gwf Gas/Erdgas Biogas ins Netz (Vorschau)
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gwf Gas/Erdgas Biogas ins Netz (Vorschau)

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10/2012<br />

Jahrgang 153<br />

<strong>gwf</strong><strong>Gas</strong><br />

<strong>Erdgas</strong><br />

<strong>Biogas</strong>/<strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

Oldenbourg Industrieverlag München<br />

www.<strong>gwf</strong>-gas-erdgas.de<br />

ISSN 0016-4909<br />

B 5398<br />

<strong>Biogas</strong> <strong>ins</strong> <strong>Netz</strong><br />

PGC 9302:<br />

Der PGC in <strong>Biogas</strong>-Ausführung<br />

mit PTB-Zulassung<br />

Der Prozess-<strong>Gas</strong>chromatograph PGC 9302<br />

wurde extra für die eichfähige Messung<br />

von <strong>Biogas</strong> entwickelt. Zwei Säulenmodule<br />

messen bis zu neun Komponenten.<br />

Helium kann auch zur Wasserstoffmessung als Trägergas verwendet<br />

werden.<br />

Wenn Sie mehr über Lösungen für die <strong>Gas</strong>industrie<br />

erfahren möchten, besuchen Sie uns im Internet<br />

www.rmg.com und www.honeywellprocess.com<br />

© 2012 Honeywell International Inc.

<strong>Biogas</strong>messung –<br />

wir zählen jeden<br />

Strohhalm<br />

Nachwachsende Rohstoffe, aus denen <strong>Biogas</strong> gewonnen<br />

wird, sind ein wertvoller Beitrag zukünftiger<br />

Energiequellen. Bei den erneuerbaren Energien sind<br />

smarte Lösungen für die <strong>Gas</strong>verteilung gefordert.<br />

Elster hat mit dem EnCal 3000 einen vielseitigen<br />

<strong>Gas</strong>chromatograph entwickelt, der demnächst<br />

auch für die Messung von Roh-<strong>Biogas</strong> geeignet ist.<br />

Selbstverständlich garantiert der EnCal 3000 dabei<br />

absolute Zuverlässigkeit, Sicherheit, kontinuierliche<br />

Qualitätsüberwachung und eichfähige Brennwertmessungen.<br />

Außerdem können Sie auf unseren<br />

Rundum-Service mit Wartungsvertrag zählen.<br />

Elster konzipiert schlüsselfertige <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peiseanlagen.<br />

Gerne können Sie sich an Ihren Kundenbetreuer<br />

wenden oder mailen Sie uns.<br />

Elster GmbH<br />

Steinern Straße 19–21<br />

55252 Mainz-Kastel<br />

biogasanlagen@elster.com<br />

www.elster-<strong>ins</strong>tromet.com

Standpunkt<br />

<strong>Biogas</strong>, Power-to-<strong>Gas</strong> und die Förderinitiative<br />

