ziele der Bundesregierung
zu erreichen und die Energiewende zum
Erfolg zu führen, sind innovative Technologien und Systemlösungen
gefragt.
Ein derzeit viel diskutierter Ansatz ist in diesem
Zusammenhang die Systemlösung Power to Gas. Die
Idee ist, erneuerbaren Strom über die Umwandlung in
Wasserstoff und Methan im bestehenden Erdgasnetz zu
speichern und zu verteilen. Das erzeugte Gas kann dann
bei Bedarf wieder verstromt oder in anderen Anwendungsbereichen
genutzt werden, zum Beispiel in der
Wärmeerzeugung, im Verkehr oder in der Industrie. Die
wesentlichen Schritte im Power-to-Gas-Verfahren verlaufen
wie folgt: In einem Elektrolyseur wird Strom aus
erneuerbaren Energien dazu genutzt, um Wasser in
Wasserstoff und Sauerstoff zu zerlegen. Der Wasserstoff
kann bis zur Erreichung der zulässigen Konzentration
von derzeit fünf Volumenprozent direkt in die bestehende
Erdgasinfrastruktur eingespeist, gespeichert und
verteilt werden. Um größere Mengen erneuerbaren
Stroms umwandeln und einspeisen zu können, kann
aus dem Wasserstoff, unter Zuführung von Kohlendioxid,
Methan (synthetisches Erdgas, SNG) erzeugt werden.
Für die Einspeisung von Methan ins Erdgasnetz
besteht keine Höchstgrenze.
1. Einsatzfelder von Power to Gas
Für die verschiedenen Energieverbrauchsbereiche
(Strom, Wärme, Mobilität) bestehen Teilziele zur Erhöhung
des Anteils erneuerbarer Energien und zur Reduktion
der Treibhausgasemissionen (Bild 1). Die Systemlösung
Power to Gas kann für alle Energieverbrauchsbereiche
einen Beitrag zur Zielerreichung leisten.
Wasserstoff und Methan, erzeugt mit Strom aus erneuerbaren
Quellen, können fossile Energieträger in der
Mobilität, bei der Wärmeversorgung von Gebäuden, bei
Industrieprozessen sowie bei der Stromerzeugung
ersetzen und damit den CO 2 -Ausstoß in diesen Bereichen
verringern. Aufgrund seiner vielfältigen, spartenübergreifenden
Einsatzmöglichkeiten und den verschiedenen
zum Einsatz kommenden Technologien
wird Power to Gas als Systemlösung bezeichnet.
Beispielsweise können im Mobilitätssektor aus heutiger
Sicht klimaneutrale Kraftstoffe in den langfristig
benötigten Größenordnungen nur durch Wasserstoff
oder Methan aus dem Power-to-Gas-Verfahren bereitgestellt
werden. Zudem ist die Erzeugung von Wasserstoff
und Methan im Vergleich zur Erzeugung flüssiger,
biogener Kraftstoffe technologisch einfacher umzusetzen.
Langfristig bietet sich Power to Gas zudem als besonders
großer Energiespeicher im Stromversorgungssystem
an. Dies ist ein wichtiger Faktor, denn aufgrund des
starken Zubaus erneuerbarer, fluktuierender Energien
wird der zukünftige Stromspeicherbedarf um ein Vielfaches
höher eingeschätzt, als durch herkömmliche
Stromspeichertechnologien bereitgestellt werden kann.
Nach heutigem Kenntnisstand kann nur eine chemische
Speicherung, wie sie die Power-to-Gas-Technologie darstellt,
die benötigten Speicherkapazitäten abdecken.
Allerdings weist Power to Gas derzeit noch einen
vergleichsweise geringen Wirkungsgrad auf. In der Elektrolyse
werden ca. 80 % der eingebrachten Energie in
September 2013
644 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Bild 2. Powerto-Gas-Konzept:
Anwendungsfelder.
Quelle: Strategieplattform
www.
power-to-gas.de,
dena
Wasserstoff umgesetzt. Die Methanisierung hat ebenfalls
einen Wirkungsgrad von ca. 80 %. Letztlich ergibt
sich ein Strom-zu-Strom-Wirkungsgrad von gut 40 %,
wenn das synthetische Methan in einem Gaskraftwerk
wieder verstromt wird (Bild 2).
2. Weiterentwicklung und Erprobung
Die Systemlösung Power to Gas wird daher derzeit
intensiv entwickelt und erprobt, um insbesondere den
spezifischen Energiebedarf der Wasserelektrolyse zu
reduzieren und somit den Systemwirkungsgrad zu steigern.
Vielversprechende Ansätze bieten hierzu beispielsweise
Abwärmenutzungskonzepte. Eine der größten
technischen und wirtschaftlichen Herausforderungen
ist der aufgrund der Schwankungen in der
Stromerzeugung notwendige dynamische Betrieb des
Elektrolysesystems. Häufige Lastwechsel und komplettes
Herunterfahren belasten insbesondere die mechanischen
Komponenten im Elektrolyseur und reduzieren
die Lebensdauer des Systems. Neben technologischen
Weiterentwicklungen sollen zudem durch eine zunehmende
Standardisierung von Anlagenkomponenten
und durch eine Erhöhung der produzierten Einheiten
die Herstellkosten deutlich reduziert werden.
In Deutschland sind bereits mehrere Pilot- bzw.
Demonstrationsanlagen in Betrieb, weitere Anlagen
werden projektiert oder sind im Bau. Das Zentrum für
Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-
Württemberg (ZSW) führt beispielsweise in Zusammenarbeit
mit der ETOGAS GmbH und dem Fraunhofer IWES
umfangreiche Forschungs- und Entwicklungsarbeiten
an einer 250-kW-Anlage in Stuttgart durch. Die Forscher
untersuchen insbesondere Lastdynamik- und Betriebskonzepte,
um den Flexibilitätsanforderungen im Strommarkt
gerecht zu werden. Auch der volkswirtschaftliche
Nutzen der Technologie wird analysiert.
3. Strategieplattform Power to Gas
Um den Einsatz und die Weiterentwicklung dieser Systemlösung
zu unterstützen, hat die Deutsche Energie-
Agentur GmbH (dena) die Strategieplattform Power to
Gas initiiert. Zusammen mit Partnern aus Wirtschaft,
Verbänden und Wissenschaft wird untersucht, welchen
Beitrag Power to Gas zur Integration erneuerbarer Energien
in das Energiesystem leisten kann und welche
Rahmenbedingungen dafür nötig sind.
Die Strategieplattform führt verschiedene Partner
aus unterschiedlichen Bereichen für eine interdisziplinäre
Zusammenarbeit zusammen. Sie steht dabei grundsätzlich
neuen Partnern offen. Derzeit sind Forschungsinstitute,
Wirtschaftsverbände, Industrieunternehmen,
Energieversorger und Anlagenbauer vertreten.
Ziel der Plattform ist es unter anderem, die Nutzbarmachung
der Systemlösung Power to Gas für den wirtschaftlichen
und großtechnischen Einsatz zu fördern
und gemeinsame Umsetzungsstrategien zu erarbeiten.
Zu den Zielen der Plattform gehört es darüber hinaus,
mit der Politik in den Dialog zu treten und die Öffentlichkeit
über Power to Gas zu informieren.
In regelmäßigen Workshops werden die wichtigsten
Fragestellungen zur Weiterentwicklung der Systemlösung
Power to Gas diskutiert. Hierzu zählen technologische
Aspekte (zum Beispiel zu Elektrolyseverfahren), die
Ausgestaltung geeigneter Rahmenbedingungen oder
der Aufbau zukunftsfähiger Geschäftsmodelle. Im Fokus
stehen dabei stets die verschiedenen Nutzungspfade
von Power to Gas: Stromspeicherung (inkl. Rückverstromung),
Wärmeversorgung, Mobilität und Industrie.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 645

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
4. Ergebnisse der Strategieplattform
Im Rahmen der Strategieplattform wurden beispielsweise
die Eckpunkte einer Roadmap Power to Gas entwickelt.
Die Roadmap identifiziert Handlungsfelder, die
bis 2020 bearbeitet werden müssen, um die Systemlösung
Power to Gas in großem Maßstab wirtschaftlich
einsetzen zu können (Tabelle 1). Zentrale Zielstellung
Tabelle 1. Handlungsfelder der Eckpunkte für eine Roadmap Power to Gas.
Ziel: Wirtschaftlich tragfähige, großtechnisch erprobte
Verfügbarkeit von Power to Gas
Handlungsfeld
1 Energiewirtschaftliche Grundlagen zur Nutzung
nicht-integrierbarer Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien
im Zeitkorridor
2020 bis 2025
Zeithorizont
2012–2014
2 Begleitende Technologieforschung für Power to Gas 2012–2015
3 Anwendungsforschung: Technologieerprobung und
Weiterentwicklung von Power to Gas
4 Schaffung der systemtechnischen Voraussetzungen zur
großtechnischen Nutzung von Power to Gas
5 Schaffung von Grundlagen und Rahmenbedingungen für
die (Langfrist-) Energiespeicherung im (europäischen)
Strommarkt
6 Schaffung von Investitionsbereitschaft zur großtechnischen
Nutzung von Power to Gas
2012–2020
2012–2020
2012–2020
2020/
fortlaufend
der Roadmap ist es, einen aus heutiger Sicht realistisch
erscheinenden, zeitlich strukturierten Handlungspfad
zu skizzieren, mit dem die großtechnisch erprobte und
wirtschaftlich tragfähige Verfügbarkeit von Power to
Gas erreicht werden soll.
Die Roadmap benennt für jedes Handlungsfeld
wesentliche Aufgaben, die für eine erfolgreiche Nutzbarmachung
von Power to Gas im Zusammenwirken
von Politik, Industrie, Wissenschaft und Forschung bearbeitet
werden sollten. Zu den wesentlichen Aufgaben,
die in der Roadmap definiert werden, zählen:
##
Identifizierung der Rolle von Power to Gas für die
Nutzung erneuerbaren Stroms in den Anwendungsbereichen
Strom, Mobilität, Wärmeversorgung und
Industrie.
##
Ermittlung der nicht integrierbaren Strommengen
aus erneuerbaren Energien differenziert nach zeitlichem
Verlauf und räumlicher Verteilung im Stromnetz
in Deutschland.
##
Weiterentwicklung der benötigten Technologien,
insbesondere der Elektrolyse, der Methanisierung
und der Einspeisung in das Erdgasnetz, mit dem Ziel,
den Gesamtwirkungsgrad zu erhöhen und die Kosten
zu senken.
##
Analyse der volkswirtschaftlichen Effekte von Power
to Gas, insbesondere der Beiträge zur Versorgungssi-
Forderungen der Strategieplattform Power to Gas an die Politik
Im bestehenden Rechtsrahmen (Erneuerbare-Energien-Gesetz, Energiewirtschaftsgesetz, Bundesimmissionsschutzgesetz,
Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz) sind Anreize zu schaffen, um fluktuierende Einspeisungen
von Strom aus erneuerbaren Energien zu kompensieren. Der rechtliche Rahmen für Power to Gas ist
so zu fassen, dass die Entwicklung verschiedener Nutzungspfade ermöglicht wird. Power to Gas muss verwendungspfadoffen
zum Einsatz kommen können.
Die Markteinführung von Energiespeichertechnologien, die auf Power to Gas basieren, ist zu unterstützen.
In einem an die Herausforderungen der Energiewende in Deutschland angepassten, zukunftsfähigen Strommarkt
müssen Speicher (technologieoffen) geeignet Berücksichtigung finden. Zugleich bedarf es entsprechender
Rahmenbedingungen, die einen verlässlich planbaren und wirtschaftlich auskömmlichen Betrieb
von Speichern ermöglichen.
Power to Gas ist in bestehende technische Regelungen für die Erdgasinfrastruktur zu integrieren – zusätzlich
zu den Anpassungen, welche durch den Dachverband Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches
(DVGW) erbracht werden. Dabei ist insbesondere auf eine gesonderte Regelung für die Beimischung von
Wasserstoff zu achten.
Methan und Wasserstoff, die auf Basis erneuerbaren Stroms erzeugt wurden, sind für den Einsatz im Mobilitätssektor
auf die Biokraftstoffquote und ab 2015 auf die Treibhausgasminderungsquote anzurechnen.
Hierfür ist die im Entwurf zur Neuregelung der EU-Richtlinie 2009/28/EG vom 17.10.2012 vorgesehene
Regelung, bei der Berechnung der Biokraftstoffquote den Beitrag von erneuerbaren flüssigen oder gasförmigen
Brennstoffen nicht biologischer Herkunft mit dem Vierfachen ihres Energiegehalts anzusetzen, in deutsches
Recht umzusetzen.
Es sind an den technologischen Entwicklungsstand gekoppelte, zeitlich und im Volumen begrenzte Markteinführungsinstrumente
zu schaffen, um einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb für Power to Gas während
der Erprobungs- und Markteinführungsphase zu ermöglichen. Hierbei ist die Zielsetzung, die Markteinführung
von Power to Gas mit einem Anlagenvolumen in Höhe von 1.000 MW bis 2022 zu verfolgen. Langfristig
ist eine erfolgreiche Marktintegration von Power to Gas mit einem bedarfsorientieren Anlagenvolumen
zu verfolgen.
September 2013
646 gwf-Gas Erdgas

cherheit und zur Erreichung der Klimaschutzziele
der Bundesregierung.
##
Parallele und gleichberechtigte Weiterentwicklung
der Technologien zur direkten Wasserstoffeinspeisung
in das Erdgasnetz und zur nachgeschalteten
Methanisierung.
##
Erforschung und Festlegung tolerierbarer und einheitlicher
Grenzwerte von Wasserstoff in der Erdgasinfrastruktur
unter Berücksichtigung der Wasserstofftoleranzen
der Anlagen in allen weiteren
Anwendungsfeldern.
##
Weiterentwicklung und Harmonisierung der rechtlichen
Rahmenbedingungen für die Systemlösung
Power to Gas.
##
Entwicklung und Optimierung von Pilot- und
Demonstrationsprojekten, mit dem Ziel, wirtschaftlich
tragfähige Geschäftsmodelle zu etablieren.
##
Wissenschaftliche Begleitforschung zu den Pilotprojekten,
um eine projektübergreifende Auswertung
der einzelnen Projekte zu ermöglichen.
In verschiedenen Positionspapieren haben die Partner
der Strategieplattform darüber hinaus ihre Standpunkte
und Einschätzungen für die Weiterentwicklung
der Technologielösung Power to Gas formuliert (siehe
Forderungen der Strategieplattform Power to Gas,
S. 646).
Alle Informationen zur Strategieplattform finden
sich im Internet unter www.powertogas.info. In der
Xing-Gruppe der Strategieplattform können die neuesten
Entwicklungen von Power to Gas mit Experten verschiedener
Fachrichtungen diskutiert werden: www.
xing.com/net/powertogas.
5. Fazit
Um die klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung
zu erreichen und die Energiewende zum
Erfolg zu führen, sind innovative Technologien und Systemlösungen
gefragt. Eine davon ist die Systemlösung
Power to Gas. Dabei wird erneuerbarer Strom über die
Umwandlung in Wasserstoff und Methan im bestehenden
Erdgasnetz gespeichert. Das erzeugte Gas kann
dann bei Bedarf wieder verstromt oder in anderen
Anwendungsbereichen genutzt werden.
Power to Gas kann somit für alle Energieverbrauchsbereiche
einen Beitrag zur Reduktion der Treibhausgase
leisten, denn mit Strom aus erneuerbaren Quellen
erzeugter Wasserstoff und erzeugtes Methan können
fossile Energieträger in der Stromerzeugung, Mobilität,
Industrie und Wärmeversorgung ersetzen. Aufgrund
seiner vielfältigen Einsatzmöglichkeiten und den verschiedenen
zum Einsatz kommenden Technologien
wird Power to Gas als Systemlösung bezeichnet.
Um den Einsatz und die Weiterentwicklung dieser
Systemlösung zu unterstützen, hat die Deutsche Energie-Agentur
GmbH (dena) die Strategieplattform Power
INGENIEURBAU FÜR VERFAHRENSTECHNIK
to Gas initiiert. Zusammen mit Partnern aus Wirtschaft,
Verbänden und Wissenschaft werden unter anderem
Handlungsempfehlungen für die Politik erarbeitet, um
die Systemlösung in den Markt einzuführen und um
sicherzustellen, dass die Technologie großtechnisch
und wirtschaftlich zur Verfügung steht, sobald sie im
energiewirtschaftlich relevanten Maßstab benötigt
wird.
Autoren
Mehr Informationen:
www.powertogas.info
Mitglied im NACE, DVGW, VDI
Der erste ISO-Flansch 44" RTJ
ISO-Flansche für den KKS
auch für den Erdeinbau zugelassen
● bis ISO-Sets PN 500 bis für PN Flansche 500 für Flansche API 10000 API 10000
● auch Einzelteile für die Nachrüstung
● Bolzenisolierung 2 mm, Glasflies und Kunstharz
gewickelt
● Spezialkonstruktionen für alle Dichtflächen
● Fachbetrieb nach § 19 l WHG
● Zertifiziert nach Druckgeräterichtlinie 97/23/EG
Ingenieurbau für Itagstraße 20 Telefon: 0 51 41/2 11 25
Verfahrenstechnik 29221 Celle Telefax: 0 51 41/2 88 75
e-mail: info@suckut-vdi.de
www.suckut-vdi.de
Hannes Seidl
Stellv. Bereichsleiter Energiesysteme und
Energiedienstleistungen |
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) |
Berlin |
Andreas Weber
Projektleiter Energiesysteme und Energiedienstleistungen
|
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) |
Berlin |
Tel. 049 30 72 61 65-832 |
E-Mail: weber@dena.de
September 2013
gwf-Gas Erdgas 647

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Erdgas als Erfolgsfaktor zur Erreichung
europäischer Klimaziele
Karl-Heinz Backhaus
Der Energieträger Erdgas verfügt über ein sehr gutes Image und gewinnt stetig an Bedeutung für eine umweltschonende,
bezahlbare und langfristig sichere Energieversorgung. Insbesondere gasbetriebene Wärmeerzeuger
lassen sich sehr gut mit Erneuerbaren Energien kombinieren und leisten damit einen wichtigen Beitrag zur
Erreichung der Klimaschutzziele. Allerdings erhöht sich durch aktuelle Entwicklungen – etwa die EnEV-
Novelle oder die Umsetzung der ErP-Richtlinie im Bereich der Heiztechnik – die Komplexität politischer Rahmenbedingungen,
was den Energieträger vor große Herausforderungen stellt. Und auch das Vorhaben der
europäischen Erdgasharmonisierung könnte ein Gelingen der Energiewende konterkarieren. Die marktführenden
Hersteller hocheffizienter Erdgastechnologien plädieren daher für eine sorgfältige Definition der zukünftigen
Gasbeschaffenheit, um weiterhin dem hohen Anspruch an Effizienz, Komfort, Umweltschutz und Sicherheit
gerecht zu werden.
Bild 1. Der Energieträger Erdgas hat seine Bekanntheit in den vergangenen
Jahren deutlich gesteigert und besitzt bei den Verbrauchern sehr
gute Imagewerte hinsichtlich der Aspekte Effizienz, Komfort und
Umweltschutz. (Quelle: Vaillant)
Mit ihrem ambitionierten Energiekonzept möchte die
Bundesregierung beim Ausbau der Erneuerbaren Energien,
bei der Steigerung der Energieeffizienz sowie bei
der Minderung der Treibhausgasemissionen nicht nur in
Europa, sondern auch international eine Vorreiterrolle
übernehmen. Eine Schlüsselfigur spielt dabei der Gebäudesektor,
auf den etwa 41 Prozent des gesamten Energieverbrauchs
entfallen. Hiervon werden alleine 90 Prozent
für Raumwärme und Warmwasserbereitung verwendet.
Besondere Einsparpotentiale in diesem Bereich
bietet der Baubestand. Etwa 87 Prozent der installierten
Heizungsanlagen in Europa – das sind ca. 122 Millionen
Geräte – arbeiten nicht effizient genug und nutzen keine
Erneuerbaren Energien. Alleine in Deutschland beträgt
das Durchschnittsalter vorhandener Wärmeerzeuger
rund 24 Jahre. Die daraus resultierende Schlussfolgerung
dürfte unbestritten sein: Ohne eine Anlagenmodernisierung
in den Heizungskellern lassen sich die formulierten
Zielsetzungen kaum realisieren.
Der Wärmebedarf in Deutschland wird gegenwärtig
sowohl im Bestand als auch im Neubau zu rund 50 Prozent
durch den Energieträger Gas gedeckt – Tendenz
steigend, auch wenn gleichzeitig ein Rückgang des
Energieverbrauchs zu erwarten ist. Damit bleibt Gas
auch in Zukunft neben Erneuerbaren Energien der
wichtigste Energieträger. Das ist nicht weiter verwunderlich:
Erdgas verfügt über eine optimal ausgebaute
Infrastruktur, weist eine deutlich höhere Preisstabilität
als etwa Strom auf und konnte in den vergangenen Jahren
ein hervorragendes Image bei den Nutzern aufbauen
(Bild 1). Dank seiner fast vollständigen Verbrennung
ist Erdgas zudem ein sehr sauberer Energieträger.
Neue Technologien und die Einspeisung von Bio-Erdgas
ermöglichen eine zunehmend „grüne“ Gasversorgung.
September 2013
648 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Des Weiteren zwingen knapper werdende Ressourcen
und eine immer größere Abhängigkeit von Rohstoffimporten
in Verbindung mit weiter steigenden Rohstoffkosten
und dem Klimawandel die europäischen Politiker
dazu, nachhaltig in die energetische Unabhängigkeit
Europas zu investieren. Auch hier stehen
insbesondere das europäische Stromnetz sowie die
Gasnetzinfrastruktur im Fokus. Dabei hat das Gasnetz
eine entscheidende Rolle als Energiespeicher und wird
durch Gewinnung von synthetischem Erdgas mit kurzfristig
überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energiequellen
zu einer tragenden Säule des zukünftigen
Energiesystems.
1. Marktentwicklung gasbetriebener
Wärmeerzeuger
Entsprechend positiv entwickelte sich in den vergangenen
Jahren auch der Absatzmarkt bei den gasbetriebenen
Wärmeerzeugern. Hier ist der Anteil insbesondere
der Gas-Brennwertgeräte kontinuierlich gestiegen.
Dabei wird die bewährte Heizwerttechnik durch
moderne Brennwerttechnik langsam ersetzt (Bild 2).
Die gleichzeitige Stagnation der jährlichen Kesseltauschquote
– diese hat sich bei etwa 3 Prozent pro Jahr
stabilisiert – legt überdies die Vermutung nahe, dass der
veraltete, ineffiziente Kesselbestand nicht aus energetischen
Gründen modernisiert, sondern erst im Zuge
größerer Reparaturen ersetzt wird. Eine ähnliche Stagnation
gibt es hinsichtlich des Einsatzes Erneuerbarer
Energien in Kombination mit Wärmeerzeugern – dieser
Anteil hat sich seit 2009 auf einem relativ geringen
Niveau von nur ca. 25 Prozent eingependelt.
Die skizzierte Marktentwicklung verdeutlicht, dass
die Endkunden hinsichtlich eines vorzeitigen Wechsels
hin zu modernen und hocheffizienten Wärmeerzeugern
noch sehr zögerlich reagieren und die vorhandenen
politischen Anreize – etwa durch Förderung – trotz der
klar formulierten Klimaschutzziele kaum greifen. Hierbei
wird offensichtlich eines außer Acht gelassen –
Investoren und Immobilieneigentümer haben ein
berechtigtes Interesse, den finanziellen Aufwand einer
Sanierung in einem nachvollziehbaren Verhältnis zur
Reduzierung der energetischen Kosten wie auch der
Wertsteigerung der Immobilie zu halten. Die klare Forderung
dabei: Die Energiewende muss bezahlbar bleiben
und gleichzeitig Mehrwert bieten. Vor diesem Hintergrund
bietet etwa die bereits politisch diskutierte,
jedoch zuletzt leider im Vermittlungsausschuss gescheiterte
Möglichkeit der steuerlichen Abschreibung für
Heiztechnik einen überaus attraktiven Anreiz für eine
Anlagenmodernisierung.
Der Markt stellt schon jetzt ein breites Angebotsspektrum
an hocheffizienten Gastechnologien für sämtliche
Anwendungsfälle zur Verfügung (Bild 3). Moderne
Brennwert-Heizgeräte gelten heutzutage als Stand der
Technik und können besonders effizient in Kombination
Bild 2. Der Absatz und Marktanteil von gasbetriebenen Wärmeerzeugern
entwickelte sich in den vergangenen Jahren positiv.
Insbesondere der Anteil der Gas-Brennwertgeräte ist kontinuierlich
gestiegen. (Quelle: BDH)
Bild 3. Der Markt stellt heutzutage ein breites Angebotsspektrum
an hocheffizienten Gastechnologien für sämtliche Anwendungsfälle
zur Verfügung. (Quelle: Vaillant)
mit Erneuerbaren Energien eingesetzt werden. Neben
den bewährten Systemen, die aus Brennwertgeräten
und Solarkollektoren bestehen, werden auch neue und
unkonventionelle Effizienztechnologien angeboten.
Hierzu zählt beispielsweise die weltweit erste Zeolith-
Gas-Wärmepumpe von Vaillant. Sie verbindet konsequent
die Vorzüge der Gas-Brennwerttechnik mit der
Solarthermie und einer Wärmepumpe auf Grundlage
der Sorptionstechnik in einem abgestimmten System.
Im Vergleich zu aktuellen Gas-Brennwertgeräten verfügt
die neue Technik über eine bis zu 46 Prozent
höhere Gesamteffizienz (Hs) für Heizung und Warmwasser.
Die Systemkombination eignet sich für Neubauten
mit Flächenheizung ebenso wie für Altbauten mit Radiatoren
bei Systemtemperaturen von bis zu 55 °C. Und
für Gebäude mit einem hohen Wärmebedarf bietet sich
September 2013
gwf-Gas Erdgas 649

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
der Einsatz der Kraft-Wärme-Kopplung an. Insbesondere
Mikro- und Mini-Blockheizkraftwerke (BHKW) in
neuen Leistungsklassen mit überzeugenden elektrischen
Wirkungsgraden bieten heutzutage wirtschaftliche
Lösungen sowohl für Ein- und Zwei- als auch für
Mehrfamilienhäuser und Gewerbebetriebe.
2. Herausforderung Nr. 1 – EnEV-Novelle
Doch aktuelle politische und rechtliche Entwicklungen
sowohl in Europa als auch in Deutschland erhöhen den
Druck auf den Energieträger Erdgas sowie gasbetriebene
Technologien und stärken gleichzeitig insbesondere
den im Wettbewerb stehenden Energieträger
Strom. So gibt die Europäische Gebäudeeffizienzrichtlinie
(EPBD) vor, dass der zukünftige Neubau ab 2019 im
öffentlichen Bereich und ab 2021 für alle Gebäude
nahezu keine Primärenergie mehr benötigen soll. Die
Umsetzung dieser Vorgabe ins nationale Recht erfolgt
in Deutschland durch die Novelle der Energieeinsparverordnung
(EnEV), die zurzeit kontrovers diskutiert
wird. In der aktuell gültigen Gesetzgebung aus dem
Jahr 2009 erfüllen verschiedene Systemlösungen –
seien es Gas-Brennwertgeräte plus solare Trinkwassererwärmung,
Gas-Wärmepumpen, Luft/Wasser-Wärmepumpen
oder Mikro- bzw. Mini-BHKW – die Anforderungen
hinsichtlich des Primärenergiebedarfs von Gebäuden
gleichermaßen gut. Die Gesetzesnovelle beinhaltet
hingegen verschärfte Anforderungen, die gemäß des
novellierten – und vom Bundesrat noch nicht beschlossenen
– Entwurfs von strombetriebenen Technologien
wesentlich leichter erfüllt werden können.
Dies liegt unter anderem daran, dass die neue Fassung
der EnEV gleichzeitig eine Verbesserung des Primärenergiefaktors
von Strom aufgrund des prognostizierten
höheren Anteils an Erneuerbaren Energien vorsieht.
Der Primärenergiefaktor für Erdgas soll jedoch
Bild 4. Eine Herausforderung bringt die Umsetzung der ErP-Richtlinie
im Bereich der Heiztechnik mit sich, denn die beste Effizienzklasse
stellt nicht automatisch die beste Lösung für die Wärme- und Energieversorgung
eines Gebäudes dar. Der Beratungsbedarf der Branche
gegenüber dem Endkunden wird daher deutlich wachsen. (Quelle: Vaillant)
– trotz des ebenfalls bereits vorhandenen und zukünftig
steigenden Energiemixes etwa durch Biogas und das
Power-to-Gas-Verfahren – gleich bleiben. Auf diese
Weise wird die Effizienz von beispielsweise Elektro-Wärmepumpen
zukünftig rein rechnerisch deutlich ansteigen,
ohne dass hierfür Produktverbesserungen vorgenommen
werden müssen. Viele Energieversorger stellen
sich schon heute die Frage, ob es sich dann noch
lohnt, einen Gasanschluss in neue Gebäude zu legen.
Und auch für die Sanierung im Bestand steigt durch die
rechtlichen Rahmenbedingungen die Attraktivität von
stromgeführten Systemen. Hier besteht also die Gefahr,
dass – wird der Entwurf der EnEV nicht entsprechend
angepasst – der Verbraucher in die Irre geführt wird. So
können beispielsweise in einem ungedämmten Altbau
die Energiekosten für eine Elektro-Wärmepumpe
wesentlich höher liegen als für ein Gas-Brennwertgerät,
obwohl der rein rechnerische Primärenergieverbrauch
geringer ist.
3. Herausforderung Nr. 2 – ErP-Richtlinie
Und auch die neue Energy related Products- (ErP) oder
Öko-Design-Richtlinie könnte diese Entwicklung weiter
verschärfen. Kern und Ziel der Richtlinie ist es, die Effizienz
energieverbrauchsrelevanter Produkte durch die
Vorgabe verbindlicher Mindesteffizienzstandards zu
steigern. Darüber hinaus sollen energieverbrauchsrelevante
Produkte, die den gleichen Verwendungszweck
haben, vergleichbar gemacht werden – und zwar durch
die Einstufung in Energie-Effizienzklassen mittels eines
Produktlabels. Seit September dieses Jahres sind jetzt
erstmals auch Produkte der Heiztechnik betroffen – nun
gilt eine Übergangsfrist von zwei Jahren. Grundsätzlich
wird bedingt durch die formulierten Kriterien in ganz
Europa ein Brennwertgebot gelten. Heizwertgeräte
werden dann nur noch unter bestimmten Bedingungen
in Mehrfamilienhäusern in Form einer Gas-Etagenheizung
zugelassen. Für die kommenden vier Jahre nach
der Übergangsfrist erstreckt sich die Skala der Effizienzlabel
von A++ bis G. Danach wird das mögliche
Spektrum nach unten hin verringert und nach oben
ergänzt: Es sind dann die Label A+++ bis D anzuwenden.
Die beste Effizienzklasse wird allerdings nicht automatisch
die beste Lösung für die Wärme- und Energieversorgung
eines Gebäudes darstellen (Bild 4). Dies
beruht unter anderem darauf, dass – politisch durchaus
gewollt – jede Elektro-Wärmepumpe per Definition
immer eine bessere Energie-Effizienzklasse erhält als ein
Gas-Brennwertgerät. Bei guter, ebenfalls den energetischen
Zustand der Gebäudehülle berücksichtigender
Planung und geringen Systemtemperaturen ist die Elektro-Wärmepumpe
eine effiziente Lösung, die auch einen
hohen Anteil Erneuerbarer Energie nutzt. Jedoch können
je nach den Rahmenbedingungen beispielsweise
ein Gas-Brennwertgerät mit einer Solaranlage, eine Gas-
September 2013
650 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Wärmepumpe oder ein Mini-BHKW eine energetisch
und wirtschaftlich sinnvollere Alternative darstellen.
Daher wird auch der Beratungsbedarf der Branche
gegenüber dem Endkunden deutlich wachsen. Es muss
intensive Aufklärungsarbeit geleistet werden, welches
Heizsystem sich für welches Gebäude am besten eignet
und auch auf Dauer den geringeren Energieverbrauch
und die geringeren Energiekosten verursacht.
Bild 5. Eine zu große Abweichung bei der Gasbeschaffenheit ist mit
negativen Auswirkungen auf die Sicherheit, die Effizienz, die Leistung
sowie das Emissionsverhalten von gasbetriebenen Geräten verbunden.
(Quelle: Vaillant)
4. Herausforderung Nr. 3 – Harmonisierung
der Gasbeschaffenheit
Nicht zuletzt hat auch die Gasbeschaffenheit selbst
einen maßgeblichen Einfluss auf die Effizienz und den
Energieverbrauch von gasbetriebenen Geräten und
damit auf die Erreichung der Klimaschutzziele. Mit Hilfe
des Wobbeindex, der die Austauschbarkeit von Gasen
hinsichtlich der Wärmebelastung der Geräte charakterisiert,
kann die Austauschbarkeit unterschiedlicher
Brenngase beurteilt werden. Gasgeräte werden für ein
definiertes Referenzgas ausgelegt. Zu diesem Referenzgas
sind zugehörige Grenzgase definiert (EN 437), welche
einen sicheren Gerätebetrieb noch ermöglichen,
sofern die Geräteeinstellung auf das Referenzgas nicht
verändert wird. Hinsichtlich Verbrennungsgüte und Effizienz
sind jedoch deutliche Einbußen hinzunehmen, je
weiter die Gasbeschaffenheit vom eigentlichen Referenzgas
abweicht. Je stärker dabei vom Referenzgas
und der dazugehörigen Geräteeinstellung abgewichen
und das Gasgerät mit einem höherwobbigen Gas versorgt
wird, desto stärker verringert sich die Luftzahl. Die
Folge sind beispielsweise erhöhte Anteile an Kohlenmonoxid
und Stickoxiden (Bild 5).
In der Praxis wird dieses Verhalten etwa durch fehlende
Wartung, Verschmutzung und veränderte Brennereinstellungen
verstärkt. Die Gasversorgung in Deutschland
weist seit Jahrzehnten lokal verschiedene, jedoch
sehr konstante Gasbeschaffenheiten innerhalb des
jeweiligen Gasbandes (L- und H-Gas, bzw. LL und E) auf.
Durch diese Versorgung mittels konstanter Gasbeschaffenheiten
sind Auswirkungen aufgrund unzureichender
Wartung, Verschmutzung oder veränderter Brennereinstellungen
kaum auffällig geworden bzw. gering geblieben.
Zur Realisierung eines Europäischen Binnenmarktes
und der Wahrung der Versorgungssicherheit hat die
Europäische Kommission die Ausarbeitung von Normen
für Gasbeschaffenheitsparameter für Erdgas mit hohem
Brennwert (H-Gas) in Auftrag gegeben (Mandat M/400),
die den minimalen Spielraum bei vertretbaren Kosten
definieren sollen. Denn die zunehmende Zahl von Gasförderländern
sowie die Regelungen zur Realisierung
eines Europäischen Binnenmarktes für Erdgas haben
zur Folge, dass die Gasbeschaffenheit zukünftig stärker
variieren wird. Wie ausgeprägt die Gasbeschaffenheitsschwankungen
innerhalb eines europäisch harmonisierten
H-Gasbandes sein werden, ist schwer abzuschätzen.
Es ist jedoch sehr wahrscheinlich, dass die noch zu
definierende Bandbreite komplett ausgenutzt wird und
dadurch kontinuierlich variierende Gasbeschaffenheiten
beim Endverbraucher vorliegen.
Das Vorhaben der Erdgasharmonisierung betrifft
dabei europaweit ca. 180 Millionen bereits installierte
Geräte ebenso wie die Entwicklung zukünftiger Technologien.
Um für die Normungsarbeit entsprechend vorbereitet
zu sein, erfolgte zunächst im Rahmen einer
Studie eine Untersuchung des möglichen Einflusses der
Gasbeschaffenheit auf den Betrieb von Gasgeräten. Die
hieraus abgeleiteten Ergebnisse und Schlussfolgerungen
werden jedoch in der Branche höchst unterschiedlich
bewertet und insbesondere aus Sicht der deutschen
Hersteller kritisch hinterfragt.
Gegenstand der Studie waren rund 100 konventionelle,
vorwiegend neue Geräte mit einer Leistung bis zu
70 kW in der häuslichen Anwendung, die sich insgesamt
in 29 Produktgruppen einteilen lassen. Nicht untersucht
wurden demnach ältere Bestandsgeräte, neuere Technologien
wie etwa Gas-Wärmepumpen und Mikro- bzw.
Mini-BHKW sowie sämtliche Produkte und Systeme in
der industriell-gewerblichen Anwendung. Des Weiteren
herrscht nach wie vor breite Unwissenheit über die
europaweiten und gerätespezifischen Wartungsgewohnheiten
und Einstellpraktiken sowie deren Zusammenhänge
im Hinblick auf eine schwankende Gasbeschaffenheit
(Bild 6). Trotz dieser Defizite geht die
Zusammenfassung der Studie allerdings nur von geringen
Auswirkungen auf alle Geräte aus. Darauf basierend
September 2013
gwf-Gas Erdgas 651

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
haben die normativen Arbeiten an der Harmonisierung
der Gasbeschaffenheit seitens der zuständigen Stellen
bereits begonnen, obwohl eine Gesamtbewertung der
technisch-wirtschaftlichen Ergebnisse unter Beteiligung
der Hersteller – immer noch – nicht stattgefunden hat
und laut diesen erhebliche Nachbesserungen und weitere
Analysen notwendig sind.
In Deutschland haben inzwischen sämtliche Marktpartner
die Brisanz der Thematik erkannt und definieren
zurzeit gemeinsam neue, verbesserte Inhalte für eine
weitere Pilotstudie. Gleichzeitig appellieren sie an
andere europäische Länder, diesem Beispiel zu folgen
und auf diese Weise die Notwendigkeit umfassender
Analysen und Nachuntersuchungen in Richtung Brüssel
zu signalisieren. Denn die aktuelle Vorgehensweise bei
der europäischen Erdgasharmonisierung birgt die
Gefahr, dass mögliche Auswirkungen unerkannt bleiben
und daraus resultierend die Schwankungsbandbreite
der Gasbeschaffenheit viel zu großzügig ausgelegt
wird. Was einerseits mit wirtschaftlichen Vorteilen
für die Gasversorger verbunden wäre, könnte sich auf
der anderen Seite äußerst negativ auf Betriebssicherheit,
Effizienz, Emissionen und Komfort der Geräte
selbst auswirken. Die Wahrscheinlichkeit gravierender
Betriebsstörungen und damit einhergehender kostenintensiver
Reparatur- und Einstellarbeiten, im schlimmsten
denkbaren Fall sogar das Auftreten unsicherer
Betriebszustände, ginge damit einher. Dies hätte letztendlich
zur Folge, dass das hervorragende Image von
Erdgas beschädigt würde.
Bild 6. Für eine sorgfältige Ausarbeitung europäischer Normen für Gasbeschaffenheitsparameter
fehlt es unter anderem an zuverlässigen und
statistisch belastbaren Untersuchungen bezüglich der europaweiten
und gerätespezifischen Wartungsgewohnheiten und Einstellpraktiken
sowie deren Zusammenhänge im Hinblick auf eine schwankende Gasbeschaffenheit.
(Quelle: Vaillant)
5. Fazit
Der Energieträger Erdgas hat seine Bekanntheit in den
vergangenen Jahren deutlich gesteigert und besitzt bei
den Verbrauchern sehr gute Imagewerte hinsichtlich
der Aspekte Effizienz, Komfort und Umweltschutz. Mit
Hilfe innovativer gasbetriebener Systemlösungen –
etwa in Kombination mit Erneuerbaren Energien oder
durch die gemeinsame Erzeugung von Strom und
Wärme – kann der Energieträger hocheffizient genutzt
und Emissionen deutlich reduziert werden. Aus diesem
Grund steigt die Bedeutung von Erdgas für die zukünftige
Energieversorgung und das Erreichen der Klimaschutzziele.
Allerdings begegnet der Energieträger
durch aktuelle politische und rechtliche Entwicklungen,
die zielgerichtet den Wettbewerb insbesondere durch
stromgeführte Systeme stärken, großen Herausforderungen.
Zusätzlich könnte das Vorhaben der europäischen
Erdgasharmonisierung bei der derzeitigen Vorgehensweise
das Image von Erdgas nachhaltig beschädigen.
Hier wäre es wünschenswert, dass sich die
Beteiligten an der eigentlichen Zielsetzung und nicht an
vorbestimmten Zeitplänen orientieren, und gemeinsam
mit allen Markpartnern besonders sorgfältig die Normen
auf europäischer Ebene definieren. Denn eine
zuverlässige Gasbeschaffenheit in Verbindung mit
modernen Technologien stellt eine effiziente, sichere,
umweltschonende, bezahlbare und komfortable Energieversorgung
sicher und bildet dadurch einen wichtigen
Baustein auf dem Weg zur Realisierung sowohl
europäischer Klimaschutzziele als auch der Energiewende
in Deutschland.
Autor
Dipl.-Ing., Dipl.-Wirt.-Ing.
Karl-Heinz Backhaus
Leiter Verbandsmanagement |
Vaillant GmbH |
Remscheid |
Tel. +49 2191 18 2926 |
E-Mail: karl-heinz.backhaus@vaillant.de
September 2013
652 gwf-Gas Erdgas

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ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Intelligente Verteilnetze
Peter Birkner
Der deutliche Ausbau erneuerbarer Energiequellen betrifft im Wesentlichen die Verteilnetze. Die Volatilität der
Stromflüsse nimmt durch deren Einspeisung in die Netze deutlich zu. Diese Thematik wird perspektivisch
durch die Penetrierung von zusätzlichen volatilen Stromanwendungen wie Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen
verschärft. Die betroffenen Netze sind für strukturierte top-down-Lastflüsse dimensioniert und errichtet
worden. Diese Lastflüsse werden zeitweise durch die beschriebenen Stromanwendungen verstärkt, können
sich aber genauso durch die volatilen Einspeiser umkehren, so dass es zu einer temporären bottom-up-Einspeisung
kommt. Die quasistationäre Netzplanungs- und Netzbetriebsphilosophie ist daher nur um den Preis
enormer Netzverstärkungen („One grid that fits to all situations“) aufrecht zu erhalten. Als Alternative bietet
sich eine dynamische Planungs- und Betriebsphilosophie an, bei der durch Echtzeitmessungen der aktuelle
Belastungszustand des Netzes erfasst wird und durch Einbau von aktiven Netzelementen sowie durch Einbeziehung
des Kunden seltene Extremzustände beherrscht bzw. vermieden werden können. Der Primärteil wird
damit durch den Normalfall und nicht mehr durch den Extremfall bestimmt. Derartige Netze, die die systemimmanenten
Reserven optimiert nutzen, können als intelligente Netze bezeichnet werden („One grid that controlles
all situations“).
1. Der Paradigmenwechsel im Energiesystem
Die Energiewende in Deutschland ersetzt das von volatilen
Stromverbrauchern und deterministischen, zentralen,
fossilen und nuklearen Stromerzeugern geprägte
traditionelle Leitsystem durch ein neues. Dieses Leitsystem
wird sowohl durch leistungsstärkere und volatilere
Stromverbraucher als auch durch dezentrale, (in
Summe) ebenfalls leistungsstärkere, volatile, regenerative
Stromerzeuger dominiert. Strom ist ein hocheffizienter
Energieträger, der in Zukunft auf fossilen Energien
basierende Anwendungen teilweise ablösen wird. Beispiele
hierfür sind Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge,
die beide leistungsstark und bezüglich ihrer Stromentnahme
aus dem Netz volatil sind. Die höhere installierte
Leistung auf der Erzeugerseite resultiert aus der
geringen Energiedichte der regenerativen Hauptenergiequellen
Wind und solarer Strahlung. Dies erfordert
große Ernteflächen mit hohen installierten Leistungen.
In Konsequenz ergeben sich häufige und nicht determinierbare
Wechsel zwischen Energieüberfluss und Energiemangel.
Diese Wechsel treten nicht nur im Tagesoder
Wochenverlauf, sondern durchaus auch spontan
auf. Beispiele hierfür sind Wolkenfelder über Solaranlagen,
Starkwindphasen, die zur Abregelung von Windkraftanlagen
führen, oder auch das (zufällige) gleichzeitige
Laden einer größeren Anzahl an Elektrofahrzeugen.
Die beschriebene Errichtung eines neuen Leitsystems
stellt einen Paradigmenwechsel dar, der alle Elemente
des Stromsystems beeinflusst. Dies gilt insbesondere
für die elektrischen Verteilnetze, an die über 90 %
der neuen Erzeugungsleistung sowie nahezu alle elektrischen
Verbraucher angeschlossen sind. Damit tangiert
die Volatilität, die mit hohen (spontanen) Leistungsgradienten,
aber auch hohen absoluten Leistungswerten
verbunden ist, diese Netze besonders. Zu nennen ist
hier auch die neu auftretende Rolle des Kunden als „Prosumer“,
d. h. als Akteur, der temporär Energie aus dem
Netz bezieht, aber auch temporär einspeist. Der Kunde
spielt eine aktive und entscheidende Rolle im neuen
Leitsystem.
Die elektrische Energie wird künftig im Wesentlichen
ohne Einsatz von fossilen Brennstoffen bereitgestellt.
Damit sind hochdynamische Ergänzungskraftwerke
und Energiespeicher von zentraler Bedeutung. Hierzu
sind erhebliche Investitionen erforderlich sowie hohe
Entwicklungs-, Optimierungs- und Standardisierungsarbeit
zu leisten. Medienwechsel von Strom zu Wärme
(Power 2 Heat), Strom zu Wasserstoff oder Methan
(Power 2 Hydrogen/Gas) bieten erhebliche Potenziale,
überschüssigen Strom sinnvoll zu absorbieren und zwischenzuspeichern.
Als reversible Speicher kommen Batterien
oder mit einem Wasserstoff-Gas-Gemisch betriebene
Gasturbinen in Frage.
Abstrakt betrachtet bedeutet der Übergang von
einem fossilen auf ein regeneratives Leitsystem den
Übergang von Brennstoff- auf Kapitalkosten. Wind und
Sonne selbst sind kostenfrei, die steuerbare Nutzung
dieser Energiequellen erfordert jedoch erhebliche
Investitionen in die Infrastruktur.
2. Der Paradigmenwechsel in Verteilnetzen
Betrachtet man ein traditionelles, strahlenförmig aufgebautes
Niederspannungsnetz, in dem die angeschlossenen
Kunden nur Leistung entnehmen, so tritt die
September 2013
654 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Spannung (V)
Zeit (24 h)
Bild 1. Spannungserhöhung durch Solareinspeisung im
Niederspannungsnetz.
höchste Belastung der Leitungen unmittelbar an der
einspeisenden Transformatorstation auf; die Spannung
fällt zum Leitungsende hin ab. Ändert sich das Verhaltensmuster
der Kunden (Schwankungen zwischen minimalem
und maximalem Verbrauch) über der Zeitachse
nur sehr langsam, so liegen quasistationäre Verhältnisse
vor und es genügt, die minimalen und maximalen Spannungen
und Ströme von Zeit zu Zeit mittels temporärer
Messungen zu überprüfen. Verhalten sich die Kunden
hinsichtlich der Leistungsbeanspruchung, wie bisher
häufig üblich, zudem noch synchron und homogen, so
ist durch eine einfache lineare Interpolation die Ermittlung
der Spannungs- und Stromwerte für alle Zwischenstellen
der Leitung möglich. Die Ermittlung von sogenannten
„Standardlastprofilen“ wird möglich.
Ändert man nun die Situation durch den beschriebenen
Wechsel des Leitsystems dahingehend, dass die
Kunden nicht mehr nur eine höhere Leistung entnehmen,
sondern temporär auch hohe Leistungen einspeisen,
so steigt die Komplexität im Netz deutlich an.
Die Spannung ist in diesem Fall nicht immer notwendigerweise
am Leitungsende am niedrigsten und an
der einspeisenden Transformatorstation am höchsten
(Bild 1).
Durch Diversifizierung der von den Kunden eingesetzten,
erzeugenden bzw. verbrauchenden Techniken
(Solaranlagen, Mikro-BHKWs, Wärmepumpen, Ladestationen
für Elektrofahrzeuge) nehmen auch Homogenität
und Synchronismus deutlich ab. Zudem kommen
Singularitäten hinsichtlich Verbrauch (öffentliche Elektrotankstelle)
und Erzeugung (größere, direkt einspeisende
Solaranlage) hinzu. Dadurch ändern sich die Lastzustände
im Netz deutlich schneller und in höherem
Maße als bisher und die Verhältnisse werden dynamischer.
Neben Schwankungen im Tages- oder Wochenzyklus
können auch – wie beschrieben – substantielle
Veränderungen im Minutenbereich auftreten. Temporäre
Messungen an Leitungsanfang und -ende reichen
nicht mehr aus, um die Belastungsverhältnisse im Netz
mit hinreichender zeitlicher Genauigkeit zu ermitteln
und Verletzungen der zulässigen Spannungsbänder
und Maximalströme, die zu Schäden im Netz oder in
Kundenanlagen führen können, auszuschließen [1–3].
Netztechnisch betrachtet wird ein quasistationäres
top-down-System in ein dynamisches top-down- / bottom-up-System
übergeführt. Es stellt sich die Frage, ob
der dimensionierende Faktor dieses Netzes unverändert
die selten auftretende Spitzenbelastung bleiben kann
(„One grid that fits to all situations“) oder ob das Netz
aus einer passiven Betriebsphilosophie in eine aktive
überführt werden sollte („One grid that controlls all situations“).
Im neuen Leitsystem bleiben Spitzenbelastungen
zwar selten, sie werden aber extremer in ihrer Ausprägung.
Zur Begrenzung der Netzausbaukosten bietet
es sich daher an, die Normalbelastung als dimensionierenden
Faktor heranzuziehen und die Spitzenlast – Entnahme
oder Einspeisung – durch aktives Netzmanagement
zu beherrschen.
3. Die Komponenten intelligenter
Verteilnetze
Entsprechend den bisherigen Überlegungen besteht
damit künftig in Verteilnetzen die Notwendigkeit,
Ströme und Spannungen in Echtzeit zu erfassen und bei
Über- oder Unterschreitung von Grenzwerten durch
minimalinvasive Eingriffe, d. h. unter minimaler Beeinträchtigung
von Markt und Kunden, das System wieder
in den erlaubten Bereich zurückzuführen. Zur Umsetzung
dieses Gedankens werden drei Komponenten
benötigt: „Sensoren“, „Zentrale Logik“ und „Aktoren“.
Sensoren:
##
Einfache, jedoch hinreichend genaue Erfassung von
Strom- und Spannungswerten in (nahezu) Echtzeit
an geeigneten Stellen des Netzes mit einfacher,
jedoch robuster und hinreichend schneller Übertragung
der Werte an die zentrale Logik (Autonomer
Agent, Smart RTU).
##
Optimierung der Position und Minimierung der
Anzahl der Sensoren. Dazu sind die Einbauoptionen
zu ermitteln (z. B. Kabelverteilerschränke) sowie die
Stellen zu bestimmen, die die höchste Systemrelevanz
aufweisen. Beispielsweise sind Singularitäten
individuell mit Sensoren auszustatten, während
Kunden mit ähnlichem Verbrauchs- bzw. Einspeisemuster
als Kollektiv, d. h. mit einem repräsentativen
Sensor, beschrieben werden können.
Zentrale Logik (Autonomer Agent, Smart RTU):
##
Implementierung eines Netzmodells basierend auf
den Daten des Geographischen Informationssystems
(GIS) und des Betriebsmittelinformationssystems
(BIS).
Trafostation
PV-Anlage 86 kW
September 2013
gwf-Gas Erdgas 655

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
rONT
rONT
Sensor
4. Die Erfahrungen mit intelligenten
Verteilnetzen
Ein Konsortium bestehend aus der Bergischen Universität
Wuppertal sowie den Unternehmen Bilfinger Mauell
GmbH (Velbert), SAG GmbH (Langen) und Mainova AG
(Frankfurt) führte die beschriebenen Überlegungen zu
Smart Grids in entsprechende Hard- und Softwarekomponenten
über. Es wurden ein Sensor, eine zentrale
Logik (Autonomer Agent, Smart RTU) sowie eine Aktoransteuerung
entwickelt. Die Mainova AG baute seit
Mitte 2012 zwei Smart-Grid-Systeme in Frankfurt auf. Es
handelt sich zum einen um ein strahlenförmiges, ländliches
Freileitungsnetz am Stadtrand von Frankfurt mit
einer hohen Photovoltaikleistung und zum anderen um
ein städtisches, vermaschtes Kabelnetz mit drei Ortsnetzstationen,
das ebenfalls durch eine hohe installierte
Photovoltaikkapazität gekennzeichnet ist. Als Aktoren
stehen im ländlichen Netz die Leistungsreduktion einer
Photovoltaikanlage und im städtischen Netz ein Längsspannungsregler
zur Verfügung. Beide Netze werden
autonom betrieben. Es besteht die Möglichkeit, dass
sich die Netzleitstelle auf die zentrale Logik aufschaltet.
Die Kommunikation erfolgt mittels Breitband Power
Line Carrier Technologie.
Die Tests wurden in zwei Schritten durchgeführt.
Zuerst wurden die Sensoren und der Algorithmus der
zentralen Logik erprobt. Anschließend folgten die aktiiNES
Sensor
##
Verwendung der Messwerte als reale „Stützpunkte“
für einen State-Estimation-Algorithmus, der alle Kantenströme
und Knotenspannungen in (nahezu) Echtzeit
ermittelt.
##
Vergleich der Ergebnisse mit den Grenzwerten für
Strom und Spannung.
##
Ableitung von Maßnahmen, um die festgestellten
Abweichungen wieder in die erlaubte Bandbreite
zurückzuführen und Ansprache der dazu geeigneten
Aktoren.
Aktoren:
##
Festlegung und Einbau von netz- und kundenbasierten
Aktoren, die Wirk- und/oder Blindleistung beeinflussen.
##
Netzbasierte Aktoren können durch regelbare Ortsnetztransformatoren
sowie Längsspannungsregler,
die in den Leitungszug eingebaut werden, realisiert
werden. Im Wesentlichen werden durch diese Maßnahmen
Blindleistung und Spannung beeinflusst.
Auch fernsteuerbare Schalter, die die Lastflüsse in
ringförmigen Netzen umleiten können, sind netzbasierte
Aktoren. Hier werden im Wesentlichen Wirkleistung
und Strom beeinflusst.
##
Kundenbasierte Aktoren können durch Anpassung
des cos(j) in Kundenanlagen (z. B. Umrichter moderner
Solaranlagen) oder durch Änderungen der Wirkleistungsbilanz
des Kunden (z. B. Laden oder Entladen
der Batterie einer Solaranlage, Zu- oder Abschaltung
einer Wärmepumpe, Leistungserhöhung oder
-begrenzung einer Stromladesäule) realisiert werden.
##
Grundsätzlich ist für den Einsatz kundenbasierter
Aktoren die vertragliche Zustimmung des jeweiligen
Kunden erforderlich. Der Zugriff auf Aktoren erfolgt
stets direkt und unverzüglich.
Sensoren werden stets im öffentlichen Netz eingebaut,
wobei Sensoren, die im Leitungsstrang angebracht
sind, den integralen Wert des Stromes, der der
Aktor
(Netz)
Sensor
Sensor
Aktor
(Netz)
Konventionelles Ortsnetz:
keine Sensorik,
keine Aktorik
Regelbarer Ortsnetztrafo:
zentrale Sensorik,
zentrale Aktorik (Blindleistung)
rONT mit Weitbereichsregelung:
dezentrale (Multi-)Sensorik,
zentrale Aktorik (Blindleistung)
Intelligente Ortsnetzstation iNES:
dezentrale Multi-Sensorik,
dezentrale Multi-Aktorik (Wirkund
Blindleistung)
Bild 2. Sensoren, Zentrale Logik und Aktoren im Niederspannungsnetz.
Belastung der Leitung entspricht, liefern. Sensoren, die
in den öffentlichen Zuleitungen zu Kunden installiert
werden, stellen hingegen inkrementale Messwerte zur
Verfügung, die der lokalen Stromänderung im Leitungsstrang
entsprechen. Smart Meter, die kundenspezifische
Daten enthalten, können im Prinzip als Sensoren
eingesetzt werden, wenn ein Echtzeitzugriff möglich ist.
Dies dürfte aber durch das für Deutschland vorgesehene
BSI-Schutzprofil mit Gateway-Funktionalität nicht
realisierbar sein. Smart Meter liefern zudem grundsätzlich
inkrementale Messwerte.
Hinsichtlich der Aktoren ist es entscheidend, dass
netzbasierte Maßnahmen zuerst ergriffen werden. Diese
fokussieren im Wesentlichen auf Spannungsanpassungen.
Kundenbezogene Maßnahmen kommen nur als
letzte Möglichkeit in Betracht. Zudem gilt hier die
Abstufung, dass Blindleistungs- vor Wirkleistungsanpassungen
durchgeführt werden.
Im Gegensatz zu bisher diskutierten und teilweise
auch realisierten Netzautomatisierungen basiert der
hier beschriebene Smart-Grid-Ansatz auf einer flächendeckenden
Messwerterfassung bzw. -nachbildung
sowie auf einer automatisierten, punktgenauen Korrektur
von Spannung und Lastfluss (Bild 2). Nur dieses
Prinzip ermöglicht die optimierte Nutzung der vorhandenen
Netzinfrastruktur [1–6] bei minimalinvasiven Eingriffen.
September 2013
656 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
ven Elemente. Nach knapp einem Jahr Betriebszeit kann
konstatiert werden, dass alle Funktionalitäten ihren
Anforderungen gerecht werden [3–6].
Die Breitband Power Line Carrier Technologie arbeitet
zuverlässig. Im ländlichen Freileitungsnetz können
Entfernungen von 400 m sicher bewältigt werden. Der
State-Estimation-Algorithmus liefert Ergebnisse, die in
einem Genauigkeitsband von ± 5 % liegen. Mit blindleistungs-
und spannungsbeeinflussenden Maßnahmen
können rund 85 % der Grenzverletzungen behoben
werden. Die bisher vorliegenden Daten deuten darauf
hin, dass mit der Absteuerung von einigen wenigen
Erzeugungs- oder Lastspitzen pro Jahr eine um rund
30 % höhere Energie über ein bestehendes Netz übertragen
werden kann.
5. Weitere Implementierungsschritte von
intelligenten Verteilnetzen
Der nächste Schritt in der Entwicklung von Smart Grids
besteht in der Übertragung der für das Niederspannungsnetz
implementierten Prinzipien auf die Mittelspannungsebene.
Im Grundsatz dienen die zentralen
Logiken in den Ortsnetzstationen nun als Sensoren für
das Mittelspannungsnetz. Weitere Sensoren können
über Wandler (in Kabelendverschlüssen) direkt im Mittelspannungsnetz
angebracht werden. Eine übergeordnete
Logik am HS/MS-Transformator dient als zentrale
Steuereinheit. Sie analysiert die Werte der Sensoren und
aktiviert die Mittelspannungsaktoren. Diese können z. B.
durch Mittelspannungsschalter oder durch den Stufenschalter
des HS/MS-Trafos dargestellt werden. Weiterhin
können die zentralen Logiken in den Ortsnetzstationen
als Aktoren eingesetzt werden und geeignete Steuersignale
in das Niederspannungsnetz senden. Als Datenübertragungsmedien
im Mittelspannungsnetz kommen
Kupfer- oder Glasfaserleitungen genauso in Frage
wie die drahtlosen Verfahren GPRS, UMTS und LTE
(Bild 3).
Über die bereits genannten Schritte hinaus existieren
weitere Ideen. Die zentrale Logik in der Ortsnetzstation
oder die zentrale Steuereinheit in der Umspannanlage
können mit weiteren Sensoren beispielsweise für
Temperatur, Helligkeit, Luftfeuchtigkeit, Windstärke
oder Luftdruck verbunden werden. Diese Daten können
gemeinsam mit den netzzustandsbeschreibenden Werten
für Strom und Spannung erfasst und gespeichert
werden. Mittels Mustererkennung kann versucht werden
zu erkennen, ob eine bestimmte Parameterkombination
aus der Vergangenheit einige Stunden später zu
einer Grenzwertverletzung bezüglich der elektrischen
Parameter geführt hat. Sollte dieser Zusammenhang
herausgefiltert werden können, wird die Prognose eines
künftigen kritischen Zustandes möglich und es können
bereits antizipierend minimalinvasive Gegenmaßnahmen
eingeleitet werden. Es steht zu erwarten, dass es
die vorbeugende Maßnahmenergreifung erlaubt, die
HS
iNES
MS
Aktor
(Netz)
Bild 3. Smart Grid im Mittelspannungsnetz.
Kunden geringfügiger zu beeinträchtigen als die aktuell
in den Pilotprojekten angewandte Ad-hoc-Reaktion.
6. Rechtliche Rahmenbedingungen und
Regulierung
Smart Grids nutzen durch Absteuerung einiger weniger
Erzeugungs- und Lastspitzen pro Jahr die vorhandene
Netzsubstanz optimal. Sollen kundenbasierte Steuerungsoptionen
in das Konzept integriert werden, so
stößt die aktuell praktizierte bilaterale vertragliche
Regelung zwischen Kunde und Netzbetreiber jedoch an
Machbarkeitsgrenzen. Die Einbindung aller Kunden –
v. a. in der Gestalt von Prosumern – bedarf einer generellen
rechtlichen Regelung. In diesem Fall stellt sich die
Frage, ob die Vorteile des reduzierten oder zeitlich verzögerten
Netzausbaus den in das Smart-Grid-Konzept
eingebunden Kunden individuell oder pauschaliert in
Form von reduzierten Netznutzungsentgelten zu Gute
kommen sollten.
Überschreitet die Anzahl der kundenbezogenen
Interventionen ein bestimmtes Maß, so wird ein Netzausbau
mit neuen Leitungen oder Transformatoren
unumgänglich. Je mehr kundenbezogene regelnde
Netzeingriffe pro Zeiteinheit zugelassen werden, desto
geringer wird die Netzqualität, aber desto höher wird
auch die über das Netz übertragbare Energie bei im
Wesentlichen konstanten Netzkosten. Netzausbaukosten
und Netzqualität können also in einen objektiven,
funktionalen Zusammenhang gebracht werden, der in
die regulatorische Diskussion einfließt.
Schließlich ist die regulatorische Behandlung von
„Smartness“ zu überdenken. Smart Grids versuchen im
Grundsatz, die singulären Spitzenleistungen eines Netzbezirks
zu begrenzen und damit den Lastfluss gleichmäßiger
zu gestalten. Somit soll mehr Energie über die
vorhandene Infrastruktur transportiert werden können.
Grundsätzlich erkennt die Regulierungsbehörde Investitionen
in „Smartness“ im Grundsatz an - wenn auch mit
MS
Aktor (Netz)
iNES
Sensor
Aktor (Netz)
iNES
Sensor
Aktor (Netz)
iNES
Sensor
September 2013
gwf-Gas Erdgas 657
NS
NS
NS

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
dem häufig diskutierten Zeitverzug. Es gibt aber noch
ein weiteres, die Höhe der Netzentgelte bestimmendes
Element: den sogenannten Erweiterungsfaktor. Dieser
steigt mit zunehmender Netzleistung an. Die Senkung
der Spitzenleistung eines Netzbezirkes durch Investitionen
in „Smartness“ wirkt sich damit aktuell entgeltsenkend
aus. Dies senkt die Attraktivität dieser Investitionen.
7. Ausblick
Mit der Umsetzung der beschriebenen Prinzipien wird
der Begriff eines intelligenten Verteilnetzes (Smart Grid)
konkret und real. Die technischen Fragestellungen können
im Grundsatz als gelöst angesehen werden, obwohl
noch Optimierungen und Standardisierungen erforderlich
sind. Wichtige offene Fragestellungen liegen jedoch
auf den Gebieten der Soziologie (Wie reagiert der Kunde
auf solch ein Netz?), der Regulierung (Wie kann die
Anwendung von kostensenkender „Smartness“ attraktiv
gemacht werden?) und der Gesetzgebung (Was kann
generell geregelt werden und was ist individuell festzulegen?).
Diese Themen sind nun zeitnah durch die
Gesellschaft und die Politik aufzugreifen.
Literatur
[1] Peter Birkner, “Design and Operation of Smart Distribution
Grids”, 6 th International Scientific Symposium Elektroenergetika
2011, Stara Lesna, Slovakia, September 2011.
[2] Nils Neusel-Lange, Christian Oerter, Markus Zdrallek, “State
Identification and Automatic Control of Smart Low Voltage
Grids“, Proceedings 2012 IEEE PES ISGT, Berlin, October 2012.
[3] Peter Birkner, Ingo Jeromin, Roman Cimbala, “Development
and Implementation of an Integrated and Autonomous
Smart Distribution Grid in Frankfurt”, 7th International Scientific
Symposium Elektroenergetika 2013, Stara Lesna, Slovakia,
September 2013.
[4] Christian Oerter, Nils Neusel-Lange, Markus Zdrallek, Peter Klöker,
Wolfgang Friedrich, Julia Antoni, Peter Birkner, “Das intelligente
Niederspannungsnetz im Praxistest / Practical Experience
with Smart Low Voltage Grids“, Proceedings of VDE
Congress 2012, Stuttgart, November 2012.
[5] Peter Birkner, Ingo Jeromin, Markus Zdrallek, Nils Neusel-Lange,
Christian Oerter, “Integrated smart grid concept – Experiences
in a German distribution grid”, Proceedings of the 22 th
Cired-Conference Stockholm 2013, Stockholm, June 2013.
[6] Peter Birkner, Julia Antoni, Ingo Jeromin, “Integrated and
Autonomous Smart Grid Concept in Practice – The Frankfurt
Experience with a Focus on Acitve Voltage and Load Flow
Management”, Proceedings of the IEEE Power Tech Conference,
Grenoble, June 2013.
Autor
Prof. Dr.-Ing. Peter Birkner
Technikvorstand |
Mainova AG |
Frankfurt |
Tel. +49 69 213-81001 |
E-Mail: p.birkner@mainova.de |
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Fax (02 61) 9 84 29-50
mail: info@buettig.de
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September 2013
658 gwf-Gas Erdgas

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ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Erste industrielle Power-to-Gas-Anlage
mit 6 Megawatt
Stephan Rieke
Seit drei Jahren elektrisiert das Konzept Power-to-Gas die Energie- und Mobilitätsbranche. Nach erfolgreichen
Tests der neuen Ökostromspeichertechnologie in 2009 mit 25 kW el Bezugsleistung und Ende Oktober 2012 mit
einer 250 kW el -Anlage beim ZSW wurde Ende Juni 2013 in Werlte die erste Anlage im industriellen Maßstab
eingeweiht. Der Anlagenbauer ETOGAS GmbH (vormals SolarFuel) hat die weltweit größte Power-to-Gas-
Anlage für die Audi AG entwickelt und gebaut. Die Anlage hat eine elektrische Anschlussleistung der alkalischen
Elektrolyse von sechs Megawatt und wandelt Ökostromüberschüsse in erneuerbaren Wasserstoff und
Methan um. Pro Jahr wird die Anlage durchschnittlich drei Millionen Kubikmeter erneuerbares synthetisches
Methan erzeugen und somit jährlich ca. 1500 Audi A3 g-tron Erdgasfahrzeuge mit erneuerbarem Methan, von
Audi e-Gas genannt, für die Nutzung als CO 2 -armen Kraftstoff im Langstreckenmobilitätsbereich versorgen.
Aufbauend auf diesen Erfahrungen sind von etogas turnkey-PtG-Anlagen als Containerausführung im Bereich
von 1,2 MW el Bezugsleistung aufwärts für die intelligente Energieintegration von EE (Erneuerbare Energien) im
Gasnetz in der Umsetzung.
Strom wird künftig überwiegend aus erneuerbaren Quellen
stammen. 2020 werden erneuerbare Energien dann
einen Anteil von rund 40 Prozent erreichen, 2050 sind 80
Prozent geplant. Doch: Stromerzeugung und -verbrauch
müssen nahezu zeitgleich erfolgen. Da die erneuerbare
Stromproduktion in ihrer Leistung stark schwankt, muss
sie besser in das Energiesystem eingebunden werden.
Dafür braucht es neben einem Mix an verschiedenen
Maßnahmen, wie optimierter Netzausbau, intelligentes
Lastmanagement, dynamischer Kraftswerkspark wie
KWK/Gasturbinen mit Wärmenetzen, vor allem schnell
verfügbare Speichertechniken, die auch große Energiemengen
über längere Zeit (>1 Tag) ein- und ausspeichern
können. Sollen die regelmäßig anfallenden Überschüsse
bei Bedarf genutzt werden, sind entsprechende
Speicherkapazitäten notwendig. Es wird eine Vielfalt von
unterschiedlichen Speichertechnologien für den jeweiligen
Einsatzfall im Markt geben. Nicht nur der Strom-
Strom-Speicher ist in Zukunft im Fokus, weil u.a. der
Endenergiebedarf an Wärme > 41 % ist, und momentan
selbst der Verkehrsbereich einen größeren Energieverbrauch
als der Stromsektor aufweist. Leider werden die
Sektoren Strom, Mobilität und Wärme in der öffentlichen
Diskussion und der politischen Rahmensetzung weiterhin
weitgehend separat betrachtet. PtG bietet hier als
Querschnitt-Technologie die Chance, eine umfassende
Energiewende zu beschleunigen und durch intelligente,
synergetische Verknüpfung der einzelnen Sektoren bei
gleichen Gesamtkosten höhere EE-Anteile zu erreichen.
Da ein reales Stromnetz keine ideale Kupferplatte
darstellt, nur bedingt Lastmanagementpotenzial für
Zeiträume von > 4 h zur Verfügung steht und die europäischen
Austauschkuppelstellen begrenzt sind oder
sein werden, macht eine schnellere Durchdringung von
Speichern als eine Form der Integration von EE wahrscheinlich.
Für eine optimierte, funktionsfähige Speichertechnologie
in fünf Jahren von PtG müssen heute
Anlagen gebaut werden, Teilmärkte u. a. in der Sys temdienstleistung
für den Problemhalter, das Stromnetz,
unabhängig von der „ Peak Shaving“ Nutzung von möglichen
Überschussenergien erschlossen werden. Ohne
Zwischenspeicherung werden derzeit bei Starkwind
Windräder abgestellt, da das Stromnetz sonst vor einer
Überlastung stünde: eine große Verschwendung von
klimafreundlicher Energie. Die Zeit drängt: Mit dem
Ausbau der erneuerbaren Energien wird diese missliche
Situation bald öfter vorkommen – auch bei einem gut
ausgebauten Stromnetz. In Gegenden mit hoher Solarstromeinspeisung
sind die Verteilnetzgebiete stark
unter Stress.
Wie man Strom aus Sonne und Wind erfolgreich in
das Energiesystem integriert, wird daher eine immer
wichtigere Aufgabe: Kurzfristig aufkommende Stromspitzen
müssen genutzt und dürfen nicht verschwendet
werden. Und bei Flaute sollte die Nachfrage auch lange
nachhaltig gedeckt werden können.
Eine immer wichtigere Dienstleistung der Energiewirtschaft,
speziell der Gaswirtschaft, wird daher die
Aufbewahrung des Ökostroms sein: die Speicherung.
Hier kann Power-to-Gas eine wesentliche Rolle einnehmen,
indem mit den PtG-Anlagen zur Umwandlung von
überschüssigem Ökostrom in Wasserstoff und Methan
das Stromnetz mit dem Gasnetz verbunden wird. Blockheizkraftwerke,
Autos und die Industrie können das
September 2013
660 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
erneuerbare Gas nutzen. Die Technik sorgt dafür, dass
stark fluktuierende Quellen wie Wind und Sonne in eine
zuverlässige Energieversorgung integriert werden –
erneuerbarer Strom wird langfristig speicherbar und
überall beziehbar. Neue Geschäftsmodelle für die notwendige
Energieintegration zeichnen sich heute schon
ab.
Ab 2014 wird die Audi e-gas-Anlage in Werlte in den
Regelbetrieb gehen. Das Vorhaben stellt ein Leuchtturmprojekt
für künftige Power-to-Gas-Anlagen im
industriellen Maßstab dar.
Die Anlage für den Ingolstädter Autobauer verfügt
über eine 25-mal so große Eingangsleistung wie die
bislang weltweit größte Power-to-Gas-Anlage. Diese
ging bereits im Oktober 2012 beim Zentrum für Sonnenenergie-
und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg
(ZSW) – dem F&E-Partner von ETOGAS – in
Stuttgart im Rahmen eines vom BMU geförderten Projekts
in Betrieb. Beim dortigen Forschungsbetrieb wird
die Industrialisierung der Technologie vorbereitet. Die
dabei gewonnenen Erfahrungen und Ergebnisse kommen
nun der neuen Anlage in Werlte zu Gute.
Das erneuerbare synthetische Methan, von Audi
e-gas genannt, ist für Kunden des neuen A3 g-tron vorgesehen,
der ab Ende 2013 verfügbar sein wird. Mit diesem
Treibstoff können Autofahrer mit einer CO 2 -Bilanz
von 20 Gramm pro Kilometer (auf Basis einer umfassenden
Well-to-wheel-Analyse, die den Bau von Windrädern
und PtG-Anlagen mit einbezieht) nahezu kohlendioxid-neutral
fahren (Bild 1). Die Gasmenge aus
Werlte versorgt 1500 A3 g-tron mit einer jährlichen
Fahrleistung von jeweils 15 000 km – insgesamt sind das
Bild 1. Audi A3 g-tron an der PtG-Anlage in Werlte. (Quelle: Audi AG)
22,5 Millionen Kilometer. Audi wird den A3 g-tron-Kunden
über ein Tankkartensystem an den vorhandenen
Erdgastankstellen den erneuerbaren e-Gas-Kraftstoff als
Option zum Standard-CNG-Kraftstoff anbieten, so dass
sich Kunden für erneuerbare CO 2 -arme Mobilität auch
im Langstreckenbereich entscheiden können. Dies
sollte nicht nur Fuhrparkverantwortliche der Gaswirtschaft
hellhörig werden lassen. Auch die Anzahl an Erdgastankstellen
sollte für die zukünftigen Mobilitätsanforderungen
und angesichts der wenigen bezahlbaren
und praktikablen Fahrzeug-Alternativen in
diesem Bereich ausgebaut werden.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 661
Bild 2. Anlagenschema
der
Audi-PtG-
Anlage Werlte.
(Quelle: Audi AG)

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Bild 3. Außenansicht der PtG-Anlage. Quelle: Etogas GmbH
Bild 4. Atmosphärische alkalische Elektrolyse mit 2 MWel Bezugsleistung.
Quelle: Etogas GmbH
Tabelle 1. Daten des Elektrolyseurs.
Anzahl Elektrolyseurmodule 3
Stromstärke DC 9000 A
Nominale Ausgangsspannung DC 250 V
Gasproduktion H 2
Gasproduktion O 2
1310 Nm³/h
655 Nm³/h
regelbarer Nennleistungsbereich (pro Modul) % 30 …. 100
Gasreinheit O 2 in H2 Vol % 99,9
Verbrauch demineralisiertes Wasser
1,3 m³/h
Betriebstemperatur ca. 80 °C
1. Anlagenaufbau
Etogas wandelt den Strom aus EE mit Hilfe eines neuen
Verfahrens in synthetisches Erdgas um. Ökostrom fällt
fluktuierend, also unstetig, an. Die neue Technik von Etogas
erlaubt es, den Ökostrom als erneuerbares Methan
vorrätig zu halten. Das Verfahren zur Herstellung kombiniert
erstmals die Technologien Wasserstoff-Elektrolyse
und Methanisierung, welche seit langem bekannt sind.
Neu ist die Systemverschaltung dieser beiden Technologien
im intermittierenden Kontext von volatilen EE.
Aus erneuerbarem Strom wird aus Wasser per Elektrolyse
Wasserstoff erzeugt. An dieser Stelle kann der
Wasserstoff bei Bedarf entnommen und beispielsweise
für zukünftige Brennstoffzellenfahrzeuge verwendet
werden.
Allerdings fehlt heute die notwendige Wasserstoff-
Versorgungsinfrastruktur, und Wasserstoff kann nur
sehr beschränkt ins bestehende Erdgasnetz, wie dem
lokalen Verteilnetz in Werlte, eingespeist werden.
Durch eine chemische Reaktion des H 2 mit Kohlendioxid
aus einer Biogasanlage entsteht dann synthe tisches
Methan (grundsätzliches Verfahrensschema s. Bild 2) als
Austauschgas im L-Gasnetz der EWE. Das Methan ist
eigentlich nichts anderes als Erdgas, nur synthetisch
erzeugt. Der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von
Ökostrom zum Methan beträgt ca. 54 % in der jetzt fertig
gestellten Anlage. Zusätzlich können bis zu 10 % der im
Methanisierungsprozess anfallenden Wärme in der Biogasanlage
genutzt werden, sodass ein Gesamtwirkungsgrad
von mehr als 60 % denkbar ist. Zukünftige Anlagen
werden sogar ohne Wärmenutzung über einen Strom-
Gas-Konversionsgrad von bis zu ca. 60 % verfügen. Interessant
ist auch eine mögliche Sauerstoffnutzung, welche
z. B. in Verbindung mit Kläranlagen als CO 2 -Lieferanten
eine interessante Synergie darstellen kann.
Das erneuerbare Methan kann in das Erdgasnetz
eingespeist werden. Die Technik verbindet so die Märkte
für Strom, Wärme und Mobilität miteinander. Sie erlaubt
eine universelle, zeitlich und räumlich entkoppelte Verwendung
der gespeicherten Energie im vorhandenen
Erdgasinfrastruktursystem mit seinen hohen Speicherkapazitäten.
2. Anlagenkonzeption:
Bild 3 zeigt den Aufbau der Anlage. Neben der Hauptkomponente
Elektrolyseur - in einem eigenen Gebäude
untergebracht - sind die Methanisierung, das gesamte
Balance-of-Plant-System, die Sicherheits- und Steuerungstechnik
neben den Rohrbrücken zum Medienaustausch
zu erwähnen. Die Biogasanlage und die Biogasaufbereitungsanlage
als Aminwäsche waren nicht Teil
der PtG-Anlage.
3. Elektrolyseur
Es kommt eine alkalische Elektrolyse zur Anwendung,
bestehend aus drei atmosphärisch betriebenen 2 MW-
September 2013
662 gwf-Gas Erdgas

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
Elektrolyseuren (Enertrag) (Bild 4) mit je ca. 437 Nm²/h
Wasserstofferzeugung, die als größte Wasserelektrolyseure
der jüngeren Zeit sich mehreren Herausforderungen
stellen müssen. Dynamischer Betrieb, hohe Gasqualität
bei wirtschaftlich vertretbarem spezifischem
Energiebedarf und hohe Zuverlässigkeit waren bei Designgrundlage
die wesentlichen Merkmale. Eine möglichst
effiziente Leistungselektronik mit Strömen von
mehreren tausend Ampere bei Elektrodenflächen von 3
m³ ist zu beherrschen (Tabelle 1).
Der atmosphärisch erzeugte Wasserstoff muss gereinigt,
konditioniert und einem Pufferspeicher zugeführt
werden, wo über separate Kompressoren der notwendige
Systemspeicherdruck für die anschließende Methanisierung
von ca. 8–10 bar vorgehalten wird. Der Pufferspeicher
kann mit seinem Arbeitsvolumen bis zu 1 h
Dauerbetrieb des Elektrolyseurs ermöglichen und stellt
eine Systementkopplung des Dynamikverhaltens des
Elektrolyseurs im Verhältnis zur Methanisierung dar.
Eine Wärmeauskopplung der Abwärme des Elektrolyseurs
ist zur Versorgung der Biogasanlagen-Prozesswärmeversorgung
eine weitere Möglichkeit der Ge -
samteffizienzsteigerung des PtG-Systemansatzes in
Kombination mit der Biogaswärmeversorgung. Die Biogasfermenterheizung,
das Gärrestlager und die Hygienisierung
des Bioabfallinputstromes sind die wesentlichen
Wärmeverbraucher und können durch die PtG-
Elektrolyseurwärme mitversorgt werden.
4. Methanisierung
Durch Kombination des Wasserstoffs mit dem CO 2 aus
der Biogaswäsche entsteht entsprechend der Sabatier-
Gleichung (Gl.1) das synthetische erneuerbare Methan
– das Audi e-gas. Dieses e-gas wird vor Ort durch eine
Einspeisestation der EWE Netz in das Erdgasnetz eingespeist.
CO 2 + 4 H 2 → CH 4 + 2 H 2 O ΔH R = –165 kJ/mol (Gl. 1)
Die Sabatier-Reaktion als Volumen reduzierende
Reaktion verläuft stark exotherm und liefert Wärme, die
mittels eines Wärmeträgersalzes von der Reaktorwand
aufgenommen und an einen Salzkühler abgegeben
wird, so dass sie für den Verbraucher, der wärmegeführten
Aminwäsche zur Biogasaufbereitung, am Standort
zur Verfügung steht. Der Rohrbündel-Festbettreaktor
(Bild 5) ist für einen Nenndurchsatz von 1300 Nm³ Wasserstoff
pro Stunde und 325 Nm³ Kohlendioxid pro
Stunde ausgelegt und so aufgebaut, dass diese Feedgase
gemischt und in einem Durchlauf durch den Reaktor
mittels des eingesetzten Katalysators bei definierten
Reaktionsbedingungen selektiv zu Methan und Wasser
umgesetzt werden. Nach der Abtrennung liegt der
Methangehalt im Produktgas bei über 91 Vol-%.
Der Wasserstoff erreicht nicht mehr als 5 Vol-% und das
Kohlendioxid bleibt unter 6 Vol-%. Das Produktgas
erfüllt somit die Anforderungen der G 260/262 (L-Gas-
Netz).
5. Biogasanlage
Das notwendige CO 2 für die Methanisierungsreaktion
wird aus der seit 2002 von der EWE betriebenen Abfall-
Biogasanlage zur Verfügung gestellt. Eine intelligente
Kopplung der Wärme aus einer Power-to-Gas-Anlage,
als der Abwärme aus dem Elektrolyseurprozess als
Hauptwärmeanteil und der Methanisierung in Zusammenhang
mit intelligenter Gas-Wärme-Kopplung in
Analogie zur KWK-Technologie, ist das Ziel nicht nur
dieses Projektes.
Dieses Betriebskonzept aus dem Jahr 2010 mit
Reinst-CO 2 aus einer Biogasaufbereitungsanlage zur
Methanisierung wird seit den erfolgreichen Tests mit
Rohbiogasmethaniserung 2011 und 2012 erweitert auf
den Betrieb Direktmethanisierung von Rohbiogas der
Biogas-BHKW-Anlagen. Diese stellen die die weit überwiegende
Anzahl von ca. 7.500 Anlagen (Ende 2012) in
Deutschland dar.
6. Biogasaufbereitungsanlage
Mit der vorhandenen Biogasanlage und der von MT Biomethan
ausgeführten Gasaufbereitungsanlage auf Ba -
sis einer Wärme geführten Aminwäsche für 1000 Nm³/h
Rohbiogas werden ca. 330 Nm³/h CO 2 mit hoher Reinheit
der Methanisierungsanlage zur Verfügung gestellt.
Durch eine intelligente Prozesskopplung wird das wärmegeführte
chemische Verfahren der Aminwäsche
durch die in der Methanisierung entstehende HAT-
Abwärme aus dem Salzschmelzesystem-Kühlkreislauf
zugeführt. Damit wird der Wärmebedarf der Aminwä-
Bild 5. Methanisierungsanlage
als Festbettreaktor
mit
Salzschmelzkühlung.
(Quelle: Audi AG)
September 2013
gwf-Gas Erdgas 663

ERDGAS IN DER ENERGIEWENDE
7500 Biogasanlagen mit ca. 3 GW el und ca. 12 GW el Wind sind voll flexibel, planbar
in der Fahrweise mit PtG
Fahrplan BK
WKA/BG/PtG
Strom
Strom
Trafo
Hochdruck-
Elektrolyseur
Biogas BHKW
CH 4 /CO 2 Rohbiogas
Biogasanlage
BHKW
Rohbiogasanlage
PtG Anlage
Methanisierungsreaktor
100 % CH 4
Wärmemanagement
Gasnetz
Gaseinspeiseanlage
Bild 6. PtG-Anlage mit Rohbiogas als CO 2 -Quelle. Quelle: Etogas GmbH
900
Gastankstellen
sche als Abfallprodukt der Methanisierungsstufe sichergestellt.
Ein Backup-Biogaskessel dient zur Absicherung
der Prozessstabilität.
7. Nutzen für die Elektrizitätswirtschaft:
Im Kontext der Energiewende steht ein Stromnetzbetreiber
mit weiter stark ansteigenden EE-Einspeisemengen
vor vielschichtigen Herausforderungen:
##
Massive Einspeisung volatiler Erneuerbarer Energien
auf der Nieder-/ Mittelspannungsebene mit der
Folge stark ansteigender Rückspeisungen in die
Hochspannungsebene. Starker Ausbau von WKAund
PV-Anlagen wird die Problematik verschärfen.
– Ziel: Begrenzung der Rückspeisungen unter Ausnutzung
/ Speicherung der erneuerbaren Energie
##
Rohbiogas-BHKWs im stationären Betrieb erhöhen
die Grundlast und sind nicht gemäß der Einspeise-
Spitzen volatiler Erneuerbarer Energien in das Nieder-/Mittelspannungsnetz
gesteuert. Dies hat wiederum
einen erhöhten Rückspeisebedarf in übergeordnete
Netzebenen zur Folge.
– Ziel: Flexibilisierung des Biogas-BHKW-Stromerzeugungsbetriebs
insbesondere im Sommer bei
hoher intermittierender PV-Einspeisung
##
Fahrplanstrukturierung von EE-Stromlieferung in
Zusammenspiel von Windkraftanlage, PtG und Biogas-BHKW
lässt regenerative Stromerzeugung sicher
nach Fahrplananforderung zu. Dies stellt einen Speicherkraftwerksansatz
dar, wie er der konventionellen
Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken gleich
kommt.
8. Ausblick
Mit der Einweihung der 6 Megawattanlage als Leuchtturmprojekt
beginnt die kommerzielle Anwendung dieser
neuen Stromspeichertechnologie. In den nächsten
Jahren wird der Markt mit turnkey-Anlagen in Größen
von bis zu 20 Megawatt elektrischer Anschlussleistung
versorgt, bei Anziehen des Marktes sind die Investitionskosten
auf das notwendige Niveau für energiewirtschaftliche
Anwendungen senkbar. Dabei nutzt etogas
die Erfahrung aus den realisierten PtG-Anlagen, wie der
6 MW Anlagen, für das neu erstelle Design der 1,2 MW
PtG-Anlage, worin eigene Entwicklungen in den
wesentlichen Schlüsselbereichen, wie alkalischer Hochdruckelektrolyseur
und eine eigene Festbettreaktortechnologie
auf Plattenbauweise und Wasser/Dampfkühlsystem
zur Anwendung kommen. Flexibilisierung
von Biogas-BHKW-Betrieb-Kopplung mit PtG-Anlagen
und Rohbiogasmethanisierung (Bild 6), H-Gas-Einspeisefähigkeit
als Austauschgas, dynamischer, intermittierender
Betrieb mit hohen Lastgradienten in der alkalischen
Hochdruckelektrolyse sind nur einige neue Features.
Neben der laufenden technischen Optimierung und
der Vorbereitung zur Serienfertigung müssen aber auch
die rechtlichen Rahmenbedingungen für ein Marktwachstum
in Deutschland angepasst werden, sonst ist
die Sinnhaftigkeit der bis jetzt getätigten Vorlaufinvestitionen,
am Beispiel der Audi-Anlage Werlte oder anderer
innovativer PtG-Modellvorhaben, trotz des von allen
Beteiligten geäußerten Willens gefährdet. Hier ist die
Politik schnellstens gefordert, die notwendigen flankierenden
Rahmenbedingungen für PtG-Anlagen zu schaffen.
Etogas ist zuversichtlich, dass in der nächsten Legislaturperiode
die Entnahme von Ökostrom aus dem Netz
zur Speicherung im Gasnetz rechtlich nicht mehr als
Letztverbrauch eingeordnet wird, etwa wie der Stromverbrauch
einer Glühbirne. Denn die Nutzung und
somit rechtlich gesehen der Letztverbrauch der gespeicherten
Ökoenergie findet erst an der Zapfsäule durch
den Tankvorgang des Autofahrers statt.
Ein geeigneter Rechtsrahmen kann das wirtschaftliche
Potenzial von Power-to-Gas voll zur Geltung bringen.
Damit wird der wirtschaftliche Betrieb netzgebundener
Speicher ermöglicht und eine zielkonforme Versorgung
mit erneuerbaren Kraftstoffen erreicht. Die
Energiewende wird in allen Sektoren wie Strom, Mobilität
und Wärme über das Erdgassystem adressierbar.
Dies sollte allen Beteiligten Mut machen.
Autor
Dipl. Ing. Stephan Rieke
Etogas GmbH |
Stuttgart |
Tel.: +49 711 229645-50 |
E-Mail: stephan.rieke@etogas.com
September 2013
664 gwf-Gas Erdgas

INTERVIEW
Power-to-Gas und die Anforderungen der
Wasserstoffeinspeisung an das Erdgasnetz
Die Energiewende stellt Politik und Wirtschaft vor die Herausforderung, die Schwankungen von Wind- und
Solarstrom auszugleichen. Eine gute Möglichkeit dazu bietet die Herstellung von Wasserstoff zur Einspeisung
in das Erdgasnetz. Über die Chancen und Risiken der Technologie sprach gwf mit Frank P. Matthes und
Ralf Sygulla von der Projekthaus GmbH in Bremen.
gwf: Bis 2020 soll der Anteil erneuerbarer
Energien an der bundesweiten
Stromerzeugung von aktuell 23 % auf
35 % gesteigert werden. Um dieses
Ziel zu erreichen, wird auch die
Methode Power-to-Gas diskutiert.
Was ist das Besondere an dieser
Methode?
Frank P. Matthes: Ein wesentliches
Problem der Energiewende sind die
derzeit nicht ausreichenden Kapazitäten
der Stromnetze. Windkraftanlagen,
Solaranlagen und auch Biogasanlagen
müssen phasenweise
abgeschaltet werden, um einer
Überlastung der Stromnetze vorzubeugen.
Durch Power-to-Gas, also
der Wandlung von Strom zu Gas,
können die erheblichen Kapazitäten
der bereits bestehenden Erdgasinfrastruktur
zum Transport und
zur Speicherung von regenerativen
Energien herangezogen werden.
gwf: Welche verschiedenen Ansätze
bietet die Technologie?
Ralf Sygulla: Grundsätzlich gibt es
zwei Methoden, um überschüssigen
Strom aus erneuerbaren Energien
in Gas umzuwandeln und ins
Gasnetz einzuspeisen – die Direkteinspeisung
und die Methanisierung.
Bei der Direkteinspeisung
wird der zur Verfügung stehende
Strom dazu genutzt, um mit Hilfe
einer Elektrolyse-Anlage aus Wasser
(H 2 O) die beiden Gase Wasserstoff
(H 2 ) und Sauerstoff (O 2 ) zu gewinnen.
Dieser Wasserstoff kann dann
als Energieträger direkt in die Erdgasleitungen
eingespeist werden
und vermischt sich dort mit dem
vorhandenen Erdgas. Bei der
Methanisierung wird der durch
Elektrolyse gewonnene Wasserstoff
dazu verwendet, um mit Hilfe von
CO 2 synthetisches Methan (CH 4 ) zu
erzeugen, das dann ebenfalls in die
Erdgasleitungen eingespeist wird.
gwf: Welche Vor- und Nachteile
haben beide Methoden?
Frank P. Matthes: Die Direkteinspeisung
bietet eine schnelle und
relativ einfache Möglichkeit, den
überschüssigen regenerativen Strom
ins Netz zu bringen. Dabei lässt sich
nahtlos auf die jahrzehntelangen
Erfahrungen aus der Industrie
zurückgreifen – zum Beispiel auf
Anwendungen in der Stahlproduktion
oder in der Chemischen Industrie,
wo Wasserstoff jeweils in großen
Mengen anfällt und unter anderem
zur Stahlveredelung genutzt
oder als Brenngas benutzt wird. Bei
der Einspeisung des Wasserstoffs in
das bestehende Erdgasnetz muss
allerdings beachtet werden, dass er
sich schnell mit dem vorhandenen
Erdgas durchmischt, um seine Konzentration
möglichst gering zu halten.
Für ND- und MD-Leitungen
(Niederdruck und Mitteldruck) in
der Versorgungsebene ist die
Methode daher nicht geeignet. Hier
sind auch die Endgeräte nicht für
größere Mengen an Wasserstoff
ausgelegt. Außerdem gäbe es Probleme
mit der Abrechnung, da Wasserstoff
einen niedrigeren Brennwert
als Erdgas aufweist.
gwf: Welche Potenziale bietet demgegenüber
die Methanisierung?
Ralf Sygulla: Der wesentliche Vorteil
besteht darin, dass Methan die
Hauptkomponente im Erdgas ist
und daher quasi ohne Einschränkung
in die bestehenden Leitungen
eingespeist werden kann. Außerdem
kann es gespeichert, transportiert
und je nach Bedarf in Gas- und
Dampf-Kraftwerken sowie Blockheizkraftwerken
rückverstromt werden.
Oder es lässt sich als klimaneutraler
Kraftstoff für Erdgasautos
oder für Schiffe nutzen. Allerdings
ist die Technologie deutlich aufwändiger
und teurer als die Direkteinspeisung.
Denn neben dem Wasserstoff
selbst muss auch CO 2 in entsprechender
Qualität und Quantität
zur Verfügung stehen. Bei dem vor
wenigen Wochen eingeweihten
Power-to-Gas-Projekt im niedersächsischen
Werlte, bei dem unter
anderem auch Audi beteiligt ist,
wird das CO 2 zum Beispiel aus dem
Abgas einer Biogasaufbereitungsanlage
gewonnen.
Frank P. Matthes.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 665