„Energiespeicher“ der Bundesregierung<br />

In welchem Zusammenhang stehen diese<br />

Begriffe? Nun, ein erster Zusammenhang<br />

ergibt sich daraus, dass alle Fachausdrücke<br />

mit der <strong>Gas</strong>wirtschaft zu tun haben. Die alleinige<br />

Reduzierung auf die <strong>Gas</strong>wirtschaft wäre<br />

aber eine unzulässige Reduktion und würde<br />

der Komplexität der Begriffsinhalte nicht<br />

gerecht werden. Also muss ein umfassenderer<br />

Sinnzusammenhang gefunden werden.<br />

Die Energiewende ist inzwischen zu einem<br />

geflügelten Wort geworden. Sogar im Ausland<br />

wird das deutsche Wort wie ein Eigenname<br />

verwendet, denn in den englischsprachigen<br />

Ländern gibt es dafür keine Übersetzung<br />

(ähnlich wie „Autobahn“ und „Kindergarten“).<br />

Die Bundesrepublik Deutschland ist<br />

die erste Industrienation, die einen genau terminierten<br />

Ausstieg aus der Kernenergie<br />

beschlossen hat. Bei dem geplanten Ausbau<br />

der Energie aus erneuerbaren Quellen ergibt<br />

sich eine Überkompensation der wegfallenden<br />

Erzeugungskapazitäten durch <strong>ins</strong>besondere<br />

volatil e<strong>ins</strong>peisende erneuerbare Energie<br />

bei fehlender Speichermöglichkeit. Mehrere<br />

Baustellen gilt es zu beachten: Planbare Kraftwerksleistung<br />

wird durch meteorologisch<br />

abhängige Erzeugung ersetzt. Produktionsund<br />

Verbrauchsstandorte fallen zunehmend<br />

auseinander. Und der vom Letztverbraucher<br />

immer noch integriert wahrgenommene<br />

Strompreis, also der Preis für die Energie und<br />

deren Transport, steigt rasant. Bei solch einer<br />

schwierigen Gemengelage ist es nicht verwunderlich,<br />

dass die Energiewende viele und<br />

oftmals gegensätzliche Vorschläge provoziert<br />

und zahlreiche Kritiker auf den Plan ruft.<br />

Weit verbreitete Ansicht ist, dass die<br />

Stromübertragungsnetze ausgebaut werden<br />

müssen. Die Erzeugungsschwerpunkte liegen<br />

zunehmend im Norden Deutschlands und<br />

darüber hinaus im Offshore-Bereich. Auch<br />

mögliche Reservekapazitäten (Stichwort Norwegen)<br />

bedürfen des Transportes. Was ist<br />

aber, wenn die Last fehlt, um den anfallenden<br />

Strom zu nutzen? Auch ist Deutschland keine<br />

unabhängige Insel. Also ist bei einem zunehmenden<br />

Anteil eines erneuerbaren, nicht<br />

planbaren Energieaufkommens neben dem<br />

europäischen <strong>Netz</strong>ausbau auch der Strukturausgleich<br />

zwischen Produktion und Nachfrage<br />

mit länderübergreifendem Blickwinkel<br />

zu beachten.<br />

Die Speicherinitiative der Bundesregierung<br />

hat u. a. das Ziel, eine bedarfsgerechte<br />

Strome<strong>ins</strong>peisung zu ermöglichen, den <strong>Netz</strong>betrieb<br />

zu verbessern und so den <strong>Netz</strong>ausbau<br />

zu reduzieren. Die Bedeutung der Initiative<br />

wird durch das Fördervolumen (in Kofinanzierung)<br />

von 200 Mio. € und der Förderbreite von<br />

60 Projekten, getragen von drei Ministerien,<br />

deutlich.<br />

Hier schließt sich der Kreis! <strong>Biogas</strong> in <strong>Erdgas</strong>qualität<br />

ist ein Substitut zu fossilem <strong>Erdgas</strong>,<br />

im weitesten Sinne CO 2 -neutral und produktions-<br />

und absatztechnisch vollumfänglich<br />

an die Nachfrage anpassbar. Power-to-<strong>Gas</strong><br />

ist zunächst nur ein Schlagwort. Damit soll die<br />

Erzeugung von Wasserstoff und synthetischem<br />

Methan aus <strong>ins</strong>besondere Windstrom<br />

und CO 2 und deren E<strong>ins</strong>peisung in die <strong>Erdgas</strong>infrastruktur<br />

umschrieben werden. <strong>Biogas</strong><br />

und Power-to-<strong>Gas</strong> sind also CO 2 -neutrale<br />

Energieprodukte „mit eingebautem Speicher“,<br />

nämlich der Nutzungsmöglichkeit der hervorragend<br />

ausgebauten und gewarteten <strong>Erdgas</strong>infrastruktur.<br />

<strong>Biogas</strong> und Power-to-<strong>Gas</strong> sind<br />

damit geborene Technologien für die Umsetzung<br />

der Energiewende aus Sicht des Klimaschutzes<br />

und der Versorgungssicherheit.<br />

Diese Vorteile gilt es zu nutzen!<br />

Wie würde ein Autoverkäufer formulieren?<br />

<strong>Biogas</strong> und Power-to-<strong>Gas</strong> sind CO 2 -freie Langstreckenfahrzeuge<br />