INTERVIEW
Ralf Sygulla.
gwf: Aber ist die Umwandlung von
überschüssiger regenerativer Energie
zu Wasserstoff und dessen Einspeisung
in das vorhandene Erdgasnetz
aufgrund der Energieverluste überhaupt
sinnvoll?
Frank P. Matthes: Es stimmt, die
Umwandlung von Strom zu Gas hat
Energieverluste zur Folge. Aber es
ist doch auf jeden Fall besser, die
überschüssige Windenergie unter
Verlusten ins Gasnetz zu führen, als
sie gänzlich ungenutzt zu lassen!
Schließlich verfügen die Erdgasnetze
über ausreichend große
Kapazitäten, die sich einfach und
ohne großen technischen Aufwand
für die neue Technologie nutzen lassen.
Außerdem bietet Power-to-Gas
durch seine hohe Flexibilität eine
effektive Ergänzung zu sonstigen
regenerativen Energieformen und
eine ideale Möglichkeit zur Abdeckung
der Grundlasten. Weiterhin
ist denkbar, die Technologie auch
im Bereich der konventionellen
Reglerenergie einzusetzen.
gwf: Welche Risiken bestehen bei
der Direkteinspeisung von Wasserstoff?
Frank P. Matthes: Bei der Nutzung
von Wasserstoff denken viele als
erstes an die Katastrophe mit dem
Luftschiff Hindenburg. Aber das
lässt sich mit der aktuell diskutierten
Einspeisung von Wasserstoff ins
Erdgasnetz gar nicht vergleichen.
Außerdem wird dabei vollkommen
vergessen, dass die Technologie
nicht nur erfolgreich in der Industrie
eingesetzt wird, sondern dass die
Haushalte bis zur Umstellung auf
Erdgas Mitte der 1960er-Jahre ganz
selbstverständlich mit Stadtgas be -
liefert wurden, das einen Wasserstoffanteil
von rund 50 % besaß. Bei
der Power-to-Gas-Methode reden
wir stattdessen von Konzentrationen
im niedrigen einstelligen Prozentbereich
und weniger!
gwf: Gibt es dennoch irgendwelche
Sicherheitsbedenken oder Einschränkungen?
Frank P. Matthes: Ganz generell
lässt sich sagen, dass bei Beachtung
der allgemein anerkannten Regeln
der Technik und der Auswahl geeigneter
Werkstoffe kein signifikant
höheres Risiko gegenüber Erdgas
zu erwarten ist. Dabei ist bereits
berücksichtigt, dass Wasserstoff ein
anderes Diffusionsverhalten als Erdgas
hat. Insbesondere Hochdruckleitungen
lassen sich problemlos für
die Technologie nutzen, denn hier
kann sich der Wasserstoff aufgrund
des konstanten und hohen Volumenstroms
schnell und vollständig
mit dem Erdgas vermischen.
gwf: Gibt es besonders sensible Bereiche
innerhalb des bestehenden Netzes?
Ralf Sygulla: Kritisch ist eigentlich
nur der Netzkopplungspunkt, also
der Punkt, an dem der reine Wasserstoff
dem Netz zugeführt wird. Hier
ist es wichtig, eine möglichst
schnelle Durchmischung mit dem
Erdgas und damit eine rasch sinkende
Wasserstoffkonzentration
sicherzustellen. Denn sonst kann es
zum Beispiel an den Schnittkanten
von Anbohrungen zu wasserstoffinduzierter
Korrosion am Leitungssystem
kommen. Mit einer generellen
Versprödung der Rohrleitungswerkstoffe
ist dagegen nicht zu rechnen,
wie die langjährigen Erfahrungen in
der Industrie zeigen. Stattdessen
müssen aber die verschiedenen
Druck- und Strömungsverhältnisse
sowie eventuell wechselnde Strömungsrichtungen
innerhalb der
Leitung beachtet werden, um die
Entstehung von Wasserstoffblasen
zu verhindern bzw. die Einspeisung
dann zu unterbrechen.
gwf: Welche weiteren Anforderungen
an die Anlagen- und Messtechnik
stellt die Einspeisung von Wasserstoff?
Frank P. Matthes: Ein Problem sind
die bislang eingesetzten Prozessgas-Chromatographen,
die nicht
ohne weiteres in der Lage sind, den
Anteil an Wasserstoff im Erdgas zu
messen. Die technische Richtlinie
G14 der Physikalisch Technischen
Bundesanstalt (PTB) gibt für diesen
Fall einen niedrigen Grenzwert von
0,2 % für den Wasserstoffgehalt an.
Bei den aktuellen Mengen an reinem
Wasserstoff, die in einem Windpark
gewonnen werden und dann in
Transportnetze eingespeist werden
könnten, würde dieser Wert aber in
der Regel eingehalten werden.
Hinzu kommt, dass im Zuge der Biomethan-Nutzung
mittlerweile neue
Prozessgas-Chromatographen am
Markt verfügbar sind, die neben
Standard-Erdgas auch die Komponenten
Wasserstoff und Sauerstoff
eichpflichtig erfassen. Mit diesen
Geräten wären in Zukunft sogar
Wasserstoffkonzentrationen von
5–6 % denkbar. Wichtig ist aber, dass
die bereits vorhandene Konzentration
an Wasserstoff in einer Leitung
bekannt ist, um so den Grenzwert
an zusätzlichem Wasserstoff exakt
bestimmen zu können.
gwf: Welche Netzstrukturen eignen
sich für die Einspeisung von Wasserstoff?
Und welche netzplanerischen
Aspekte müssten beachtet werden?
September 2013
666 gwf-Gas Erdgas

INTERVIEW
Ralf Sygulla: Das flächendeckend
vorhandene Erdgas-Leitungsnetz
und die bestehenden Rohrleitungen
ließen sich wie gesagt für die
neue Technologie adaptieren. Ohne
größeren Aufwand könnten so die
zeitlichen Differenzen zwischen
dem Strombedarf und der Stromerzeugung
aus Windkraft- oder Photovoltaikanlagen
ausgeglichen werden.
Wichtig ist jedoch, dass die
Einspeisung an geeigneten Stellen
erfolgt. Bei der Direkteinspeisung
sollten wie beschrieben vor allem
die Transportleitungen gewählt
werden, bei der Methanisierung
sind Standorte in direkter Nähe zu
einer regenerativen Kohlendioxid-
Quelle zu bevorzugen.
gwf: Wie schätzen Sie auf lange Sicht
die Wirtschaftlichkeit von Power-to-
Gas ein? Und wird sich die Technologie
langfristig durchsetzen?
Ralf Sygulla: Das lässt sich bislang
noch nicht absehen. Denn bislang
gibt es noch keine effizienten
Geschäftsmodelle, die sich wirklich
rechnen würden. Stattdessen existieren
nur einige wenige Laboranwendungen
oder Pilotanlagen wie
die Anlagen in Werlte oder im brandenburgischen
Falkenhagen.
Frank P. Matthes: Um eine langfristige
Perspektive aufzuzeigen,
könnte man der Technologie auch
durch staatliche Subventionen in
Form von Sondertarifen oder durch
eine Besteuerung von Energieüberschüssen
auf die Sprünge helfen.
Die derzeit bestehenden Förderungsmechanismen
im Rahmen des
EEG reichen zur Etablierung der
Technologie noch nicht aus. Dennoch
bin ich letztlich optimistisch,
was die weitere Entwicklung
angeht. Denn durch die flexible Einspeisung
bietet Power-to-Gas eine
ideale Möglichkeit zur Abdeckung
der Grundlasten und damit zum
Gelingen der Energiewende.
Frank P. Matthes
Frank P. Matthes ist Geschäftsführer der in Bremen
ansässigen Projekthaus GmbH, die er 1997
gründete. Er verfügt über langjährige Erfahrung in
der Mess- und Regeltechnik sowie im Rohrleitungsbau
der Energieversorgung. Frank P. Matthes
ist öffentlich bestellter und vereidigter Sachverständiger
der Handelskammer Bremen für die
Gasversorgung, Sachverständiger des DVGW
sowie der zugelassenen Überwachungsstelle
GTÜ-Anlagensicherheit. Zudem führt er Weiterbildungsmaßnahmen
für Mitarbeiter aus Energieversorgung
und Industrie durch.
Ralf Sygulla
ist Projektleiter und ZÜS-Sachverständiger bei
der Projekthaus GmbH in Bremen. Im Rahmen seiner
Tätigkeit begleitet er dort industrielle Wasserstoffprojekte
und ist bei P2G-Projekten an der Planung
der erforderlichen Anlagen- und Messtechnik
beteiligt.
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 667

FACHBERICHTE Gasversorgung
Versorgungssicherheit als
Herausforderung im liberalisierten
Marktumfeld
Gasversorgung, Präventive Versorgungssicherheit, Warn- und
Knappheitssignale, Standardlastprofil, Prognosen nach Normhausmethode,
aktuelle und vorausschauende Simulation der Versorgungslage,
Transportnavigationshilfen, Netzbilanzen
Herbert Bauer
Insbesondere die Ereignisse der beiden vergangenen
Winter haben gezeigt, dass die Maßnahmen zur Regulierung
des Energiemarktes Erdgas nicht im vollen
Umfang den Anforderungen an die bislang gewohnte
Versorgungssicherheit genügen. Auch die transparente
Erarbeitung von Warn-und Knappheitssignalen
für alle an der Versorgungssicherheit Beteiligte reicht
nicht aus, um diese Sicherheit wieder herzustellen.
Security of supply as a challenge in liberalized
markets
Especially the events occurring last winter have demonstrated
that the security of supply can not be guaranteed
to the previous extend due to the consequences
of the regulation process. The transparent
development of warning and scarcity signals for all
parties guaranteeing the security of supply is not sufficient
to re-establish the previous level of security.
Die Liberalisierung des europäischen Gasmarktes hat
den Zugang zum Thema Versorgungssicherheit deutlich
verändert. Vormals haben integrierte Energieversorgungsunternehmen
mit zentralem Zugriff auf die für die
Gasversorgung wesentlichen Funktionen Handel, Netz
und Speicher die Verantwortung für eine umfassende
Versorgungssicherheit übernommen.
Infolge des regulatorischen Unbundlings der integrierten
Energieversorgungsunternehmen kann die Verantwortung
für die Versorgungssicherheit nicht mehr
umfassend wahrgenommen werden. Ein zentraler
Ansprechpartner für Versorgungssicherheit ist nicht
mehr vorhanden. Dadurch ergibt sich die Notwendigkeit,
Verantwortung und Aufgaben im Rahmen der Versorgungssicherheit
auf die weitgehend getrennt und
unabhängig voneinander agierenden Marktrollen Energielieferant,
Fernleitungs- bzw. Verteilernetzbetreiber
und Speicherbetreiber zu verteilen. Besonders deutlich
wurden die Konsequenzen der Trennung der Verantwortlichkeiten
sowie die damit einhergehenden Einschränkungen
der Handlungsmöglichkeiten und Informationsflüsse
während des Versorgungsengpasses im
Februar 2012. Die Netzbetreiber konnten auf die durch
reduzierten Import, sehr hohen Netzlasten innerhalb
Deutschlands und einen überdurchschnittlichen Export
hervorgerufene Engpasssituation nur durch Anwendung
von nicht marktbasierten Maßnahmen nach § 16
Energiewirtschaftsgesetz reagieren. Eine Einbeziehung
von Händlern und Lieferanten konnte mangels regulatorischer
Vorgaben nicht erfolgen. Es fehlten präventive
Knappheitssignale und definierte Kommunikationsroutinen,
aber auch Verpflichtungen, reaktive Beiträge zur
Stabilisierung der Versorgungssicherheit zu leisten.
Auch die Situation im März/April 2013 mit einer sehr
hohen Last in Deutschland und den angrenzenden Ländern
sowie geringen Speicherständen kann als Versorgungsengpass
beschrieben werden. Präventiv bereitgestellte
Informationen und gemeinsame Maßnahmen
der Marktakteure hätten die Versorgungssicherheit
positiv beeinflusst. Zusammenfassend weisen wesentliche
Indikatoren somit auf eine Verschlechterung des
Zustands der Versorgungssicherheit hin.
Das Ziel der vom DVGW beauftragten Studie „Korrelationsanalyse:
Versorgungssicherheit und Gasmarkt“ ist
es daher, mögliche Beeinflussungen zwischen Gasmarkt
und Netzbetrieb zu identifizieren. Ferner soll der Handlungsbedarf
auf regulatorischer und technischer Ebene
verdeutlicht werden. Um zukünftig früher auf angespannte
Versorgungssituationen reagieren und darüber
hinaus präventiv tätig werden zu können, werden im
Rahmen dieser Studie Vorschläge für Warn- und Knappheitssignale
erarbeitet. Diese sollen Aussagen zur kurz-
September 2013
668 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
FACHBERICHTE
bis mittelfristigen Entwicklung der Versorgungssicherheit
liefern.
Mit der Gestaltung der SoS-Verordnung (EC) 994/
2010 hat der europäische Gesetzgeber die Bedeutung
von Versorgungssicherheit für die Schaffung eines funktionierenden
europäischen Gasmarktes bestätigt. Ein
erster wichtiger Schritt zur Präzisierung der geteilten
Aufgaben und Verantwortlichkeiten ist damit gemacht.
Bis dahin haben sich allein die Netzbetreiber zu ihrer
Verantwortung für den sicheren und zuverlässigen
Betrieb ihrer Netze bekannt. Durch die SoS-Verordnung
wird nun auch in regulatorischer Hinsicht deutlich, dass
in einem liberalisierten Markt auch Marktakteure wie
Energielieferanten Teile der Verantwortung für die
sichere Versorgung mit Erdgas tragen müssen. In dieser
Verordnung ist gleichermaßen angelegt, dass im Rahmen
der Versorgungssicherheit zwei Aspekte zwingend
zu betrachten sind:
1. die Schaffung der strukturellen Voraussetzungen für
die Vermeidung von Versorgungsstörungen (Prävention)
getrennt nach technischen Ursachen (Kapazitätsengpass)
und nach Gasverfügbarkeit (Deckung
des Gasbedarfs nach Menge, Leistung, Örtlichkeit)
sowie
2. die Handhabung von Versorgungsstörungen im tatsächlichen
Anlassfall (Notfall).
Die Studie zeigt aber auch, dass das Energiewirtschaftsgesetz
(EnWG) mehr auf die Sicherstellung der
Sicherheit und Zuverlässigkeit der Netze und die SoS-
Verordnung der EU auf die Sicherstellung der Versorgung
geschützter Verbraucher (nur ca. 50 % aller Verbrauchsmengen)
abzielt. Dementsprechend unterschiedlich
gestaltet sich auch die Reihenfolge von
netzbezogenen, marktbezogenen und nicht-marktbezogenen
Maßnahmen.
Somit steht die Regulierung im Themenbereich der
Versorgungssicherheit am Beginn einer längerfristigen
Entwicklung. Analog zur Regulierung des Netzzugangs
werden weitere Entwicklungsschritte folgen, um das
Verständnis für Verantwortung, Aufgaben und auch
Kosten der Versorgungssicherheit zu schärfen und auf
nationaler und europäischer Ebene zu operationalisieren.
Es müssen erfassbare und objektivierte Kennzahlen
definiert werden, die in einer Gesamtsystematik die
umfassende Bewertung des Zustands und der Entwicklung
der Versorgungssicherheit erlauben. Die Kennzahlen
zur Versorgungssicherheit sollen dabei nicht nur
den Maßstab für die Versorgungssicherheit insgesamt
liefern, sondern auch punktuelle Defizite aufzeigen.
Diese Parameter sollen einerseits zur Bewertung des
regulatorischen Rahmens sowie als Basis für zielgerichtete
Maßnahmen herangezogen werden. Die Vergangenheit
hat gezeigt, dass Anpassungen des regulatorischen
Rahmens zumeist auch unmittelbare Auswirkungen
auf die technischen Aspekte des Betriebs der
Gasinfrastruktur haben. Daher sind die Diskussionen im
Rahmen der Gestaltung der zukünftigen Versorgungssicherheit
neben der regulatorischen Ebene auch auf der
technischen Ebene zu führen. Für die Wiederherstellung
der Handlungsmöglichkeiten der einstmals integrierten
Unternehmen ist neben der rollengerechten Verteilung
der Verantwortung ein transparentes Informationsmanagement
erforderlich, das alle Marktpartner gleichermaßen
in die Lage versetzt, ihre Verantwortung präventiv
wahrzunehmen.
In einem ersten Schritt wurden hierzu im Rahmen
der Studie Warn-und Knappheitssignale identifiziert, die
eine Verschärfung der Versorgungssituation frühzeitig
erkennbar machen. Diese Signale reichen von Wetterprognosen
im Tages- bis Wochenbereich über Gaspreisentwicklungen,
ungenutzte Kapazitäten sowie Speicherfüllstände
und Speicherleistungen bis hin zur Be -
wertung des Regelenergieangebots und kleinräumigen
Netzbilanzen mit einem Prognosehorizont von wenigen
Stunden bis Tagen. Die Detaillierung der Signale und
Umsetzung, etwa in Form einer Netzampel, sind Gegenstand
der nächsten technischen Arbeitsschritte und
zentrale Grundlage für die Etablierung des erarbeiteten
Ansatzes. Weiterhin müssen Kommunikationskonzepte,
u. a. auch wegen der aktuellen Veröffentlichungsverpflichtungen
der Netzbetreiber, auf der Basis jetzt schon
öffentlich zugänglicher Informationen zur Ableitung
und Verteilung der Knappheitssignale erstellt und operativ
umgesetzt werden. Diese erlauben die kleinräumige
Bewertung und Darstellung der Versorgungssituation
und ermöglichen somit den Einsatz zielgerichteter
Maßnahmen zur präventiven Erhöhung der kurz- bis
mittelfristigen Versorgungssicherheit für alle an der Versorgungssicherheit
Beteiligten, einschließlich der Be -
hörden.
Neben solchen Warn- und Knappheitssignalen sind
noch andere Maßnahmen notwendig, um die Versorgungssicherheit
zu stabilisieren. Um Versorgungssicherheit
schon im Vorfeld einschätzen zu können, muss man
so genau wie möglich kennen
##
die Größe des Energiebedarfs nach Ort und Zeit
sowie den Verwendungszweck an den Ausspeisestellen,
##
die Deckungsmöglichkeiten durch die Produktionsstätten
und den Speicheranlagen an den Einspeisestellen
sowie
##
die Kapazitäten der Transportmöglichkeiten zwischen
den Ein- und Ausspeisestellen.
Einen weitgehenden Vergleich zwischen der Transportlogistik
im Transport- und Spediteurswesen im Straßen-
oder im Bahnverkehr zeigt Bild 1, wobei bei der
Versorgung insbesondere die Produktion und Lieferung
just in time erfolgt.
Nach der regulierten Rollenverteilung obliegt den
Händlern die Disposition zwischen Bedarf und Deckung.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 669

FACHBERICHTE Gasversorgung
Der Speicherbetreiber lagert die nicht zeitgleich erzeugten
und abgenommenen Mengen zwischen, und zwar
nach vom Händler vorgegebenen Mengen und Zeitpunkten.
Der Netzbetreiber wiederum transportiert die
ihm an seinen Einspeisestellen vom Händler übergebenen
Mengen zu den vom Händler bestimmten Ausspeisestellen
nach Größe und Zeit. Hierfür werden die
notwendigen Transport- und Speicherkapazitäten vom
Händler zum Teil schon längere Zeit im Voraus gebucht.
1. Bedarfsermittlung
Die Prognose des Mengenbedarfs mit stündlich registrierten
Mengenmessungen (RLM), insbesondere bei
industriellen Großabnehmern, übernimmt der Händler
und ist verpflichtet, den hierfür erstellten Bilanzkreis
aktuell zu decken. Für die nicht registrierten Messungen
bei überwiegend mittleren und kleinen Verbrauchern
werden Standardlastprofile (SLP) zugeordnet, die das
stündliche Verbrauchsverhalten abhängig von der Temperatur
berücksichtigen.
Selbst unter der Annahme der leistungsabhängigsten
Lastprofile für Mehrfamilienhäuser und Gewerbebetriebe
zeigt sich ein derartig systematisches Fehleinschätzen,
insbesondere auch noch zwischen Sommer
und Winter, dass hier zwingend Handlungsbedarf geboten
ist. Hinzu kommt, dass die Differenzen zwischen
EUROPIPE I
EUROPIPE II
Fabrik
Lager
Fahrzeuge
Tankstelle
Marktplatz
Güterverteilzentrum
Zoll
Produkteinkauf
Erzeugung
Speicher
Transport
Verdichter
Hub
Zoll
Wiegen
Messen
Eichamt
Menge,
Qualität
Bild 1. Vergleich
der
logistischen
Funktionen
beim massenund
zeitbehafteten
Gastransportprozess.
MEGAL
Gazelle
WAG
Mautstelle,
Verkehrszählung
Pannenhilfe
Straßenbau
Instandhaltung
Netzbau
Autobahnmeisterei
Netzbetreiber
Bild 2. Lastprofil Kleinstadt 2011/12.
Bild 3. Normhaus Kleinstadt 2011/12.
September 2013
670 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
FACHBERICHTE
Prognose und tatsächlicher Abnahme als Regelenergie
vom Netzbetreiber zu decken sind und die Kosten hierfür
nicht verursachergerecht sozialisiert werden (Bild 2).
Wetterbedingte falsche Temperaturvorhersagen sind
hier nicht enthalten.
Ein deutlich besseres Verhalten bietet das Verfahren
nach der Normhaus-Methode [1], das beim Berechnen
des Energieverbrauchs die bauphysikalischen Gegebenheiten
und den Einfluss der äußeren Wetterbedingungen
berücksichtigt (Bild 3). Auch ist man mit diesem
Verfahren in der Lage, bauphysikalische Veränderungen
(Gebäudesanierungen, Isoliermaßnahmen) wie auch
den Einfluss regenerativ erzeugter Energie zu berücksichtigen,
da auch Wind und Sonneneinstrahlung sowie
Erdbodentemperatur und ihre Wirkungen berücksichtigt
werden.
Da zumindest alle Fernnetzbetreiber solche oder
ähnliche Verfahren unter anderem auch zur Einschätzung
der SLP-Verbrauchsentwicklung einsetzen, bietet
sich zumindest diese stündlich und täglich selbstlernende
Prognose als Korrektiv der Summenlastprofile an.
Die Netzbetreiber korrigieren zum Beispiel die Prognosetemperatur
der Lastprofile um die fehlerhaften Mengen.
Damit werden die Regelenergiemengen auf ein
Drittel reduziert. Gleichzeitig gelingt es hiermit auch,
die Differenzmengen durch eine zusätzliche Temperaturänderung
im Voraus zu beschaffen, damit ein Leerlaufen
der Netze bis in die Abendstunden vermieden
wird, da der Verbrauch zur Tagzeit deutlich höher ist als
in den Nachtstunden ([2] sowie Tagesausgleich mit
Netzpuffer (Bild 16)). Dies ist eine weitere Maßnahme,
um die Versorgungssicherheit zu stabilisieren.
Überdies bietet sich durch die Kenntnis der Händler
über das Verbrauchsverhalten und die Vertragsgestaltung
mit ihren Kunden (Verwendungszweck und Art
des Industriezweigs, strukturierte Versorgung, speicherintensives
Verhalten, abschaltbare Verbrauchsbedingungen,
zunehmend mehrere Verträge für gezielte
Zwecke und verschiedene Händler wegen Einkaufsoptimierung
durch Kunden) die Möglichkeit, diese Information
an vorgelagerte Netzbetreiber weiterzugeben,
damit im schlimmsten Fall, wenn marktbasierte Maßnahmen
nicht mehr greifen, gezielt durch die Netzbetreiber
und Behörden abgeschaltet werden kann. Denn
solche Informationen sind dem Netzbetreiber nicht
mehr zugänglich, da keine Kundenbeziehung mehr
besteht. Eine flächendeckende Abschaltung ist aus
sicherheitstechnischen Gründen und hinsichtlich der
Grundversorgung und industriell bedingter Produktion
bei Gasnetzen nicht möglich.
2. Deckung des Energiebedarfs durch Produktion,
Import (Ferntransport) und Speicher
Deutschland als Industriestandort muss ca. 80 Prozent
seines Erdgasbedarfs importieren und hat sich zunehmend
zur Drehscheibe für Transite in Europa entwickelt.
So wird zu Spitzenstunden die Leistung von mehr als
200 Kernkraftwerken transportiert. Bild 4 und 5 zeigen
beispielhaft das Aufkommen, den Transit und den Speichereinsatz
eines Jahres. Dieser ist zur Spitzendeckung
aufgrund des fast gleichmäßigen Ferntransports und
des ca. doppelt so hohen Winterbedarfs notwendig.
Mit diesen Daten und einem Fundus von über mehr
als 120 Jahren täglicher Witterungsdaten und den
Kenntnissen der Normhaus-Methode lassen sich Simulationen
der Versorgungslage abhängig von Wetterszenarien,
Bezugsszenarien, Verbraucherverhalten, Lieferausfallsituationen
von Speichern, Produktionen und
Importen durchführen. Damit kann schließlich die Sensitivität
der Versorgung im Voraus ermittelt werden [3].
Dies ist mit den veröffentlichten Daten der Netzbetreiber
(liegen ebenso der BNetzA vor) auch täglich möglich.
Damit kann überprüft werden, ob Speicherleistun-
Bild 4. Monatliche Aufkommen- und Speichersituation.
Bild 5. Monatliche Aufkommen- und Speichersituation bei Ersatz des
niederländischen Aufkommens.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 671

FACHBERICHTE Gasversorgung
Bild 6.
Langfristige
Monatsmitteltemperaturen
Nürnberg.
langfristige Monatsmitteltemperaturen Nürnberg
1879-2012
Abweichung
vom Mittel
jüngste Werte
kumulierte
Abweichung
Abweichung
kumulierte
Ab-
vom Mittel weichung
Minimum
max Abweichung
Mittelwert
max Abweichung
Maximum
2011/12
2012/13
Oktober 3,8 -5 8,8 5 13,8 9,6 0,8 0,8 8,7 -0,1 -0,1
November -1,2 -5 3,8 4 7,8 4,0 0,2 1,0 5,4 1,6 1,5
Dezember -5,0 -5 0,0 4 4,0 3,9 3,9 4,8 1,6 1,6 3,1
Januar -11,8 -11 -0,8 5 4,2 2,0 2,8 7,7 0,7 1,5 4,6
Februar -11,0 -11 0,0 5 5,0 -3,8 -3,8 3,9 -0,5 -0,5 4,1
März -1,5 -5 3,5 5 8,5 7,1 3,6 7,5 1,7 -1,8 2,3
April 13,3 5 8,3 5 13,3 8,8 0,5 8,0 9,3 1,0 3,3
Mai 7,8 -5 12,8 5 17,8 15,8 3,0 11,0 12,3 -0,5 2,8
Juni 12,2 -4 16,2 4 20,2 17,6 1,4 12,4 16,7 0,5 3,3
Juli 13,3 -4 17,3 4 21,3 19,1 1,8 14,2 20,9 3,6 6,9
August 12,9 -4 16,9 4 20,9 20,4 3,5 17,7 18,6 1,7 8,6
September 8,8 -5 13,8 5 18,8 14,7 0,9 18,6 - - -
Quelle: Hölcke Dr., Th.: Die Temperaturverhältnisse von Nürnberg 1879- 1958, Sonderdruck aus: Mitteilungen der Fränkischen Geographischen Gesellschaft e.V. Erlangen,
Band 9 für 1962 (Seite 245-265)
Fortsetzung ab 1959 durch Wetteramtsdaten
Klassen: 15 Mittelwert: 3098,7
2490,1 3762,2 1272,1 84,81
1901-1928 1929-1956 1957-1985 1986-2013
Häufigkeitsverteilung der Gradtage in den Winterhalbjahren 1901 bis 2012
Untergrenzgrenzlichkeibreite
Ober-
Wahrschein-
Klassen-
min max % Häufigkeit 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
2490,1 2574,9 0,9 1 2006
2574,9 2659,7 0,0 0
2659,7 2744,5 0,9 1 1994
2744,5 2829,3 2,7 3 1915 1960 1929
2829,3 2914,1 15,2 17 1987 1992 1999 1925 2000 1973 1993 1913 1989 1926 1997 1911 1982 1947 1919 1988 1974
2914,1 2998,9 12,5 14 1965 1912 1958 1901 1917 1942 1976 1909 1922 2011 2003 1920 2010 2007
2998,9 3083,8 22,3 25 2004 1936 1903 2012 2009 1951 1998 1990 1938 1924 1945 1979 1966 1977 1956 1934 1927 2008 1949 1914 1971 2001 1935 2002 1991
3083,7 3168,6 15,2 17 1918 1975 1996 1930 1950 1967 1970 1902 1948 1980 1944 1904 1932 1959 1905 1937 1910
3168,6 3253,4 7,1 8 1978 1931 1933 1907 1964 1961 1906 1952
3253,4 3338,2 10,7 12 1953 1968 1908 1986 1957 1983 1981 1954 2005 1943 1985 1972
3338,2 3423,0 5,4 6 1923 1984 1940 1916 1963 1921
3423,0 3507,8 2,7 3 1969 1995 1946
3507,8 3592,6 2,7 3 1939 1928 1955
3592,6 3677,4 0,9 1 1941
3677,4 3762,2 0,9 1 1962
Bild 7. Häufigkeitsverteilung der Gradtage in den Winterhalbjahren 1901 bis 2012.
Klassen: 15 Mittelwert: 2974,3 Speichergrenzen unverletzt Speicherleistung verletzt Speichermenge verletzt Leistung und Menge verletzt
2467,9 3558,3 1090,4 72,69
Untergrenze
Obergrenze
Wahrscheinlichkeit
min max % Häufigkeit 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
2467,9 2540,5 0,9 1 2006
2540,5 2613,2 0,0 0
2613,2 2685,9 0,9 1 1911
2685,9 2758,6 4,5 5 1947 1915 1960 1929 1994
2758,6 2831,3 8,9 10 2010 1925 1974 2000 1997 1913 1988 1919 1926 1989
2831,3 2904,0 17,9 20 1934 1956 1917 2007 1901 1909 1999 1922 2011 1993 1976 1920 2003 1958 1982 1987 1942 1992 2002 1973
2904,0 2976,7 17,0 19 2012 1959 1951 1938 1924 1977 2009 1991 1914 1971 1945 2001 1927 2008 1990 1965 1935 1949 1912
2976,7 3049,4 16,1 18 1950 1902 1930 2004 1980 1904 1966 1944 1905 1903 1936 1970 1910 1937 1979 1948 1932 1998
3049,4 3122,1 8,0 9 1906 1961 1933 1964 1918 1975 1952 1967 1996
3122,1 3194,8 11,6 13 1986 2005 1968 1963 1943 1981 1957 1954 1983 1931 1972 1907 1978
3194,8 3267,5 7,1 8 1916 1940 1995 1984 1921 1985 1908 1953
3267,5 3340,2 1,8 2 1946 1923
3340,2 3412,9 3,6 4 1939 1955 1928 1969
3412,9 3485,6 0,0 0
3485,6 3558,3 1,8 2 1962 1941
Klassenbreite
Simulation der Versorgungssicherheit für die Temperaturszenarien Teff Winter 1901 bis 2012
Bild 8. Simulation der Versorgungssicherheit für die Temperaturszenarien Teff Winter 1901 bis 2012.
September 2013
672 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
FACHBERICHTE
Bild 9. Versorgungslage mit Bezug und Speicherung für
unterschiedliche Szenarien.
Bild 10. Versorgungslage und Speicherbedarf für
unterschiedliche Szenarien.
gen und Speichermengen ausreichen, um auch harten
Wintern mit und ohne Lieferausfällen standzuhalten
(Bild 6, 7 und 8). Diese Grafiken zeigen eindeutig, dass
die Händler für die Darstellung von Leistung an Lieferstellen
und Speichern Verantwortung tragen. Die Gefahr
im regulierten Markt ist aber groß, dass sich ein Händler
darauf verlässt, dass ein anderer physisch Gas eingelagert
hat, kann er doch am Virtuellen Handelspunkt
jederzeit Gas kaufen und verkaufen (so die Annahme im
regulierten Modell, wobei bei einer möglichst großen
Wiederverkaufsrate von einem liquiden, funktionierenden
Markt ausgegangen wird, nicht von einem sicheren
Markt). Deshalb gibt es auch keine Abschaltverträge
mehr, die es Händlern ermöglichen, ihre Kunden abzuschalten
oder Last zu reduzieren anstatt teure Speicherleistung
bereitzustellen oder langfristig sogar Netzausbaumaßnahmen
zu treffen. Die Simulationen (Bild 9
und 10) zeigen jedoch, dass je nach Winter- und Ausfallszenario
ca. 1/5 bis 1/4 der in Deutschland verbrauchten
Jahresmenge bei entsprechender Speicherleistung
vorzuhalten sind, und zwar von der Gesamtheit
aller Händler. Leider gibt es derzeit keine Regelungen,
wodurch dies zu gewährleisten ist, zumal durch die
Begriffe des geschützten und ungeschützten Kunden
nach den SoS-Richtlinien der EU für den Industriestaat
Deutschland nur ca. 50 Prozent als Haushalts-, Kleingewerbekunden
und mit Gas befeuerte Fernwärmekraftwerke
zu versorgen sind. Zudem ist unsicher, ob das in
Deutschland gespeicherte Gas tatsächlich für deutsche
Kunden bestimmt ist oder wegen besserer Preise an
ausländische Kunden unter Abschaltung der inländischen
Verbraucher verkauft werden kann. Jüngste
Ereignisse zeigen ein solches Verhalten, das durch das
derzeitige regulierte Modell erst möglich ist. Wo aber ist
dann die Versorgungsverpflichtung geblieben?
3. Transport
Bei der starken Abhängigkeit von Importen lohnt es
sich, über die eigenen Grenzen hinaus vorbeugend, insbesondere
die Transportsituation in vorgelagerten Netzen
zu beobachten. Aus öffentlich zugänglichen Daten
entstehen/entstanden weitläufig eurasische Transportnetze
und Navigationshilfen mit Informationen über
gebuchte und genutzte Kapazitäten für Transite und
Inlandstransporte. Solche Systeme sind nicht nur für
Händler auf der Suche nach noch freien Kapazitäten,
sondern auch für Netzbetreiber in Engpasssituationen
(technisch oder auch gasverfügbarkeitsbedingt) notwendig,
um im Bedarfsfall oder auch vorbeugend vor
allem aber zeitnah reagieren zu können (Bild 11, 12, 13,
14, 15). Der Faktor Zeit spielt insbesondere bei voll ausgelasteten
Netzkapazitäten eine nicht zu vernachlässigende
Rolle. Im Gegensatz zum Stromnetz verbleiben
einem Gas-Netzdispatcher in Gasmangellagen oder
auch technisch kritischen Situationen noch wenige
Stunden (ein bis zwei im Fernleitungsnetz, ca. eine Viertelstunde
im Verteilnetz), um ein Netz nicht „leerlaufen
lassen“ zu müssen. Dies würde zuerst die Verbraucher
mit hohen Druckanforderungen beeinträchtigen (Großindustrie,
Kraftwerke, nachgelagerte Netze) (Bild 16).
Die bedeutende Rolle von Speichern für die Netzstabilität
zeigen Bild 17 und 18; sind sie in der Regel doch für
ortsnahe Versorgung und kurze Transportwege an das
Netz angebunden oder gar integriert. Haben Händler
z. B. billigere Speicher im Norden gebucht, so fehlt im
Süden die Stütze zum Aufspeisen der Netze und die
verfügbare Kapazität kann drastisch zurückgehen und
zu Engpässen in Nord-Süd-Richtung führen.
Deshalb ist es besonders wichtig, zumindest kleinräumig
durch die Fernleitungsnetzbetreiber ständig
aktualisierte Netzbilanzen zum Kontrollieren und Steu-
September 2013
gwf-Gas Erdgas 673

FACHBERICHTE Gasversorgung
ern des für den Transport notwendigen Netzinhaltes zu
führen (Bild 19). Werden diese Netzbilanzen auch noch
nach Transit- und Inlandsbilanzen unterteilt, kann auch
noch über die Zuordnung und den Verbleib des Gases
unterschieden werden. Außerdem kann damit auch
gemäß der SoS-Richtlinie der EU eine gesonderte
Behandlung der Transitmengen im Kürzungsfall erfolgen.
Erst mit all diesen Maßnahmen kann rechtzeitig
signalisiert werden, wo Defizite oder auch Überschussmengen
zur Netzinstabilität führen und es können Signale
für Händler gesetzt werden, rechtzeitig zur Versorgungssicherheit
ihrer Kunden beizutragen.
Die Regulierung im Umfeld der Versorgungssicherheit
steht noch am Anfang und es wird noch einige Zeit
dauern, bis man die Probleme, verursachungsgerecht
und den jeweiligen Rollen zugeordnet, gelöst haben
wird. Mit Anreizen für Händler (in der Regel führen diese
zur Kostenverlagerung von Händlern zur Sozialisierung
Bild 11.
Kapazitätsnavigationssystem.
Quelle: WIEH, Berlin; Softwareprodukt "CapNavSys"
3.000 Pipelinesegmente mit einer Länge von insgesamt 320.000 km
2.500 Infrastrukturobjekte
(Gasfelder, Verdichterstationen, Speicher, Übergabepunkte etc.)
Bild 12.
Navigationssystem
für
eurasische
Erdgaspipelines.
Szenario
Manager GIS
Module.
Quelle: WIEH, Berlin, Softwareprodukt „CypNavSys
September 2013
674 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
FACHBERICHTE
Bild 13.
Kapazitätsnavigationssystem.
Karten mit
Leitungen,
Verdichter,
Speicher.
Kapazitäten,
gebucht, frei,
ungenutzt.
Quelle: WIEH, Berlin, Softwareprodukt „CypNavSys“
genutzt
gebucht
Inlandstransport
Transit
Bild 14. Zusätzliche Flüsse von Einspeisepunkten
x,y zu einem Ziel z.
Bild 15. Darstellung der Auslastung der Netze als erweiterte Navigation.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 675

v
FACHBERICHTE Gasversorgung
h=Stunde
d=Tag
m=mittel
A=Aus
E=Ein
V=Vertrag
N=Netzinhalt
= P m *V geom
Voraussetzung: Transport kommt erst zustande, wenn
Netzinhalt N h bei Druckdifferenz P 2 EV – P 2 AV = R . Q 2 hmax aufgebaut ist
P max
Q hmax P EV
P E >P AV
Kapazität Q dmax : P dA >P AV
Kapazität Q hmax : P hA =P AV
Netzüberlast: P E >= P EV ,
P A

Gasversorgung
FACHBERICHTE
Die Arbeitsvorbereitung als grundlegendes
Element für ein sicheres und
vertragskonformes Dispatching
Die Gasmarktliberalisierung sowie die daraus resultierenden
regulatorischen Anforderungen halten seit Jahren
nicht nur den Steuerungs- und Überwachungsaufwand
der jeweiligen Dispatchingeinheiten, sondern
auch die Anforderungen an die im Hintergrund arbeitende
Arbeitsvorbereitung (Dispatching-Support) konstant
hoch. Wurde früher der Begriff Arbeitsvorbereitung
im Wesentlichen mit der Optimierung der Lastverteilung
assoziiert, so ist heute die Lastverteilung nur ein
Aufgabenbereich von vielen. In den Fokus rücken immer
mehr bilanzielle Themen wie Netzlastprognosen und
die Plausibilisierung von Daten, der bedarfsgerechte
Einsatz von gaswirtschaftlichen Produkten, die Implementierung
diskriminierungsfreier Kürzungsmechanismen
sowie die Erfüllung von Veröffentlichungspflichten
aufgrund gesetzlicher Vorgaben.
Trotz dieser Vielzahl von Aufgaben darf eines nicht
aus dem Fokus geraten: Der physische Gastransport.
Um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems
zu gewährleisten, stehen neben den verschiedenen
kommerziellen Werkzeugen (wie der Einsatz
von Lastflusszusagen und externer Regelenergie) auch
die nicht kommerziellen Werkzeuge (wie Swaps (Verlagerungen)
und der Tausch von interner Regelenergie
unter Infrastrukturbetreibern) zur Verfügung. Die Ab -
stimmung unter den Fernleitungsnetzbetreibern, das
Erarbeiten der Berechnungsgrundlagen sowie die Implementierung
im Prozessleitsystem und die anwendergerechte
Darstellung erfolgen durch die Arbeitsvorbereitung
und müssen im Dispatching im Detail kommuniziert
und geschult werden. Ziel der Arbeitsvorbereitung
ist es dabei, komplexe Sachverhalte einfach und verständlich
aufzubereiten und darzustellen. Die Werkzeuge
werden dann im Dispatching nach festgelegten
Regeln und Einsatzreihenfolgen eingesetzt.
Einen weiteren umfangreichen Themenkomplex
stellt die Abwicklung von Sperrmaßnahmen dar.
Während sich der Netzbetrieb mit der technischen
Planung und Durchführung befasst, liegt der Schwerpunkt
der Arbeitsvorbereitung in der Prüfung und
Koordination der Transportabwicklung. Hier liegt das
Augenmerk auf vertraglichen Parametern (u. a. Kapazitätsgrenzen),
physischen Restriktionen (Anlagen- und
Transportleistungen) sowie möglichen Terminkollisionen.
In Zusammenarbeit mit dem Assetmanagement
sowie mit Unterstützung der Onlinesimulation werden
die zu erwartenden Risiken aufgezeigt und bewertet.
Um plausible Ergebnisse mit der Simulation zu erzielen,
bedarf es allerdings einer peniblen Kontrolle der Eingangsdaten.
Hierzu zählen Fluss- und Druckdaten, Prognoseergebnisse,
kommerzielle Fahrpläne an Entry/Exit-
Stationen, geplante Steuerungsabweichungen sowie
die berechneten Fahrpläne an Marktgebietsaustauschpunkten.
Durch die Optimierung der Transportwege wird
auch in Zusammenarbeit mit anderen Infrastrukturbetreibern
versucht, mögliche Transporteinschränkungen
zu vermeiden bzw. zu minimieren.
Desweiteren lässt sich feststellen, dass die Anforderungen
an die Datenkommunikation stetig steigen.
Waren früher die Prozessleitsysteme lediglich für die
Verarbeitung von steuerungs- und überwachungsrelevanten
Informationen zuständig, so werden sie heute
mehr und mehr zu zentralen Datendrehscheiben eines
jeden Netzbetreibers mit damit einhergehendem
erhöhten Plausibilisierungsaufwand.
Fazit
Die Themenschwerpunkte der Arbeitsvorbereitung verschieben
sich langsam, die Affinität zur IT steigt. Aufgrund
der stetigen Änderungen des Ordnungsrahmens
werden die „Allrounder“ Arbeitsvorbereiter weiterhin
eine zentrale Rolle in der Abwicklung von Gastransporten
spielen.
Autoren
Dipl.-Ing. (FH) Christian Elles
Referent Transportplanung |
Fachliche Leitung Dispatching,
Thyssengas GmbH |
Dortmund |
Tel.: +49 231 91291 6064 |
E-Mail: christian.elles@thyssengas.com
Dipl.-Ing. (FH) Andreas Rüter
Referent Transportplanung,
Thyssengas GmbH |
Dortmund |
Tel.: +49 231 91291 1415 |
E-Mail: andreas.rueter@thyssengas.com
September 2013
gwf-Gas Erdgas 677

FACHBERICHTE Gasversorgung
Gas-Versorgungsunterbrechungen
nach § 52 EnWG
Gerrit Volk
Gasversorgung, Energiewirtschaftsgesetz, Gas-Versorgungsunterbrechungen,
Nichtverfügbarkeit, SAIDI, Störungsanlässe, Versorgungssicherheit
Nach § 52 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sind alle
Betreiber von Energieversorgungsnetzen in der Bundesrepublik
Deutschland verpflichtet, der Bundesnetzagentur
bis zum 30. April eines Jahres einen
Bericht über alle im letzten Kalenderjahr aufgetretenen
Versorgungsunterbrechungen vorzulegen. Dieser
Bericht hat mindestens den Zeitpunkt, die Dauer, das
Ausmaß und die Ursache der Unterbrechung zu enthalten.
Die Nichtverfügbarkeit (SAIDI) ist dabei die
wichtigste und in der Literatur am häufigsten verwendete
Kennziffer, die sich im Strombereich etabliert
hat und in § 52 EnWG indirekt angesprochen wird.
Diese Kennziffer findet auch für den Gasbereich
Anwendung. Die Vollerhebung aller Versorgungsunterbrechungen
in den 721 Gasnetzen der Bundesrepublik
Deutschland für das Kalenderjahr 2012 hat
einen SAIDI-Wert von 1,91 Minuten ergeben. Dieser
Wert gibt die durchschnittliche Dauer innerhalb eines
Jahres an, in der ein Kunde von einer Versorgungsunterbrechung
betroffen ist. Die in dem Beitrag abgedruckte
mehrjährige Statistik über die Versorgungsunterbrechungen
Gas der Bundesnetzagentur bietet
ein anschauliches Bild.
Gas supply interruptions as regulated by section 52
of the Energy Act (EnWG)
Section 52 of the Energy Act requires all energy supply
network operators in the Federal Republic of Germany
to submit an annual report to the Bundesnetzagentur
by 30 April of each year on any interruptions
in supply that have occurred during the previous
calendar year. This report must state the time, duration,
extent and cause of each interruption. In this
context, the System Average Interruption Duration
Index (SAIDI) is the most significant index and the
most frequently used in literature. It is this index
which has become established in the electricity sector
and which is indirectly referred to in section 52 of the
Energy Act. This index is also used in the gas sector.
The SAIDI value based on a full survey of all supply
interruptions in the 721 gas networks in the Federal
Republic of Germany in 2012 is 1.91 minutes. This is
the average total duration of interruptions in supply
experienced by a customer during one year. The Bundesnetzagentur‘s
statistics included in this paper
provides a clear overview of the interruptions in gas
supply over a number of years.
1. Problemstellung
Nach § 52 EnWG sind Betreiber von Energieversorgungsnetzen
verpflichtet, der Bundesnetzagentur bis
zum 30. April eines Jahres einen Bericht über alle im
letzten Kalenderjahr aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen
vorzulegen. Dieser Bericht hat mindestens
den Zeitpunkt, die Dauer, das Ausmaß und die Ursache
der Unterbrechung zu enthalten. Darüber hinaus muss
jeder Netzbetreiber einen Bericht über die aufgrund des
Störungsgeschehens ergriffenen Maßnahmen zur Vermeidung
künftiger Versorgungsunter brechungen darlegen,
sowie die durchschnittliche Versorgungsunterbrechung
in Minuten je angeschlossenem Letztverbraucher
für das abgelaufene Kalenderjahr angeben.
Bei Versorgungsunterbrechungen wird zwischen
politischen und technischen Versorgungsunterbrechungen
differenziert. Politische Versorgungsunterbrechungen
werden z. B. durch Erdgasimportreduzierungen
[1] aus welchen Gründen auch immer verursacht.
Technische Unterbrechungen im Sinne des § 52 EnWG
können nur aufgrund von Mängeln im Inland entstehen.
Die Bundesnetzagentur hat für das Kalenderjahr
2012 wie in den vorangegangenen Kalenderjahren eine
bundesweit gültige Kennzahl für die durchschnittliche
Dauer innerhalb eines Jahres, in der ein Gasnetzkunde
von einer Versorgungsunterbrechung betroffen ist, veröffentlicht
[2]. Aus einer solchen Zeitreihe lassen sich
mit einer gewissen Belastbarkeit Schlüsse über die
empirische Relevanz der Erkenntnisse ziehen.
2. Datenerhebung
Für das Berichtsjahr 2012 konnten Netzbetreiber der
Bundesnetzagentur die geforderten Daten über zwei
verschiedene Verfahren [3] übermitteln [4]:
1. Beim ersten Verfahren handelt es sich um ein Internet-Formular,
welches über das Energiedaten-Portal
September 2013
678 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
FACHBERICHTE
(individueller, geschützter Be reich des Netzbetreibers)
auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur
für die Netzbetreiber zugänglich ist.
2. Bei der zweiten Variante erfolgt die Übermittlung auf
Basis des XML-Web-Service. Zur Übertragung der
Versorgungsunterbrechungen und der zugehörigen
Allgemeinen Netzdaten bietet die Bundesnetzagentur
einen XML Webservice an. Dabei hat der Netzbetreiber
die Möglichkeit seine Versorgungsunterbrechungen
mittels einer von ihm zu programmierenden
Schnittstelle an das Energiedaten-Portal zu
übertragen. Dieses Verfahren bietet sich für diejenigen
Netzbetreiber an, die viele Versorgungsunterbrechungen
zu übermitteln haben.
3. Internationale Standards der
Versorgungszuverlässigkeit
Da für Gasnetze keine international etablierten Standards
existieren, wurden die Verfahren, die für Stromnetze
Verwendung finden [5], für den Gasbereich
angepasst. Diese Vorgehensweise erlaubt aber nicht,
Kenngrößen wie z. B. Versorgungsunterbrechungen in
Minuten über die Produkte Gas und Strom im Quervergleich
zu würdigen. So ist es m. E. unzulässig, Werte
aus dem Gasbereich in Relation zum Strombereich zu
sehen, da Anlass, Wirkungsweise und Dauer von Unterbrechungen
im Gasbereich vollkommen unterschiedlich
von denen im Strombereich sind. Eine Unterbrechung
der Gasversorgung erfolgt typischerweise
durch die Beschädigung eines Rohres oder der
Schweißnaht. Die darauf folgende Versorgungsunterbrechung
tritt nicht sofort ein, sondern erst dann,
wenn ein restlicher Gasbestand im Rohr entwichen
und/oder verbraucht wurde. Die dann eintretende
Unterbrechung ist nicht zuletzt wegen der automatischen
Sicherheitsventilschließung von längerer Dauer,
da die Ventile erst wieder mechanisch geöffnet werden
müssen. Somit führt eine Gasversorgungsunterbrechung
typischerweise immer zu einer längeren
Unterbrechung, die aber absolut auf alle Gasnetzanschlüsse
– im Vergleich zum Strombereich - deutlich
seltener vorkommt.
Die Masse der gasversorgten Letztverbraucher werden
über den gesamten Zeitraum ihrer Gasversorgung
nie von einer Unterbrechung betroffen sein. Die Letztverbraucher,
die jedoch eine Versorgungsunterbrechung
erfahren müssen, werden nicht im Minuten-,
sondern eher im Stunden-, wenn nicht im Tagebereich
von der Gasversorgung unterbrochen sein. Dies ist ein
wesentlicher Unterschied zur Stromversorgung, wo
Unterbrechungen auch im Millisekundenbereich vorkommen
und dann, gerade im industriellen Letztverbraucherbereich,
zu erheblichen Beeinträchtigungen
führen können. Neben der Länge der Unterbrechung
ist ein wesentlicher Unterschied der Versorgungsunterbrechungen
zwischen der Strom- und Gasversorgung
auch die Häufigkeit. Pauschalierend lassen sich die
Unterschiede zwischen Gas und Strom wie folgt charakterisieren:
Gasversorgungsunterbrechungen erfolgen
selten und sind, wenn sie denn eintreten, von längerer
Dauer. Stromversorgungsunterbrechungen erfolgen
vergleichsweise häufig, manchmal sind sie nur
kurzzeitig und können trotzdem erhebliche Folgewirkungen
entfalten.
Die Dauer und das Ausmaß der Versorgungsunterbrechung
gemäß § 52 Satz 2 Nr. 1 und 2 EnWG sind für
die Bewertung von besonderer Bedeutung. Um eine
Vergleichbarkeit von Versorgungsstörungen im Haushalts-
und Kleingewerbebereich mit denen im industriellen
Bereich im Sinne von „addierbar“ herzustellen, ist
es erforderlich, mengen- und zeitrelevante Größen zu
finden [6]. Der Gesetzgeber gibt dahingehend keine
Vorgaben, wie diese zu bemessen sind. Die DISQUAL-
Kenngrößen [7] können zur Versorgungszuverlässigkeit
[8] aus Kundensicht auf Basis der Festlegungen
des internationalen Eurelectric-Verbandes [9] berechnet
werden [10]. Hierbei wird wie folgt unterschieden:
##
SAIFI – System Average Interruption Frequency
Index
Unterbrechungshäufigkeit „Hu“: Diese Kenngröße
beschreibt, wie oft ein Kunde im Jahr durchschnittlich
von einer Versorgungsunterbrechung betroffen
ist.
##
CAIDI – Customer Average Interruption Duration
Index
Unterbrechungsdauer „Tu“: Diese Kenngröße bildet
die Länge der Unterbrechung eines Kunden im
Durchschnitt ab.
##
SAIDI – System Average Interruption Duration Index
Nichtverfügbarkeit „Qu“: Diese Kenngröße bestimmt
die durchschnittliche Dauer innerhalb eines Jahres,
in der ein Kunde von einer Versorgungsunterbrechung
betroffen ist.
4. Qualität der Daten
Seit dem Jahr 2008 ist die Trennung der Letztverbraucher
in Messdrücken ≤ 100 mbar und > 100 mbar etabliert.
Für Messdrücke > 100 mbar wurde wie im Vorjahr
die „vertraglich vereinbarte Leistung“ der Letztverbraucher
abgefragt. Für die Auswertung von Messdrücken
≤ 100 mbar war die Anzahl der Letztverbraucher maßgebend.
Die Bildung der Kennzahl der nachgelagerten
Netzbetreiber erfolgte über die „Summe der Kapazitäten
nachgelagerte Netze“. Die Auswertung für das Jahr
2012 zur Druckstufe ≤ 100 mbar bildet in Summe
13.981.295 Letztverbraucher, zur Druckstufe >100 mbar
eine Vertragsleistung in Summe von 217.461.804 kW
und für die nachgelagerten Netze die Kapazitäten nachgelagerte
Netze von 275.472.691 kW ab.
Tabellarisch (Tabelle 1) lassen sich die Ergebnisse
der Datenerhebung für Versorgungsunterbrechungen
im Jahr 2012 wie folgt darstellen:
September 2013
gwf-Gas Erdgas 679

FACHBERICHTE Gasversorgung
Tabelle 1. Allgemeindaten.
Anzahl Letztverbraucher ≤ 100 mbar
[Kundengruppe 1]
Summe aller Leistungswerte der mit
LV vertraglich vereinbarten Leistung
> 100 mbar [Kundengruppe 2]
Summe der Kapazitäten nachgelagerte
Netze > 100 mbar
Summe
13 981 295
217 461 804 kW
275 472 691 kW
5. Versorgungszuverlässigkeit
Die Versorgungszuverlässigkeit ist eine der vier Ausprägungen
der Versorgungsqualität im Gasbereich [11]; die
anderen drei Kriterien sind die technische Sicherheit,
die Produktqualität und die Servicequalität. Bis auf die
Servicequalität, was ein nicht-technisches Beurteilungskriterium
darstellt, werden die Kriterien durch das
DVGW-Regelwerk abgedeckt. Für eine ordnungsgemäße
technische Führung und Wartung eines Gasnetzes
gilt die Vermutungsregel gemäß § 49 Abs. 2 Nr. 2
EnWG, dass die Regeln der Technik, ausgedrückt durch
die Regeln der Deutschen Vereinigung des Gas- und
Wasserfaches e. V., eingehalten worden sind [12]. Es gilt
in der Literatur als anerkannt, dass Zuverlässigkeitskennzahlen,
wie sie schon im Strombereich Verwendung
finden, auch im Gasbereich sinnvolle Beurteilungskennzahlen
darstellen [13]. Auch erleichtert die
einheitliche Verwendung von international üblichen
Kennzahlen eine nationale Standortbestimmung hinsichtlich
der Versorgungszuverlässigkeit [14].
In den Meldungen haben die Netzbetreiber differenziert
nach geplanten und ungeplanten Versorgungsunterbrechungen
zu berichten. Die ungeplanten Versorgungsunterbrechungen
können als Maß zur Beurteilung
der Versorgungszuverlässigkeit der Netze dienen.
Die Versorgungszuverlässigkeit ist ein wesentlicher
Bestandteil der Versorgungsqualität. Tabellarisch
(Tabelle 2) lassen sich die geplanten und ungeplanten
Versorgungsunterbrechungen im Jahr 2012 wie folgt
darstellen:
Tabelle 2. Störungsdaten.
Meldungen
Anzahl
Versorgungsunterbrechungen gesamt 54 498
Versorgungsunterbrechungen ≤ 100 mbar 54 165
Versorgungsunterbrechungen > 100 mbar 311
Versorgungsunterbrechungen > 100 mbar
nachgelagerte Netze
22
Bild 1 zeigt die Verteilung der Versorgungsunterbrechungen,
differenziert nach geplanten und ungeplanten
Versorgungsunterbrechungen und der Kundengruppe.
Es zeigt sich, dass Versorgungsunterbrechungen
zu mehr als 99 % in der Kundengruppe 1 (≤ 100
mbar) stattfanden.
6. Auswertung der Daten
Tabelle 3. Auswertung Kundengruppe 1 ≤ 100 mbar
ungeplante Störungsanlässe.
Kundengruppe 1 ≤ 100 mbar
Unterbrechungsanlass 1
Zuständigkeit Dritte
Unterbrechungsanlass 2
Zuständigkeit Netzbetreiber
Unterbrechungsanlass 3 Folgestörung
Unterbrechungsanlass 4
höhere Gewalt
Unterbrechungsanlass 5
Sonstiges
Nichtverfügbarkeit Qu
[min/a]
0,406
0,350
0,007
0,031
0,032
Tabelle 4. Auswertung Kundengruppe 2 > 100 mbar
ungeplante Störungsanlässe.
Kundengruppe 2 > 100 mbar
Unterbrechungsanlass 1
Zuständigkeit Dritte
Unterbrechungsanlass 2
Zuständigkeit Netzbetreiber
Unterbrechungsanlass 3 Folgestörung
Unterbrechungsanlass 4
höhere Gewalt/kriminelle
Handlungen
Unterbrechungsanlass 5
Sonstiges
Nichtverfügbarkeit Qu
[min/a]
0,023
0,038
1,035
0
0,016
Tabelle 5. Auswertung nachgelagerte Netze > 100 mbar
ungeplante Störungsanlässe.
nachgelagerte Netze > 100
mbar
Unterbrechungsanlass 1
Zuständigkeit Dritte
Unterbrechungsanlass 2
Zuständigkeit Netzbetreiber
Unterbrechungsanlass 3 Folgestörung
Unterbrechungsanlass 4
höhere Gewalt/kriminelle
Handlungen
Unterbrechungsanlass 5
Sonstiges
Nichtverfügbarkeit Qu
[min/a]
2,628
0,152
Bild 2 zeigt die Verteilung der ausgefallenen Kundenminuten.
0
0
0
September 2013
680 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
FACHBERICHTE
7. Ermittlung der Nichtverfügbarkeit (SAIDI)
Zur Ermittlung der mittleren Nichtverfügbarkeit sind
folgende ungeplanten Unterbrechungsanlässe heranzuziehen:
##
Einwirkung Dritter
##
Zuständigkeit des Netzbetreibers
##
Folgestörung
##
Sonstige
Der Unterbrechungsanlass „Höhere Gewalt/kriminelle
Handlungen“ bleibt unberücksichtigt, um insbesondere
außergewöhnliche Naturkatastrophen (z. B.
Hochwasserkatastrophen wie in den Jahren 1997 oder
2013 mit allen Auswirkungen, Streiks, gesetzliche und
behördliche Anordnungen, Terroranschläge) nicht mit
in die Auswertung einfließen zu lassen und die Werte
über verschiedene Jahre und Gebiete aussagekräftiger
miteinander vergleichen zu können.
Tabelle 6. Zusammenfassung der Störungsanlässe1, 2, 3, 5
ohne höhere Gewalt.
Nichtverfügbarkeit Qu
[min/a] für Letztverbraucher
Kundengruppe 1 ≤ 100 mbar 0,795
Kundengruppe 2 > 100 mbar 1,111
Gesamt für Letztverbraucher 1,906
nachgelagerte Netze 2,777
Zudem hatten Fachverbände angeregt, bei der
Ermittlung der Zuverlässigkeitskennzahlen der einzelnen
Netzbetreiber die Gruppe „Einwirkung Dritter“
getrennt zu behandeln. Diese Gruppe stellt eine häufig
vorkommende Art von Versorgungsunterbrechungen in
Gasnetzen dar, auf die die betroffenen Netzbetreiber
keinen oder nur einen unbedeutenden Einfluss nehmen
können. Als Beispiel ist die Beschädigung einer Gasleitung
durch Baufahrzeuge, im Fachjargon Baggerangriff
genannt, zu nennen. Zum Vergleich wurden die Daten
daher auch unter diesem Gesichtspunkt ausgewertet.
Tabelle 7. Zusammenfassung der Störungsanlässe 2, 3, 5.
ohne Zuständigkeit Dritter
Nichtverfügbarkeit Qu
[min/a] für Letztverbraucher
Kundengruppe 1 ≤ 100 mbar 0,389
Kundengruppe 2 > 100 mbar 1,088
Gesamt für Letztverbraucher 1,477
nachgelagerte Netze 0,152
In der nachfolgenden Übersicht (Bild 3 a+b) wird die
Verteilung der Nichtverfügbarkeit Qu für Letztverbraucher
über die Netzbetreiber in Minutengruppen unterteilt
dargestellt. In der Kundengruppe 1 liegen bei 82 %
Prozent
Prozent
Netzbetreiber (%)
Netzbetreiber (%)
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
99,4
Versorgungsunterbrechungen
≤ 100 mbar
Verteilung der Versorgungsunterbrechungen
0,6 0,0
Versorgungsunterbrechungen
>100 mbar
Kundengruppen
Bild 1. Versorgungsunterbrechungen nach Kundengruppen.
Verteilung der Unterbrechungsanlässe
Bild 2.Verteilung der Unterbrechungen nach Anlässen.
Versorgungsunterbrechungen
> 100mbar
nachgelagerte Netze
Zuständigkeit Dritte Zuständigkeit
Netzbetreiber
Folgestörung höhere Gewalt sonstiges
Versorgungsunterbrechungen ≤ 100 mbar Versorgungsunterbrechungen >100 mbar
Versorgungsunterbrechungen > 100mbar nachgelagerte Netze
Verteilung der Nichtverfügbarkeit Qu der Netzbetreiber Kundengruppe 1 (00,511,52510
Qu [min/a]
Verteilung der Nichtverfügbarkeit Qu der Netzbetreiber Kundengruppe 2 (> 100 mbar)
100
80
60
40
20
0
Bild 3 a. Nichtverfügbarkeit der Netzbetreiber, Qu ≤ 100 mbar
in Minutengruppen pro Jahr,
0 >00,511,52510
Qu [min/a]
Bild 3 b. Nichtverfügbarkeit der Netzbetreiber, Qu > 100 mbar
in Minutengruppen pro Jahr.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 681

FACHBERICHTE Gasversorgung
der Netzbetreiber die Qu-Werte unter 0,5 min und Jahr.
In der Kundengruppe 2 liegen bei 98 % der Netzbetreiber
die Qu-Werte bei unter 0,5 min und Jahr.
8. Mehrjährige SAIDI-Übersicht für
Gas-Versorgungsunterbrechungen
Eine mehrjährige, unterbrechungsfreie Übersicht
ermöglicht die Beurteilung, ob ein ermittelter Wert im
Rahmen der üblichen Erhebungsergebnisse liegt, oder
ein oder mehrere Großereignisse zu einem außerordentlichen
Wert geführt haben. Eine größere Havarie im
Fernleitungsbereich, wie sie z. B. im Jahr 2007 vorgefallen
ist, und damals zu dem deutlich angestiegenen
SAIDI-Wert führte, ist für das Jahr 2012 nicht zu verzeichnen.
Deshalb ist es nicht erstaunlich, dass der Wert
für 2012 ziemlich genau im arithmetischen Mittel der
letzten Jahre liegt.
Tabelle 8. SAIDI-Werte.
Jahr
SAIDI-Wert
2006 2,090 min/a
2007 4,072 min/a
2008 1,020 min/a
2009 1,880 min/a
2010 1,254 min/a
2011 1,993 min/a
2012 1,906 min/a
9. Zusammenfassung
Die Vollerhebung aller Versorgungsunterbrechungen in
den 721 Gasnetzen der Bundesrepublik Deutschland für
das Kalenderjahr 2012 hat einen SAIDI-Wert von
1,91 Minuten ergeben. Dieser Wert gibt die durchschnittliche
Dauer innerhalb eines Jahres an, in der ein
Kunde von einer Versorgungsunterbrechung betroffen
ist. Diese Größe von circa zwei Minuten entspricht dem
Mittelwert der letzten Jahre. „Der erneut niedrige Wert
zeugt von einem qualitativ hochwertigen und gut
gewarteten Gasnetz… Die kontinuierlich hohe Versorgungszuverlässigkeit
ist auch für die Energiewende von
großer Bedeutung. Um die schwankenden Einspeisungen
aus den Erneuerbaren Energien ausgleichen zu
können, ist der Einsatz von Gas prädestiniert.“ [15] Nur
ein nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik
(§ 49 EnWG) errichtetes und betriebenes Netz gewährleistet
die notwendige technische Sicherheit. Hierüber
vermittelt die mittlerweile mehrjährige Statistik über
die Gas-Versorgungsunterbrechungen der Bundesnetzagentur
ein anschauliches Bild.
Literatur
[1]] Vgl. hierzu auch Homann, Jochen: Die Bedeutung des Gasnetzausbaus
für eine erfolgreiche Energiewende, gwf-
Gas | Erdgas 2013, S. 379 f.
[2] Der Beitrag gibt die persönliche Meinung des Autors wieder,
die nicht unbedingt mit der Ansicht der Bundesnetzagentur
übereinstimmen muss.
[3] Zur Vorgabefreiheit der Bundesnetzagentur hinsichtlich der
Meldungen bzw. des Berichts siehe Zeidler, Anne Christine in
Säcker, Franz Jürgen (Hrsg.): Berliner Kommentar zum Energierecht,
2. Auflage, Frankfurt am Main 2010, § 52 EnWG Rn.
31 ff.
[4] Vgl. die „Allgemeinverfügung nach § 52 Satz 5 EnWG zu Vorgaben
zur formellen Gestaltung des Berichts nach § 52 Satz
1 EnWG“ der Bundesnetzagentur vom 12. Dezember 2008,
http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/SiteGlobals/
Forms/Suche/Servicesuche_Formular.html?nn=265738&res
ourceId=345228&input_=265738&pageLocale=de&templat
eQueryString=Versorgungsunterbrechungen+gas&sortStr
ing=-score.
[5] Vgl. Herrmann, Bodo/Gareis, Nina: Qualitätsregulierung der
deutschen Energienetze – Stumpfes Schwert oder zukunftsweisendes
Regulierungsinstrument?, KSzW 2011, S. 238 ff.
(245).
[6] Vgl. Stötzel, Matthias in Britz, Gabriele/Hellermann, Johannes/
Hermes, Georg (Hrsg.): EnWG Energiewirtschaftsgesetz, München
2008, § 52 Rn. 6 und 7; hier wird bewusst auf die 1.
Auflage verwiesen. In der 2. Auflage (München 2010) ist die
nahezu wortidentische Kommentierung mit Karsten Bourwieg
gekennzeichnet.
[7] DISQUAL: Distribution Quality.
[8] Systematisch zur Definition von Zuverlässigkeitskenngrößen
Wittenberg, Patrick: Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit
druckgeregelter Gasverteilungsnetze, Aachener
Beiträge zur Energieversorgung Band 138, Aachen 2011
(zugleich Diss. RWTH Aachen 2011), S. 11 ff.
[9] Die „Union der Elektrizitätswirtschaft –Eurelectric“ entstand
im Jahr 1999 durch die Fusion der beiden internationalen
Spitzenverbände der Stromwirtschaft, Unipede und Eurelectric.
[10] Zeidler, Anne Christine a. a. O. (Fn. 3), § 52 EnWG Rn. 18.
[11] Vgl. Wittenberg, Patrick/Prousch, Simon/Haubrich, Hans-Jürgen/Moser,
Albert: Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit
druckgeregelter Verteilungsnetze, gwf-Gas | Erdgas
2010, S. 536 ff. (536).
[12] Vgl. Herrmann, Bodo/Gareis, Nina a. a. O. (Fn. 5), S. 246.
[13] Vgl. Wittenberg, Patrick/Prousch, Simon/Haubrich, Hans-Jürgen/Moser,
Albert a. a. O. (Fn. 11), S. 537.
[14] Vgl. Koenig, Christian/Kühling, Jürgen/Rasbach, Winfried:
Energierecht, 3. Auflage, Baden-Baden 2013, S. 206.
[15] Homann, Jochen, Pressemitteilung der Bundesnetzagentur
vom 8. Juli 2013, http://www.bundesnetzagentur.de/
cln_1911/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2013/130708_
SAIDI_Wert_2012.html?nn=265778
Autor
Dip.-Kfm. Dipl.-Volksw. Dr. Gerrit Volk
Leiter des Referates „Zugang zu Gasverteilernetzen,
Technische Grundsatzfragen Gas und
Versorgungsqualität“ |
Bundesnetzagentur |
Bonn |
Tel. +49 228 145 820 |
E-Mail: gerrit.volk@bnetza.de
September 2013
682 gwf-Gas Erdgas

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FACHBERICHTE Gasbeschaffenheit
Gasbeschaffenheitsmessung von
neuen Erdgasqualitäten – Einspeisung
von wasserstoffhaltigen Gasen
Gasbeschaffenheit, Prozessgaschromatograph, Erdgas, Biogas, Power-to-Gas, Sauerstoff,
Wasserstoff
Hannes Sturm, Jan Suhr und Achim Zajc
Die Veränderungen der Gasqualität im Erdgasnetz
erfordern die zusätzliche Messung der Komponenten
Wasserstoff und Sauerstoff. Hierzu wird im Folgenden
der neuartige Prozessgaschromatograph (PGC)
9303 vorgestellt, der erstmals in einem Gerät die Gasbeschaffenheit
von Standard-Erdgas mit Wasserstoff
und Sauerstoff eichpflichtig erfassen kann.
Gas quality measurement of extended natural gas
including analysis of oxygen and hydrogen
Changes in gas quality in the natural grid require
additional measurement of the components hydrogen
and oxygen. Therefore, a new process gas chromatography
system (PGC 9303) will be presented in
the following, being able to measure gas quality of
standard natural gas with the additional components
hydrogen and oxygen in a single device. The PGC
9303 is approved for fiscal metering.
Das von der Bundesregierung gesetzlich verankerte
Ziel, bis zum Jahr 2020 35 % unseres Strombedarfs und
18 % unseres gesamten Bruttoendenergiebedarfs über
erneuerbare Energien zu beziehen [1], bedingt grundlegende
Veränderungen der bestehenden Infrastruktur
im Erdgassektor. Hierzu gehören die Einspeisung von
Biogas in das bestehende Erdgasnetz sowie Power-to-
Gas-Ansätze, die überschüssigen Strom aus erneuerbaren
Energien, mittels Elektrolyse in Wasserstoff umwandeln
und diesen direkt oder über das Verfahren der
Methanisierung in Form von Methan dem Erdgasnetz
zuführen.
RMG by Honeywell bietet mit dem neuen PGC 9303
nun weltweit erstmalig ein Gasbeschaffenheitsmessgerät
an, das die Messung von Erdgas mit den zusätzlichen
Komponenten Wasserstoff und Sauerstoff in einem
Gerät eichfähig erfassen kann [2]. Für die notwendige
Trennung der Komponenten verfügt der PGC 9303 mit
##
Modul 1 (Methan, Kohlendioxid, Ethan),
##
Modul 2 (Propan, iso-Butan, [n-Butan+neo-Pentan],
iso-Pentan, n-Pentan, C6+) und
##
Modul 3/Molsieb-Säule (Stickstoff, Wasserstoff,
Sauerstoff)
über drei Säulen, die bezüglich ihrer physikalischen
Parameter auf die jeweiligen zu messenden Gasbestandteile
optimiert sind. Die 12 gemessenen Komponenten
umfassen Methan, Kohlendioxid, Ethan, Propan,
iso-Butan, n-Butan, iso-Pentan, n-Pentan, C6+, und Stickstoff
sowie zusätzlich Wasserstoff und Sauerstoff. Das
gemessene neo-Pentan wird zusammen mit n-Butan
erfasst. Näheres hierzu findet sich in Abschnitt 2.
Die messtechnische Erfassung der Einzelkomponenten
erfolgt bei allen drei Säulen durch einen Wärmeleitfähigkeitsdetektor.
Dieser ist – wie auch der für die zeitgesteuerte
Injektion des Messgases auf die Säule verantwortliche
Injektor – aus MEMS 1 -basierter Technologie
gefertigt. MEMS-Technologie zeichnet sich durch eine
hohe Stabilität, deutlich engere Toleranzen im Vergleich
zu herkömmlichen Fertigungsverfahren und – im Falle
des Detektors – durch eine hohe Empfindlichkeit aus.
Das Messprinzip des Wärmeleitfähigkeitsdetektors
basiert auf den unterschiedlichen Wärmeleitfähigkeiten
vom Trägergas und den Einzelkomponenten. Als Trägergas
wird ausschließlich Helium verwendet, das, mit Ausnahme
von Wasserstoff, hohe Differenzen in der Wärmeleitfähigkeit
zu allen zu messenden Komponenten aufweist
[3]. Entsprechend ergibt sich eine hohe
Reproduzierbarkeit und empfindliche Detektionsgrenze
der Messwerte verbunden mit einem hohen Dynamikumfang
der Messung.
1 MEMS: Microelectromechanical Systems, Chip-basierte Fertigungstechnologie
von Sensoren/Aktoren, auch als Mikrosystemtechnik
bezeichnet
September 2013
684 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit
FACHBERICHTE
1. Spezifikationen
Tabelle 1 zeigt die eichamtlich zugelassenen Messbereiche
des PGC 9303 nach der Bauartzulassung durch
die Physikalisch Technische Bundesanstalt (PTB) [PTB13].
Als Trägergas wird auf allen Säulen Helium verwendet,
im Gegensatz zu anderen Ansätzen, die zwei Trägergase
oder alternative Trägergase abweichend vom Standard
Helium nutzen. Insofern ist der Messbereich für Wasserstoff
von 0 – 5 mol% hervorzuheben: Aufgrund der
geringen Wärmeleitfähigkeitsdifferenzen sowie einer
bestehenden Anomalie der Wärmeleitfähigkeit von
Wasserstoff in Heliumträgergas ist hier mit einem Wärmeleitfähigkeitsdetektor
technisch keine weitere Erhöhung
möglich [4, 3].
Für Propan und die Butane sind Messbereiche von
0 – 9 mol% bzw. 0 – 4 mol% zugelassen, was auf den
Bedarf bei Verwendung des PGC 9303 in Verbindung
mit Biogas-Einspeiseanlagen zurückzuführen ist. Bei der
Einspeisung von Biogas in das Erdgastransportnetz ist
ggf. eine Anpassung des Brennwertes notwendig. Dieses
als Konditionierung bezeichnete Verfahren besteht
zumeist in einer Zumischung von Propan und/oder
Butanen, sodass dieser Anteil im Vergleich zu natürlichen
Erdgas lokal wesentlich höher ausfallen kann.
Für Kohlendioxid wurde ein Messbereich von
0 – 10 mol% zugelassen um z. B. auch Biogasapplikationen
mit hohem Kohlendioxidanteil zu erfassen.
Als Kalibriergas dient 12M. Dieses Gemisch enthält
alle 12 Komponenten, die vom PGC 9303 eichrechtlich
gemessenen werden. Die Zykluszeit beträgt etwa
3,5 min/Messstrom, sodass im eichrechtlichen Betrieb
maximal 4 Messströme pro Gerät möglich sind. Die
Bedienung erfolgt über einen mit Touchscreen-Display
ausgestatteten Steuerungsrechner (GC 9300), wie er in
Bild 1 (rechts) dargestellt ist.
Neben den in Tabelle 1 dargestellten eichrechtlich
erfassten Messgrößen Brennwert, Normdichte und Gasbeschaffenheit
können weitere Größen wie Wobbe-
Index, Dichteverhältnis (D v ), Heizwert (H u ) und unterer
Wobbeindex (W u ) als betriebliche Messung ausgegeben
werden.
2. Verzicht auf Einzelausweisung von neo-
Pentan
Neo-Pentan (2,2-Dimethylpropan) als Einzelkomponente
hat mit einer maximalen Konzentration von ca.
100 ppm nur einen geringen Anteil im natürlichen Erdgas
[5]. Hinzu kommt die – wie in Bild 2 dargestellt ist –
vergleichsweise schlechte Trennung zur Komponente
n-Butan, die einen erhöhten Aufwand in der Methode
(physikalische Parameter, Mathematik) zur Folge hat. Ein
Vergleich zeigt, dass die Brennwerte für neo-Pentan
(3517,27 kJ/mol) und n-Butan (2879,63 kJ/mol) in der
gleichen Größenordnung liegen [6]. In Absprache mit
der PTB wurde daraufhin ein Verzicht der Einzelausweisung
von neo-Pentan vorgenommen und dieser Flächenanteil
des Chromatogramms stattdessen der Komponente
n-Butan zugerechnet.
Tabelle 2 zeigt die Abweichungen von Brennwert,
Normdichte und Zustandszahl nach der messtechnischen
Zusammenfassung des neo-Pentan- und n-Butan-
Tabelle 1. Für den eichpflichtigen Verkehr zugelassene
Messbereiche des PGC 9303 bei der Verwendung als Gasbeschaffenheitsmessgerät
[2].
Brennwert kWh/m³ 7,19 – 16,03
Normdichte kg/m³ 0,69 – 1,11
Methan mol% 65 – 100
Stickstoff mol% 0 – 20
Ethan mol% 0 – 15
Kohlendioxid mol% 0 – 10
Propan mol% 0 – 9
iso-Butan mol% 0 – 4
n-Butan mol% 0 – 4
neo-Pentan mol% zu n-Butan 2
iso-Pentan mol% 0 – 0,12
n-Pentan mol% 0 – 0,12
C6+ mol% 0 – 0,3
Wasserstoff mol% 0 – 5
Sauerstoff mol% 0 – 5
Bild 1. PGC 9303 – Messwerk
(links) und zugehöriger GC 9300 –
Analysenrechner.
2 Der neo-Pentan-Anteil wird dem n-Butan-Anteil zugerechnet.
Näheres hierzu befindet sich in Abschnitt 2.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 685

FACHBERICHTE Gasbeschaffenheit
Anteils. Laut Eichordnung [7] ist für den Brennwert eine
maximale Messunsicherheit von 0,8 % des Messbereichsendwerts
sowie für die Normdichte 0,5 % des Messwerts
zulässig. Aus den Werten der Tabelle geht hervor,
dass die Abweichungen durch den Verzicht einer Einzelausweisung
von neo-Pentan um mindestens zwei
Größenordnungen kleiner sind als die Eichfehlergrenzen.
Für die Zustandszahl sind die Änderungen nochmals
um Größenordnungen geringer, sodass die
Ausführung des PGC 9303 als eichfähiges Gasbeschaffenheitsmessgerät
– mit späterer Umwertung zur Be -
stimmung von Brennwert, Normdichte und Zustandszahl
– möglich ist.
Bild 2. Ausschnitt des Chromatogramms (Modul 2)
eines typischen Erdgases (Entnahmestelle Butzbach)
mit den Komponenten iso-Butan, n-Butan und neo-
Pentan. Deutlich zu erkennen ist die vergleichsweise
schlechte Trennung sowie der Größenunterschied der
Komponenten n-Butan (0,088 mol%) und neo-Pentan
(0,006 mol%, 60 ppm).
Tabelle 2. Relativer Fehler von Brennwert, Normdichte und Zustandszahl
typischer Erdgase bei Hinzufügen des neo-Pentan-Anteils zu n-Butan. Die
Berechnung erfolgte mit Hilfe von GasCalc [8].
Fehler / %
H o r n Z n
Erdgas „Drohne“ -0,0028 -0,0025 < 0,0001
Erdgas „Ekofisk“ < 0,0001 < 0,0001 < 0,0001
Erdgas „Waidhaus“ -0,0025 -0,0014 < 0,0001
Bild 3. Der erste Prozessgaschromatograph vom Typ
PGC 9303 der Firma RMG by Honeywell installiert in
der Einspeiseanlage für „e-Gas“ in Werlte (Niedersachsen)
[9].
3. Anwendung im Power-to-Gas-Bereich
In Bild 3 ist der Prozessgaschromatograph vom Typ
PGC 9303 der Firma RMG by Honeywell dargestellt, wie
er in der „e-Gas“-Einpeiseanlage Werlte gebaut von Fa.
Bohlen & Doyen realisiert wurde [9]. Die Anlage arbeitet
nach dem Prinzip der Methanisierung: Hierbei wird
das in einer Biogasanlage anfallende Kohlendioxid mit
elektrolytisch hergestelltem Wasserstoff über Katalysatoren
in synthetisches Methan umgewandelt. Der
Wasserstoff stammt aus überschüssigem Ökostrom,
das synthetische Methan kann anschließend dem Erdgasnetz
zugeführt werden. Der PGC 9303 dient der
Sicherstellung der Gasqualität und arbeitet mit den in
Tabelle 1 aufgeführten Messbereichen [9]. Die Installation
des PGC 9303 ist die erste dieser Art in Deutschland.
Es ist auch der erste Prozessgaschromatograph,
der eine PTB-Zulassung für diesen Anwendungsfall
(erweiterte Erdgasanalyse (die zusätzliche Erfassung
von Wasser- und Sauerstoff bis hin zu den Hexanen))
erhalten hat [2]. Wie bereits in Abschnitt 1 dargelegt,
ist der Messbereich von Wasserstoff auf 0 – 5 mol%
beschränkt bei dem Einsatz von Helium als Trägergas.
Sollten in der Zukunft höhere Wasserstoffkonzentrationen
zu messen sein, ist die Ausweichung auf ein
anderes Trägergas wie z. B. Argon notwendig.
4. Zusammenfassung und Ausblick
Mit dem PGC 9303 ergibt sich erstmals die Möglichkeit,
Erdgas mit den zusätzlichen Komponenten Wasserstoff
und Sauerstoff in nur einem Gerät die Gasbeschaffenheit
eichpflichtig zu erfassen. Hierzu ist der
PGC 9303 mit einer zusätzlichen Molsiebsäule ausgestattet,
die eine Trennung von Stickstoff, Sauerstoff
und Wasserstoff ermöglicht. Aufgrund des geringen
Mehrwertes wurde in Absprache mit der PTB auf die
Einzelausweisung der Komponente neo-Pentan verzichtet
und diese stattdessen dem n-Butan zugerechnet.
Mit der „e-Gas“-Einspeiseanlage Werlte wurde eine
Anwendung präsentiert, die deutlich macht, dass die
Messung von Erdgasen mit zusätzlichem Wasserstoffund
Sauerstoffanteil in Zukunft unverzichtbar sein wird.
September 2013
686 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit
FACHBERICHTE
Referenzen
[1] Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-
Energien-Gesetz – EEG), Konsolidierte (unverbindliche) Fassung
des Gesetzestextes in der ab 1. Januar 2012 geltenden
Fassung.
[2] Bauartzulassung zum Prozessgaschromatograph (PGC)
9303, Juli 2013.
[3] Zajc, A.: Trends in der gesetzlichen Gasbeschaffenheitsmessung,
gwf-Gas|Erdgas, 2012, S. 794-798
[4] Villalobos, R. und Nuss, G. R.: Measurement of Hydrogen in
Process Streams by Gas Chromatography ISA Transactions 4,
1965, S. 281-286.
[5] Shun-Ichiro et al.: Geochemical Journal, Vol. 41, 2007, S. 57.
[6] Erdgas – Berechnung von Brenn- und Heizwert, Dichte, relativer
Dichte und Wobbeindex aus der Zusammensetzung
(ISO 6976:1995 + Corrigendum 1:1997 + Corrigendum
2:1997 + Corrigendum 3:1999); Deutsche Fassung EN ISO
6976:2005.
[7] Eichordnung 1988. Zuletzt geändert durch Art. 1 V v.
06.06.2011.
[8] GasCalc-Software, http://www.eon.com
[9] Völler, M.: „e-Gas“- Bau einer Einspeisestation, Energie Wasser
Praxis, 2013, S. 10-18.
Autoren
Hannes Sturm
Technische Entwicklung |
Honeywell Process Solutions,
RMG Messtechnik GmbH |
Butzbach |
Tel. + 49 6033 897-226 |
E-Mail: Hannes.Sturm@Honeywell.com
Jan Suhr
Technische Entwicklung |
Honeywell Process Solutions,
RMG Messtechnik GmbH |
Butzbach |
Tel. + 49 6033 897-195 |
E-Mail: Jan.Suhr@Honeywell.com
Achim Zajc
Product Marketing Manager, Gas Metering |
Honeywell Process Solutions,
RMG Messtechnik GmbH |
Butzbach |
Tel. + 49 6033 897-138 |
E-Mail: Achim.Zajc@Honeywell.com
Korrektur
Wobbe-Index W S in MJ/m
46,8 48,6 50,4 52,2 54,0 55,8 57,6
14
50,4
In Bild 2 der Veröffenlichung „Nitschke-Kowsky, P.
u. a.: Gasbeschaffenheiten in Deutschland: Was zum
Wobbe-Index gesagt werden muss. gwf-Gas | Erdgas
153 (2012) Nr. 6, S. 440–445“ ist die Skalierung des
Brennwertes bzw. des Wobbe-Indexes auf der Sekundärachse
in MJ/m³ fehlerhaft (die Skalierung auf der
Primärachse in kWh/m³ ist korrekt). Die korrigierte
Fassung des Diagrammes ist rechts dargestellt.
Brennwert H S in kWh/m
13
12
11
10
9
13,1
relative Dichte
d = 0,75
relative Dichte
d = 0,55
46,8
43,2
39,6
36,0
32,4
Brennwert H S in MJ/m
8,4
13,6 15,7
8
28,8
13,0 13,5 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0
Wobbe-Index W S in kWh/m
Erdgase-H LNG Bioerdgas Bioerdgas+LPG
September 2013
gwf-Gas Erdgas 687

FACHBERICHTE Biogas
Monitoring von Biogasanlagen der
E.ON Bioerdgas mit pMeter
Biogas, Monitoring, pMeter, Energiebilanz, Massenbilanz, Wirkungsgrade
Thomas Fischer, Dieter Wolf und Harald von Canstein
Die E.ON Bioerdgas GmbH hat in den letzten Jahren
mehrere Biogasanlagen errichtet und ist gleichzeitig
(Co-)Betreiber dieser Anlagen. Da bei der Biogaserzeugung
sowie bei der Biogasaufbereitung unterschiedliche
Verfahren von verschiedenen Herstellern
zur Anwendung kommen, wird zum einheitlichen
Monitoring dieser Anlagen das pMeter-System eingesetzt.
Dadurch ist eine einheitliche Datenerfassung,
Datenspeicherung, Auswertung, Berechnung und
Bewertung der E.ON Bioerdgasanlagen und von ihr
als Dienstleister betreute Anlagen möglich.
Monitoring of biomethane plants using pMeter
E.ON Bioerdgas GmbH has built several biomethane
plants over the past years and is operating them.
Since the biogas production as well as the biogas
upgrading use different technologies from different
manufacturers the software system pMeter is used for
a standardised monitoring of the plants. This enables
a consistent data recording, data storage, analysis,
reporting and evaluation of the various biomethane
plants.
1. Einleitung
Zur Bewertung und Analyse mehrerer Biogasanlagen,
wie sie von der E.ON Bioerdgas GmbH betrieben werden,
ist es wichtig, ein einheitliches Auswerteverfahren
zu verwenden. Nur so ist ein Vergleich der Energie-,
Massen- und Stoffbilanzen der Anlagen untereinander
möglich und in Folge deren wirtschaftliche Optimierung.
Zum Zwecke der Anlagenüberwachung und Betriebsanalyse
von Energiesystemen wurde von E.ON das
pMeter-System entwickelt. Durch Weiterentwicklungen
im Rahmen des praktischen Einsatzes hat pMeter einen
Innovationsschub erhalten: Die Möglichkeit gastechnische
Berechnungen durchzuführen wurde implementiert
und das automatische Reporting verfeinert.
Bild 1. Programmsmodule und Datenfluss pMeter.
Der wesentliche Vorteil des pMeter-Systems liegt in
seiner einfachen Adaption an das jeweilige technische
System und der Möglichkeit aus zur Verfügung stehenden
Messdaten komplexe Prozesskenngrößen für beliebige
Zeiträume zu ermitteln. Beispielhaft sind hier die
von E.ON an Bioerdgasanlagen durchgeführten Messprogramme
erwähnt, bei denen pMeter zum Einsatz
kam [1].
Im vorliegenden Artikel werden beispielhafte Daten
aus der Bioerdgasanlage Schwandorf vorgestellt; weitere
Details zur Anlage und zur installierten Messtechnik
wurden bereits publiziert [2].
2. pMeter
pMeter wurde von E.ON entwickelt, und wird als Werkzeug
zur Datenerfassung und –auswertung für die
umfangreichen Test- und Feldversuchsaktivitäten eingesetzt.
Im Laufe der Jahre wurde die Software verbessert
und der Funktionsumfang erweitert.
pMeter ist als modulares System geeignet für das
Monitoring, die Diagnose und das Management von
Energiesystemen, wie z.B. BHKWs, Gasturbinen und Biogasanlagen.
Dies geschieht auf Basis von kontinuierlich
bereitgestellten Messdaten der jeweiligen technischen
Prozesse.
Beim Messen von Prozessparametern besteht die
Herausforderung, zahlreiche Datenpunkte effizient zu
verwalten und zu analysieren. Mit der Softwareplattform
pMeter werden aus Daten Informationen. Große
Datenmengen aus online gekoppelten technischen Prozessen
sind so effizient zu managen und dienen als
September 2013
688 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
Basis für Performance- und Service-Reports der jeweiligen
Systeme. Mit einer Vielzahl von unterstützten
Schnittstellen (z. B. OPC, ModBus, MBus, EtherCat, DLMS)
fällt die Kommunikation zu externen Datenquellen
leicht. Automatisierte Abläufe mit ständiger Ergebniskontrolle
und die modulare Systemstruktur machen
pMeter zu einem flexiblen Werkzeug.
Im Fall der Bioserdgasanlagen von E.ON wurden die
Daten aus den jeweiligen Leitsystemen ausgelesen. Dies
geschieht im Fall der Anlage Schwandorf durch tagesaktuelle
Dateiexporte aus dem Siemens Leitsystem vor
Ort. In zwei Schritten werden die Anlagendaten in die
pMeter-Datenbank übertragen. Die Programmmodule
PDownloader und PImporter sind Bild 1 zu entnehmen.
Diese Schritte erfolgen automatisiert und werden
durch Log-Manager überprüft. Liegen die Daten erst
einmal auf den pMeter-Servern in Frankfurt, dann stehen
sie für eine automatisierte und interaktive Analyse
zur Verfügung. Sowohl Mitarbeiter der E.ON Bioerdgas
als auch externe Projektpartner können auf diese Datenbasis
zugreifen.
Für die wiederkehrende und automatisierte Erstellung
von Berichten und Exportdateien ist der Report
Manager zuständig. So lassen sich Management- aber
auch technische Detailreports spezifisch konfigurieren.
Alle Abläufe sind automatisierbar wie in Bild 2 am Beispiel
des Report Managers dargestellt.
Für jeden Automatikreport können Parameter wie
die Datenquelle, Konfigurationsdateien, Ausgabeverzeichnis
und die Ausführungsfrequenz festgelegt werden
(siehe Bild 2).
Bild 3 sind beispielhafte Produktionszahlen einer
E.ON Bioerdgasanlage auf Basis eines Monatsreports zu
entnehmen.
Bild 3. Auszug aus Monatsreport.
Bild 2.
Report
Manager.
gwfGas
Erdgas
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www.gwf-gas-erdgas.de
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 689

FACHBERICHTE Biogas
Bild 4. Prozessleitbild Biogasanlage Schwandorf.
Bild 5. Berechnungsformeln für eingespeiste Energie.
3. Monitoring einer Biogasanlage der
E.ON Bioerdgas mit pMeter
Durch das Monitoring mehrerer Bioerdgasanlagen mit
dem pMeter-System ist ein Vergleich der zum Teil verfahrenstechnisch
unterschiedlichen Anlagen sehr gut und
einfach. Somit können die unterschiedlichen Biogaserzeugungs-
und Aufbereitungsanlagen hinsichtlich Energieverbräuche
und Wirkungsgrad miteinander verglichen
und Optimierungspotenziale identifiziert werden.
Die Prozessdaten werden typischerweise von einem
Prozessleitsystem (Bild 4) wie z. B. WinCC zur Verfügung
gestellt und im pMeter – Langzeitarchiv gespeichert.
Zugeschnittene Rechenalgorithmen ermöglichen
die Bereitstellung von Anlagenkenngrößen wie zum
Beispiel die eingespeiste Energie. Exemplarisch ist in
Bild 5 einmal ein Stück Quellcode für eine Berechnungsformel
dargestellt.
Die Bioerdgasanlage Schwandorf hält über 350 Datenpunkte
und 100 Berechnungen bereit. Es kann beispielsweise
auf die Temperatur- und Druckverläufe von Anlagenkomponenten
zugegriffen werden, rechnerisch aber
auch als Lineplot wie Bild 6 und 7 zu entnehmen ist.
Insbesondere für energetische Bilanzierungen ist die
Ermittlung des Energieinhalts der Gaskonzentrationen
in den verschiedenen Stufen der Gasaufbereitung erforderlich.
Hierzu werden zum einen Gaskomponenten
über einen Chromatographen erfasst. Aus den Gaskomponenten
wiederum lassen sich Brennwert und Heizwert
ermittelt. Die erforderlichen Berechnungsmethoden
wurden im Rahmen der Projekte der E.ON Bioerdgas
in pMeter integriert.
4. Fazit und Ausblick
Mit pMeter ist es gelungen, die Messdaten der EON Bioerdgasanlagen
abzurufen, auszuwerten und so aufzubereiten,
das die verschiedenen Biogas- und Aufbereitungsanlagen
kontinuierlich miteinander verglichen
werden. pMeter erzeugt Reporte und speichert die
Daten in einer Datenbank, so dass alle Messdaten auch
aus der Historie nachträglich noch zur Verfügung stehen.
Anhand der erzeugten Reporte wird die Performance
der E.ON Bioerdgasanlagen kontinuierlich überwacht
und verbessert.
Auf Basis der von pMeter gelieferten Informationen
wird zunächst die Bioerdgasanlage Schwandorf modelliert
und auf Basis prozessrelevanter Stellgrößen ein
Regler für eine konstant hohe Anlagenleistung entwickelt.
pMeter und die dadurch mögliche Anlagenüberwachung
und –optimierung stehen im Rahmen von
Dienstleistungen auch fremden Anlagen zur Verfügung.
Bild 6. Monatsreport Rohgas Temperaturen.
Literatur
[1] Graf, F., Köppel, W., Wolf, D., Vogel A. und Scholwin, F.: Messprogramme
und betriebliche Erfahrungen „Biogaserzeugung
und -aufbereitung“; in Graf, F. und Bajohr, S.: Biogas. Erzeugung,
Aufbereitung, Einspeisung. Oldenbourg Industrieverlag,
München 2011.
September 2013
690 gwf-Gas Erdgas

Autoren
Dr. Harald von Canstein
E.ON Bioerdgas GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 184-7271 |
E-Mail: harald.voncanstein@eon.com
Dipl.-Ing. Thomas Fischer
E.ON New Build & Technology GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 184-8601 |
E-Mail: thomas.fischer@eon.com
Bild 7. Monatsreport Gasdrücke.
[2] Wolf, D; von Canstein, H.; Schröder, C.: Optimisation of biogas production by infrared
spectroscopy-based process control. Journal of Natural Gas Science and Engineering 3
(2011) 625–632.
Dipl.-Ing. Dieter Wolf
E.ON New Build & Technology GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 184-8577 |
E-Mail: dieter.wolf@eon.com
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eigentlich auch Bio-Erdgas?
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Ankauf von Bio-Erdgas bis hin zum Betrieb
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 691