mit Sprinterqualitäten,<br />

geliefert mit wetterfester Garage!<br />

Dr. Gerrit Volk<br />

Referatsleiter „Zugang zu <strong>Gas</strong>verteilernetzen“<br />

Bundesnetzagentur Bonn<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 753

INhalt<br />

Power to <strong>Gas</strong>: Die fünf Säulen der Energiewende.<br />

Ab Seite 790<br />

<strong>Biogas</strong>: Biomethan-Anlage in Einbeck. Ab Seite 774<br />

Smart Metering: Einflussfaktoren im Smart Metering Markt.<br />

Ab Seite 802 <br />

Fachberichte<br />

<strong>Biogas</strong><br />

774 M. Adelt, D. Wolf und A. Vogel<br />

Prozesstechnische Analyse und<br />

Ökobilanzierung von Biomethan<br />

Process analysis and lca of biomethane<br />

780 M. Sieverding, D. Sattur, St. Mahlkemper und<br />

F. Behrendt<br />

<strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung mit<br />

Rücke<strong>ins</strong>peisung und Deodorierung<br />

<strong>Biogas</strong> feed-in with back-feeding and<br />

deodorising<br />

784 R. Hildebrandt<br />

Biomethanerzeugung<br />

Biomethane production<br />

Power to <strong>Gas</strong><br />

790 J. Brendli, H. Fiedler und G. Walther<br />

Integration von erneuerbaren<br />

Energien in die kommunalen<br />

<strong>Gas</strong>netze<br />

Integration of renewable energies into<br />

the municipal distribution gas grids<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

794 A. Zajc<br />

Trends in der gesetzlichen<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

Trends in custody transfer gas quality analysis<br />

Smart Metering<br />

802 H. Baden<br />

Open Metering System (OMS) –<br />

eine stabile Größe in turbulenter<br />

Zeit<br />

Open Metering System (OMS) –<br />

a stable factor in times of change<br />

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

758 WELTEC BIOPOWER schafft Markteintritt<br />

in Polen<br />

758 E.ON baut Power to <strong>Gas</strong>-Pilotanlage<br />

in Falkenhagen<br />

760 <strong>Erdgas</strong>auto gewinnt Umweltvergleich<br />

760 Fracking nur mit strengen Auflagen<br />

762 Open Grid Regional geht an den Start<br />

762 trend:research veröffentlicht Studie<br />

zu Europäischem BHKW-Markt<br />

765 agri.capital übernimmt die stillgelegten<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen des Energieparks Bürstadt<br />

765 Schmack <strong>Biogas</strong> nimmt erste Anlage<br />

in Belgien in Betrieb<br />

767 PlanET <strong>Biogas</strong>anlage liefert für <strong>Biogas</strong>-Pool<br />

von Stadtwerken<br />

767 Yamal LNG nutzt BASF-Technologie<br />

zur <strong>Erdgas</strong>-Reinigung<br />

Oktober 2012<br />

754 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Inhalt<br />

Nachrichten: trend:research veröffentlicht Studie<br />

zu Europäischem BHKW-Markt. Seite 762<br />

Aus der Praxis: Durch neue DWA-Technik werden in der ETW-Anlage<br />

rund 600 Norm kubikmeter Rohbiogas pro Stunde verarbeitet. Seite 818<br />

Veranstaltungen<br />

768 DBI-Fachforum Energiespeicher-<br />

Hybridnetze<br />

770 Planung und Berechnung von<br />

<strong>Gas</strong>-Druckregel- und Messanlagen<br />

770 18. EUROFORUM-Jahrestagung „<strong>Erdgas</strong>“<br />

Personen<br />

772 Dr. -Ing. Friedrich Tillmann verstorben<br />

Im Profil<br />

810 <strong>Biogas</strong>rat+ e.V. – dezentrale energien<br />

Aus der Praxis<br />

814 BCD-Ringe dichten Kolbenstangen<br />

effektiv ab<br />

817 „Milanofiori Nord“<br />

818 <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage mit neuer<br />

DWA-Technik besteht erfolgreich<br />

im Dauerlauf<br />

822 Getac Z710 mit neuer LumiBond TM<br />

Technologie<br />

822 Abgasmessgerät BLUELYZER ST<br />

mit TFT- Farbmonitor<br />

823 Regelwerk<br />

Firmenporträt<br />

825 EnviTec <strong>Biogas</strong> AG<br />

Rubriken<br />

753 Standpunkt<br />

756 Faszination <strong>Gas</strong><br />

824 Termine<br />

825 Impressum<br />

Recht und Steuern<br />

33–40 Recht und Steuern im <strong>Gas</strong>- und<br />

Wasserfach, Ausgabe 9–10/2012<br />

Technik Aktuell<br />

820 „ASGA“ und „PartDetective“<br />

820 Ultraschall intensiviert Prozess auf<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 755

Faszination <strong>Gas</strong>

Modulare Einbringtechnik für <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