FACHBERICHTE Biogas
Zur Wahl eines wirtschaftlich
optimalen Verdichters für
Biogaseinspeiseanlagen 1 , Teil 2
Biogaseinspeisung, Biogaseinspeiseanlage, Biogasverdichter, Hubkolbenkompressor,
Schraubenverdichter, Kosten, Lebenszyklus, Barwert, Netzbetreiber
Jens Mischner, Volkmar Braune und Christian Dornack
Für den Einsatz in Biogaseinspeiseanlagen haben
sich im Markt sowohl Hubkolben- als auch Schraubenverdichter
etabliert. Beide weisen neben unterschiedlichen
Investitionskosten z. T. sehr verschieden
hohe verbrauchs- und betriebsgebundene Kosten auf.
Die beiden letztgenannten hängen stark von den
jeweiligen Einsatz- und Betriebsbedingungen ab. Die
Verfasser analysieren auf der Grundlage der Lebenszykluskosten
die Kostengestehung für Biogasverdichteranlagen
mit Hubkolbenkompressoren im Vergleich
zu solchen mit Schraubenverdichtern. In Abhängigkeit
wirtschaftlicher Parameter und den konkreten
Einsatzrandbedingungen werden Empfehlungen
erarbeitet, wann der Einsatz welcher Verdichtertypen
wirtschaftlich optimal ist.
For the selection of an economical optimal
compressor type for biogas feeding facilities
For the use in biogas feeding facilities both piston as
well as screw compressor have established themselves
in the market. Both show, besides different
investment expenditures, partly very different high
usage and operational costs. The two last mentioned
ones depend strongly on the respective use and operation
conditions. The authors analyze the costs on
the basis of life cycle costs for biogas compression
facilities with piston compressors in comparison with
such with screw compressors. Recommendations are
worked out in dependency of economic parameters
and the specific application edge conditions, when
the use of which compressor types is economical
optimal.
Fortsetzung aus Ausgabe 7-8/2013
7. Kritisches Druckverhältnis II
7.1 Herleitung
Eine weitere Verallgemeinerung ist möglich, indem man
die Investitionskosten in Form der schon eingeführten
Kostenfunktionen verwendet. Das gilt sowohl für die
Größe I HKV in Gl. (57) als auch für das Verhältnis der Herstellkosten
ϕ SV/HKV welches gemäß Gl. (57) implizit in γ 1
enthalten ist. Nachfolgend werden wieder möglichst
allgemein gültige Ansatze angeschrieben und entwickelt
(siehe schematisch in Bild 7):
September 2013
692 gwf-Gas Erdgas
I HKV = f V,Korr. · n HKV + m HKV · P K,HKV (69)
1 Die vorliegende Arbeit ist im Rahmen des Forschungsprojekts
„Analytische Ermittlung der Grenzkosten des Anschlusses von
Biogasanlagen an Gasnetze [„Netzanschlusskosten“]“ im Auftrage
von sieben regionalen Gasnetzbetreibern der Regionalen
Einheit E.ON Deutschland entstanden.
IHKV HKV = fV, Korr. Korr ⋅ nHKV HKV + mHKV HKV ⋅
PKHKV
,
KHKV
I SV = f V,Korr. · n SV + m HKV · P K,SV (70)
ISV SV = fVKorr , .
VKorr ⋅ nSV SV + mHKV HKV ⋅
PKSV
,
KSV
Die Kupplungsleistungen ergeben sich dann gemäß
IHKV = fV, Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅kP
−KHKV
1 ,
C ⎡
⎤
I
1
k
P
= KHKV ,
KHKV
= fV, Korr. ⋅ nHKV + m ⋅⎢HKV π ⋅P
V KHKV ,
−
1⎥
( η
(71)
s ⋅
ηm )
I ⎣
HKV
⎦
SV
= fVKorr , .
⋅ nSV + mHKV ⋅PKSV
,
ISV = fVKorr , .
⋅ nSV + mHKV ⋅PKSV
,
k−1
C
⎡
1
KSV ,
KSV
=
*
⋅
πV
( s⋅
m)
k k−1
⎤
C ⎢
⎡
1⎥
⎤
1
k
P
(72)
KHKV ,
=
⋅
SV
SV
⎣ ⎢πV
k−1
−1
⎦ ⎥
( ηs⋅
ηC
m)
HKV ⎣
⎡
⎦
⎤
1
k
PKHKV
,
= ⋅⎢πV
−1⎥
( ηs⋅
ηm)
HKV ⎣ ⎦
Zu ISV
ϕ ermitteln
SV
SV HKV
= ist noch k−das 1
HKV
C ⎡ Verhältnis ⎤ der Herstellkosten,
Pwenn KSV ,
/
1
= man IHKVauch *
⋅⎢dieses πV
k
mit Hilfe der Kostenfunktionen
( s
HKV ⋅
m)
k −1
−1
η Cη
⎡ ⎥
SV
⎣ ⎦
⎤
1
P
berechnen
KSV ,
=
will: *
⋅⎢πV
( s⋅
m)
k −1⎥
η η
SV
⎣ ⎦
fVKorr , .
⋅
VKorr nSV +
SV mSV⋅
SV PK,
SV
ϕ
SV
SV / HKV
=
SV HKV
ISV
ϕ
fV
,Korr. ,Korr ⋅ nHKV HKV + mHKV HKV ⋅
P
SV / HKV
=
KHKV ,
II
KHKV
HKV SV
ϕSV / HKV
=
IHKV
Mit den oben notierten Größen
k−1
C erhält
1
⎡man:
k
⎤
f VKorr , .
VKorr , .
⋅ n SV
SV + m SV ⋅PK,
SV *
⋅
⎢
πV
−
1
ϕ
⎥
SV / HKV
=
( ηs ⋅
ηm )
SV
⎣
⎦
SV HKV
f f
V ,Korr VKorr , .
⋅ . n⋅ n
HKV SV + m
HKV SV⋅⋅P
KKHKV
, SV
ϕ
,
SV / HKV
=
k−1
f
C1
⎡
k
⎤
V ,Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅PKHKV
,
VKorr , .
VKorr HKV
HKV HKV
⋅
⎢
πV
−
1
⎥
( ηs ⋅
C
ηm ) k−1
HKV⎡
HKV
⎣ ⎤
⎦
1
k
fVKorr , .
⋅ nSV + mSV
⋅
*
⋅⎢πV
k−1
−1⎥
( ηs⋅Cηm)
SV
⎣
⎡
⎦
⎤
1
k
ϕ
k−
SV / HKV
=
fVKorr , .
⋅ nSV + mSV
⋅
*
⋅⎢πV
−1
η*
⋅η
⎡
⎥
k−1k −1
⎤
( )

1 1
PKSV
I *
⋅
SV
ϕ (
SV HKV
= s⋅
m)
k
KHKV
⎢ −1
,
= ⋅⎢πV k −⎥
1
ϕ
⎥
SV / HKV
=
⋅
*
k−1
*
( ηs ⋅ηm)
SVHKV⎣
⎣ ⎦ ⎦
( η
⎡ ⎤
k
⋅ ⋅( ⋅ )
( ηs⋅
ηm)
s⋅ηm)
SV f
/
VKorr , .
nHKV ηm + m ⋅C
⋅⎢
−1
HKV HKV 1
πk
V−
1
SV
ϕ
I
SV / HKV
=
⎥
* ⎡ ⎤
k−1
HKV
⎣ k
⎡ f ⎦
VKorr , ⎤ .
⋅nSV⋅( ηs⋅
ηm ) + m ⋅ ⋅ π
SV SV
C1
⎢ V
−1
k
⎥
f
k−1
VKorr , .
⋅nHKV ⋅( ηs⋅
ηm) + m ⋅ ⋅
ISV
ϕ
Biogas FACHBERICHTE
=
C ⎡ ⎤
ϕ
⎢π
−
=
⎣ ⎦ ( η s
⋅η
m )
HKV HKV
C1
V
1⎥
HKV
1
PKSV
, / = fVKorr ,
*
.
⋅ n⋅
π
SV
+ V mSV⋅
PK,
SV
ϕSV / HKV( = I
s
HKV ⋅
m)
k
SV / HKV
⎢ −1
⎣ ⎦
⋅
k−1
k−1
*
⎥
* ⎡ ⎡ ⎤ ⎤
η η
k
k
SV
⎣ ⎦
f ⋅
VKorr
⋅nV ⋅ ( ⋅
)
( ηs⋅
ηm (
)
η
fVKorr ,
,
.
n
.
HKV
ηs ηm + + m
SV V
⋅C⋅ C
1
fV
,Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅P
⎢π
⋅
V⎢
−1⎥
−1
HKV HKV 1
π
SV
s⋅ηm)
HKV
V ⎥
KHKV ,
ϕSV HKV
=
⎣ ⎣ ⎦ ⎦( ηs⋅
ηm)
HKV
/
⋅
k−1
*
fVKorr , .
⋅ nSV + mSV⋅
PK,
SV
k−1
SV HKV
I
⎡ ⎤
k
SV
ϕ
k−1
SV / HKV
= f
C ⎡ ⎤
V ,Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅P
nisses darstellt,
fVKorr da
⋅
insbesondere
nV⋅( s⋅
m) ( ηs⋅
ηm)
* ⎡ ⎤
, .
η η
letztere
+ m
HKV V⋅C1stark ⋅⎢πV
vom
−1
SV
k
k−1
f ⎥Ver-
dichtungsverhältnis abhängen:
1
VKorr , .
⋅nSV⋅( ηs⋅
ηm ) + m ⋅ ⋅ π
* ⎡ ⎤
KHKV ,
k
SV SV
C1
I
⎢ V
−1
HKV fVKorr , .
⋅ nSV SV
⋅
*
⋅⎢πV
−1⎥
f
⎥
⎣ k ⎦
VKorr , .
⋅nV ( s⋅ηm) + m
SV V
⋅C1⋅
⎢πV
−1⎥
ϕ ( ηs⋅=
⎣ ⎦ ( η s
⋅η
m )
HKV
ηm)
SV
⎣ ⎦
ϕSV / HKV
=
ϕSV HKV
=
⎣ ⎦ ηs⋅
η
SV / HKV
⋅
( m)
k−1
*
HKV
/ ⎡ ⎤
k−k1
−1
f C
⎡ ⎡ ⎤
VKorr
⋅ nSV + mSV⋅
P
⎤ ( η
, . K,
SV 1 1
k
s ηm)
( η )
⋅
k
k−1
*
⋅ ⋅( ⋅ )
( ηs⋅
ηm)
fVKorr , .
nHKV ηs ηm + m ⋅C
⋅⎢
−1
⎡ ⎤
HKV HKV 1
π
SV
V
k
HKV eff . HKV
k
ϕ
VKorr , VKorr , .
.
HKV HKV SV
*
⋅⎢⋅π
⎢Vπ
−
V
−1
SV HKV
=
⎥1
f
⎥
⎥
=
/
*
VKorr
⋅nV⋅( *
s= ⋅ f m( π) ( ηs⋅
ηm)
, .
η η
V ) (78)
+ m
HKV V⋅C1⋅⎢πV
−1
SV
⎣ ⎦
⎥
fV
,Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅( P
ηKHKV
, ss⋅
η
m )
SHKV
V
⎣
ϕ
⎣ ⎦ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
( η
SV eff . )
⎣ ⎦
SV
SV / HKV
=
k−1
C ⎡ ⎤
k−1
1
k
fVKorr , .
⋅ nHKV + mHKV
⋅ ⋅⎢πV
−1
* ⎡ ⎤
k−1
k−1
Dieses Zwischenergebnis soll * s⋅
arithmetisch m
⎡
⎥
⎤
HKV
k
weiter
⋅( ( η Cη
ηs⋅
ηm )
) ⎡
+ ⋅⎢π
−
SV SV
C
⎣ ⎤
ηs⋅
ηk
f ( m)
*
1
k
f ⎦
VKorr , .
⋅ nSV + mSV
⋅
*
⋅⎢π
1 V
−1
Das Verhältnis f
VKorr , .
der ⋅n
)
VKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm) + m
SV V
⋅C1⋅
⎢πV
−1
HKV⎥
eff .
⋅HKV
V
1
= V ( Investitionskosten ηs⋅
ηm)
eines Schrauben-
( ηund s⋅ηmeines ) ⋅
*
*
= f ( πSV
V )
V
⎥
zugeschnitten werden. Man
ϕ
⎥
SV erhält: (
HKV ηs⋅
=
⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
HKV
/ ηm)
SV
⎣ ⎣ ⎦ ⎦
k−1
Hubkolbenverdichters SV eff
ϕSV / HKV
=
, HKV
*
k−1k
−1
( ηs*
⋅ηm)
⎡ ⎤
+ m ⋅
k . )
SV *
k−1
⎡ ⎤
IHKV = fV, Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅PKHKV
, C ⎡ ⎤
1SV
k
ϕSV / HKV
= fVKorr , .
⋅nSV⋅( ηs⋅
ηm ) + m ⋅ ⋅⎢π
−
SV SV
C k
1 V
1
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
V
RZ T
k 1
ρ ⎡ lässt sich π ⎤ dann
k
k
f 1 1 n⋅V
n⋅⎢
V
−1
VKorr
⋅nV⋅( s⋅
m) ( ηs⋅
ηm)
, .
η η + m
HKV gemäß V⋅C1⋅⎢πGl. V (79) −1
SV
⎥analytisch angeben:
⎥
fVKorr , .
⋅ nHKV + mHKV
⋅ ⋅⎢πV
−1
k−
⎥ ⎥ ϕ
⎣
=
⎦
⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
*
HKV
SV / HKV
( ηs⋅
η
k−1
m)
⎣ ⎡ ⎤
HKV
k
⎦
fVKorr , .
⋅nHKV ⋅( ηs⋅
ηm) + ⋅ ⋅⎢π
−
HKV
* HKV
C
⎣ ⎦
f
⋅
VKorr , .
C ⎡ ⎤
1 V
1
VKorr ⋅ nV ⋅ ( η
s ⋅η
m )
*
SV
HKV
( ηs⋅
ηm)
⎥
SV
1
k
*
⋅⎢π
I
V SV −1= ⎥
fVKorr , .
⋅ nSV + mHKV ⋅PKSV
, ( s⋅ηm)
SV
ϕ =
⎣ ⎦
s⋅ ηm)
SV
⎣ SV / ⎦HKV
k−k1
−1
( ηs⋅*
ηm)
⎡ ⎡ ⎤ ⎤
+ m
⋅
k
k−1
( η
RZ
k−1
HKV
k k
f f
VKorr , VKorr , .
⋅.
n⋅n HKV SV ⋅ ( ηs s ⋅
m ) + m ⋅ ⋅ ⋅⎢π
−
HKV HKV
C⋅ −
1⎢
π
V
1
SV SV
C1
V
1
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
V
RZ T
k 1
ρ ⎡
π ⎤
s⋅ηm)
( η )
HKV eff . HKV
k
1 1 n⋅V
= n⋅⎢
V −1
−1⎥
*
*
= f ( πV
)
C ⎡ ⎤
k−1
⎥ ⎥ ϕ =
⎣
⎦
( ηs⋅
ηm ( η
)
HKV
s⋅ηm)
( η
SV eff . )
SV
V 1
k
⋅ πV
−1
C ⎡ ⎤
SV / HKV
⋅ •
*
1
⎢ ⎥
k
⎣ ⎣ ⎦ ⎦
s⋅ η
PKHKV
,
= ⋅
m)
⎢πV
−1
fVKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm)
HKV
( ηs⋅
ηm)
⎥
SV
*
HKV ⎣ ⎦ ( η
k−1
s⋅ηm)
HKV ⎣
*
⎡ ⎤
k
fVKorr , .
⋅nSV⋅( ( η⎦
s ⋅
s
η
m
ηs⋅
ηm ) )
*
HKV
ϕ =
+ mSV
⋅ ⋅ π
SV SV
C1
⎢ V
−1
SV / HKV
k−1
⎥
m
ϕSV / HKV
=
⎣ ⎡ ⎦ ⎤ ( η s
⋅η
m )
k
k−1
f
+
V
⋅ RZ
k
HKV
k − ⋅ ⋅ ⋅ ⎡ ⎤
VKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm)
1
T V
1
f ⋅ ⋅( η ⋅η ) n n V
k
1⋅ρ
⋅
SV
⋅⎢π
−1⎥
k−1
⎡ ⎤
+ ⋅ ⎣ ⎦
VKorr , .
n k−1
HKV s m
m
k−k1
−1
−
*
Nunmehr lässt sich das Verhältnis * der Herstellkosten
⎡ ⎡⎢
π
HKV HKV
C1
V
1
k
⎤ ⎤⎥
+ m ⋅ ⋅⎢π
−
k
s⋅
m
fVKorr , .
⋅nHKV s ( η η )
V SV
C 1 V
1 C ⎡ ⎤
1
⎥
+ m ⋅
k
k−1
⎤ PKSV
,
= ⋅ ⋅ ⋅
⋅C1⋅⎢
−1
HKV HKV
π
k
f
SV
VKorr , .
nSV ( ηs ηm ) + m ⋅ ⋅ π
SV SV
C ⎣
1 ⎢ V V −
⎦
*
⋅
in ⎣ dieser ⎦
⎢πV
( verallgemeinerten Form endgültig
⎥ ⎥
s⋅
m)
k −1⎥
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
V
RZ T
k 1
ρ π k
1 1 n⋅V
⎡ ⎤
n⋅⎢
V
−1⎥
1⎥
η η
( η ⋅η
)
ϕ =
⎣ ⎣ wie folgt ⎦ ⎦ ( η s
⋅η
m )
*
SV
⎣ ϕ ⎦ =
⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
HKV
SV / HKV
⋅
s m HKV
HKV
* (79)
⋅ η⎦
)
f
SV / HKV
VKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
η ⋅
m notieren:
k−1
m)
HKV
* ( ηs⋅
ηm)
SV
SV
⎡ ⎤
k
s⋅
m
fVKorr , .
⋅nHKV ⋅( ηs⋅
ηm) ( η η )
k−1
+ m ⋅C1⋅ k−1
−
* ⎡
⎢ 1
HKV HKV
π
SV
⎡ ⎤ I
kV−
1
⎤
⎥
k SV
+ m ⋅ ⋅ −
*
⎢π
⎡
k
V⋅ SV V
⋅C1 ⎢π
⎣ ⎤
k
V
−1
⎦
KV HKV
C1
ϕV
1
SV HKV
= ⎥
m
k
k−1
+
/
V
⋅ RZ
⎣ ⎦ I fVKorr , .
⋅nSV⋅( ηs⋅
ηm ) + m ⋅ ⋅ π
SV SV
C1k⎢− ⋅ ⋅ V
−⎥
⋅ ⎡ ⎤
1
T V
1
HKV
⎥
⎣ ⎦ ( ηs⋅
m)
HKV
ϕ =
⎣ ⎦ ( n n η
⋅ s
⋅η
m )
V
k
1⋅ρ
⋅ ⋅⎢π
−1⎥
⎣In Gl. (79) ⎦ finden sich neben den Parametern der Kostenfunktion
HKV
η )
SV / HKV
k
−
1
⋅
m
*
HKV
* ⎡
k−1
*
für Verdichter lediglich physikalische Größen
bzw. Angaben zur Anlage selbst. Nachfolgend ist
SV / HKV
⎣ ⎣ ⎦ ( ηs⋅
η
⎡ ⎤
⎤ ηs⋅
m , . s ( )
HKV k
SV
f ⋅ n V ⋅ ( ⋅
) + SV
+ mV
⋅C1⋅ C⎢
π⋅V
⎢ −k
1 ( ηs⋅
ηm)
VKorr
f, . HKV
ηs ηm 1 ⎥−
1
HKV HKV
π
SV
VKorr , .
⋅ nSV + mSV⋅
PK,
SV
V
ϕ
⎥
SV / HKV
=
k−1 HKV
⋅⎦
⎡ ⎤ fV
,Korr. ⋅ nHKV + mHKV ⋅P
die Funktion ϕ
KHKV ,
k−1
*
SV/HKV für einige exemplarisch gewählte
k
+ m ⋅ ⋅ π
⎡ ⎤
VKorr
( ηs⋅
ηm)
( V )
k
ηs⋅
ηm f
, .
⋅n ⋅( ηs⋅
ηm) ( )
V SV
C 1 ⎢ V
−1⎥
+ m
HKV V⋅C1⋅⎢πV
−1
Daten SV grafisch aufbereitet worden (siehe Bild 15 bis
⎣ ⎦ ( η s
⋅η
m )
k−1
⎥
HKV ⋅ eff .
HKV
HKV * ⎡
= = f
*
* ( πV
)
⎣ ⎤
k ⎦
k−1
⎡ ⎤
, .
*
(73)
k−1
V⋅( ηs⋅
ηm) + m
SV V
⋅C1⋅
⎢πV
−1⎥
+ m ⋅C
⋅⎢
( ηk
s⋅η−m1
) ( ηs⋅(
η
m)
C ⎡ ⎤
Bild 17).
1
k
SV eff . )
SV
ϕSV / HKV
= ⎥
( ηs⋅
ηm)
( η )
⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
KV HKV 1
π fVKorr , .
⋅ nSV SV+ mSV
⋅
*
⋅⎢πV
−1
K,
SV
⎥
Es zeigt sich, wie bereits früher angemerkt, dass im
V
HKV
⎣ ⎦
( ηs⋅
ηm)
⋅
SV
⎣ k−1
⎦
*
PKHKV
,
ϕSV / HKV
= HKV eff . HKV
⎡ ⎤
= = f
*
* ( π )
k−k
1
ηs⋅
ηm fVKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm) ( Hinblick ) auf die Herstellkosten einer Verdichteranlage
* HKV
V + mV⋅C1
⋅⎢πV
−1
SV
Wir ⎥
( η haben
s⋅ηm)
fim η
SV VKorr ,
( Rahmen
.
⋅eff
nV. ) ⋅SV
ηs⋅der ηm vorangegangenen C ⎡
1
k
f Unter-
⎤
k−1
bereits festgestellt, ( η
⎤
k−1
VKorr , .
⋅ nHKV + mHKV
⋅ ⋅
SV ⎢⎣
πV
−1
bei heutigen Preisen – empirisch abgebildet durch die
⎥⎦
⎡suchungen
+ m
+ ⋅
k dass s⋅ηmdie )
HKV
C
Investitionskos-
⎢πV
für −1
n⋅V
⎣ ⎦
k−1
V1
⋅C1⋅
⎢
⎡
V k
⎥
⎤
Kostenfunktion für Biogasverdichter – kein nennenswerter
Unterschied zwischen den Verdichtertypen
− ⋅ ⋅ ⋅
V
RZ1 T1 k 1
ρ ⎡
π ⎤
*
⋅ k
⎣ten *
( η η
n⋅⎢
V
−1
f η⋅ ⋅( ⋅ )
⎥
s⋅
⎦Hubkolben- ⎥ ηs⋅
ηm m⋅)
( ( )
HKV VKorr , .
eff n ) und Schraubenverdichteranlagen
HKV
ηs⋅ ηm)
V
. HKV ηs η
SV
⎣
k−1
⎦
m
ϕSV / HKV
= = = f ⎣ ⎦ ( ηs⋅
η
SV
m)
⎡nach einem ⎤
HKV
*
( )
⋅
η η
*
( η
VKorr , .
⋅ V⋅( ηs ηm)
HKV
( ηs⋅
ηm)
+ m ⋅
k
*
πV
k
ηs⋅
ηm + m
k−1
s⋅
m)
( einheitlichen
( ) *
k−1
Ansatz * erfasst werden ⎡ können.
Es galt: ⎥ ⎤ fVKorr , .
⎤ „Hubkolbenverdichter“ und „Schraubenverdichter“
k−1
SV eff . )
V V⋅C1⋅⎢πV
1
k
C ⎡
⋅nSV⋅( η ⋅η ) +
SV
SV
+ m
k − ⋅ ⋅ s ⋅ m
m ⋅
V
RZ1 T1 k 1
ρ ⎡⋅ ⋅
k−1
V
⋅ RZ
k − ⋅ ⋅ ⎡
π ⎤ −
k
⎣ ⎦
n⋅V
⎢π
SV SV
C1
V
1
1
k
⎥
⋅⎢πV
−1⎥
n⋅⎢
V ⎣ −1⎥
⎦
besteht.
( ηs⋅
ηm)
HKV ⎣ ⎦
* ⎤
1
T V
1
n n V
k
1
ρ ⋅ ⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
HKV
( η
SV /
* s⋅ηm)
Mit Hilfe dieser Ergebnisse der Zwischenrechnungen
SV⋅⎢π
−1
⎥ ⋅
*
Iϕ
V SV = / fHKV
V,Korr.
= · nfVKorr V , + m.
⋅ n V · ⋅P ( K,V
ηs (74)
)
HKV SV ⎣ ⎡ ⎦k
−1( ηs⋅
η
⎤
m)
kann nunmehr Gl. (57) für das kritische Druckverhältnis
SV
k−1
⎡ ⎤ ⋅ + m ⋅
k ⋅( k−1
k
*
fVKorr , .
nHKV −1
− ⋅ ηs ⋅ ⋅ηm) ⋅ ⋅
V
RZ1 T1 k 1
ρ + m ⎡
π
⋅ ⋅ ⎤ −
k
n⋅V
⎢π
HKV HKV
C1
V
1
k
) + m ⋅ ⋅ −
⎥ neu angeschrieben werden:
also
⎢π
SV SV
C1
V
1
2
auch:
⎥
n⋅⎢
V ⎣−
1⎥
⎦
⎣ ⎦
ϕ =
⎣
⎦
( ηs⋅
ηm (
)
η ⋅η
)
HKV
*
SV / HKV
s m HKV ⋅
* 2
s⋅ ηm)
SV
fVKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm)
HKV
( ηs⋅
η Der besseren Übersicht halber sollen auch alle Hilfsgrößen nochmals
kurz notiert werden. Auf Formelverweise wird verzichtet.
m)
SV
n V = nk
− HKV 1 = n SV (75)
⎡ ⎤
+ m
k
k−1
V
⋅ RZ
k − ⋅ ⋅ ⋅ ⎡ k⎤−
1
) + k−1
k
m
1
T V
1
n n V
k
⎡ ⋅ ⋅⎢⎤π
−
*
1⋅ρ
⋅ ⋅⎢π
⎡ −1 ⎤
HKV HKV
C1
V
1⎥
k
k
ρ π
⎥
n⋅V
n⋅⎢
V
−
m
1⎣
fVKorr , .
⋅nSV⋅( ηs⋅
ηm ) + m ⋅ ⋅ π
⎥
SV SV
C1
V
−
⎣
⎢ 1
⎦
⎥
⎣ ⎦ V = ( ηm ⎦
s HKV ⋅η
=
m)
m SV (76)
ϕSV HKV
⋅/
HKV
=
⎣ ⎦ ( η s
⋅η
m )
HKV
⋅ η )
⋅
s m HKV
k−1
*
*
V
( ηs⋅
η
⎡ ⎤
fm)
k
s⋅
m
SV ⋅n ⋅ ⋅
Berücksichtigt
VKorr , .
man
HKV ( η
das,
s
ηmkann )
( η η )
+ m ⋅C
⋅ −
Gl. (73)
1
vereinfacht ⎢ 1
HKV HKV
π
SV
V ⎥
k−1
⎡ ⎤ k−1
⎣ ⎦
*
k
ρn⋅V
n⋅⎢π
werden:
) + V⋅ ⋅−1
⎡ ⎤
π⎥
k
m
SV SV
C1
⎢ V
−1⎥
⎣ ⎣ ⎦ ⎦ ( η s
⋅η
m )
HKV
k−1
⋅
* ⎡ ⎤
k−1
*
k
⎡ ⎤fVKorr , .
nV⋅( ηs⋅
ηm) + m
SV V
⋅C1⋅
⎢πV
−1⎥
k
s⋅
m
)
( η η )
+ m ⋅C
⋅ −
ϕ⎢
1
SV / HKV
= ⎥
⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
HKV HKV 1
π
SV
V
HKV
⎣ ⎦
⋅
k−1
*
⎡ ⎤
k
ηs⋅
ηm fVKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm) ( )
+ m
HKV V⋅C1⋅⎢πV
−1
SV
⎥
k−1
⎣ ⎦
* ⎡ ⎤
k
) + m
SV V
⋅C1⋅
⎢πV
−1⎥
⎣ ( ηs⋅
η ⎦ ηs⋅
m)
( ( ηm)
HKV
)
k−
HKV
⋅
1
eff . HKV (77)
⎡ ⎤ = = f
*
* ( πV
)
k
ηs⋅
ηm + m ( ηs⋅
ηm)
(
(
) *
HKV V⋅C1⋅⎢πV
−1
SV
⎥ SV eff . )
SV
⎣ ⎦
V )
*
SV
⎡
Es ist wieder zu beachten, * dass das Verhältnis der
fVKorr , .
⋅nV⋅( ηs⋅
ηm)
SV
effektiven Wirkungsgrade
+ m ⋅
k
von Hubkolben- und Schraubenverdichtern
eine Funktion
k−1
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
V
RZ1 Tdes 1
k 1
ρ Verdichtungsverhält-
⎡
π ⎤
k
n⋅V
n⋅⎢
V
−1
Bild 15. Grafische Auswertung Gl. (79) für q
⎥
n =
ϕSV / HKV
=
⎣ ⎦ ( ηs⋅
ηm)
HKV
⋅
350 m 3 /h.
*
f ⋅n
⋅ η ⋅η
η ⋅η
k−1
k
⎤
( )
VKorr , . V s m HKV
m k k−1
⎡ ⎤
k
+
V
⋅ ⋅RZ
⋅
1⋅T1
⋅ρn⋅V
n⋅⎢πV
−1⎥
( )
s m SV
September 2013
gwf-Gas Erdgas 693

FACHBERICHTE Biogas
September 2013
694 gwf-Gas Erdgas
π
γ
γ
η
η
Vkrit
HKV
EE
k
k
HKV HKV HKV
s
m
I
p
C
I n m
C
, = + ⋅
⋅
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
(
−
1
1
2 2
1
1 )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= −
−
−
HKV
V
k
k
n
n
LHKV
L
C
k
k
RZ T
V
n
n
n
π
ρ
γ
1
1 1 1
1
1
1
1
,
,HKV
n WI HKV WI
LSV
LSV
n
WI SV
i
f
d
n
n
n
i
f
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ −
−
−
⋅ +
( ) +
1
1
1
,
,
,
, ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ d
n
m
k
k
RZ T
WI
SV HKV
V s m SV
V
ϕ
η
η
ρ
/
*
1
1 1 n n V
k
k
V s m HKV
V n n
V
n
m
k
k
RZ T
V
⋅ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −
π
η
η
ρ
1
1 1
1
1
π
η
η
η
η
γ
η η η η
V
k
k
s m HKV
s m SV
s m HKV s m S
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
( )
=
⋅
( ) − ⋅
( )
1
2
1
*
V
s m SV s m HKV M
n n h EE
HKV
C
k
k
RT V B d
B
*
*
η η η η η
ρ
⋅
( ) ⋅ ⋅
( ) ⋅
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
=
2 1
1
I
n
n
n
i
f
d
C
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI
s m M
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ +
⋅
⋅
(
1
1
,
,
,
η η η )
⋅ ⎡ ⎣ ⎢
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
HKV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m HKV
I f n
m
C
π
η
η
π
1
1
, . V
k
k
SV
SV
LSV
LSV
n WI SV WI
B
I
n
n
n
i
f
d
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
1
1
1
1
,
,
,
⎠
⎟ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
−
C
I f n
m
C
s m M SV
V
k
k
SV VKorr SV
SV
s
η η η
π
η
*
, .
1
1
1
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
−
η
π
η
η
m
SV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m H
B f n
m
C
*
, .
1
1
1
KV
V
k
k
LHKV
LHKV
n
WI HKV
n
n
n
i
f
d
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅ −
π
1
1
1
1
,
,
, WI
s m M HKV
V
k
k
SV VKorr SV
S
C
B f n
m
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
−
η η η
π
1
1
, .
V
s m SV
V
k
k
LSV
LSV
n
C
n
n
n
i
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( )
−
1
1
1
1
1
η
η
π
*
,
,
+ ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
f
d
C
WI SV
WI
s m M SV
V
k
k
,
*
η η η
π
1
1
(80)
mit:
π
γ
γ
η
η
Vkrit
HKV
EE
k
k
HKV HKV HKV
s
m
I
p
C
I n m
C
, = + ⋅
⋅
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
(
−
1
1
2 2
1
1 )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= −
−
−
HKV
V
k
k
n
n
LHKV
L
C
k
k
RZ T
V
n
n
n
π
ρ
γ
1
1 1 1
1
1
1
1
,
,HKV
n WI HKV WI
LSV
LSV
n
WI SV
i
f
d
n
n
n
i
f
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ −
−
−
⋅ +
( ) +
1
1
1
,
,
,
, ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ d
n
m
k
k
RZ T
WI
SV HKV
V s m SV
V
ϕ
η
η
ρ
/
*
1
1 1 n n V
k
k
V s m HKV
V n n
V
n
m
k
k
RZ T
V
⋅ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −
π
η
η
ρ
1
1 1
1
1
π
η
η
η
η
γ
η η η η
V
k
k
s m HKV
s m SV
s m HKV s m S
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
( )
=
⋅
( ) − ⋅
( )
1
2
1
*
V
s m SV s m HKV M
n n h EE
HKV
C
k
k
RT V B d
B
*
*
η η η η η
ρ
⋅
( ) ⋅ ⋅
( ) ⋅
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
=
2 1
1
I
n
n
n
i
f
d
C
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI
s m M
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ +
⋅
⋅
(
1
1
,
,
,
η η η )
⋅ ⎡ ⎣ ⎢
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
HKV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m HKV
I f n
m
C
π
η
η
π
1
1
, . V
k
k
SV
SV
LSV
LSV
n WI SV WI
B
I
n
n
n
i
f
d
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
1
1
1
1
,
,
,
⎠
⎟ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
−
C
I f n
m
C
s m M SV
V
k
k
SV VKorr SV
SV
s
η η η
π
η
*
, .
1
1
1
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
−
η
π
η
η
m
SV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m H
B f n
m
C
*
, .
1
1
1
KV
V
k
k
LHKV
LHKV
n
WI HKV
n
n
n
i
f
d
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅ −
π
1
1
1
1
,
,
, WI
s m M HKV
V
k
k
SV VKorr SV
S
C
B f n
m
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
−
η η η
π
1
1
, .
V
s m SV
V
k
k
LSV
LSV
n
C
n
n
n
i
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( )
−
1
1
1
1
1
η
η
π
*
,
,
+ ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
f
d
C
WI SV
WI
s m M SV
V
k
k
,
*
η η η
π
1
1
π
γ
γ
η
η
Vkrit
HKV
EE
k
k
HKV HKV HKV
s
m
I
p
C
I n m
C
, = + ⋅
⋅
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
(
−
1
1
2 2
1
1 )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= −
−
−
HKV
V
k
k
n
n
LHKV
L
C
k
k
RZ T
V
n
n
n
π
ρ
γ
1
1 1 1
1
1
1
1
,
,HKV
n WI HKV WI
LSV
LSV
n
WI SV
i
f
d
n
n
n
i
f
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ −
−
−
⋅ +
( ) +
1
1
1
,
,
,
, ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ d
n
m
k
k
RZ T
WI
SV HKV
V s m SV
V
ϕ
η
η
ρ
/
*
1
1 1 n n V
k
k
V s m HKV
V n n
V
n
m
k
k
RZ T
V
⋅ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −
π
η
η
ρ
1
1 1
1
1
π
η
η
η
η
γ
η η η η
V
k
k
s m HKV
s m SV
s m HKV s m S
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
( )
=
⋅
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1
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*
7.2 Beispiel
Aufbauend auf den Beispielrechnungen des vorangegangenen
Abschnitts sollen wieder zunächst die Verläufe
der Barwertfunktionen aufgetragen und analysiert
werden. Es gelten die Grunddaten gemäß Tabelle 2. Es
sei darauf hingewiesen, dass nunmehr ein Strompreis
von 10 ct/kWh unterstellt wird. Alle anderen Prämissen
werden ohne Änderung beibehalten.
Um die Bedeutung der Wahl des „richtigen“ Verdichtertyps
klarer herauszuarbeiten, wird für die zuletzt diskutierten
Verhältnisse ergänzend zu Bild 20 für identische
Bedingungen die Abhängigkeit des Barwertes der
Differenzkosten (Mehrkosten) aufgetragen; siehe
Bild 21. Würde man beispielsweise bei einem geforderten
Verdichtungsverhältnis von 15 anstelle des wirtschaftlicheren
Hubkolbenverdichters einen Schraubenverdichter
eingesetzt haben, so betragen die abgezinsten
Mehrkosten etwa 1 Mio. €, bei einem
Verdichtungsverhältnis von 20 etwa 2 Mio. €.
Tabelle 2. Grundannahmen für Beispielrechnungen.
Größe Symbol Betrag Einheit
Betrachtungszeitraum n 15 a
Lebensdauer HKV n L,HKV 15 a
Lebensdauer SV n L,SV 15 a
Kalkulationszins i 10 %/a
Teuerungsrate Elektroenergie e EE 3 %/a
Teuerungsrate Wartung/Instandhaltung e WI 2 %/a
Preis Elektroenergie p EE 10 ct/kWh
Anteil W/I an Herstellkosten HKV f WI,HKV 8 %/a
Anteil W/I an Herstellkosten SV f WI,SV 4 %/a
Volumenstrom q n 350 m 3 /h
700 m 3 /h
1000 m 3 /h
Jahresvollbenutzungsstunden B h 8600 h/a
Gasbeschaffenheit des verdichteten Gases
Erdgas H Russische Föderation (RF)
Bild 16. Grafische Auswertung Gl. (79) für q n = 700 m 3 /h.
Bild 17. Grafische Auswertung Gl. (79) für q n = 1000 m 3 /h.
•

Biogas
FACHBERICHTE
Bild 18. Barwerte für die Hubkolben- und
Schraubenverdichter bei q n = 350 m 3 /h und
p EE = 10 ct/kWh als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 8,5.
Bild 19. Barwerte für die Hubkolben- und Schraubenverdichter
bei q n = 700 m 3 /h und p EE = 10 ct/kWh
als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 5,4.
Bild 20. Barwerte für die Hubkolben- und
Schraubenverdichter bei q n = 1000 m 3 /h und
p EE = 10 ct/kWh als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 3,1.
Bild 21. Barwerte der Differenzkosten (gleichbedeutend
mit den Mehrkosten in Geldwerten von
„heute“) zwischen einem Hubkolben- und Schraubenverdichter
bei q n = 1000 m 3 /h und p EE = 10 ct/
kWh als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 3,1.
Bild 22. Grafische Auswertung der Lösungs gleichung zur Ermittlung
des kritischen Verdichtungsverhältnisses bei q n = 1000 m 3 /h und
p EE = 10 ct/kWh; kritisches Verdichtungsverhältnis = 3,1.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 695

FACHBERICHTE Biogas
September 2013
696 gwf-Gas Erdgas
Wertet man beispielhaft die Beziehung nach Gl. (80)
aus, erhält man letztlich eine grafische Darstellung
gemäß Bild 22. Auch diese Beziehung ist, analog zu
Gl. (57), wieder nur iterativ lösbar.
8.Kritisches Druckverhältnis III
8.1 Herleitung
Nachfolgend soll die Problematik nochmals in einer
alternativ möglichen Ableitung dargelegt werden. Die
numerischen Ergebnisse sind jedoch identisch.
Wir kommen zurück zur Darstellung der Barwerte für
die Hubkolben- und Schraubenverdichter gemäß den
Gln.(23)/(24)/(22):
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In analoger Weise galt für den Barwert des Schraubenverdichters:
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SV HKV
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⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
( )
=
⋅
( ) − ⋅
( )
1
2
1
*
V
s m SV s m HKV M
n n h EE
HKV
C
k
k
RT V B d
B
*
*
η η η η η
ρ
⋅
( ) ⋅ ⋅
( ) ⋅
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
=
2 1
1
I
n
n
n
i
f
d
C
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI
s m M
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ +
⋅
⋅
(
1
1
,
,
,
η η η )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
HKV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m HKV
I f n
m
C
π
η
η
π
1
1
1
, . V
k
k
SV
SV
LSV
LSV
n WI SV WI
B
I
n
n
n
i
f
d
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
1
1
1
1
,
,
,
⎠
⎟ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
−
C
I f n
m
C
s m M SV
V
k
k
SV VKorr SV
SV
s
η η η
π
η
*
, .
1
1
1
⋅
( )
⋅
−
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
−
η
π
η
η
m
SV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m H
B f n
m
C
*
, .
1
1
1
KV
V
k
k
LHKV
LHKV
n
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n
n
n
i
f
d
⋅
−
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅ −
π
1
1
1
1
,
,
, WI
s m M HKV
V
k
k
SV VKorr SV
S
C
B f n
m
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
−
η η η
π
1
1
, .
V
s m SV
V
k
k
LSV
LSV
n
C
n
n
n
i
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( )
−
1
1
1
1
1
η
η
π
*
,
,
+ ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
f
d
C
WI SV
WI
s m M SV
V
k
k
,
*
η η η
π
1
1
Durch Einsetzen der Herstellkosten in die jeweiligen
Ansätze zur Berechnung der Barwerte, erhält man die
folgenden Relationen:
π
γ
γ
η
η
Vkrit
HKV
EE
k
k
HKV HKV HKV
s
m
I
p
C
I n m
C
, = + ⋅
⋅
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
(
−
1
1
2 2
1
1 )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= −
−
−
HKV
V
k
k
n
n
LHKV
L
C
k
k
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V
n
n
n
π
ρ
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1
1 1 1
1
1
1
1
,
,HKV
n WI HKV WI
LSV
LSV
n
WI SV
i
f
d
n
n
n
i
f
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( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ −
−
−
⋅ +
( ) +
1
1
1
,
,
,
, ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ d
n
m
k
k
RZ T
WI
SV HKV
SV HKV
V s m SV
V
ϕ
ϕ
η
η
ρ
/
/
*
1
1 1 n n V
k
k
V s m HKV
V n n
V
n
m
k
k
RZ T
V
⋅ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −
π
η
η
ρ
1
1 1
1
1
π
η
η
η
η
γ
η η η η
V
k
k
s m HKV
s m SV
s m HKV s m S
−
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
( )
=
⋅
( ) − ⋅
( )
1
2
1
*
V
s m SV s m HKV M
n n h EE
HKV
C
k
k
RT V B d
B
*
*
η η η η η
ρ
⋅
( ) ⋅ ⋅
( ) ⋅
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
=
2 1
1
I
n
n
n
i
f
d
C
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI
s m M
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
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⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ +
⋅
⋅
(
1
1
,
,
,
η η η )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
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V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m HKV
I f n
m
C
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η
η
π
1
1
1
, . V
k
k
SV
SV
LSV
LSV
n WI SV WI
B
I
n
n
n
i
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d
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
1
1
1
1
,
,
,
⎠
⎟ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
−
C
I f n
m
C
s m M SV
V
k
k
SV VKorr SV
SV
s
η η η
π
η
*
, .
1
1
1
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
⋅
( )
−
η
π
η
η
m
SV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m H
B f n
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C
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, .
1
1
1
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k
k
LHKV
LHKV
n
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n
n
n
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d
⋅
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⎢
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⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
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π
1
1
1
1
,
,
, WI
s m M HKV
V
k
k
SV VKorr SV
S
C
B f n
m
⎛
⎝
⎜
⎞
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⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
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−
η η η
π
1
1
, .
V
s m SV
V
k
k
LSV
LSV
n
C
n
n
n
i
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⋅
( )
⋅
−
⎡
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⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( )
−
1
1
1
1
1
η
η
π
*
,
,
+ ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
f
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C
WI SV
WI
s m M SV
V
k
k
,
*
η η η
π
1
1
π
γ
γ
η
η
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EE
k
k
HKV HKV HKV
s
m
I
p
C
I n m
C
, = + ⋅
⋅
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
(
−
1
1
2 2
1
1 )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= −
−
−
HKV
V
k
k
n
n
LHKV
L
C
k
k
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V
n
n
n
π
ρ
γ
1
1 1 1
1
1
1
1
,
,HKV
n WI HKV WI
LSV
LSV
n
WI SV
i
f
d
n
n
n
i
f
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( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ −
−
−
⋅ +
( ) +
1
1
1
,
,
,
, ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ d
n
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k
k
RZ T
WI
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SV HKV
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V
ϕ
ϕ
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η
ρ
/
/
*
1
1 1 n n V
k
k
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V n n
V
n
m
k
k
RZ T
V
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
+ ⋅
− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −
π
η
η
ρ
1
1 1
1
1
π
η
η
η
η
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V
k
k
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−
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⎦
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⋅
⋅
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⋅
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1
2
1
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n n h EE
HKV
C
k
k
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B
*
*
η η η η η
ρ
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( ) ⋅
= − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
=
2 1
1
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n
n
n
i
f
d
C
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI
s m M
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ +
⋅
⋅
(
1
1
,
,
,
η η η )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
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⋅
⋅
( )
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−
HKV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m HKV
I f n
m
C
π
η
η
π
1
1
1
, . V
k
k
SV
SV
LSV
LSV
n WI SV WI
B
I
n
n
n
i
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d
−
−
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
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−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
1
1
1
1
,
,
,
⎠
⎟ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
⋅
−
C
I f n
m
C
s m M SV
V
k
k
SV VKorr SV
SV
s
η η η
π
η
*
, .
1
1
1
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⎣
⎢
⎤
⎦
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= ⋅ +
⋅
⋅
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η
π
η
η
m
SV
V
k
k
HKV V Korr HKV
HKV
s m H
B f n
m
C
*
, .
1
1
1
KV
V
k
k
LHKV
LHKV
n
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n
n
n
i
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d
⋅
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⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
( ) + ⋅ −
π
1
1
1
1
,
,
, WI
s m M HKV
V
k
k
SV VKorr SV
S
C
B f n
m
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
−
η η η
π
1
1
, .
V
s m SV
V
k
k
LSV
LSV
n
C
n
n
n
i
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⋅
( )
⋅
−
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⎢
⎤
⎦
⎥
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
−
⋅ +
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−
1
1
1
1
1
η
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π
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,
,
+ ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
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⎟
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⋅
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⎣
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⎤
⎦
⎥
−
f
d
C
WI SV
WI
s m M SV
V
k
k
,
*
η η η
π
1
1
Multipliziert man die Klammerausdrücke aus, ergibt
sich entsprechend:
B
n
n
n
i
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
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⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
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( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
f d m
B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
−
1
1 1
1
η
η
π
η η η
π k
SV
LSV
LHKV
n WI SV WI VK
B
n
n
n
i
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−
⋅ +
( ) + ⋅
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⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
,
,
, , orr SV
LSV
LSV
n WI SV WI SV
s
n
n
n
n
i
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C
.
,
,
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⋅ +
−
−
⋅ +
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⎝
⎜
⎞
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⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
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η
π
η η η
π
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SV
V
k
k
s m M SV
V
k
k
SV
C
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( )
⋅
−
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⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
s m HKV s m M HKV
V
k
k
HKV
HK
1
1
1
η η η η η
π
V HKV V
k
k
SV SV SV
s m SV s m M
B n m
C
C
*
* *
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
κ
π
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
SV
V
k
k
SV
SV
s m SV s m M
m
C
C
*
*
*
π
κ
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
SV
SV SV SV V
k
k
B
n
*
*
κ
π
1
1
B
n
n
n
i
f d f n
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
η
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
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B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
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⎦
⎥
−
SV
SV SV SV V
k
k
B
n
*
*
κ
π
1
1
(81)
Es sollen die nachfolgenden Schreibvereinfachungen
verwendet werden:
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n
n
i
f d f n
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LHKV
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n
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V
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1
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1
1
1
1
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⋅
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−
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⎣
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⎦
⎥
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⎣
⎢
⎤
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⎥
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B
n
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V
k
k
HKV
HK
1
1
1
η η η η η
π
V HKV V
k
k
SV SV SV
s m SV s m M
B n m
C
C
*
* *
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
κ
π
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
SV
V
k
k
SV
SV
s m SV s m M
m
C
C
*
*
*
π
κ
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
SV
SV SV SV V
k
k
B
n
*
*
κ
π
1
1
(83)
Mit den Abkürzungen gemäß Gl. (82)/(83) lässt sich
Gl. (81) als der Barwert für die Errichtung und den
Betrieb eines Hubkolbenverdichters über eine Betrachtungsdauer
von n Jahren wie folgt notieren:
B
n
n
n
i
f d f n
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
η
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
f d m
B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
−
1
1 1
1
η
η
π
η η η
π k
SV
LSV
LHKV
n WI SV WI VK
B
n
n
n
i
f d f
⎡
⎣
⎢
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
,
,
, , orr SV
LSV
LSV
n WI SV WI SV
s
n
n
n
n
i
f d m
C
.
,
,
,
⋅ +
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
η
η
π
η η η
π
m
SV
V
k
k
s m M SV
V
k
k
SV
C
n
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
s m HKV s m M HKV
V
k
k
HKV
HK
1
1
1
η η η η η
π
V HKV V
k
k
SV SV SV
s m SV s m M
B n m
C
C
*
* *
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
κ
π
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
SV
V
k
k
SV
SV
s m SV s m M
m
C
C
*
*
*
π
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η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
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−
SV
k
k
*
*
1
B
n
n
n
i
f d f n
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
η
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
f d m
B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
−
1
1 1
1
η
η
π
η η η
π k
SV
LSV
LHKV
n WI SV WI VK
B
n
n
n
i
f d f
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
1
,
,
, , orr SV
LSV
LSV
n WI SV WI SV
s
n
n
n
n
i
f d m
C
.
,
,
,
⋅ +
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
η
η
π
η η η
π
m
SV
V
k
k
s m M SV
V
k
k
SV
C
n
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
s m HKV s m M HKV
V
k
k
HKV
HK
1
1
1
η η η η η
π
V HKV V
k
k
SV SV SV
s m SV s m M
B n m
C
C
*
* *
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
κ
π
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= ⋅ +
−
SV
V
k
k
SV
SV
m
C
C
*
*
*
π
κ
1
1
1
⎛
⎜
⎞
⎟
*
(84)
In analoger Weise kann für den Barwert eines Schraubenverdichters
vorgegangen werden:
B
n
n
n
i
f d f n
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
η
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
f d m
B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
−
1
1 1
1
η
η
π
η η η
π k
SV
LSV
LHKV
n WI SV WI VK
B
n
n
n
i
f d f
⎡
⎣
⎢
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
,
,
, , orr SV
LSV
LSV
n WI SV WI SV
s
n
n
n
n
i
f d m
C
.
,
,
,
⋅ +
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
η
η
π
η η η
π
m
SV
V
k
k
s m M SV
V
k
k
SV
C
n
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
s m HKV s m M HKV
V
k
k
HKV
HK
1
1
1
η η η η η
π
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k
k
SV SV SV
s m SV s m M
B n m
C
C
*
* *
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= + ⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
−
κ
π
η η η η η
1
1
1
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
SV
V
k
k
* π
1
1
+
B
n
n
n
i
f d f n
HKV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
η
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
f d m
B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
−
1
1 1
1
η
η
π
η η η
π k
SV
LSV
LHKV
n WI SV WI VK
B
n
n
n
i
f d f
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
1
,
,
, , orr SV
LSV
LSV
n WI SV WI SV
s
n
n
n
n
i
f d m
C
.
,
,
,
⋅ +
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
η
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π
η η η
π
m
SV
V
k
k
s m M SV
V
k
k
SV
C
n
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
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⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
s m HKV s m M HKV
V
k
k
HKV
HK
1
1
1
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π
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k
k
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s m SV s m M
B n m
C
C
*
* *
+ ⋅ −
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
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( )
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1
1
1
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⎝
⎜
⎞
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⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
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V
k
k
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1
1
B
n
n
n
i
f d f n
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
1
1
,
,
, , . KV
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
s
m
n
n
n
i
f d m
C
+
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
1
,
,
,
η
η
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
k
HKV
C
n
π
η η η
π
1
1
1
1
1
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
f d m
B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
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⋅
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⎢
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⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
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1
1 1
1
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π
η η η
π k
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LSV
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n
n
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⎤
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−
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1
1
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LSV
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,
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1
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π
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π
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k
k
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V
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k
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⎣
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⎦
⎥
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−
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*
*
1
1
1
1
1
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−
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⎟ ⋅
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n
n
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m
LSV
LSV
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,
, , .
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⎟ ⋅
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n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
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⋅
⋅
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⎜
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⎟ ⋅
−
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⎣
⎢
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⎦
⎥
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C
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1
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k
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⎦
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1
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LHKV
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−
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⋅
1
1
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,
,
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⋅
( )
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−
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⎣
⎢
⎤
⎦
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V
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V
k
k
HKV
C
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π
1
1
1
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−
−
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( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
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⎟ ⋅
⋅
n
n
n
i
f d f n
m
LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
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B
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,
,
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⎝
⎜
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1
1
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V
k
k
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⎣
⎢
⎤
⎦
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LSV
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k
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V
k
k
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( )
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⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
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−
−
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*
*
1
1
1
1
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1
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−
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⎝
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n
n
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,
, , .
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⎝
⎜
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⎟ ⋅
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i
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B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
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,
,
,
* *
1
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⎝
⎜
⎞
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⎣
⎢
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C
C
B
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V
k
k
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1
1
1
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π
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k
k
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B n m
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* *
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⎣
⎢
⎤
⎦
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⋅
+
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κ
π
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1
1
1
⎛
⎜
⎞
⎟ ⋅
−
⎡
⎢
⎤
⎥
−
V
k
k
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1
1
(85)
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n
n
i
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LHKV
LHKV
n WI HKV WI V Korr H
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−
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( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
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1
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,
, , . KV
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LHKV
n WI HKV WI HKV
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⎣
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⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
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⎣
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⎦
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V
k
k
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V
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k
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π
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−
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( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
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⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
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LHKV
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,
,
, , .
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LHKV
LHKV
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HKV
HK
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n
n
i
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B
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,
,
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−
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( ) + ⋅
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⎝
⎜
⎞
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⎟ ⋅
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1
1
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HKV
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V
k
k
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V
k
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C
* *
+ ⋅
⋅
( )
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⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
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⋅
( )
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−
−
1
1 1
1
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π
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π k
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B
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n
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⎣
⎢
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−
⋅ +
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⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
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, , orr SV
LSV
LSV
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n
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C
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⎜
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⎟ ⋅
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⋅
1
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V
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k
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V
k
k
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C
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( )
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⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
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V
k
k
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HK
1
1
1
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π
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k
k
*
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
κ
π
1
1
(86)
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n
n
n
i
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LHKV
n WI HKV WI V Korr H
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−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
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⎠
⎟ ⋅
⋅
1
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,
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LHKV
n WI HKV WI HKV
s
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n
n
n
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+
−
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⎝
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⎟ ⋅
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⋅
1
1
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,
,
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
⋅
⋅
( )
⋅
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
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V
k
k
s m M HKV
V
k
k
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π
1
1
1
1
1
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−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
n
n
n
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m
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LHKV
n WI HKV WI V Korr HKV
HK
,
,
, , .
1
V
LHKV
LHKV
n WI HKV WI HKV
HKV
HK
n
n
n
i
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B
n
* ,
,
,
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
=
1
1
V
HKV
s m HKV
V
k
k
s m M HKV
V
k
m
C
C
* *
+ ⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
−
1
1 1
1
η
η
π
η η η
π k
SV
LSV
LHKV
n WI SV WI VK
B
n
n
n
i
f d f
⎡
⎣
⎢
= −
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
1
1
,
,
, , orr SV
LSV
LSV
n WI SV WI SV
s
n
n
n
n
i
f d m
C
.
,
,
,
⋅ +
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
⋅
1
1
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π
η η η
π
m
SV
V
k
k
s m M SV
V
k
k
SV
C
n
( )
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⎣
⎢
⎤
⎦
⎥ +
⋅
⋅
( )
⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
−
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
−
−
⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
⋅
=
n
n
n
i
f d f n
m
LSV
LSV
n WI SV WI VKorr SV
SV
,
,
, , .
*
−
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⋅ +
( ) + ⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
= +
n
n
n
i
f d m
B n m
LSV
LSV
n WI SV WI SV
HKV HKV HKV
,
,
,
* *
1
⋅
⋅
( )
+
⋅
⋅
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
−
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
=
−
C
C
B
n
s m HKV s m M HKV
V
k
k
HKV
HK
1
1
1
η η η η η
π
V HKV V
k
k
*
+ ⋅ −
⎡
⎣
⎢
⎤
⎦
⎥
−
κ
π
1
1
(87)

⎠ ⎠ HKV s HKV m
V
V
( s⋅
m) HKV ⎣ ⎢ ⎦ ⎥ *
⎢ ⎥
n =
⎜1−
HKV n ⎣ − n
η η ⋅ηM )
HKV
HKV ⎣ ⎦
⋅ ⎦
LHKV ,
⎜
⋅
n
fWI , HKV WI⎟ ⋅fV, Korr.
⋅nHKV
⎝
LHKV ,
i
− ⎤ ⎡
f k−
C
n HKV 1 d
⎤ WI
mHKV
k−1
nLHKV
⋅ ( + i) , ⎟ ⋅ ⋅ ⋅⎢πV
−
⎝ 1
k
⋅
⎛
⎠
*
n −
k−1 k
⎡ ⎤
nHKV
=
⎛C
1−
−1
⎡
k
⋅
nLSV
− n
BSV
= ⎜ −
f WI SV
dWI fVK
Biogas FACHBERICHTE
⎝ nLHKV
⋅ ( + i) ⎞
⎢πV
−1⎥ +
, ⋅
1 ⎢
⋅
⎤
( π + ) + ⋅
⎞
LHKV ,
n
⎦ ⎥
⎢πV
−1⎥
⎠ ηs⋅
η
nHKV ,
( m)
1⎥ +
HKV κHKV ⋅
HKV
⎣ ⎦
⎢
π V
V k
−
1
⎥
= n SV
SV *
+ k
SV κ SV
SV ⋅
SV ⎢
π
V
−
V 1
⎥
HKV
⎣
⎦
⎣
⎦
k
k−1
k−1
1
( ηs⋅ηm⋅ηM )
HKV ⎣ k−1
⎜
f
⎦
⎡ ⎤
C ⎡ ⎤d ⎟ ⋅f ⋅n
k
V
⎣ ⎦ ( , ⎟ ⋅
, orr.
⋅ nSV
+
s⋅
m⋅
M )
n WI k , HKV WI V, Korr.
HKV
n
⎝ nLHKV
,
1 i⋅
−⎢
πV
−1
HKV
+ κHKV k
−
1⋅ 1 ⎥
η η
( η ⎥ ⎠
⎛
s⋅ηm⋅ηM )
* LHKV , ⎣
⎣ ⎦
,
1
⎦
mHK
V
f ⎠
n WI , HKV mHKV
,
⋅ ( i) ⎞
⎡ ⎢πV
−1
k
−
1
k−1
⎤
k−1
k
HKV
k
⎛
*
⎜
n − n
⎞ n
⎟ ⋅
HKV
= 1−
f ⋅d ⎝
⎠
LSV ,
− n
C
n
fWI , SV
dWI mSV
Als Zwischenergebnis LSV ,
⋅ ( + i) ⎞
k−1
⎟ ⋅f * ⋅n
⎛
,
⋅ ⎞ m
⎡ ⎤
1
k
⎟ ⋅ ⋅ ⋅⎢πV
− ⎥ +
*
1
⋅dWI
⎟ ⋅fVK
, orr SV
1
erhält man
⎠ η
nunmehr:
( s
⋅ηm
)
SV
⎣ ⎦
⎠
n HKV
f
n WI , HKV WI
mHKV
. ,
⋅ ( i) ⎞
WI , HKV WI V, Korr.
HKV ( + ) + ⋅
⎞
κ HKV
HKV
⋅
⎢
HKV
π ⎣
V
−
V
1
⎥ −
κ ⎦
⎡
*
+ ⎤
⎡
− ⎤
k
n SV
κ SV ⎢π
V
1⎥
k
SV
SV
⋅
SV
⎢
π
V k
V
−
1
⎥ = ⎣ * *
n
SV
SV * −
SV
n ⎦
HKV
HKV *
HKV
LHKV ,
⎜
n
fWI , HKV
dWI⎟ ⋅fV, Korr.
⋅nHKV
⎣
⎦
⎣
⎦
k−1
k−1
⎝ nLHKV
,
1 i
⎠
⎡ ⎤ ⎡ ⎤
⎛
⎠
*
⎜
−
n
⎟ ⋅
HKV
= 1−
⎝ ⋅ ( + ) + ⋅
⎞
k
k
* *
nLHKV
,
n
κHKV⋅
⎜
f d ⎟ ⋅f ⋅n
⎢πV
−1
−
n WI , HKV WI
⎠
V, Korr.
HKV
−
⎝ nLHKV
,
1 i
k
k
* * C ⎡
⎠
⎡ ⎥ −k
κ 1 SV
⋅
k 1
⎤⎢
πV
−1⎥ = nSV
−nHKV
−1 −1
⎤
1
C
BHKV
n⎛
⎡ ⎤
HKV
k−1
k
* +
C
mn
LHKV , ⋅ − n
⎡ ⋅⎤⎢
πV
−1⎥ +
⋅⎢πV
⎞
k−1
k k−1
C ⎡ ⎤ ( η
* * * C⋅s⋅
⎢π
ηm)
⎡ ⎤
1 V HKV −1
s m M
1
k
⎥⎣
⎦ ( η ⋅η ⋅η
)
−1
⎞ m
⎥
= −
f
n WI , HKV
dWI m
k−1 HKV
HKV ⎣ k−1
f
⎦
d
k
WI⎟ ⋅mSV
⋅
SV ( ⋅* HKV η⎢
π
s⋅
Vη SV ⋅−*
η⋅
M⎥ ) +
*
1
C ⎡ ⎤ C ⎡ ⎤
WI , HKV⋅dWI⎟ ⋅m
BHKV
nLHKV
,
⋅
*
⋅⎢πV
−k
1
HKV
= n
V
+ m
( + i) ⎞
HKV HKV SV)⋅ SV k
*
( κ ⎣
HKV
−
κSV)⋅⎢
π⎦
−
1⎣
V
⎥ =
n
V
SV
SV
−
n⎦
*
SV
HKV
HKV *
HKV
⎜1
⎟ ⋅
⎣
⎦
k−1
⎡ ⎤
⎝ 1 1
⋅SV
⎣ ⋅⎦
⎥
⎠ ( ηs
⋅η
⎢π
⎠
V
−1⎥ +
⋅ πV
m)
SV
⎣ ( ⎦η( s⋅ηs⋅
m)
m)
SV HKV ⎣ ⎣ ⎦ ⎦ ( s⋅
m⋅
M )
k
* *
⎛
⎠
*
nLHKV
,
− n
⎢
m
⎥
HKV
= − η η f
n WI , HKV
dWI mHKV
η η η
HKV
⎛ n
⎣ ⎦
⎤
LHKV ,
⋅
LSV
−( n
+ i) ⎞
( κHKV k
−
1−
κSV)⋅ * *
⎜1
⎟ ⋅
k−
* *
⎡
1
⎤ ⎢πV
−1
n
k SV
SV
⎝ 1
1
SV
=
⎥
⎜ −
f
*
n − n
n
k
nSV
C ⎡ ⎤
k
+
⋅ ( 1+
⋅ π
*) WI SV
d
⎢
WI ⎞ fVK
⎝ n LSV ,
LHKV
⋅ ( + i) ⎞ ⎠
k SV −
n
⎥ = nSV
−nHKV
HKV
HKV
HKV
,
k−1 ⎢
π
V
k−V
−
1
1
⎥ = ⎣ ⎦
1
, ⎟ ⋅
, orr.
⋅ nSV
+
k−1 * * C ⎡ ⎤ C ⎡
k−1
k
⎣
⎤
⎦
κ
HKV
HKV
⎡ ⎤BHKV
= nHK
V
,
1
⎦
⎛ C+ mHKV
⋅ ⎡ ⎤ ⋅
n n
fWI , SV
d
⎢π
k
⋅
⎠
WI
V
−1
⎟ ⋅fVKorr , .
⋅n
LSV
− n
SV
= ⎜ −
⎛
LSV ,
i f
n WI SV
d⎥
WI ⎠ f
( s⋅
n
m ηM )
SV
⎣ ⎦ (88)
LSV ,
− n
C
⎜ −
n
fWI , SV
dWI mSV
⎞
⎝ nLSV
,
⋅ ( + i) ⎞
VK
k−1
⎝ n
⎡ ⎤
1
k
1
LHKV
⋅ ( + i) ⎞
⎢πV
−1⎥ +
, ⋅ πV
)
1
, ⎟ ⋅
, orr.
⋅ nSV
+
HKV ⎣ ⎦ ( s⋅
m⋅
M )
V
−1⎥ +
⋅ πV
( ⎢ s⋅
m−)
HKV
1⎥
⎣ ⎦ ( s⋅
m⋅
M )
HKV
−
κ
SV
SV
k
−1
⎢
* *
SV
⎡ ⎥ ⎤ n
η η
η η η
k SV
− nHKV
k−1 HKV ⎣ k−1
⎦
η η* η * C ⎡ ⎤ C ⎡ ⎢πV
1
HKV
,
1
⎣ ⎦ k
BHKV
= nHK
V
+ mHKV
⋅ ⋅⎢π
⎠V
−1⎥ +
⋅ πV
( s⋅
m)
⎟ ⋅ ⋅
⎢πV
− ⎥ +
*
1
HKV ⎣ ⎦ ( s⋅
m⋅
M )
k
−
1 −
⎤
1⎥ =
* *
k−1
* *
⎢ −1⎥
η η
η η η
HKV ⎣
π⎣
n
k SV
SV
k SV −
n
HKV
HKV
V
HKV
V
=
⎦
1
+ ⎦ κHKV
− κSV
⎛
1
⎠ ( ηs
⋅ηm
)
SV
⎣ ⎦
d ⎟ ⋅f ⋅n
⎛
n
LSV
*
n
mSV
=
Gl. (84) kann wie folgt umgeformt C
WI VKorr , . SV
LSV , n
f k−1
⎠
C ⎡
WI , SV mSV
n WI k,
SV
⎤WI LSV ,
⋅ i
werden, um eine
LSV ,
k−1
LSV
− n
⎡ ⎤
⎞ B
1
k
SV
= −
f
n WI SV
dWI ⋅ fVK⋅
⋅⎢πV
− ⎥ +
*
1
I , SV
⋅dWI ⎟ ⋅fVK
, orr.
⋅ nSV
+ nLHKV
⋅ ( + i) ⎞
κ
HKV
HKV
−
HKV
κ
SV
SV
,
k−1
* *
SV
⎜1
, ⎟ ⋅
, orr.
⋅ nSV
+
n
k SV
− nHKV
⎝ 1
*
⋅⎢πV
−1
⎠
πV
= 1+
k
,
⎛ n
( ηs
⋅ηm
)
⎥
SV
⎣ ⎦
⎠
LSV
− n
BSV
=
etwas bequemere ⎛( η−
s⋅ηm⋅η
Art M )
SVder ⎣
f
n WI k−1SV d
C ⎡ Darstellung ⎦WI nLSV
,
− n ⎤ zu erhalten: C
⎞
k−
k
⎞
C − ⎡ * ⎤⋅⎢
πV
−1
1
n
fWI , SV
d
k
⎥WI mSV
⎛
⎞
⋅I ,
dSV ⋅dWI m
WI ⎟ ⋅m⎟ ⋅
SV
⋅ ( ηs⋅n⋅η⎢
π
m⋅V
ηM ) −
SV
* *
SV
⎥ ⎣+
* LSV ,
⋅ ( + i1
) + ⋅
⎞
fVK
k−1
⎜1
n
⎡ ⎤
LHKV
⋅ ( + i) ⎞
,
Abschließend k
⎜1
, ⎟ ⋅
, orr.
⋅ nSV
+
⎡ κ
* *
*
⎝ 1
*
SV
SV
⎤ k−
nHKV
erhält − κ
SV
nSV
man 1 nunmehr in recht einfacher
HKV
HKV 1
⎠
1
k
,
⎟ ⋅ ⋅ ⋅⎢πV
− ⎥ +
*
1
πVkrit
Vkrit Notation:
,
= ⎢
HKV
Vkrit ,
1
+
⎥
⎝⎛
C ⎦
s
⎠
C
B( η
HKV
= nHKV + ⎜mHKV
⋅ +
⎟
⎝ ( ⋅ ) ( ⋅ ⋅ ) ⎠
1
s
⋅η
n
1
⎠ ( η ⋅ηm
)
SV
⎣ ⎦
k
⎠
⎛m
)
LSV ,
− n
C
V
* SV − ⎣n
− n ⎦
nSV
= ⎜1−
ηs ηm η
HKV s
ηm M HKV
⎝
( 1+
) + ⋅
⎞
LSV ,
k−1
−1
n
fWI , SV
dWI ⎟ ⋅fVKorr , .
⋅nSV
k
−1
⎤ C
n
f
⎡
WI , SV
d
⎤WI mSV
nLSV
,
⋅ ( + i) ⎞
k−1
⎣
κHKV
−
κ
HKV
SV
SV
⎦
k
HKV
* *
SV
⎡ ⎤ ⎡
1
− ⎤ k−1
n
k
SV
nHKV
⎜1
⎟ ⋅ ⋅ ⋅⎢πV
− ⎥ +
*
1 πVkrit
,
= ⎢1+
⎥ (95)
⎝ 1
k
⎛ nLSV
,
i
⋅ π
⎠
*
n − n
nSV
=
⎞
1−
k−1
C ⎜
k−1
+
⎝
*
⎡ ⎤
k
( ⋅ ⋅ B)
HKV
= ⎟
⎠
n
⎡
⎢
HKV + κ
⎤
k
π
(
V
1+
⎥ (89)
) + ⋅
⎞
LSV ,
⎦ ⎥
* ⎢ V
−1
⎠
⎥
( ηs
⋅ηm
)
SV
⎣ ⎦ ⎣ κHKV
− κSV
⎦
( ηs⋅ηm⋅ηM )
SV
⎣ k−1
C ⎡ ⎦
n
fWI , SV
d⎤
k WI ⎟ ⋅fVKorr , .
⋅nSV
n
*
LSV ,
i
⋅⎢πV
−1
8.2 Beispiel
⎥ ⎠
η HKV
⋅⎢πV
−1
⎣ ⎦ ⎥
V s
ηm η ⎛( ηs⋅ηm⋅ηM )
SV
⎣ ⎦
Nunmehr sollen in Analogie zur bisherigen Verfahrensweise
wiederum drei Beispielsituationen betrachtet
M HKV *
mSV
⎛
⎜
⎣ ⎦
⎝ ⋅ ( ) ⋅
⎞
LSV ,
*
n − n
⎞ n
f ⎟ ⋅m
n WI , SV WI SV
SV
= ⎜1−
⋅d ⎛
,
i
⎠
⎟ ⋅f ⋅n*
m
C
C ⎞
* 1
κ
SV
HKV
⎜
mHKV
⎛ ⋅ +
* * C1
C ⎟⎞
(90) k−1
⎝
⎡ ⎤
k
BSV = n SV
+ ⎜m( η
⋅ (
SV
⋅s⋅
η) m)
( ⎞
, SV WI VKorr , . SV ⎝
LSV
⋅
,( 1+
) + ⋅
⎞
LSV ,
n
fWI , SV
dWI ⎟ ⋅fVKorr , .
⋅nSV
⎛ nLSV
,
i
⎠
⎠
*
−
n
f ⎟ ⋅m
n WI , SV WI SV
SV
= 1−
LSV , ⋅ i
+
η η η
HKV s⋅
⎠
m⋅
⎛
( 1+
) + ⋅
⎞
werden. Der Strompreis wird jetzt mit 15 ct/kWh angesetzt.
Alle anderen Bedingungen entsprechen denen
nLSV
,
n
⎜
n
fWI , SV
dWI ⎟ ⋅fVKorr , .
⋅nSV
⎝ nLSV
,
i
⎠ M )
HKV ⎠⎟ ⋅⎢πV
−1
* *
* ⎞
k−1
⎥
B ⎛
n ⎝+
m ( ηs⋅
η
C
C
m)
SV ( ηs⋅η ⋅η
HKV HKV ⎜ HKV
⋅ + M )
SV ⎠ ⎣ ⎟ ⎦
⎝ ( ⋅ ) ( ⋅ ⋅ ) ⎠
⎡
⎢ − ⎤
1
k
*
n − n
⎞ m = 1
πV
1⎥
SV ⎜ −
⎛ ηs ηm η
HKV s
ηm ηM HKV ⎞ ⎣ k−1
⋅d
⎦
⎟ ⋅m
*
⋅
*
+ C
C
Gl.
C
B⎞
k−
⎡
(89) nlässt + ⎤
sich m somit kürzer schreiben als
HKV HKV ⎜ HKV
⋅ +
⎟
⎟ ⋅⎢
⎛
k
π
*
⎥ C
C ⎞
* V
1 ⎝ ( ⋅ ) ( ⋅ ⋅ ) ⎠
⎡
⎢ − ⎤
I , SV WI SV ⎝ ( ) + ⋅
⎞
der Tabelle 3. Die Ergebnisse der Beispielrechnungen
LSV ,
f d ⎟ ⋅m
n WI , SV WI SV
finden sich in den Abbildungen gemäß Bild 23 bis
⎛ nLSV
,
1 i
1 ⎠
k
⎠
*
n − n
m = 1
πV
1⎥
SV ⎜ − ηs ηm η ⎣ ⎦
k−1
HKV s
ηm ηM ⎝ ⋅ +
HKV
( ηs⋅ηm⋅ηM
)
(
κ⎠
SV⎣
⎜mSV
⋅⎦
*
+
SV
*
⎡
) + ⋅
⎞
LSV ,
Bild 26.
f d ⎟ ⋅m
n WI , SV WI SV
nLSV
,
1 i
⎤ ⎠
Wertet man beispielhaft die Beziehung nach Gl. (95)
k
* ⎟
HKV
⎝
HK * V (
κ⎛
ηHKV s⋅η ⋅⎢π
m)
V (
−η ⎥⋅
⋅
SV s
ηm ηM
)
SV ⎠
(91) ⎞
k−1
⎞
k−1
* C
C
CB = n
⎣ k−1
+
⎦
*
⎡ ⎤
k
)
C
( ⎞ ⋅
HKV
⎟
HKV κHKV ⋅
V
−
In
⋅
analoger ) ⎠
⎡+
m
⎢ − ⎤
1
HKV HKV ⎜ HKV
⋅ +
⎟
k
π⎝
V
1
Weise
⎢π
⎥( ⋅ ) ( ⋅ ⋅ )
⎠
⎡
⎢ − ⎤
1
k
aus, erhält man letztlich eine grafische Darstellung
πV
1⎥
ηs ηm η
HKV s
ηm ηM HKV ⎣ ⎦
m
η ⎣ kann für
⎥
HKV s
ηmBη
⎛
⎞
k−1
gemäß Bild 24. Auch diese Beziehung ist, analog zu
* * C
C
M = HKV n + m
den Barwert des Schraubenverdichters
vorgegangen
k−1
⎟
*
⎡ ⎣
⎦
HKV HKV ⎜ HKV
⋅
⎤ ⎦ +
⎟
*
k
⋅
SV κ
⎛ ( ⋅ ) ( ⋅ ⋅
⋅⎢πV
m
ηM
)
* * C
⎠
1 ⎥ C ⎞)
k−1
⎝
k−1
werden: ⎡ ⎠
⎡
⎢ − ⎤
1
k
πV
Gl. 1⎥
(57), leider nur iterativ lösbar und bietet somit keinen
ηs ηm η
HKV s
ηm ηM HKV ⎣ ⎤ ⎦
k
SV
SV
= nSV*
+ ⎜mSV⎣
⋅ ⎡ ⎤
wesentlichen Vorteil gegenüber der Berechnung der
k
( ⎦
+
⎟ ⋅⎢πV
−1
*
⎤ B = n
⎥
HKV HKV + κHKV ⋅
⎝⎛
η⎢
π
s⋅V
ηm)
−1⎥
C SV ( ηs⋅ηm C
⋅ηM
)
SV ⎠⎞
⎣ k−1
1
⎦ Barwertfunktionen.
⎥
* * ⎣ k
⎡ ⎤
1−
1 ⎦
k
⎦
SV
= nSV*
+ ⎜mSV
⋅ ⎡ ⎤
k +
⎟ ⋅⎢πV
−1
B = n
*
⎥
HKV HKV + κHKV ⎝ ( ⋅η⎢
π
s⋅V
ηm)
−1⎥
SV ( ηs⋅ηm⋅ηM
)
SV ⎠ ⎣ ⎦
⎛
⎣ ⎦
9. Resümee
⎛
* C1
C ⎞
C
κBSV
⎞
*
⎜⎡
mSV
k−⋅
C
1
*
1
⎤ *
+
C ⎞ k−1
⎡ ⎤
* ⎟
k
SV
= nSV + ⎜mSV
⋅ +
⎟ ⋅ −
*
+
⎟ ⋅⎝⎛
k
⎢π
( −ηs⋅
C
ηm)
( η ⋅ ⋅
SV s
ηm C
⎢πV
1
Nachdem eine Reihe exemplarischer Betrachtungen
⎥
M )
SV ⎠⎞
* V
1
*
⎝⎛
⎥ ( (92)
ηs⋅
ηm)
1
SV ( ηs⋅ηm⋅ηM
)
SV ⎠ ⎣ ⎦
V ( ηs⋅ηm⋅ηMκ
B)
⎠
*
⎜⎣
mSV
⋅ * C1
⎦ *
+
C ⎞ k−1
⎡ ⎤
durchgeführt worden ist, soll nunmehr versucht wer-
* ⎟
k
SV
= nSV + ⎜mSV
⋅ +
⎟ ⋅ −
*
⎝ ⎝( ηs⋅
η( mη)
( η ⋅ ⋅
k−
SV s
ηm s⋅ηm)
M )
⎢πV
1⎥
den, die o.a. Problematik abschließend und systematisierend
zu behandeln. Zu diesem Zwecke werden für
⎠
1 SV ( ηs⋅ηmSV
⋅ηM
)
SV ⎠ ⎣ ⎦
⎛*
⎡ ⎤
k
BSV nSV + * κSV ⋅⎢
Cπ1
V
−1
C ⎞ = ⋅ + ⎥
C ⎞
κ
SV ⎜mSV
⎣ k−*
1
⎟
⎡ ⎦
* ⎟ (93) eine Reihe von Parametern (siehe Tabelle 4) die kriti-
* ⋅ ⎤
*
( ηs ηm)
η ⋅ ⋅
k
(
⋅ ⋅ BSV n
⎝⎛
+ κSV ⋅⎢π
SV s
ηm ηM
)
V
−1
SV ⎠
s
ηm η
*
M )
C1
⎠
⎥ C ⎞
SV κ
SV
= ⎜mSV
⋅ +
(
⎣
*
η ⋅ )
⎦
* ⎟
⎝
s
ηm ( η ⋅ ⋅
k−SV s
ηm ηM
) ⎠
1
SV
Tabelle 3. Grundannahmen für Beispielrechnungen.
Gl. (92)*
lässt sich ⎡ somit kürzer ⎤ schreiben als
k
BSV = nSV + κSV ⋅⎢πV
−1⎥
Größe Symbol Betrag Einheit
⎡⎣
k−1
⎦
*
⎤
k
BSV = nSV + κSV ⋅⎢πV
−1⎥
(94) Betrachtungszeitraum n 15 a
⎣ ⎦
Lebensdauer HKV n L,HKV 15 a
Setzt man zur Ermittlung des sog. kritischen Verdichtungsverhältnisses
wieder die Ausdrücke für die Bar-
L,SV 15 a
Lebensdauer SV n
werte beider Verdichtertypen gleich (B HKV = B SV ) (Gl. (91)
= Gl. (94)), folgt:
Kalkulationszins
Teuerungsrate Elektroenergie
i
e EE
10
3
%/a
%/a
k−1
k−1
⎡ ⎤
k
n * HKV
+ κHKV ⋅⎢πV
−1
⎣ ⎦
⎥ = *
+ ⋅ ⎡
⎢ − ⎤
k
n SV
κ SV
π V
1⎥
⎣ ⎦
k−1
k−1
Diese ⎡ ⎤
k
κHKV⋅⎢π Gleichung
k−1
V
−1⎥ κ
gilt ⎡
SV
⋅
es ⎤
⎢π
nach k
V
−1
dem * k
⎥ = n
gesuchten
−1
⎡ ⎤
*
SV
n
Verdichtungsverhältnis
k
HKV
n * HKV
+ κHKV ⋅
⎣ ⎢πV
−
⎦ umzustellen,
1
⎣ ⎦ was schrittweise
⎣ ⎦
⎥ = *
+ ⋅ ⎡
− ⎤
k
n SV
κ SV ⎢π
V
1⎥
⎣ ⎦
erfolgen soll:
k−1
k−1
⎡ ⎤ k
k
* −1
*
( ⎡
HKV⋅
− κSV)⋅ −⎢
π⎤
V
−1⎥ ⎡=
nSV
n⎤
k
k HKV * *
κHKV
⎢πV
1
⎣
⎣ ⎥ −κSV
⋅ πV
−
⎦
⎦⎢
1⎥ = nSV
−nHKV
⎣ ⎦
k−1
* *
⎡ ⎤ n
k SV
k
−1nHKV
⎢πV
−1⎥ = ⎡ ⎤
k
( κHKV − κSV ⎣ ⎦
)⋅κ⎢
πV
HKV
− κ−1
⎥ = n
SV
⎣ ⎦
⎡
⎤
n
− n
k−1
* *
k
k−1
SV * HKV*
*
SV
−n
*
HKV
Teuerungsrate Wartung/Instandhaltung e WI 2 %/a
Preis Elektroenergie p EE 15 ct/kWh
Anteil W/I an Herstellkosten HKV f WI,HKV 8 %/a
Anteil W/I an Herstellkosten SV f WI,SV 4 %/a
Volumenstrom q n 350 m 3 /h
700 m 3 /h
1000 m 3 /h
Jahresvollbenutzungsstunden B h 8600 h/a
Gasbeschaffenheit des verdichteten Gases Erdgas H Russische Föderation (RF)
September 2013
gwf-Gas Erdgas 697

FACHBERICHTE Biogas
Bild 23. Barwerte für die Hubkolben- und Schraubenverdichter
bei q n = 350 m 3 /h und p EE = 15 ct/kWh
als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 6,2.
Bild 24. Grafische Auswertung der Lösungsgleichung
zur Ermittlung des kritischen Verdichtungsverhältnisses
bei q n = 350 m 3 /h und p EE = 15 ct/kWh;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 6,2.
Bild 25. Barwerte für die Hubkolben- und
Schraubenverdichter bei q n = 700 m 3 /h und
p EE = 15 ct/kWh als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 2,3.
Bild 26. Barwerte für die Hubkolben- und
Schraubenverdichter bei q n = 1000 m 3 /h und
p EE = 15 ct/kWh als Funktion des Verdichtungsverhältnisses;
kritisches Verdichtungsverhältnis = 1,7.
schen Verdichtungsverhältnisse berechnet und in tabellarischer
Form (Tabelle 5 und Tabelle 7) zusammengefasst.
Auf dieser Basis wurden die zugehörigen „kritischen
Verdichtungsenddrücke“ zusammengestellt, ab denen
der Einsatz eines Hubkolbenverdichters systematisch
sinnfällig ist. Der „kritische Verdichtungsenddruck
(p 2,krit )“ ist bei bekanntem Verdichtereingangsdruck p 1
wie folgt zu ermitteln:
p 2,krit = p V,krit · p 1 (96)
In Gl. (96) sind alle Druckangaben in Absolutdrücken
zu verwenden. In Tabelle 6 bzw. Tabelle 8 wurden
diese der einfacheren Verwendbarkeit halber als Überdrücke
angegeben. Als zusätzlicher Parameter wird der
Verdichtereingangsdruck verwendet. Es soll davon ausgegangen
werden, dass sich dieser in zwei typischen
Bereichen, nämlich
und
0 … 300 mbar(Ü) … 500 mbar(Ü)
1,0 bar(Ü) … 2,5 bar(Ü) … 4 bar(Ü)
September 2013
698 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
Tabelle 4. Grundannahmen für Sensitivitätsanalyse.
Größe Symbol Betrag Einheit
Betrachtungszeitraum n 15 a
Lebensdauer HKV n L,HKV 15 a
Lebensdauer SV n L,SV 15 a
Kalkulationszins i 10 %/a
Teuerungsrate Elektroenergie e EE 3 %/a
Teuerungsrate Wartung/Instandhaltung e WI 2 %/a
Preis Elektroenergie p EE 5 ct/kWh
10 ct/kWh
15 ct/kWh
20 ct/kWh
25 ct/kWh
Anteil W/I an Herstellkosten HKV f WI,HKV 8 %/a
10 %/a
Anteil W/I an Herstellkosten SV f WI,SV 4 %/a
2 %/a
Volumenstrom q n 350 m 3 /h
700 m 3 /h
1000 m 3 /h
Jahresvollbenutzungsstunden B h 8600 h/a
Gasbeschaffenheit des verdichteten Gases
Tabelle 8. Kritischer Verdichterausgangsdruck für BGEA
bei verschiedenen Volumenströmen in Abhängigkeit von
den Stromkosten; B h = 8600 h/a; Parameter siehe diese
Tabelle.
Kritischer Verdichterausgangsdruck p 2,krit in bar(Ü)
Erdgas H Russische Föderation (RF)
q n in m 3 /h
p EE in ct/kWh P 1 350 700 1000
5 300 mbar(Ü) 19,4 14,2 12,3
2,5 bar(Ü) 54,0 40,0 34,7
10 300 mbar(Ü) 14,1 10,2 8,4
2,5 bar(Ü) 39,6 29,1 24,2
15 300 mbar(Ü) 11,6 7,8 5,6
2,5 bar(Ü) 33,0 22,8 16,9
20 300 mbar(Ü) 9,8 5,8 2,8
2,5 bar(Ü) 28,1 17,2 9,2
25 300 mbar(Ü) 8,5 3,7 1,7
2,5 bar(Ü) 24,6 11,6 6,4
f WI,HKV = 10 %/a
f WI,SV = 2 %/a
Tabelle 5. Kritische Verdichtungsverhältnisse für BGEA
bei verschiedenen Volumenströmen in Abhängigkeit von
den Stromkosten; B h = 8600 h/a; Parameter siehe diese
Tabelle.
Kritisches Verdichtungsverhältnis π V,krit
q n in m 3 /h 350 700 1000
p EE in ct/kWh
5 10,8 7,9 6,4
10 8,0 4,7 2,5
15 6,2 2,3 1,7
20 4,6 1,8 1,4
25 3,1 1,5 1,3
f WI,HKV = 8 %/a
f WI,SV = 4 %/a
Tabelle 6. Kritischer Verdichterausgangsdruck für BGEA
bei verschiedenen Volumenströmen in Abhängigkeit von
den Stromkosten; B h = 8600 h/a; Parameter siehe diese
Tabelle.
Kritischer Verdichterausgangsdruck p 2,krit in bar(Ü)
q n in m 3 /h
p EE in ct/kWh P 1 350 700 1000
5 300 mbar(Ü) 13,0 9,3 7,3
2,5 bar(Ü) 36,8 26,7 21,4
10 300 mbar(Ü) 9,4 5,1 2,3
2,5 bar(Ü) 27,0 15,5 7,8
15 300 mbar(Ü) 7,1 2,0 1,2
2,5 bar(Ü) 20,7 7,1 5,0
20 300 mbar(Ü) 5,0 1,3 0,8
2,5 bar(Ü) 15,1 5,3 3,9
25 300 mbar(Ü) 3,0 1,0 0,7
2,5 bar(Ü) 9,9 4,3 3,6
f WI,HKV = 8 %/a
f WI,SV = 4 %/a
Tabelle 7. Kritische Verdichtungsverhältnisse für BGEA
bei verschiedenen Volumenströmen in Abhängigkeit von
den Stromkosten; B h = 8600 h/a; Parameter siehe diese
Tabelle.
Kritisches Verdichtungsverhältnis π V,krit
q n in m 3 /h 350 700 1000
p EE in ct/kWh
5 15,7 11,7 10,2
10 11,6 8,6 7,2
15 9,7 6,8 5,1
20 8,3 5,2 2,9
25 7,3 3,6 2,1
f WI,HKV = 10 %/a
f WI,SV = 2 %/a
September 2013
gwf-Gas Erdgas 699

FACHBERICHTE Biogas
Bild 27. Abhängigkeit des kritischen Verdichtungsverhältnisses
vom Elektroenergiepreis bei Base Case-
Annahmen für die Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen;
Parameter: Volumenstrom.
Bild 28. Abhängigkeit des kritischen Verdichtungsverhältnisses
vom Elektroenergiepreis bei modifizierten
Annahmen für die Wartungs- und Instandhaltungs
aufwendungen; Parameter: Volumenstrom.
Bild 29. Abhängigkeit des kritischen Verdichterausgangsdrucks
vom Elektroenergiepreis bei Base Case-
Annahmen für die Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen
und einem Verdichtereingangsdruck
von p 1 = 300 mbar(Ü); Parameter: Volumenstrom.
Bild 30. Abhängigkeit des kritischen Verdichterausgangsdrucks
vom Elektroenergiepreis bei modifizierten
Annahmen für die Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen
und einem Verdichtereingangsdruck von
p 1 = 300 mbar(Ü); Parameter: Volumenstrom.
Bild 31. Abhängigkeit des kritischen Verdichterausgangsdrucks
vom Elektroenergiepreis bei Base Case-
Annahmen für die Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen
und einem Verdichtereingangsdruck
von p 1 = 2,5 bar(Ü); Parameter: Volumenstrom.
Bild 32. Abhängigkeit des kritischen Verdichterausgangsdrucks
vom Elektroenergiepreis bei modifizierten
Annahmen für die Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen
und einem Verdichtereingangsdruck
von p 1 = 2,5 bar(Ü); Parameter: Volumenstrom.
September 2013
700 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
bewegt. Die Berechnung des kritischen Verdichterausgangsdrucks
wurde jeweils für den fett gedruckten
repräsentativen Mittelwert durchgeführt.
Neben den tabellarischen Angaben sei auf die grafischen
Darstellungen der o.a. Sachverhalte in den Abbildungen
gemäß Bild 27 und Bild 28 sowie Bild 29 bis
Bild 32 verwiesen.
Die Abbildungen gemäß Bild 27 und Bild 28 enthalten
jeweils die Angabe, ab welchem Verdichtungsverhältnis
(„kritisches Verdichtungsverhältnis“) der Einsatz
eines Hubkolbenverdichters vorteilhafter ist als die Verwendung
eines Schraubenverdichters.
In den Abbildungen gemäß Bild 29 und Bild 30
wurde der Verdichterausgangsdruck aufgetragen, ab
dem bei einem Verdichtereingangsdruck von p 1 =
300 mbar(Ü) die Verwendung eines Hubkolbenverdichters
dem Einsatz eines Schraubenverdichters vorzuziehen
ist. Es ist erkennbar, dass diese Größe stark vom
Strompreis aber auch vom zu transportierenden Volumenstrom
abhängt. Als Hilfslinien wurden die typischerweise
erforderlichen Verdichterenddrücke bei Einspeisung
in PN 16-und in PN 25-Netze eingetragen. Aus
beiden grafischen Darstellungen ist ersichtlich, dass der
sog. kritische Verdichterausgangsdruck stets unterhalb
der PN 16-Grenze liegt, was heißt, dass in diesen Fällen
in aller Regel auf Hubkolbenverdichter zurückzugreifen
wäre. Bei Einspeisung in PN 25-Netze versteht sich das
gewissermaßen von selbst.
Analog kann mit der Analyse für den Fall höherer
Verdichtereingangsdrücke verfahren werden. In den
Abbildungen gemäß Bild 31 und Bild 32 wurde der
Verdichterausgangsdruck aufgetragen, ab dem bei
einem Verdichtereingangsdruck von p 1 = 2,5 bar(Ü) die
Verwendung eins Hubkolbenverdichters dem Einsatz
eines Schraubenverdichters vorzuziehen ist. Es ist auch
hier wieder klar zu erkennen, dass der kritische Verdichterausgangsdruck
stark vom Strompreis aber auch vom
zu transportierenden Volumenstrom abhängt. Als Hilfslinie
wurde der typischerweise erforderliche Verdichtungsenddruck
bei Einspeisung in 16 bar-Netze bzw. 25
bar-Netze eingetragen.
Aus beiden grafischen Darstellungen ist ersichtlich,
dass der sog. kritische Verdichterausgangsdruck bei realistischen
Strompreisen zwischen 5 ct/kWh, 10 ct/kWh
und 15 ct/kWh in allen Fällen unterhalb der PN
25-Grenze liegt, was heißt, dass hier in aller Regel auf
Hubkolbenverdichter zurückzugreifen wäre. Im Hinblick
auf die Einspeisung in PN 16-Netze kann keine ganz
eindeutige Schlussfolgerung gezogen werden. Gemäß
der Abbildung nach Bild 31 wäre bei Einspeisungen in
PN 16-Netze bei mittleren und hohen Einspeisevolumenströmen
und Strompreisen p EE > 7 … 10 ct/kWh ein
Hubkolbenverdichter systematisch günstiger; bei
Strompreisen p EE < 12 ct/kWh kämen bei Volumenströmen
von q n = 700 m 3 /h Hubkolben- und Schraubenverdichter
gleichermaßen in Betracht. Für Volumenströme
q n = 1000 m 3 /h gilt das ab einem Strompreis p EE < 8 ct/
kWh. Für kleinere Anlagen (qn ≈ 350 m3/h) sind beide
Verdichtertypen für Einspeisungen in PN 16-Netze
unabhängig vom Strompreis gleichermaßen geeignet.
Bei Einspeisungen in PN 25-Netze sind Hulbkolbenverdichter
zu bevorzugen.
Bei der Interpretation der Rechenergebnisse aus den
Abbildungen gemäß Bild 29 bis Bild 32 ist stets zu
beachten, dass die Wartungs- und Instandhaltungskosten
für beide Verdichtertypen stark variiert worden sind.
Nach Einschätzung der Verfasser sollten die Base Case-
Annahmen (Bild 29 und Bild 31) recht realistisch sein,
was letztlich auch die im Rahmen des hier dokumentierten
Projekts durchgeführte Datenerhebung tendenziell
belegt [2, 3]. In den modifizierten Annahmen (Bild 30
und Bild 32) wurde der Hubkolbenverdichter im Vergleich
zum Schraubenverdichter bewusst betont
schlecht gestellt.
Auf der Basis dieser Berechnungen lassen sich nunmehr
einige allgemein gültige Schlussfolgerungen formulieren:
##
I. Verdichtereingangsdruck p 1 ≈ 300 mbar(Ü)
In BGEA, die von einem Verdichtereingangsdruck
von ca. 300 mbar(Ü) in Netze mit einem Betriebsdruck
von ≥ 16 bar einspeisen, sind stets Hubkolbenverdichter
vorteilhaft. Bis zu Netz-Betriebsdrücken
von 10 bar lassen sich bei Anlagengrößen von q n =
350 m 3 /h Hubkolbenverdichter und Schraubenverdichter
gleichermaßen einsetzen. Bei Anlagengrößen
von q n = 700 m 3 /h und q n = 1000 m 3 /h wären
auch hier Hubkolbenverdichter vorzuziehen. Diese
Feststellung gilt für alle betrachteten Volumenströme
und Strompreise; siehe Bild 33.
Bild 33. Vorzugseinsatzbereiche von Hubkolben- und
Schraubenverdichtern für BGEA mit einem Verdichtereingangsdruck
von p 1 = 300 mbar(Ü) bei PN 16- und PN 25-Einspeisungen.
September 2013
gwf-Gas Erdgas 701

FACHBERICHTE Biogas
##
II. Verdichtereingangsdruck p 1 ≥ 2,5 bar(Ü)
In BGEA, die von einem Verdichtereingangsdruck
von ca. 2,5 bar(Ü) in Netze mit einem Netz-Betriebsdruck
bis zu 16 bar einspeisen, können häufig Hubkolbenverdichter
und Schraubenverdichter gleichermaßen
eingesetzt werden. Eine Spezifizierung dieser
Aussagen kann nur in Abhängigkeit vom Strompreis
und der Anlagengröße vorgenommen werden: Bei
Einspeisungen in PN 16-Netze sind bei mittleren und
hohen Einspeisevolumenströmen und Strompreisen
p EE > 7 …10 ct/kWh Hubkolbenverdichter systematisch
günstiger; bei Strompreisen p EE < 12 ct/kWh
kommen bei Volumenströmen von q n = 700 m 3 /h
Hubkolben- und Schraubenverdichter gleichermaßen
in Betracht; siehe Bild 34. Für Volumenströme
q n = 1000 m 3 /h gilt das für Strompreise p EE < 8 ct/
kWh. Bei höheren Strompreisen sind Hubkolbenver-
Bild 34. Vorzugseinsatzbereiche von Hubkolben- und
Schraubenverdichtern für BGEA mit einem Verdichtereingangsdruck
von p 1 = 2,5 bar(Ü) bei PN 16-Einspeisungen.
Bild 35. Vorzugseinsatzbereiche von Hubkolben- und
Schraubenverdichtern für BGEA mit einem Verdichtereingangsdruck
von p 1 = 2,5 bar(Ü) bei PN 25-Einspeisungen.
dichter zu bevorzugen. Für kleinere Anlagen (q n ≈
350 m 3 /h) sind beide Verdichtertypen für Einspeisungen
in PN 16-Netze unabhängig vom Strompreis
gleichermaßen geeignet. Bei Einspeisungen in Netze
mit Netz-Betriebsdrücken über 16 bar (PN 25-Einspeisungen)
sind tendenziell Hubkolbenverdichter
wirtschaftlich vorteilhafter (Bild 35). Lediglich für
kleine Anlagen (q n = 350 m 3 /h) wären bei Strompreisen
p EE < 13 ct/kWh Hubkolben- und Schraubenverdichter
gleich wirtschaftlich.
Anmerkung
Teil 1 dieses Beitrages erschien in der Ausgabe 7-8/2013.
Formelzeichen
a
B
C
d
e
f
h
i
k
K
LC
m
n
p
P
q
R
RW
T
Annuitätenfaktor
Konstante
Diskontierungssummenfaktor
jährliche Teuerung
Faktor
spezifische Enthalpie
Kalkulationszinssatz
Isentropenexponent, spezifische Kosten
jährliche Kosten
Lebenszyklus (Life Cycle)
Parameter (Anstieg) Kostenfunktion
Parameter Kostenfunktion, Betrachtungszeitraum
Druck, Preis
Leistung
Volumenstrom
spezielle Gaskonstante
Restwert
Temperatur in K
t Temperatur in °C
V·
Volumenstrom
W
z
Z
α
β
ϕ
Arbeit
Anzahl Verdichterstufen
Realgasfaktor
Parameter
Parameter
Parameter
κ Parameter (s. z. B. S. 7, Gl. (30))
Δ
η
λ
π
r
Indizes
Differenz
Wirkungsgrad
Liefergrad
Verdichtungsverhältnis
Dichte
1 Verdichtereingang
2 Verdichterausgang, Rohrleitungsanfang
3 Rohrleitungsende
a
BGE
Jahr
Biogaseinspeisung
BGEA Biogaseinspeiseanlage
eff.
EE
h
effektiv
Elektroenergie
Barwert, Vollbenutzungs-
Stunde-
September 2013
702 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
www.gwf-gas-erdgas.de
HKV
i
I
K
Hubkolbenverdichter
innere
Instandhaltung
Kupplung
Korr. Korrektur-
L
m
M
n
opt
s
SV
W
V
λ
Lebensdauer
mechanisch
Motor
Normzustand
optimal
isentrop
Schraubenverdichter
Wartung
Literatur
Verdichter
Liefergrad
[1] Mischner, J.: Kostengestehung bei der Einspeisung von Bioerdgas
in Erdgasnetze: Kostenstruktur aus der Sicht von Netzbetreibern.
Vortrag zur Jahrestagung der DVGW/BDEW-Landesgruppe
Mitteldeutschland. Wernigerode 10./11. Mai 2012.
[2] Mischner, J.: Ermittlung des optimalen Durchmessers von
Biogas-Verbindungsleitungen. gwf-Gas|Erdgas 154 (2013)
H. 3, S. 156–171.
[3] Mischner, J.; Dornack, C. und Seifert, M.: Netzanschlusskosten
von Biogasanlagen. Teil 1: gwf-Gas|Erdgas 154 (2013) Nr. 5,
S. 320–335 und Teil 2: gwf-Gas|Erdgas 154 (2013) H. 6,
S. 410–418.
[4] VDI 6025: Betriebswirtschaftliche Berechnungen für Investitionsgüter
und Anlagen. November 1996.
[5] VDI 2067 Blatt 1, Beiblatt: Berechnung der Kosten von Wärmeversorgungsanlagen.
Betriebstechnische und wirtschaftliche
Grundlagen. Wirtschaftlichkeitsberechnungsverfahren.
Oktober 1991.
[6] VDI 2067 Teil 1: Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen.
Grundlagen und Kostenberechnung. September 2000.
[7] VDI 2067 Teil 1: Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen.
Grundlagen und Kostenberechnung. September 2012.
[8] VDI 2067 Blatt 2: Berechnung der Kosten von Wärmeversorgungsanlagen:
Raumheizung. Dezember 1993.
[9] Leemann, R.: Methoden der Wirtschaftlichkeitsanalyse von
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1992.
[10] Humphreys, K. K. (Editor): Jelen‘s Cost and Optimization Engineering.
Third Edition. New York; St. Louis; San Francisco;
Auckland; Bogotá; Caracas; Hamburg; Lisbon; London; Madrid;
Mexico; Milan; Montreal; New Delhi; Paris; San Juan; São
Paulo; Singapore; Sydney; Tokyo; Toronto: McGraw-Hill 1991.
[11] VDI 2045 Blatt 2: Abnahme- und Leistungsversuche an Verdichtern
(VDI-Verdichterregeln): Grundlagen und Beispiele.
August 1993.
[12] Häußler, W. (Hrsg.): Taschenbuch Maschinenbau. Band 2:
Energieumwandlung und Verfahrenstechnik. 3., stark bearbeitete
Auflage. Berlin: VEB Verlag Technik 1976.
[13] Kleinert, H.-J. (Hrsg.): Taschenbuch Maschinenbau. Band 5:
Kolben- und Strömungsmaschinen. Berlin: VEB Verlag Technik
1989.
[14] Beitz, W. und Grote, K.-H. (Hrsg.): Dubbel Taschenbuch für den
Maschinenbau. Zwanzigste, neubearbeitete und erweiterte
Auflage. Berlin; Heidelberg; New York; Barcelona; Hongkong;
London; Mailand; Paris; Singapur; Tokio: Springer 2001.
gwf Gas/Erdgas erscheint in der DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
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September 2013
gwf-Gas Erdgas 703
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FACHBERICHTE Biogas
[15] Czichos, H. und Hennecke, H. (Hrsg.): Hütte Das Ingenieurwissen.
33., aktualisierte Auflage. Berlin; Heidelberg; New York:
Springer 2007.
[16] Jepifanova, V. I.: Kompressornyje i rasschiritel’nyje turbomaschiny
radial’nogo tipa (Radial-Verdichter und -Entspannungsturbomaschinen).
Moskva: Maschinostrojenije 1984.
[17] Pfleiderer, C. und Petermann, H.: Strömungsmaschinen. 4.,
neubearbeitete Auflage. Berlin; Heidelberg; New York: Springer
1972.
[18] Sigloch, H.: Strömungsmaschinen. Grundlagen und Anwendungen.
3., neu bearbeitete Auflage. München; Wien: Hanser
2006.
[19] Kalide, W.: Energieumwandlung in Kraft- und Arbeitsmaschinen.
Kolbenmaschinen, Strömungsmaschinen, Kraftwerke.
8., durchgesehene und verbesserte Auflage. München;
Wien: Hanser 1995.
[20] Pohlenz, W. (Hrsg.): Pumpen für Flüssigkeiten und Gase:
Pumpen für Gase. 2., bearbeitete Auflage. Berlin: VEB Verlag
Technik 1977.
[21] Schwate, W. u. a.: Handbuch Drucklufttechnik. Leipzig: VEB
Deutscher Verlag für Grundstoffindustrie 1986.
[22] Küttner, K.-H.: Kolbenmaschinen. 6., neubearbeitete und
erweiterte Auflage. Stuttgart: B. G. Teubner 1993.
[23] Ruppelt, E. (Hrsg.): Druckluft Handbuch. 3. Auflage. Essen:
Vulkan-Verlag 1996.
[24] Plastinin, P. I.: Porschnevyje Kompressory. Tom 1: Teorija i
rasčët (Hubkolbenverdichter. Band 1: Theorie und Berechnung).
2., überarbeitete und ergänzte Auflage. Moskva:
Kolos 2000.
[25] Rinder, L.: Schraubenverdichter. Wien; New York: Springer-
Verlag 1979.
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Düsseldorf: VDI-Verlag 1988.
[27] Lüdke, K. H.: Process Centrifugal Compressors. Basics, Function,
Operation, Design, Application. Berlin; Heidelberg; New
York; Hong Kong; London; Milan; Paris; Tokyo: Springer 2004.
[28] von Cube, H. L.; Steimle, F.; Lotz, H. und Kunis, J. (Hrsg.): Lehrbuch
der Kältetechnik. Band 1. 4., völlig überarbeitete Auflage.
Heidelberg: C. F. Müller 1997.
[29] Jungnickel, H.; Agsten, R. und Kraus, W. E.: Grundlagen der
Kältetechnik. 3., stark bearbeitete Auflage. Berlin: Verlag
Technik 1990.
[30] Bruhn, G.; Foulger, A.; Koester, W. und Slottke, D.: Hochdruckkompressoren
für den industriellen Einsatz. Praxisleitfaden
zu Auswahl, Betrieb und Wartung (Die Bibliothek der Technik.
Band 344). München: Verlag moderne Industrie/Süddeutscher
Verlag 2012.
[31] Bundesamt für Konjunkturfragen (Hrsg.): Strom rationell
nutzen. Umfassendes Grundlagenwissen und praktischer
Leitfaden zur rationellen Verwendung von Elektrizität
(Impulsprogramm RAVEL). Zürich: Verlag der Fachvereine
1992.
[32] Energieagentur NRW (Hrsg.): Energiever(sch)wendung.
Handbuch zum rationellen Einsatz von elektrischer Energie.
Essen: Klartext 2000
[33] Cerbe, G. u. a.: Grundlagen der Gastechnik. Gasbeschaffung,
Gasverteilung, Gasverwendung. 7., vollständig neu bearbeitete
Auflage. München; Wien: Hanser 2008.
[34] Mischner, J.; Fasold, H.-G. und Kadner, K.: gas2energy.net.
Systemplanerische Grundlagen der Gasversorgung. München:
Oldenbourg Industrieverlag 2011.
Autoren
Prof. Dr.-Ing. Prof. h.c. Jens Mischner VDI
Fachhochschule Erfurt |
Fakultät Gebäudetechnik und Informatik |
Fachrichtung Gebäude- und Energietechnik |
Erfurt |
Tel. +49 361 6700357 |
Email: mischner@fh-erfurt.de
Dipl.-Ing. Volkmar Braune
Leiter Vertrieb & Marketing/
Head of Sales & Marketing |
Industrial Technologies |
Bilfinger alpha msr GmbH |
Neustadt/Weinstraße |
Tel.: +49 6321 4005 20 |
E-Mail: v.braune@alpha-msr.de
Dipl.-Ing. Christian Dornack
Grundsatzfragen Technik |
Thüringer Energie AG |
Erfurt |
Tel. +49 361 6522926 |
Email:
christian.dornack@thueringerenergie.de
Parallelheft gwf-Wasser | Abwasser
In der Ausgabe 9/2013 lesen Sie u. a. fol gende Bei träge:
Daibler
Lange u. a.
Lindenthal u. a.
Gunkel/Titze
Geiler
Engagierte Bürger contra überhöhte Wasserentgelte
Untersuchung von Mineralwässern auf estrogene Wirkung mittels E-Screen-Assay
Das gekoppelte System Abwasserreinigung/ Klärschlammfaulung
Kotpellets als Indikator für die Besiedlung von Trinkwasser-Versorgungssystemen
mit Wasserasseln
PRiMaT-Workshop zur „Risikokommunikation in der Trinkwasserversorgung“
am 20. September 2012 im TZW in Karlsruhe
September 2013
704 gwf-Gas Erdgas

19. EUROFORUM-Jahrestagung
4. bis 6. Dezember 2013,
Kempinski Hotel Bristol Berlin
erd gas
Treffen Sie auf die Teilnehmer am Gasmarkt! Mit Beiträgen unter anderem von:
Ralph Bahke,
ONTRAS – VNG
Gastransport
Prof. Dr. Klaus-Dieter
Barbknecht,
VNG – Verbundnetz Gas
Sirko Beidatsch,
European Gas
Exchange
Dr. Rolf Albus,
Gas- und Wärme-Institut Essen
Werner Diwald,
ENCON.Europe
Dr. Peter Drasdo,
Fluxys TENP
PD Dr. Christian Growitsch,
Energiewirtschaftliches Institut
an der Universität zu Köln (EWI)
Klemens Gutmann,
regiocom
Bart Jan Hoevers,
Gasunie Transport Services
Nach der
Bundestagswahl –
Die Energiewende
setzt weitere Akzente:
Wie verändert sich der
Gasmarkt?
4. und 5. Dezember 2013
• Die Energiewende umsetzen: Wie positionieren
sich die Energieversorgungsunternehmen
mit Blick auf Erdgas?
• Die alte Gaswelt löst sich auf –
Wie und mit wem geht es weiter?
Arno Büx,
Storengy
Helmut Kusterer,
GVS GasVersorgung
Süddeutschland
Bettina Pohl-Lütcke,
Shell Energy
Deutschland
Torsten Frank,
NetConnect
Germany
Ireneusz Łazor,
Polish Power
Exchange
Unter dem Vorsitz von:
Thomas Prauße,
Stadtwerke Leipzig
Stefan-Jörg Göbel,
Statkraft Markets
Dr. Ludwig Möhring,
WINGAS
Arno Reintjes,
Gas-Union
Jürgen Kellner,
Mainova
Dr. Arnt Meyer,
N-ERGIE Netz
Michel Nicolai,
Trianel
Frank Obernitz,
Ceramic Fuel Cells
Reinhard Otten,
Audi
Hilko Schomerus,
Macquarie Infrastructure & Real Assets
Paula Schulze,
DNV KEMA
Klaus Schütte,
Hellmann Worldwide Logistics
Christian Stolte,
dena Deutsche Energie-Agentur
Dr. Sven Wolf,
E.ON Global Commodities
The European Gas
Market – Facing The
Current Challenges
In Europe!
6 December 2013
• The structure of the European gas
market – characteristics and specificities
• Security of supply:
New gas sources and new gas routes
Presentations planned from the
following countries:
www.erdgas-forum.com
Infoline: +49 (0) 2 11/96 86–34 36 [Olivia Eberwein]
Dr. Timm Kehler,
Zukunft ERDGAS
Jayesh Parmar,
Baringa Partners
Bernhard Witschen,
Team Consult

IM PROFIL
Institut für Thermofluiddynamik – Technische Thermodynamik (ITT)
Im Profil
In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen
im Bereich der Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich
das Institut für Thermofluiddynamik – Technische Thermodynamik (ITT) im Profil.
Folge 20:
Das Institut für Thermofluiddynamik –
Technische Thermodynamik (ITT) der Technischen
Universität Hamburg-Harburg
Bild 1. Prof. Dr.-
Ing. Gerhard
Schmitz.
Technische Universität Hamburg-Harburg
(TUHH)
Die TUHH wurde 1978 gegründet.
1980 wurde der Forschungsbetrieb
und 1982/83 die Lehrtätigkeit aufgenommen.
Einige zum Schiffbau
gehörende Bereiche sind allerdings
wesentlich älter, da sie die Nachfolgeinstitutionen
des früheren Instituts
für Schiffbau sind, das nach
dem 2. Weltkrieg von Danzig nach
Hamburg verlegt wurde. Heute
arbeiten rund 100 Professorinnen
und Professoren und 1150 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter (davon
500 wissenschaftliche, inklusive der
Drittmittelstellen) an der TUHH. Die
Bild 2. Modelica/Dymola – Objektdiagramm eines
CO 2 -Kältekreislaufes.
TUHH organisiert sich in einer Matrixstruktur.
Die Lehre ist in die Dekanate
Maschinenbau, Verfahrenstechnik,
Bauingenieurwesen, Elektrotechnik
und Allgemeine Ingenieurwissenschaften
eingeteilt. Die
Forschung konzentriert sich auf die
drei Kompetenzfelder
##
Green Technologies mit den Forschungsschwerpunkten
Regenerative
Energien, Systeme –
Speicher – Netze sowie Wasser
und Umwelttechnik,
##
Life Science Technologies mit
Medizintechnik, Biomaterialien
sowie Bio- und Chemische Prozesstechnik
sowie
##
Aviation and Maritime Systems
mit den Forschungsschwerpunkten
Luftfahrttechnik, Maritime
Systeme und Strukturen
sowie Logistik und Mobilität.
Aus Sicht der Gastechnik ist insbesondere
der Forschungsschwerpunkt
Klimaschonende Energieund
Umwelttechnik relevant, da
hier u. a. Themen wie die Erzeugung
und Verwendung von Biogas, Deponiegas
oder übergeordnete Fragen
zu Energiesystemen behandelt werden.
Dem Forschungsschwerpunkt,
der 2011 erfolgreich evaluiert wur -
de, gehören über 10 Institute bzw.
Arbeitsgruppen an, darunter das
Institut für Thermofluiddynamik.
Institut für Thermofluiddynamik
– Technische Thermodynamik
Das Lehrgebiet Technische Thermodynamik,
Heizung und Klimatechnik
(ITT) innerhalb des Instituts für Thermofluiddynamik
wurde 1991 ge -
gründet. Lehrstuhlinhaber ist Prof.
Dr.-Ing. Gerhard Schmitz (Bild 1).
Er hat an der Ruhr-Universität
Bochum Maschinenbau mit dem
Schwerpunkt Wärmetechnik studiert.
Nach dem Studium arbeitete
er 11 Jahre am Gaswärme-Institut
Essen, zuletzt als Abteilungsleiter
Wärmetechnik. Während dieser Zeit
fertigte er eine Dissertation zu dem
Thema „Optimierung des Energieverbrauchs
in mit Gas beheizten
industriellen Chargenöfen“ bei Prof.
Dr.-Ing. Hans Kremer an. 1991 folgte
er einem Ruf als Professor für Technische
Thermodynamik an die Technische
Universität Hamburg-Harburg.
Ein Ruf auf den Lehrstuhl für
Wärmetechnik an der Montanuniversität
Leoben wurde 2001 abgelehnt.
Bis Juli 2011 war er Sprecher
des Forschungsschwerpunktes Klimaschonende
Energie- und Um -
welttechnik.
Seit 1992 hat er nahezu 20 Doktoranden
und über 100 Diplombzw.
Masterarbeiten betreut. Er
gehört zu den Mitbegründern der
Zebau GmbH (www.Zebau.de). Die
XRG Simulation GmbH (www.xrgsimulation.de)
wurde von einem
September 2013
706 gwf-Gas Erdgas

Institut für Thermofluiddynamik – Technische Thermodynamik (ITT)
IM PROFIL
seiner Doktoranden, Stefan Wischhusen,
gegründet und beschäftigt
heute über 15 Mitarbeiter.
In der Lehre werden die Fächer
Thermodynamik, Wärmetechnik,
Klimaanlagen und Systemsimulation
mit entsprechenden Seminaren
und Fachlaboren abgedeckt.
Forschungsarbeiten
Forschungsprojekte unter der Leitung
von Prof. Schmitz behandeln
u. a. die dynamische Modellierung
von komplexen thermofluidischen
Systemen. Dabei kommt vor allem
die Modellierungssprache Modelica
zum Einsatz (Bild 2).
Seit 1994 wird mit objektorientierten,
akausalen Programmiersprachen
gearbeitet. Solche Sprachen,
im Englischen als „equation
based modeling languages“ be -
zeichnet, dienen heute der Beschreibung
komplexer technischer Systeme,
die sich aus mehreren physikalischen
Bereichen zusammensetzen
(„multi domain“). Erste Arbeiten
entstanden auf der Grundlage der
Programmiersprache Smile. Seit
Gründung der Modelica-Association
im Jahr 1998 wird Modelica verwendet.
Es gibt heute mehrere Simulationsumgebungen,
mit de nen diese
Sprache umgesetzt wird. Die wichtigste
ist Dymola, aber auch SimulationX
und OpenModelica werden
für Forschungsarbeiten genutzt.
Prof. Schmitz repräsentiert das Institut
in der Modelica Association und
ist Gründungsmitglied im Open
Source Modelica Consortium der
Universität Linköping / Schweden.
Die Projekte des ITT sind nur
zum Teil gastechnische orientiert.
Inhaltlich liegt der Schwerpunkt auf
den Bereichen
##
Innovative Kühltechniken, vor
allem zur Kühlung von Elektronik,
##
Energieeffiziente, thermisch
betriebene Klimatisierungssysteme,
##
Analyse und Optimierung komplexer
Energiesysteme mit
einem hohen Anteil regenerativer
Energien.
Aus der Bearbeitung unterschiedlicher
Anwendungsgebiete
ergeben sich Synergieeffekte, da
oftmals Erkenntnisse aus einem
Anwendungsbereich auf andere
Bereiche übertragen werden können.
Beispielsweise konnten Ergebnisse,
die in einem Forschungsvorhaben
zur numerischen Berechnung
des Wärme- und Stofftransportes in
Schornsteinwänden ge wonnen
wurden, zur Verbesserung von Flugzeugisolierungen
genutzt werden.
Die Doktorandinnen bzw. Doktoranden
des Instituts bearbeiten
zurzeit die folgenden Projekte.
Kühltechniken
##
ECOTHERM/EPE–Enhanced
Power Electronic Cooling, Finanzierung:
Bundesministerium für
Wirtschaft und Technologie /
Airbus Deutschland im Rahmen
des Luftfahrtforschungsprogramms
LuFo 4, Umfang ITT: 620
T€, Laufzeit: 1. 01. 2009 –
31.12.2014,
##
SAFUEL – Investigation of Ice
accretion and Shedding in Nonvisible
Regions of a Fuel System
in Aircrafts, Finanzierung: Europäische
Gemeinschaft, Umfang
ITT: 262 T€, Laufzeit: 1.09.2012 –
31.08.2015
##
Batteriekühlung in Mild Hybrid -
Fahrzeugen, Finanzierung:
Daimler, Umfang ITT: 90 T€,
Laufzeit: 1.01.13 – 31.12.13 (jährliche
Verlängerung seit 2002)
##
Optimale ECS - Architekturen in
einem More Electrical Aircraft,
Finanzierung: Airbus Deutschland,
Umfang ITT: 472 T€, Laufzeit:
1.01.2013 – 31.12.2016
Gebäudetechnik
##
Eff-GSGK - Geothermisch und
sorptionsgestützte Klimatisierung,
Finanzierung: Bundesministerium
für Wirtschaft und
Technologie, Freie und Hansestadt
Hamburg, Umfang ITT: 483
T€, Laufzeit: 1.10.2011–
30.09.2014,
##
IMOBS – Intensiv Monitoring des
Neubaus der Behörde für Stadtentwicklung
und Umwelt der
Freien und Hansestadt Hamburg,
Finanzierung: Bundesministerium
für Wirtschaft und
Technologie (BMWI), Umfang
ITT: 536 T€, Laufzeit: 1.12.2012 –
30.09.2016
Energienetze
##
DYNCAP – Dynamische Modellierung
von Kraftwerken mit
CO 2 -Abscheidung, Teilprojekt
CO 2 -Abscheidung, Finanzierung:
Bundesministerium für Wirtschaft
und Technologie, Vattenfall,
E.ON, EnBW, Umfang ITT:
226 T€, Laufzeit: 1.07.2011–
30.06.2014
##
TransiEnt.EE – Transientes Verhalten
gekoppelter Energienetze
mit hohem Anteil Erneuerbarer
Energien, Finanzierung:
Bundesministerium für Wirtschaft
und Technologie (BMWI),
Umfang ITT: 381 T€, Laufzeit
1.05.2013 – 31.10.2016
##
TEMPO – Thermal Management
and Power Optimisation in Aircrafts,
Projektkoordinator, Finanzierung:
Europäische Gemeinschaft,
Umfang ITT: 380 T€, Laufzeit:
1.11.2011 – 31.10.2014
Einige dieser Forschungsvorhaben
mit gastechnischer Relevanz
sollen etwas näher erläutert werden.
TransiEnt.EE
Ziel des Vorhabens TransiEnt.EE ist
es, innovative und verlässliche Möglichkeiten
zur effizienten Einbindung
von Erneuerbaren Energien in
eine existierende Energieversorgungsstruktur
zu identifizieren, um
die energetische Autarkie des Energiesystems
zu maximieren. Mit
„Energieversorgungsstruktur“ ist der
Verbund aus (Heiz-)Kraftwerken,
Erneuerbaren Energieanlagen,
Stromnetz, Gasnetz, zentrale und
lokale Warmwasserverteilnetze so -
wie energetische Groß- und Kleinverbraucher
gemeint. Insbesondere
wird die gegenseitige, dynamische
Beeinflussung verschiedener Energienetze
betrachtet (Bild 3).
▶▶
September 2013
gwf-Gas Erdgas 707

IM PROFIL
Institut für Thermofluiddynamik – Technische Thermodynamik (ITT)
Bild 3. Schema
gekoppelte
Energienetze.
H 2
Kohlekraftwerk Abfall- bzw. Bio-
Pumpspeicherwerk Schwungrad- Röhren-
Kavernengasspeimit
CO 2 – Ab- Masseanlage
(Geesthacht) massespeicher gas-
cher (Allermöhe)
Scheidung
(z. B. Köhl-
speicher
(z. B. Moorburg) brandshöft) Wind
energie
Druckluft-
H 2 H
(Eigenerzg.
speicher
2
CH
& anteilig
Gas-
4
+ -
CO Nordsee)
2 CO 2
(Groß-)
+ -
Batterie-
CH 4
speicher
El. Strom, Hochspannungs-, Mittelspannungs-, Niederspannungs - Netze
Fernwärmenetz HH 136/60°C
Gasverdichter
Gasentsp.-Turb.
Wärme-
Transformator
Elektrische
Wärme
pumpe
Gas, Hochdruck, Mitteldruck, Nieder- druck -Netze
Heizungskessel
(Groß-)
Batterie + -
PCM-
Speicher
BHKW
Solar
thermische
anlage
Schwungradmassespeicher
Thermischer Speicher
+ -
Batterie
Fotovoltaikanlage
Industrieanlage
Wohngebiet z. B. „Röttinger Kaserne“ , HH-Harburg
Die dazu notwendigen Untersuchungen
werden anhand eines konkreten
Energiesystems, jenes der
Freien und Hansestadt Hamburg,
durchgeführt. Damit wird auch die
Einbeziehung von Großkraftwerken
und Großverbrauchern ermöglicht,
denn es wird davon ausgegangen,
dass in einer zukünftigen Energieversorgung
einerseits auf große
Energiewandlungseinheiten nicht
verzichtet werden kann und andererseits
der Standort energieintensiver
Industrien in Deutschland nicht
gefährdet werden darf. Umso wichtiger
ist die Abstimmung und Interaktion
von zentralen und dezentralen
Elementen einer Energieversorgung.
Gas wird dabei eine wichtige
Rolle spielen. Als Bewertungsgröße
dienen die CO2-Emissionen in
einem Jahr, wobei auch Randbedingungen
wie Versorgungssicherheit,
ökonomische Plausibilität und Verfügbarkeit
einer Technik zu berücksichtigen
sind.
Es werden die Erneuerbaren
Energieressourcen innerhalb Hamburgs
wie Photovoltaik, Onshore
Windenergie, Solarwärme, Abfall
und Biomasse unter Berücksichtigung
der jeweiligen Potenziale und
Energiequalität betrachtet, sowie
anteilig die Offshore Windenergie
aus der Nordsee.
Die Untersuchungen werden mit
Modelica-Modellen unterschiedlicher
Detailtiefe durchgeführt,
wobei die einzelnen Teilmodelle
soweit wie möglich anhand von
Messdaten bzw. statistischen Daten
validiert werden. Wissenschaftlich
wird in dem Forschungsvorhaben
mit der physikalisch basierten
Modellierung sehr großer gekoppelter
dynamischer Systeme Neuland
betreten. Neben einer Reihe
von wissenschaftlichen Fragen sollen
in dem Vorhaben folgende Fragen
beantwortet werden.
##
Wann ist die Aufteilung zwischen
dezentraler Energiewandlung
in einem Gas - BHKW und
zentraler Energiewandlung in
einem Kohlekraftwerke wie z. B.
Moorburg vor dem Aspekt der
Einbindung Erneuerbarer Energien
optimal?
##
Welche Speicher wie Warmwasserspeicher,
PCM-Speicher,
Sorptionsspeicher, dezentrale
(Bio-) Gasspeicher, Batterien,
Schwungradmassespeicher,
kleine Druckluftspeicher, große
Wärmepumpenspeicher, werden
wie groß und wo benötigt?
##
Kann ein Nahwärmenetz oder
ein übergeordnetes Fernwärmenetz
die Aufgabe einer Wärmesammelschiene
übernehmen, in
die kleine, dezentral angeordnete
Gaskraft- bzw. Blockheizkraftwerke,
aber auch Solaranlagen
einspeisen können?
##
Welche Energiedienstleistungen
(z. B. die Beheizung von Gebäuden,
gewerbliche Prozesse) sollten
unter übergeordneten
Gesichtspunkten, also insbesondere
vor dem Aspekt der Einbindung
von fluktuierenden Erneuerbaren
Energien, besser elektrisch,
welche besser thermisch
bereitgestellt werden?
September 2013
708 gwf-Gas Erdgas

Institut für Thermofluiddynamik – Technische Thermodynamik (ITT)
IM PROFIL
##
Gibt es z. B. für elektrische Großverbraucher
technische Alternativen
(gasbeheizte Schnellerwärmung
statt induktiver Schnellerwärmung)?
Wie wirken sich
elektrische Wärmepumpen aus?
Das Vorhaben baut hinsichtlich
der Modellierungsmethoden bzw.
der Bibliotheken auf dem Vorhaben
TEMPO – Thermal Management and
Power Optimisation in Aircrafts auf,
denn Energiesysteme in Flugzeugen
stellen im Prinzip autarke,
gekoppelte Energienetze (Strom,
Wärme, Kälte) dar.
Eff-GSGK
Neue Möglichkeiten zur Klimatisierung
von Gebäuden werden in dem
Vorhaben Eff-GSGK – Geothermisch
und sorptionsgestützte Klimatisierung
untersucht.
Seit 1995 wird an Möglichkeiten
zur thermisch betriebenen Klimatisierung
geforscht. Gebäudeklimaanlagen
weisen zurzeit in Mitteleuropa
hohe Wachstumsraten auf. Sie
führen zu einem hohen Energiebedarf.
Im Sommer besteht die Aufgabe
einer Klimaanlage in der
Abkühlung und der Entfeuchtung
der Luft. Gerade die Entfeuchtung
verursacht in der Regel einen hohen
Kälte- und damit auch Energiebedarf,
da die Luft unter die Taupunkttemperatur
von 12 °C abgekühlt
werden muss, um das Wasser auszukondensieren.
Der Taupunkt liegt
damit weit unter der für eine behagliche
Raumtemperatur notwendigen
Zulufttemperatur von etwa
19 °C. Natürliche Kältequellen wie
z. B. die Erdreichkühlung können in
diesem Zusammenhang nur unzureichend
genutzt werden. Bei thermisch
betriebenen Kälteanlagen
wie z. B. Adsorptionskältemaschinen
verringert sich mit tieferen Kaltwassertemperaturen
die Effizienz.
Die Luft muss nach der Abkühlung
und Entfeuchtung in der Regel
nacherwärmt werden, wozu zusätzlich
Energie erforderlich ist.
Eine Alternative zur Entfeuchtung
durch Taupunktunterschreitung
bieten Sorptionsräder. Diese
nutzen die hygroskopischen Eigenschaften
bestimmter Stoffe wie z. B.
Lithiumchlorid (LiCl), Silica-Gel oder
Zeolithe, um die Luft zu entfeuchten.
Der Kältebedarf wird dabei
durch die vorhergehende Entfeuchtung
deutlich reduziert. In vorausgegangenen
Forschungsvorhaben
konnte gezeigt werden, dass die
Trennung von Entfeuchtung und
Abkühlung große energetische Vorteile
bringt. Wenn die Luft vorher
getrocknet wird, dann braucht der
Taupunkt zur Entfeuchtung nicht
mehr unterschritten werden. Dann
reichen relativ gemäßigte Kaltwassertemperaturen
zwischen 16 und
19 °C zur endgültigen Konditionierung
der Zuluft aus (Bild 4).
Für die Regeneration des Sorptionsrades
ist Wärme in Form von
circa 60–70 °C warmem Wasser er -
forderlich. Diese Wärme kann durch
Solarenergie, aber auch z. B. durch
Abwärme aus Kraft-Wärme-Kopplung
oder aus Fernwärmesystemen
bereitgestellt werden.
In dem laufenden Vorhaben wird
die Sorptionstrocknung, auch als
offene Sorption bezeichnet, mit
einer Adsorptionskältemaschine auf
Zeolith-Basis kombiniert. Die Ad -
sorptionskältemaschine wird mit
60–70 °C warmen Wasser betrieben,
das sowohl von einem Gas-BHKW
als auch von einer Solaranlage
bereitgestellt wird. Schon die ersten
Versuche lassen unter Berücksichtigung
aller elektrischen Hilfsenergie
für Pumpen, Rückkühler etc. einen
deutlichen primärenergetischen
Vorteil erkennen. Es wird kaum
noch Strom benötigt. Dafür reicht
allerdings die Wärme des Blockheizkraftwerkes
für den Betrieb der
Adsorptionskältemaschine und des
Sorptionsrades in der Regel nicht
aus. Die Solarenergie kann daher
hier eine sinnvolle Unterstützung
liefern. In den laufenden Arbeiten
sollen auch neue Sorptionsräder auf
Kunststoff- und Zeolith-Basis untersucht
werden (Bild 5).
Bild 4. Versuchsanlage zur sorptionsgestützten
Klimatisierung.
Bild 5. BHKW mit Adsorptionskältemaschine.
EPE – Enhanced Power
Electronic Cooling
Ein Projekt, das eigentlich auf die
Gewichtsreduzierung von Flugzeugen
abzielt, könnte auch für das
Gasfach von Interesse sein. Im Rahmen
des Projektes EPE – Enhanced
Power Electronic Cooling wird der
Einsatz von PCM (Phase Change
Materials) – Speichern für die Kühlung
von Elektronikkomponenten,
die nur selten, aber dann sehr intensiv
genutzt werden, untersucht. Beispielsweise
trifft dies für die Steuerung
der Landeklappen zu. Bei
PCM-Speichern wird der Phasenwechsel
eines Stoffes, z. B. von flüssig
nach fest, zur Speicherung von
thermischer Energie ausgenutzt. Im
Gegensatz zu bekannten Wassereisspeichern
können hier die Ein- und
Ausspeichertemperaturen durch
Veränderung der chemischen Zu -
sammensetzung nahezu beliebig
eingestellt werden. Zudem sind
diese Speicher wesentlich kompak-
September 2013
gwf-Gas Erdgas 709

IM PROFIL
Institut für Thermofluiddynamik – Technische Thermodynamik (ITT)
Bild 6. Phase Change Materials mit Trägerstruktur
aus lasergesintertem Aluminium.
ter. Das Problem bei diesen Speichern
ist die schlechte Wärmeleitfähigkeit
von Phasenwechselmaterialien
wie Paraffin. Es wurde im
Rahmen dieser Forschungsarbeiten
eine optimierte Trägerstruktur entwickelt,
die die Wärme gezielt in
den Speicher hinein und wieder
hinaus leitet. Dies könnte auch für
Klimaanlagen interessant sein. Klimaanlagen
sind in der Regel stark
instationären Zustandsänderungen
unterworfen, daher müssen besondere
Überlegungen hinsichtlich auftretender
Bedarfsspitzen angestellt
werden. Durch die Kombination
von Wärmeerzeuger, Adsorptionskältemaschine,
PCM-Speicher und
Sorptionsräder erscheint eine um -
weltfreundliche, gasgestützte Klimatisierung
realisierbar (Bild 6).
Verbandstätigkeiten
Prof. Schmitz ist in verschiedenen
Gremien des Gas- und Wasserfachs
tätig. Er ist Vorsitzender des Beirates
der DVGW-CERT GmbH und Mitglied
des Forschungsbeirates des
DVGW. Für den BDEW überprüfte er
bis zum Ende der Evaluierungsperiode
2012 entsprechend dem
Koyoto-Protokoll die Monitoringberichte
im Rahmen der freiwilligen
Selbstverpflichtung des Deutschen
Gasfaches zur Reduzierung der CO 2 -
Emissionen. Darüber hinaus ist er
Mitglied des Fachausschusses Thermodynamik
in der VDI-Gesellschaft
Energietechnik und Mitglied des
Schriftleitergremiums von gwf-gas/
Erdgas. Schließlich ist er seiner früheren
Wirkungsstätte, dem Gaswärme
– Institut in Essen, heute
noch als Mitglied des Verwaltungsrates
verbunden.
Internationale Aktivitäten
Es gibt enge Verbindungen zu einigen
ausländischen Forschungseinrichtungen
wie z. B. der Tongji-University
in Shanghai. 2010 wurde
zusammen mit dem Institut of Thermal
Engineering ein Sino - German
Scientific Workshop on Gas Technology
durchgeführt. Seit 2013 wird
einmal im Jahr zusammen mit University
of Maryland, USA, der Jiao
Tong University in Shanghai und
der University of Korea ein International
Joint Graduate Course for Sustainable
Energy ausgerichtet. Die
Veranstaltung findet nächstes Jahr
in Hamburg statt. 2015 wird die
TUHH Ausrichter der 15. Internationalen
Modelica-Konferenz sein. Darüber
hinaus gibt es enge Kontakte
zum Institut für Kältetechnik der
Purdue University, zum IIT Mumbay,
Indien, zur TU Delft und über das
OpenModelica Konsortium zur Universität
Linköping, Schweden.
Einige ausgewählte
Veröffent lichungen mit
Relevanz zum Gasfach
##
Wrobel, J.; Walter, P.S.; Schmitz,
G.: Performance of a solar assisted
air conditioning system at
different locations, Solar Energy,
Volume 92, June 2013, Pages
69–83, Elsevier, London
##
Wrobel, J.; Morgenstern, P.;
Schmitz, G.: Modeling and experimental
validation of the desiccant
wheel in a hybrid desiccant
air conditioning system, Applied
Thermal Engineering (51) 2013,
Elsevier, London, p. 1082-1091
##
Dietl, K.; Joos,A.; Schmitz, G.:
Dynamic Analysis of the Absorption
/ Desorption Loop of a Carbon
Capture Plant Using an
Object-Oriented Approach Chemical
Engineering and Processing:
Process Intensification, 51
(2012), Elsevier, p. 132-139, Elsevier,
London
##
Storace, St.; Schmitz, G.: Gas driven
cogeneration network systems
as impetus for an intelligent
and dynamic grid and the
development of renewable
energies, Proceedings of the
International Gas Research Conference,
2011, 19-21 Oct, 2011,
Seoul, Korea. In: Gas for Energy,
2012, 1, Deutscher Industrieverlag,
München
##
Schmitz, G.; Nitschke-Kowsky, P.:
Systematics and procedures to
monitor climate-protection
commitments of the German
gas sector. Proc. of the International
Gas Research Conference,
Paris, 8-10.10.2008
##
Sielemann, M.; Schmitz, G: A
quantitative metric for robustness
of nonlinear algebraic
equation solvers, Mathematics
and Computers in Simulation, 81
(2011),12, p. 2673–2687, Elsevier,
London
##
Schmitz, G. (Editor): Proceedings
of the 4th International Modelica
Conference, Hamburg, Germany,
March 7-11, 2005, Vol. 1+2
##
Wischhusen, St.; Schmitz, G.:
Transient simulation as an economical
analysis method for
energy supply systems for buildings
or industry. Applied Thermal
Engineering, Vol. 24 (2004),
Issue 14-15, p. 2157-2170, Elsevier,
London
##
Schmitz,G.: Wasserstoff - Ein
Energieträger der Zukunft? gwf -
Gas/Erdgas, 139 (1998), Nr.3,
S. 186 - 196
##
Schmitz, G.; Casas, W.: Vorrichtung
zur sorptionsgestützten
Klimatisierung von Raumluft,
Europäische Patent mit Wirkung
für Deutschland, Italien, Frankreich,
Spanien, EP1368596A1
(erteilt)
Kontakt:
Prof. Dr.-Ing. Gerhard Schmitz,
Technische Thermodynamik,
Technische Universität Hamburg-Harburg,
E-Mail: schmitz@tu-harburg.de
September 2013
710 gwf-Gas Erdgas

Lexikon der Gastechnik
Begriffe, Definitionen
und erläuterungen
seit über 30 Jahren ist das „Lexikon der Gastechnik“ ein
elementares nachschlagewerk für die Gasversorgungswirtschaft.
kurz gefasste Definitionen erlauben eine
Orientierung hinsichtlich der wichtigsten technischen
Begriffe in der öffentlichen Gasversorgung.
Ursprünglich entstanden aus einem Arbeitskreis „Begriffsbestimmungen
im Gasfach“ des DVGW wurde das Werk von verschiedenen
Autorenteams kontinuierlich weiterentwickelt und ergänzt.
Neben einer überprüfung der Definitionen enthält die 5. Auflage
viele neue Begriffe zu den aktuellen technischen entwicklungen.
Um dem modernen Nutzungsverhalten gerecht zu werden, wird das
Kompendium jetzt auch in vollständig digitaler form angeboten.
Hrsg.: B. Naendorf
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Lexikon der Gastechnik erscheint in der DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
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Zukunft
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Brief, fax, e-Mail) oder durch rücksendung der Sache widerrufen. Die frist beginnt nach erhalt dieser Belehrung in Textform.
Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an die Vulkan-Verlag GmbH,
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Diese erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

AUS DER PRAXIS
Das Gebäude
der Tyczka
Totalgaz.
Flüssiggasversorger setzt auf intelligente
Vorkasse-Systeme
Martin U. Kaiser
Ines Eggert, Leiterin des Kompetenzteams
Zähler im ServiceCenter
Leipzig der Tyczka Totalgaz, ist
mit ihren Kollegen immer auf der
Suche nach neuen Technologien,
die den Kunden und Mitarbeitern
das Leben vereinfachen. Smart-
Metering ist seit 2008 in aller
Munde. „Wir wollten aber nicht
blind auf den Zug aufspringen, sondern
suchten nach Anwendungsmöglichkeiten,
von denen unsere
Kunden profitieren.“ Im Vordergrund
steht dabei, den Kunden
mehr Kontrolle über ihren Energieverbrauch
zu verschaffen.
Fündig wurde man schließlich
bei Itron, einem Anbieter von intelligenten
Applikationen und Messgeräten
für alle Energiearten. Besonders
interessant war Itrons Nexergy
SPS Smart Payment Service. Die
Anwendung basiert auf dem RF1 iV
PSC Zähler, einem Balgengaszähler
mit Vorkassefunktion und der zugehörigen
bei Itron gehosteten Software
Plattform 3E (Eclipse Enterprise
Edition). 3E stellt die dafür
notwendigen Funktionen zur Guthabenaufladung
über das Internet
zur Verfügung.
Optimierte Prozesse
und Kostenkontrolle dank
Guthabentransparenz
Prepaid-Systeme helfen Flüssiggasversorgern
ihre Prozesse zu optimieren
und damit wettbewerbsfähig
zu bleiben. Für Endkunden bieten
sie einen bequemen und
transparenten Weg, den eigenen
Verbrauch zu kontrollieren. Bei Verwendung
eines Zählers mit Vorkassefunktion
kauft der Gaskunde bei
Tyczka Totalgaz vorab ein Gasguthaben,
das auf einer Smart Card
gespeichert wird. Diese Guthabenkarte
schiebt er in das integrierte
Lesegerät des Gaszählers und aktiviert
damit den Gasdurchfluss. Das
System funktioniert ähnlich wie ein
Prepaid-Handy. Der Kunde hat die
Kontrolle über seinen Verbrauch, da
er sein Guthaben stets im Blick hat.
Für den Energieversorger bringt
die Lösung vor allem Einsparungen
von Verwaltungskosten und beim
Monteureinsatz. Kamen Kunden
früher in Zahlungsschwierigkeiten,
musste ein Monteur ausrücken und
die Gasversorgung einstellen. Dies
geschieht nun automatisch, wenn
das gebuchte Guthaben aufgebraucht
ist. Jeder Kunde verfügt
über zwei Guthabenkarten, so dass
eine Karte immer rechtzeitig aufgeladen
werden kann.
Für die Gaskunden besteht Liefer-,
für Tyczka Totalgaz Zahlungssicherheit.
Bisher war es für Energieversorger
oftmals schwierig, das
Vertragsverhältnis mit säumigen
Zahlern aufrechtzuerhalten. Mit
dem neuen System kann der Energielieferant
viele Kunden halten,
deren Energieversorgung sonst eingestellt
werden müsste.
Guthabenübertragung
Die Kommunikation zwischen Zähler
und System erfolgt über Chipkarten.
Ist das Gasguthaben nahezu
aufgebraucht, überweist der Kunde
einen Geldbetrag an den Energieversorger
und erhält nach bestätigtem
Zahlungseingang eine mit dem
entsprechenden Gasvolumen auf-
September 2013
712 gwf-Gas Erdgas

AUS DER PRAXIS
geladene Chipkarte auf dem Postweg
zugesendet. Leere Karten
schickt der Kunde wieder an Tyczka
Totalgaz zurück. Wurde das Gasguthaben
verbraucht, schließt sich ein
internes Ventil im Zähler.
Neben der Verbrauchstransparenz
verfügt das System über weitere
kundenfreundliche Funktionen:
definierbare Nichtabschaltzeiten an
Feiertagen und Wochenenden halten
die Versorgung aufrecht, falls
das Guthaben einmal nicht rechtzeitig
wieder aufgeladen wird.
Ausgiebige Prüfung vor
Projektstart
Die Möglichkeit, technische und
betriebliche Prozesse zu verbessern,
gefiel Ines Eggert auf Anhieb. Bevor
die neuen Geräte zum Einsatz
kamen, stand eine eingehende
Überprüfung an. Verschiedene Tests
zu Sicherheit und Bedienbarkeit
wurden ebenso durchgeführt wie
eine Wirtschaftlichkeitsprüfung.
Schließlich startete das Projekt
im September 2010 mit der Schulung
eines ausgewählten Kreises
von Monteuren. In dieser Phase
wurde auch das neue Software-System
getestet.
Flächendeckender Einsatz
geplant
Bereits mehr als die Hälfte der
geplanten Messstellen in Privathaushalten
sind mit RF1 iV PSC Zählern
ausgerüstet – und der Bedarf
der Kunden ist ungebrochen. Tyczka
Totalgaz setzt dabei voll auf das
neue System und plant zur Unterstützung
des Vertriebs eine Marketingkampagne.
Das Unternehmen
ist davon überzeugt, durch Einsparungen
zum Beispiel im Mahnwesen,
seinen Kunden trotz steigender
Energiekosten weiterhin günstige
Preise anbieten zu können. Nicht
zuletzt bestätigt die Zufriedenheit
der Kunden den Erfolg der Geräte.
Die Handhabung ist unkompliziert,
die Störungsanfälligkeit gering.
Besonders hilfreich war für den Flüssiggasversorger
das Itron-Schulungsprogramm
für Einbau, Betrieb
und Software.
Info
Tyczka Totalgaz ist ein bundesweit aktiver Energieversorger
Im Bereich Flüssiggas. Das Gemeinschaftsunternehmen
der Tyczka Beteiligung Holding
und TOTAL Deutschland verfügt über mehr
als 85 Jahre Know-how im Flüssiggasgeschäft. Die
400 Mitarbeiter beraten ihre Kunden zu den Themen
Energiesparen, sichere Lagerung von Flüssiggas
und entwickeln innovative Lösungen zur
Energieversorgung. Neben der Hauptniederlassung
in Geretsried bei München gibt es ein ServiceCenter
in Leipzig.
Autor
Martin U. Kaiser
Itron Zähler & SystemtechnikGmbH |
Karlsruhe |
E-Mail: martin.kaiser@itron.com |
www.itron.com
info.kassel@itron.com
September 2013
gwf-Gas Erdgas 713

TECHNIK AKTUELL
Mietpark mit mobilen Gas-Druckregelanlagen
wird erweitert
Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten
an Gasinfrastrukturen
sind oft eine besondere
Herausforderung. Denn die Belieferung
von Privat- und Geschäftskunden
soll während der Durchführung
dieser Tätigkeiten natürlich nicht
beeinträchtigt werden. Um Versorger
und Industrieunternehmen
künftig noch besser bei der Bewältigung
dieser Aufgabe zu unterstützen,
stockt CeH4 technologies jetzt
sein Angebot an mobilen Gas-
Druckregelanlagen auf. Demnächst
stehen im Mietpark des niedersächsischen
Anlagenbauers vier neue
Systeme, die in 3 bis 9 m langen
transportablen Seecontainern un -
tergebracht sind. Die größte dieser
GDR-Anlagen erzielt rund 65 000 m³
pro Stunde, genug um eine kleinere
Stadt mit Gas zu versorgen. Das
Unternehmen aus Celle erweitert
sein Sortiment damit auf über 20
mobile Gas-Druckregel- und Messanlagen,
von denen die kleinsten
auf Autohängern montierten Systeme
für 100 m³ pro Stunde ausgelegt
sind. Ergänzt wird das Portfolio
durch separate mobile Heizsysteme
und transportable Odor-Anlagen.
Sorgen dafür, dass das Gas auch während Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen
beim Kunden ankommt: Mobile GDR-Anlagen.
Quelle: CeH4 technologies GmbH
Kontakt:
CeH4 Technologies GmbH,
Uwe Hohl,
Tel. (05141) 933 48-41,
E-Mail: hohl@ceh4.de,
www.ceh4.de
Zentralisierte
Datenerfassung
über Web-Services
vereinfacht
den
Datenfluss in
Viel-System-
Landschaften.
Zentralisierte Netzanschlussprozesse
Kaum ein Verteilnetzbetreiber
weiß ad-hoc genau welchen
Status ein neuzubauender Netzanschluss
hat und in welchem Umfang
weitere Neuanschlüsse zu erwarten
sind. Grund sind heterogene Systemlandschaften.
Oft werden Daten
in verschiedenen Systemen manuell
erfasst, teilweise sogar doppelt und
dreifach. Unter diesen Umständen
sind Inkonsistenzen in den Daten,
ineffiziente Prozesse und damit
unnötig hohe Kosten geradezu programmiert.
So kann es beispielsweise
vorkommen, dass eine EEG-
Anlage schon einspeist und der Verteilnetzbetreiber
den Strom auch
vergütet, ihn aber in seinem EDM-
System noch nicht bilanziert. Die
Folge: Der Verteilnetzbetreiber
bekommt das Geld nicht zeitnah
vom Übertragungsnetzbetreiber
erstattet, sondern erst am Jahresende.
Die Außenstände von Verteilnetzbetreibern
können sich da -
durch auf hohe sechsstellige Euro-
Beträge im Jahr summieren.Das
muss nicht zwangsläufig so sein.
Die Lösung ist eine zentrale Datenerfassung,
die vor das EDM-System
geschaltet wird. Diese sammelt
September 2013
714 gwf-Gas Erdgas

TECHNIK AKTUELL
zunächst alle relevanten Daten und
stellt sie den operativen Systemen
in einheitlicher Form zur Verfügung.
Das reduziert nicht nur den Aufwand
bei der Datenerfassung,
sondern steigert auch Prozessgeschwindigkeit
und -sicherheit
immens. Darüber hinaus wird die
Transparenz im kompletten Netzanschlusswesen
erhöht: Zu jedem
Zeitpunkt ist der aktuelle Status
einzelner Vorgänge sichtbar. Abteilungsübergreifendes
Arbeiten (z. B.
zwischen Netzverträglichkeitsprüfung,
Anschlusskalkulation, Zählerwesen
und Abrechnung) wird vereinfacht,
da jeder Sachbearbeiter im
Prozessverlauf anwendungsgerecht
und zum richtigen Zeitpunkt informiert
wird und seine Tätigkeit im
System dokumentieren kann. Die
zentrale Datenerfassung macht es
darüber hinaus möglich, bereits
vorhandene Daten aus den führenden
Systemen zu sammeln und im
Rahmen der Prozesse an weitere
EDV-Anwendungen weiterzuleiten.
Doppelerfassung und Eingabefehler
gehören damit der Vergangenheit
an.
SOPTIM entwickelt aktuell im
Auftrag von zwei Kunden eine solche
Lösung. Das neue Produkt
basiert – wie die neue Soptim
Energy Suite – auf modernster Technologie.
Zum Einsatz kommen also
auch Web-Services, die einen
besonders unkomplizierten Datenaustausch
über Systemgrenzen hinweg
ermöglichen. Der Einsatz einer
solchen Lösung muss nicht auf
Stromnetzanschlüsse beschränkt
bleiben, sondern ist spartenübergreifend
möglich. Die Lösung wird
nicht nur in Soptim-Umgebungen
funktionieren, sondern herstellerunabhängig
ebenso im Konzert mit
beliebigen anderen Systemen. Bis
Ende dieses Jahres soll SE:NAP –
Netzanschlussprozess, so wird das
neue Mitglied im Produktportfolio
heißen – fertiggestellt sein.
Kontakt:
SOPTIM AG,
Kerstin Hartmann,
Tel. (0241) 89491-4339,
E-Mail: kerstin.hartmann@soptim.de,
www.soptim.de
Schichtdickenmessgerät mit 456 Ultra/Scan-Sonde
Mit der neuen Ultra/Scan Sonde
für das Elcometer 456 Schichtdickenmessgerät
wird es dem
Anwender ermöglicht, die Sonde
über eine Oberfläche zu ziehen,
ohne dabei die Beschichtung oder
die Sonde zu beschädigen. Somit
können Messungen auf beschichteten
magnetischen (F) oder nichtmagnetischen
(NF) Metallen mit einer
Messwerterfassungsrate von mehr
als 140 Messungen pro Minute
erheblich beschleunigt werden.
Jede Ultra/Scan Sonde besitzt eine
hoch verschleißfeste Sondenkappe
mit Schnappverschluss; somit wird
die Messung einer Oberfläche
gewährleistet ohne die Sondenspitze
abzunutzen- dies ist nötig,
um die lebenslange Präzision der
Sonde aufrechterhalten zu können.
Anhand der patentierten Offset-
Funktion des Elcometer 456 Messgerätes
wird jeder Kappenverschleiß
während der Verwendung
beim Kalibrieren berücksichtigt. Das
Messgerät weist den Benutzer sogar
darauf hin, wenn die Kappe ausgetauscht
werden muss. Die Elcometer
456 Ultra/Scan Sonde kann
sowohl als herkömmliche Sonde,
aber auch für Messungen im Scan
oder Wiederholautomatikmodus
verwendet werden. Wenn der Scanmodus
gewählt wird, kann die
Ultra/Scan-Sonde über die gesamte
Oberfläche gezogen werden. Wenn
die Sonde von der Oberfläche abgehoben
wird, zeigt das Messgerät
den durchschnittlichen (), maximalen
und minimalen Schichtdickenwert
an.
Während jedes Scanvorgangs
zeigt das Elcometer 456 den aktuellen
Dickenmesswert zusammen mit
einem analogen Balkendiagramm
an, der die Dicke sowohl im Verhältnis
zur Solldicke als auch zu etwaigen
benutzerdefinierten Grenzwerten
anzeigt.
Kontakt:
Elcometer Instruments GmbH,
Tel. (07361) 52806-0,
E-Mail: info@elcometer.de,
www.elcometer.de
September 2013
gwf-Gas Erdgas 715

TECHNIK AKTUELL
Low-NOx-Brenner BIC...M für den
Low-NOx-Modus menox®
Eine Neuentwicklung von Elster
Kromschröder sorgt für eine
deutliche Reduzierung der thermischen
NO x -Bildung bei EIN/AUSgetakteten
Hochgeschwindigkeitsbrennern.
Die patentierte Low-NOx
Lösung menox® besteht aus dem
neuen Brennertyp BIC...M, der in
Verbindung mit einer speziellen
Regelungstechnik in zwei Betriebsarten
arbeiten kann: Im konventionellen
Flammenbetrieb bei niedrigen
Ofentemperaturen und im
Low-NOx-Modus menox® mit flammenloser
Verbrennung bei höheren
Ofentemperaturen. Mit Hilfe von
menox® können die NO x -Werte
auch bei 1200 °C Ofenraumtemperatur
und 450 °C Warmluft auf unterhalb
von 150 mg/m³ (bez. 5 % O 2 )
gesenkt werden – und dieses ohne
aufwändige zusätzliche Verrohrungen.
Die Methode ist damit bestens
für Wärmebehandlungsprozesse
geeignet; der hohe Austrittsimpuls
und die Rundum‐Taktsteuerung
ermöglichen eine vorteilhafte Temperaturgleichmäßigkeit.
Zum Aufheizen des Ofens arbeitet
der Brenner im konventionellen
Flammenbetrieb. Das zündfähige
Gas-Luft-Gemisch wird mit einem
elektrischen Zündfunken entzündet
und verbrennt innerhalb und außerhalb
des keramischen Brennerrohres.
Dabei überwacht eine Ionisationselektrode
das Vorhandensein
der Flamme gemäß EN 746-2.
Oberhalb einer Brennraumtemperatur
von 850 °C kann über einen
Sicherheitstemperaturwächter (STW)
und eine speziell modifizierte Brennersteuerung
BCU 465..menox eine
Umschaltung in den Low-NOx-
Modus menox® erfolgen. Hierbei
wird der Brenner zunächst ausgeschaltet
und anschließend in der
neuen Betriebsart wieder gestartet:
Im menox®-Modus werden Gasventil
und Luftstellglied geöffnet, ohne
dass der elektrische Zündfunke ausgelöst
wird. Gas und Luft werden
über die gleichen Anschlüsse wie
im Flammenbetrieb zugeführt. Es
erfolgt aber keine Zündung in dem
keramischen Brennerrohr, sondern
vielmehr wird die Verbrennung in
den Ofen verlagert. Im menox®-
Modus laufen die Oxidationsreaktionen
ohne sichtbare Flamme ab. Verglichen
mit dem konventionellen
Flammenbetrieb ist die Reak tionszone
deutlich größer und die Reaktionsdichte
erheblich geringer. Hierdurch
werden die für hohe NO x -Werte
verantwortlichen Spitzentemperaturen
vermieden; der NO x -Ausstoß
vermindert sich dadurch erheblich.
Obwohl abhängig von der
Brennraumtemperatur zwei Be -
triebsarten realisiert werden können,
ist jeweils nur ein Anschluss für
Brenngas und Brennluft vorhanden.
Durch die Baugleichheit mit dem
BIC-Brenner erlauben die identischen
Abmessungen des Brennergehäuses
vom BIC…M auch die
Umrüstung von vorhandenen Installationen
mit konventionellen BIC-
Brennern. Der Brenner BIC…M ist
dabei in verschiedenen Längenabstufungen
erhältlich, wodurch eine
flexible Anpassung an unterschiedliche
Ofenwandstärken möglich ist.
Kontakt:
Elster GmbH,
Martin Wicker
Tel. (0541) 1214-624,
E-Mail: martin.wicker@elster.com,
www.kromschroeder.de
September 2013
716 gwf-Gas Erdgas

TECHNIK AKTUELL
Neue Technologie steigert die Erdgasverarbeitungsleistung
an der US-Golfküste
Honeywell UOP Separex Flux +
Membranelemente werden zum
Entfernen von Verunreinigungen
wie beispielsweise sauren Gasen
und Wasser aus Erdgas genutzt.
Diese Verunreinigungen müssen
entfernt werden, bevor das Erdgas
zur gewerblichen Nutzung in einer
Pipeline transportiert wird. Im Vergleich
zur vorhandenen Technologie
wurden die UOP Separex Flux +
Membranelemente so gestaltet,
dass Erdgasproduzenten damit
mehr Gas verarbeiten können, was
zu höheren Erträgen bei gleichzeitiger
Reduktion der Verarbeitungskosten
führt.
Die Separex Flux + Membranelemente
wurden dieses Jahr als Folgegeneration
der Separex Membransysteme
eingeführt. Die Membranelemente
steigern nicht nur die
Gasmenge, die im System verarbeitet
werden kann, sondern entfernen
auch mehr Kohlendioxid pro Membranflächeneinheit
als herkömmliche
Membranprodukte. Dadurch
wird ein Engpass in Verarbeitungsanlagen
beseitigt und die Gesamtbetriebskosten
von Gaserzeugern
gesenkt. Die Einheiten können
sowohl auf dem Festland als auch
auf offener See installiert werden,
benötigen wenige bis keine Hilfsmittel,
sind in kürzester Zeit
betriebsbereit und besitzen eine
hohe Reduktionsleistung.
Separex Membrane benötigen
keine Lösungsmittel und sind deshalb
besonders an entlegenen
Standorten gefragt, die transportlogistisch
nur schwer versorgt werden
können. Da Separex Membranelemente
inerte Festkörper sind, stellen
sie eine auslaufsichere, umweltfreundliche
Lösung dar. Ihr jahrzehntelanger
Einsatz in der
Erdgasverarbeitung hat gezeigt,
dass von allen in diesem Bereich
eingesetzten Membranen Separex
am robustesten sind und die längste
Lebensdauer in der Industrie erzielen
können. Gegenwärtig sind weltweit
mehr als 130 Separex Einheiten
installiert. Honeywell UOP hat vor
kurzem seine bisherigen Separex
Membranelemente aus Zelluloseazetat
(CA) in Separex Flux umbenannt.
Dieses Produkt weist dieselben
Spezifikationen und dieselbe
Leistung wie die derzeit vom Unternehmen
angebotenen CA-Elemente
auf.
Kontakt:
Honeywell UOP,
Krystal Hughes,
Tel. (0847) 391-3561,
E-Mail: krystal.hughes@honeywell.com
ATEX-zertifizierte Flammdurchschlagsicherungen
Das Brand- und Explosionsrisiko
in komplexen geschlossenen
Tankanlagen und Rohrleitungssystemen
wird mit Durchschlagsicherungen
effektiv entschärft. Die
ATEX-zertifizierten Deflagrationsund
Detonationssicherungen des
Düsseldorfer Spezialisten für industrielle
Sicherheitsarmaturen Bormann
& Neupert hindern Flammenfronten
bei einem Worst-Case- Szenario
zuverlässig an der Aus breitung.
Dabei kühlen die Deflagrationsund
Detonationssicherungen entzündete
Atmosphären direkt auf
eine Temperatur unterhalb des
Brennpunktes ab. Die Schutzarmaturen
bilden so eine unüberwindbare
bidirektional wirkende Grenze
für Flammen und Explosionen,
unabhängig von ihrer Ausbreitungsgeschwindigkeit.
Das Ingenieurbüro bietet Verantwortlichen
für Anlagensicherheit
und Verfahrensoptimierung immer
eine passgenaue Auslegung: Man
erhält die Standardausführungen
der Deflagrations- und Detonationssicherungen
anwendungsspezifisch
für Betriebstemperaturen bis
200 °C und Arbeitsdrücken bis zu
2 bar. Spezialausführungen für ex -
tremere Betriebsbedingungen, hö -
he re Arbeitsdrücke und Betriebstemperaturen,
sind ebenfalls optional
lieferbar.
Die Produktpalette von Bormann
& Neupert im Bereich der
Tankschutzarmaturen deckt fast alle
Anwendungen ab, bei denen entzündliche
Atmosphären der Explosionsgruppen
I bis IIC entstehen
können. Sie sind als End- und Rohrleitungsarmaturen
in den Standardgrößen
DN 25 bis DN 600 erhältlich.
Kontakt:
Bormann & Neupert GmbH & Co. KG,
Tel. (0211) 93055-0,
E-Mail: info@bormann-neupert,
www.bormann-neupert.de
September 2013
gwf-Gas Erdgas 717

REGELWERK
Regelwerk Gas
Prüfgrundlage G 5305-2 „Gasströmungswächter für Hausanschlussleitungen“
erschienen
Das TK „Bauteile und Hilfsstoffe –
Gas“ hatte beschlossen, die
VP 305-2 gemäß der Geschäftsordnung
GW 100 in eine Technische
Prüfgrundlage G 5305-2 zu überführen.
Im Rahmen der Überführung
wurde eine Anpassung an die aktuelle
Regelwerksstruktur und eine
redaktionelle Anpassung der zertifizierungsrelevanten
Textpassagen
vorgenommen zusätzlich wurden
die Regelwerksbezüge aktualisiert.
Die Gasströmungswächter nach
G 5305-2 sperren die Gaszufuhr für
das nachgeschaltete Leitungssystem
ab, wenn der vorgegebene
Schließdurchfluss überschritten
wird, z. B. durch eine mechanisch
bedingte Leckage (Baggerangriff)
mit ausreichend hohem Öffnungsquerschnitt.
Diese Technische Prüfgrundlage
gilt für Anforderungen und Prüfungen
von Gasströmungswächtern bis
zu einer Nennweite von DN 50 mit
definierter Durchflussrichtung. Sie
werden mit Gasen nach dem DVGW-
Arbeitsblatt G 260 (jedoch nicht
für Flüssiggas in der Flüssigphase)
betrieben. Sie werden entsprechend
dem Betriebsdruckbereich
unterteilt in die Typen A (15 mbar
bis 100 mbar), B (0,1 bar bis 5 bar),
C (25 mbar bis 5 bar) und D (25 mbar
bis 1 bar).
Preis:
€ 29,87 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 39,28 für
Nichtmitglieder.
Dipl.-Ing. Peter Limbach
Technische Prüfgrundlage G 5634 „Sicherheitsverschlüsse für Gas-Installationen“
erschienen
Das TK „Bauteile und Hilfsstoffe –
Gas“ hatte beschlossen, die
VP 634 gemäß der Geschäftsordnung
GW 100 in eine Technische
Prüfgrundlage G 5634 zu überführen.
Im Rahmen der Überführung
wurde eine Anpassung an die aktuelle
Regelwerksstruktur und eine
redaktionelle Anpassung der zertifizierungsrelevanten
Textpassagen
vorgenommen zusätzlich wurden
die Regelwerksbezüge aktualisiert,
die Rotgusswerkstoffe an europäische
und internationale Normen
angepasst und der Dichtungswerkstoff
nach DIN EN 682 gestrichen.
Das DVGW-Arbeitsblatt G 600
(TRGI) verweist als Passivmaßnahme
zur Erschwerung von Manipulationseingriffen
in die Gasinstallation
unter anderen auf den Einsatz
von Sicherheitsverschlüssen. Es
handelt sich dabei um Stopfen/Kappen
als Verwahrungseinrichtungen
auf Leitungsenden, welche nur mit
Sonderwerkzeug geöffnet werden
können.
Diese technische Prüfgrundlage
gilt für Anforderungen und Prüf -
ungen von gasberührten ein- oder
mehrteiligen Sicherheitsverschlüssen
(wie Sicherheitsstopfen, Sicherheitskappen
oder ein System) in
Gas-Installationen nach DVGW-
G 600 (TRGI) und TRF, bis zu einer
Nennweite von DN 50 (Gewindegröße
2) und einem Nenndruck von
5 bar. Sie werden mindestens teilweise
von Gasen nach dem DVGW-
Arbeitsblatt G 260 (jedoch nicht
für Flüssiggas in der Flüssigphase)
berührt.
Sicherheitseinrichtungen, die
nicht vom Gas berührt werden, können
auch nach dieser technischen
Prüfgrundlage beurteilt und zertifiziert
werden.
Preis:
€ 22,27 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 29,69 für
Nichtmitglieder.
Dipl.-Ing. Peter Limbach
September 2013
718 gwf-Gas Erdgas

REGELWERK
Regelwerk Gas/Wasser
Ankündigung Gelbdruck des DVGW-Arbeitsblattes GW 15
Das technische Komitee G-TK-1-
10 Außenkorrosion hat die
Überarbeitung des DVGW-Arbeitsblattes
GW 15 Nachumhüllungen
von Rohrleitungen, Armaturen und
Formstücken – Qualifikationsanforderungen
an Personal und Ausbildungsstätten
– Ausbildungs- und
Prüfplan abgeschlossen. Um den
neu entstandenen Normen auf
internationaler und nationaler
Ebene gerecht zu werden, wurde
die Anpassung des DVGW-Arbeitsblattes
notwendig.
Es dient als Leitfaden für die
Qualifikation von Umhüllern, Ausbildungsstätten
und legt den Ausbildung-
und Prüfumfang fest. Die
Werksumhüllung von Rohren erfordert
eine sachgerechte Nachumhüllung
von unbeschichteten Rohrverbindungen,
Bauteilen und Fehlstellen
auf der Baustelle. Für
Nachumhüllungen stehen verschiedene
Umhüllungsmaterialien zur
Verfügung. Die Nachumhüllung auf
der Baustelle erfordert vom Umhüller
sowohl Sachkunde über die
Umhüllungsmaterialien als auch die
Fähigkeit zur fachgerechten Anwendung
dieser Materialien.
Die An wendung dieses Arbeitsblattes
stellt sicher, dass die
Schulung und Prüfung der Umhüller
nach einheitlichen Verfahren
und Inhalten durchgeführt wird
und Umhüller nach bestandener
Prüfung die für eine qualitätsgerechte
Ausführung und Kontrolle
der Arbeiten erforderliche Fachkenntnis
und Handfertigkeit besitzen.
Der Anwender hat zudem die
Möglichkeit, sich zu spezialisieren.
Zusätzlich zu den allgemein erforderlichen
Grundlagen kann optional
aufbauend eine weitergehende
Spezialisierung für bestimmte
Nachumhüllungsmaterialien erfolgen.
Der Entwurf erschien im Juli
2013. Etwaige Einsprüche senden
Sie bitte an frenz@dvgw.de
Preis:
€ 22,27 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 29,69 für
Nichtmitglieder.
Dipl.-Ing. Peter Frenz
Arbeitsblatt GW 381 „Bauunternehmen im Leitungstiefbau - Mindestanforderungen“
Die Einspruchsfrist endet am
31.12.2013
Das Arbeitsblatt wurde von einem
Projektkreis erarbeitet, in dem die
Sparten Fernwärme, Gas, Strom,
Telekommunikation und Trinkwasser
vertreten waren. Seitens der verschiedenen
Sparten und Straßenbaulastträger
haben sich im Lauf
der Zeit die jeweiligen Anforderungsprofile
für Bauunternehmen
im Leitungstiefbau eigenständig
entwickelt. Dabei stimmen die
meisten Aspekte des Leitungstiefbaus
vom Straßenaufbruch über die
Grabenerstellung und -verfüllung
bis zur Wiederherstellung der Straßenoberfläche
und der begleitenden
Verkehrssicherung für die verschiedenen
Sparten überein, auch
unter Berücksichtigung der einschlägigen
Rechtsvorschriften.
Somit lag es auf der Hand, eine
Zusammenfassung der formalen,
personellen und sachlichen Mindestanforderungen
sowie von optionalen
Kriterien vorzunehmen und
eine einheitliche Bezugsgrundlage
zu schaffen.
Für den Bau der Leitung selbst
und die diesbezüglichen Aspekte
(insbesondere hinsichtlich spartenund
bauweisenspezifischer Kabel/
Rohre/Umhüllungsmaterialien, Verbindungen,
Überdeckungshöhen,
Abstände, Bettungsbedingungen
sowie zugehöriger Einbau-/Montagetechnologien,
Gefahrenabwehrmaßnahmen
und Qualifikationsanforderungen)
gelten weiterhin un -
eingeschränkt die einschlägigen
technischen Regeln und Rechtsvorschriften.
Dies gilt nicht nur im
Zusammenhang mit der offenen
Bauweise, sondern insbesondere
auch für die verschiedenen grabenlosen
Bauweisen, mit denen zum
Teil besondere Anforderungen hinsichtlich
der oben genannten
Aspekte verbunden sind. Schließlich
werden verschiedene Bauweisen
oftmals kombiniert (z. B. offene
Bauweise für Versorgungsleitungen
und Bodenverdrängungshammer
für Anschlussleitungen).
Man sieht den neun Textseiten
(samt Vorwort) nicht an, wie viel an
Arbeit und Abstimmung dahinter
steht. Der unvorbelastete Leser
kann mit hoher Wahrscheinlichkeit
davon ausgehen, dass an Stellen,
über die er stolpert, wo er sich ein
Mehr – oder vielleicht auch Weniger
– an Inhalt, Deutlichkeit oder Verbindlichkeit
wünschen würde, der
Projektkreis hart und gelegentlich
mehrfach um den ausgewogenen
Kompromiss gerungen. Im Mittelpunkt
stand allzeit die Frage, wie
man das wirklich Unverzichtbare,
den gemeinsamen Nenner der zahllosen
denkbaren Baustellen klar
herausarbeitet und dennoch vermeidet,
dass den vielen, oft auf
lokale Bedürfnisse spezialisierten
Tiefbauunternehmen irgendwelche
unnötigen Steine in den Weg gelegt
werden. Leitbild: Am Ende müssen
alle Leitungen und Verkehrswegeflächen
gemäß den Anforderungen
September 2013
gwf-Gas Erdgas 719

REGELWERK
der Leitungsbetreiber bzw. Straßenbaulastträger
dauerhaft gebrauchstauglich
sein.
Dabei unterscheidet man zwei
Arten von Mindestanforderungen.
Nämlich solche, wonach das Tiefbauunternehmen
ohne Wenn und
Aber über einen gewissen Bestand
an Personal und Ausstattung uneingeschränkt
verfügen können muss,
unabhängig davon, ob das Unternehmen
an einem bestimmten
Gerät etwa das volle Eigentumsrecht
hat oder dieses „nur“ least.
Und solche, wonach bestimmte
Geräte auch durch einen Vertragspartner
bereitgestellt bzw. entsprechende
Leistungen durch Einsatz
eines Nachunternehmers erbracht
werden können. Im ersten Fall
denke man schlicht an Geräte, die
praktisch zu jeder Baustelle gehören,
also tägliches Handwerkszeug
bilden (z. B. Geräte zum Grabenverbau
und zur Verdichtung der Grabenverfüllung).
Im zweiten Fall geht
es um Geräte, deren Bedeutung von
lokalen Umständen und Bedürfnissen
geprägt ist (z. B. zum Leerrohreinbau
oder zur Oberflächenwiederherstellung).
So erscheint folgender Hinweis
im Vorwort theoretisch selbstverständlich,
praktisch ist er es keineswegs:
„Die Einhaltung der einschlägigen
technischen Regeln und
Rechtsvorschriften mit entsprechend
qualifiziertem Personal und
geeigneten Arbeitsmitteln für die
Ausführung der Leistungen steht
außer Frage.“ Denn genau dieser
Hinweis offenbart den Rahmen, der
bei der Auslegung der oben
genannten Unterscheidung nicht
verlassen werden darf. Er bildet die
Richtschnur dafür, wie im konkreten
Fall Fragen danach zu beantworten
sind, wie etwa der folgende zentrale
Satz des Arbeitsblattes auszulegen
ist: „Die Ausstattungselemente nach
Tabelle 5 bis 18 sind nach Art,
Anzahl und sonstigem Umfang je -
weils so zu wählen/bemessen, dass
alle betroffenen Baustellen/Mitarbeiter
bedient bzw. berücksichtigt
werden und diese Personen wiederum
für die Bedienung der jeweiligen
Ausstattung geeignet sind.“
Auftraggeber erhalten damit
nicht einfach ein Werkzeug, um
ungeeignete Anbieter auszusieben.
Zertifizierungsstellen und Gütegemeinschaften
steht es frei, ihre
Dienstleistungen anzubieten und
sich dafür akkreditieren zu lassen.
Doch unabhängig davon, ob ein
Auftraggeber das Arbeitsblatt zur
Präqualifikation nutzt bzw. Konformitätsbewertungen
Dritter in An -
spruch nimmt, gilt immer folgender
Satz des Anwendungsbereichs: „Der
Begriff Mindestanforderungen be -
deutet hier, dass sich aus technischen
Regeln und Rechtsvorschriften
weitergehende Anforderungen
ergeben können bzw. dass der Auftraggeber,
insbesondere aufgrund
besonderer Merkmale, Schutzbedürfnisse
und sonstiger Randbedingungen,
weitergehende Anforderungen
stellen kann. Die optionalen
Kriterien sind insofern, ohne An -
spruch auf Vollständigkeit, als Hinweise
für den Auftraggeber zu
betrachten, der die Notwendigkeit
weitergehender Anforderungen
prüfen muss.“
Nicht zuletzt offenbart sich der
Anspruch des Arbeitsblatts in folgender
Unterscheidung des Anwendungsbereichs:
„Sofern ein Bauunternehmen
mehrere Organisationseinheiten
hat, gilt das Arbeitsblatt
für die Organisationseinheiten, die
mit Leitungstiefbau befasst sind,
insbesondere gilt das Arbeitsblatt in
Gänze für eigenständige Niederlassungen.
Eigenständigkeit ist anzunehmen,
wenn die Niederlassung
den tatsächlichen Betriebsablauf
maßgeblich selbst bestimmt bzw.
wenn der Hauptbetrieb die Beaufsichtigung
der Mitarbeiter und Baustellen
nicht im gesamten erforderlichen
Umfang leisten kann.“ Spartenspezifische
Aspekte wurden während
der Arbeitsblatterarbeitung
erwogen (etwa im Hinblick auf die
Tatsache, dass viele Tiefbauunternehmen
auch den Kabelzug anbieten),
letztlich aber doch hier nicht
weiter verfolgt.
Preis:
€ 17,27 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 23,03 für
Nichtmitglieder.
Klaus Büschel, Bereich Wasser
Agnes Schwigon, Bereich Gas
Ankündigung Weißdruck des GW 306 „Verbinden von Blitzschutzanlagen mit
metallenen Gas- und Wasserleitungen in Verbrauchsanlagen“ und des
GW 309 „Elektrische Überbrückung bei Rohrtrennungen“
Das technische Komitee G-TK-1-
10 Außenkorrosion hat die
Überarbeitung des DVGW-Arbeitsblattes
GW 306 Verbinden von Blitzschutzanlagen
mit metallenen Gasund
Wasserleitungen in Verbrauchsanlagen
sowie des DVGW-Arbeitsblattes
GW 309 Elektrische Überbrückung
bei Rohrtrennungen abgeschlossen.
DVGW-Arbeitsblatt GW 306
wurde gemeinschaftlich vom DVGW
Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches
e. V. und VDE Verband der
Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik
e. V., Ausschuss für
Blitzschutz und Blitzforschung (ABB)
erarbeitet. Das Arbeitsblatt ist dem
neuesten Stand der technischen
und wissenschaftlichen Erkenntnisse
angepasst und gilt für die Ausführung
von Verbindungen von neu
zu errichtenden Blitzschutzsystemen
mit Gas- und Trinkwasser-
Installationen. Blitzschutzsysteme
schützen bauliche Anlagen vor
Brand oder Zerstörung und Personen
in den Gebäuden vor Verletzung
oder Tod. Blitzschutzsysteme
bestehen aus dem äußeren und
September 2013
720 gwf-Gas Erdgas

REGELWERK
dem inneren Blitzschutz. Der äußere
Blitzschutz hat die Aufgabe, Direkteinschläge
mittels Fangeinrichtungen
aufzufangen, den eingeprägten
Blitzstrom sicher mit einer Ableitungseinrichtung
zur Erde abzuleiten
und mit einer Erdungsanlage im
Erdreich zu verteilen. Der innere
Blitzschutz hat die Funktion, eine
ge fährliche Spannungsdifferenz oder
Funkenbildung zu verhindern (Blitzschutz-Potentialausgleich).
Aktive
Leiter werden durch Überspannungsschutzgeräte
in diesen Potenzialausgleich
einbezogen.
DVGW-Arbeitsblatt GW 309 gilt
für das Herstellen, Lösen und Prüfen
der beim Trennen oder Verbinden
von Gas- und Wasserrohrleitungen
aus metallischen Werkstoffen erforderlichen
elektrischen Überbrückung
bei Bau- und Montagearbeiten
an Rohrleitungen. Diese Maßnahme
ist zur Vermeidung von
elektrischen Berührungsspannungen
und damit gefährlicher Körperströme
sowie der Funkenbildung
bei elektrisch leitenden durchgehenden
Rohrleitungen erforderlich.
In Ausnahmefällen können gefährliche
Berührungsspannungen ge -
gen Erde auftreten. Das Arbeitsblatt
kann auch für andere metallische
Rohrleitungen, z. B. in der Wärmeversorgung,
angewendet werden.
Beide Weißdrucke sind im
August 2013 erschienen.
Preis:
€ 17,27 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 23,03 für
Nichtmitglieder.
Neues Merkblatt GW 661 „Einsatz von ortsveränderlichen elektrischen Betriebsmitteln
in der Gas- und Wasserversorgung“ veröffentlicht
Das Merkblatt GW 661 gilt für die
Festlegung der Schutzmaßnahmen
bei Verwendung von ortsveränderlichen
elektrischen Betriebsmitteln
bei Arbeiten in der Gas- und
Wasserversorgung.
Es wurde vom Projektkreis „Technischer
Betrieb von Wasserversorgungsanlagen“
im Technischen Ko -
mitee „Anlagentechnik“ und vom
Projektkreis „Elektrotechnische Fragestellungen“
im Technischen
Komitee „Außenkorrosion“ erarbeitet
und dient als Hinweis zur Umsetzung
der geltenden Vorschriften,
um insbesondere elektrische Un -
fälle beim Einsatz von ortsveränderlichen
elektrischen Betriebsmitteln
zu vermeiden.
Neben Begriffsdefinitionen enthält
das Merkblatt eine Einteilung in
Bereiche nach der elektrischen
Gefährdung (ohne erhöhte elektrische
Gefährdung bzw. mit erhöhter
elektrischer Gefährdung). Darauf
aufbauend werden die Schutzmaßnahmen
für den Einsatz der Be -
triebsmittel in den jeweiligen Bereichen
beschrieben.
Weiterhin sind in verschiedenen
informativen Anhängen für unterschiedliche
praktische Einsatzfälle
der elektrischen Betriebsmittel Beispiele
bildlich dargestellt. Das Merkblatt
kann somit von Gas- und Wasserversorgungsunternehmen
als
Hilfe genutzt werden, um unternehmensinterne
Betriebsanweisungen
zu der im Blatt behandelten Thematik
zu erstellen, z. B. durch Verwendung
der vorgenannten beispielhaften
Darstellungen.
Dieses Merkblatt ersetzt die
DVGW-Merkblätter GW 308:2000-08
und W 661:2011-01.
Preis:
€ 22,27 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 22,69 für
Nichtmitglieder.
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle
Tel. 089 / 203 53 66-56
Fax 089 / 203 53 66-99
trenkle@di-verlag.de
Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung
Uwe Lätsch
Tel. 089 / 203 53 66-77
Fax 089 / 203 53 66-99
laetsch@di-verlag.de
September 2013
gwf-Gas Erdgas 721

TERMINE
##
RENEXPO® – 14. Internationale Fachmesse für Erneuerbare Energien
26.-29.9.2013, Augsburg
www.reeco.eu
##
gat 2013 Gasfachliche Aussprachetagung
30.9.–2.10.2013, Nürnberg
DVGW, Markus Grummich, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-617, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997, E-Mail: grummich@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
World of Energy Solutions
30.9.–2.10. 2013, Stuttgart
www.world-of-energy-solutions
##
Thermische Energiespeicher in der Energieversorgung
16.–17.10. 2013, Ludwigsburg
www.vdi.de/thermischeSpeicher
##
Datenmanagement in der Gasversorgung
22.10.2013, Dresden
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
22. Jahrestagung der IBBK Fachgruppe Biogas GmbH
23.–24.10.2013, Offenburg
www.biogas-offenburg.de
##
biogas - expo & congress
23.-24.10.2013, Offenburg
www.biogas-offenburg.de
##
18. Euroforum-Jahrestagung erdgas
23.–25.10.2013, Berlin
www.erdgas-forum.com
##
Biogas-Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen – Sicherheitstechnische Anforderungen
6.-7.11.2013, Laatzen bei Hannover
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
Berechnung und Optimierung von Gasverteilnetzen
19.-21.11.2013, Bremen
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
Planung und Berechnung von Gasdruckregel und Verteilnetzen
26.–27.11.2013, Hamburg
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
emart energy 2013
26.-27.11.2013, Berlin
www.emart-energy.com
##
Neuerungen zum Explosionsschutz für Gasversorgungsanlagen
11.12.2013, Karlsruhe
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
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September 2013
722 gwf-Gas Erdgas

AVK Mittelmann Armaturen GmbH
FIRMENPORTRÄT
AVK Mittelmann Armaturen GmbH
Firmenname/Ort: AVK Mittelmann Armaturen GmbH
Schillerstraße 50, 42489 Wülfrath
Nordrhein-Westfalen
Geschäftsführung: Dipl. Ing. Frank K. Lieser, MBM
Geschichte:
Im Jahr 1911 wurde mit Gründung einer
Metallgießerei in Velbert der Grundstein der
Firma Mittelmann Armaturen GmbH gelegt
und setzt sich 1913 mit dem Kauf einer neuen
Produktionsstätte als Maschinenfabrik in
Tönisheide fort. Die Zusammenlegung der
verschiedenen Standorte erfolgte 1939 mit
Neugründung des Werks in Wülfrath, wo bis
heute produziert wird. 1950 startete die
Produktion von Hydranten sowie Anbohrarmaturen
und -schellen. Im Jahr 1952 wurde
der erste Hydrant mit Kugelabsperrung produziert
und patentierte. 1980 wurde durch
eine Kooperation mit der AVK Scan WASS
Group das Produktportfolio um Absperrschieber
erweitert. Im Jahr 2003 haben die
Firmen AVK Armaturen und Mittelmann Armaturen
fusioniert und vertreiben seither
als AVK Mittelmann Armaturen GmbH ein
Vollsortiment an Schwerarmaturen für Gas,
Wasser und Abwasser sowie für den Bereich
Brandschutz auf dem deutschen Markt.
Konzern:
Die AVK Mittelmann Armaturen GmbH ist
seit August 2003 Mitglied des international
tätigen AVK-Konzerns mit Hauptsitz in Galten,
Dänemark. Die AVK Unternehmensgruppe
ist mit über 2.800 Mitarbeitern in
über 80 Ländern als Hersteller und Anbieter
modernster Schwerarmaturen und Systemlösungen
für den Rohrnetzbereich aktiv.
Kooperation(en): 3S Antriebe GmbH, Berlin
Bermad Water Control Solutions, Israel
Mitarbeiterzahl: 90
Exportquote: 30 %
Produktspektrum: AVK bietet ein Vollsortiment an Schwerarmaturen
an. Dazu gehören: Überflur- und
Unterflurhydranten, Absperr- und Hausanschluss-Schieber,
Anbohrarmaturen, Kupplungen,
Reparaturschellen, Armatureninstandsetzungsgeräte,
PE-Kugelhähne, Regelventile,
Absperr- und Rückschlagklappen,
Be- und Entlüftungsventile,
Gas-Hochdruckarmaturen, Straßenkappen,
Einbaugarnituren
Produktion:
Nachfolgende Produkte werden von AVK
produziert: (Gas-)Schieber mit PE-, Stahlund
Flanschenden, Anbohrarmaturen,
Überflur- und Unterflurhydranten sowie
Schacht- und Monitorhydranten, Kupplungen,
Straßenkappen, Reparaturschellen,
Absperr- und Rückschlagklappen, Hausanschluss-Schieber,
Einbaugarnituren, Reparaturschellen,
PE-Kugelhähne, Be- und Entlüftungsventile
Wettbewerbsvorteile: – Vertrieb eines Vollsortiments an Schwerarmaturen
inkl. Zubehör von in Deutschland
und der EU produzierten Qualitätsprodukten
mit optimaler Funktionalität.
– Internationales Know-How eines weltweit
tätigen Konzerns
– Jahrzehntelange Erfahrung auf dem deutschen
Markt.
– Technisch versierte und hochqualifizierte
Mitarbeiter/Innen.
Zertifizierung: Gütegemeinschaft Schwerer Korrosionsschutz
für Armaturen (GSK), ISO 9001, Produktzulassungen:
DVGW, CE, KIWA, FM/UL
Servicemöglichkeiten: – Service-Techniker sowie flächendeckender
Außendienst, der bei allen Fragen und
Kundenanforderungen lokal bereitsteht.
– Durchführung technischer Schulungen in
Wülfrath oder vor Ort durch Besuch eines
Mitarbeiters mit dem AVK-Service-Lkw
Internetadresse: www.avkmittelmann.com
Ansprechpartner Jörg Heinrich
Leiter Vertriebsinnendienst
Tel. 02058/901-159, Fax 02058/901-111
September 2013
gwf-gas Erdgas 723

IMPRESSUM
Das Gas- und Wasserfach
gwf – Gas|Erdgas
Die praxisorientierte technisch-wissenschaftliche Zeitschrift
für Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft.
Organschaften:
Zeitschrift des DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasser faches e. V.,
Technisch-wissenschaftlicher Verein,
des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW),
der Bundesvereinigung der Firmen im Gas- und Wasserfach e. V.
(figawa),
des Fachverbandes Kathodischer Korrosionsschutz (FVKK),
der Österreichischen Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW),
dem Fachverband der Gas- und Wärme versorgungsunternehmen,
Österreich
Herausgeber:
Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI, Essen
Prof. Dr.-Ing. Harro Bode, Ruhrverband, Essen
Dipl.-Ing. Heiko Fastje, EWE Netz GmbH, Oldenburg
Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe
Dipl.-Wirtschaftsingeneur Gotthard Graß, figawa, Köln
Dr.-Ing. Frieder Haakh, Zweckverband Landeswasserversorgung,
Stuttgart (federführend Wasser/Abwasser)
Prof. Dr. Dipl.-Ing. Klaus Homann (federführend Gas/Erdgas),
Thyssengas GmbH, Dortmund
Prof. Dr.-Ing. Thomas Kolb, Engler-Bunte-Institut, Karlsruhe
Prof. Dr. Matthias Krause, Stadtwerke Halle, Halle
Dipl.-Ing. Klaus Küsel, Heinrich Scheven Anlagen- und Leitungsbau
GmbH, Erkrath
Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, TU Clausthal, Clausthal-Zellerfeld
Prof. Dr.-Ing. Rainer Reimert, EBI, Karlsruhe
Dr. Karl Roth, Stadtwerke Karlsruhe, Karlsruhe
Dipl.-Ing. Otto Schaaf, Stadtentwässerungsbetriebe Köln AöR
Harald Schmid, WÄGA Wärme-Gastechnik GmbH, Kassel
Prof. Dr.-Ing. Lothar Scheuer, Aggerverband, Gummersbach
Dr.-Ing. Walter Thielen, DVGW, Bonn
Dr. Anke Tuschek, BDEW, Berlin
Martin Weyand, BDEW, Berlin
Schriftleiter:
Dr.-Ing. Klaus Altfeld, E.ON New Build & Technology GmbH, Essen
Dr.-Ing. Siegfried Bajohr, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dr. rer. nat. Norbert Burger, figawa Bundesvereinigung der Firmen
im Gas- und Wasserfach, Köln
Dr. rer. nat. Volker Busack, VNG Gasspeicher GmbH, Leipzig
Dr.-Ing. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-
Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann, DVGW Cert GmbH, Bonn
Dr. Joachim Kastner, Elster GmbH, Dortmund
Dipl.-Ing. Jürgen Klement, Ingenieurbüro für Versorgungstechnik,
Gummersbach
Dr.-Ing. Bernhard Klocke, Gelsenwasser AG, Gelsenkirchen
Dr. Hartmut Krause, DBI Gastechnologisches Institut gGmbH, Freiberg
Prof. Dr.-Ing. Jens Mischner, Fachhochschule Erfurt, Erfurt
Dr.-Ing. Bernhard Naendorf, GWI Gaswärme-Institut e.V., Essen
Dipl.-Ing. Frank Rathlev, Thyssengas GmbH, Duisburg
Prof. Dr.-Ing. Gerhard Schmitz, TU Hamburg Harburg, Hamburg
Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg
Dr. Martin Uhrig, Open Grid Europe GmbH, Essen
Dipl.-Kfm. Dipl.-Volkswirt Dr. Gerrit Volk, Bundesnetzagentur, Bonn
Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck, RWE Metering GmbH, Mülheim
Dr. Achim Zajc, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach
Redaktion:
Chefredakteur:
Volker Trenkle, DIV Deutscher Industrieverlag GmbH,
Arnulfstraße 124, 80636 München,
Tel. +49 89 203 53 66-56, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: trenkle@di-verlag.de
Assistenz:
Elisabeth Terplan, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-43, Fax +49 89 203 53 66-99,
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Büro: Birgit Lenz, im Verlag,
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Verlag:
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Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 63.
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Synergy Clarion Events Ltd, NL 3600 BA Maarssen 683
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Wernekinck | Burger
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Lexikon der Gastechnik – Begriffe,
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