Innenansicht des Feststoffeinbringsystems (Vario) mit einzeln<br />

hydraulisch angetriebenen Förderelementen, die das Substrat<br />

über eine Einbringschnecke zum Fermenter transportieren.<br />

© 2012 PlanET <strong>Biogas</strong>technik GmbH.

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

WELTEC BIOPOWER schafft Markteintritt in Polen<br />

WELTEC BIOPOWER mit Sitz in<br />

Vechta beginnt mit dem Bau<br />

einer 2,4-MW-<strong>Biogas</strong>anlage im polnischen<br />

Darżyno, in der Region<br />

Pommern. Am 80 Km westlich von<br />

Danzig gelegenen Anlagenstandort<br />

werden die Substrate ab dem Sommer<br />

2013 über vier Vorlagebehälter<br />

und einen 50 Kubikmeter-Dosierer<br />

in die vier 4438-Kubikmeter großen<br />

Edelstahl-Fermenter eingebracht.<br />

Neben Mais und Gülle, die von<br />

Landwirten aus der Umgebung<br />

angeliefert werden, vergärt der<br />

Betreiber NEWD zusätzlich Kartoffelabfälle<br />

eines Pommes-Frites-Herstellers.<br />

In vier Behältern mit einem<br />

Fassungsvermögen von jeweils<br />

5000 Kubikmetern ist ausreichend<br />

Platz für den anfallenden Gärrest.<br />

Die Firma NEWD, die zugleich Investor<br />

der ersten WELTEC-<strong>Biogas</strong>anlage<br />

in Polen ist, trat bislang nur als Bauherr<br />

und Betreiber von Windkraftanlagen<br />

auf. Den Löwenanteil an<br />

den Erneuerbaren Energien erzeugt<br />

im Nachbarland derzeit noch die<br />

Windkraft. Sowohl die Küstenregionen<br />

als auch das Binnenland eignet<br />

sich hervorragend als Standort für<br />

Windturbinen. Entsprechend groß<br />

ist die Windernte. Nun startet NEWD<br />

in der <strong>Biogas</strong>-Erzeugung durch und<br />

setzt dabei auf die Auslandserfahrung<br />

von WELTEC BIOPOWER.<br />

Zudem ist das Unternehmen aus<br />

Niedersachsen mit der Tochtergesellschaft<br />

WELTEC Polska direkt vor<br />

Ort und kann mit einer umfassenden<br />

Service-Betreuung die technische<br />

und wirtschaftliche Stabilität<br />

der 2,4-MW-Anlage sichern.<br />

Eustream steigt beim Central European <strong>Gas</strong> Hub ein<br />

Der E<strong>ins</strong>tieg der slowakischen<br />

Eustream beim Central European<br />

<strong>Gas</strong> Hub mit 15 % bringt eine<br />

weitere Stärkung der Bedeutung<br />

des CEGH für die Region Zentralund<br />

Südosteuropa mit sich. Geme<strong>ins</strong>ame<br />

Handels- und Börsenaktivitäten<br />

in der Region sind Teil der<br />

Kooperation.<br />

Der Central European <strong>Gas</strong> Hub<br />

zählt zu den wichtigsten internationalen<br />

<strong>Gas</strong>hubs Kontinentaleuropas<br />

und bietet seinen Händlern einen<br />

vereinfachten Zugang zum <strong>Gas</strong>handel.<br />

Seit seiner Gründung im Jahr<br />

2005 konnte der CEGH die Anzahl<br />

der registrierten Teilnehmer auf<br />

mittlerweile 147 Händler steigern.<br />

Das Handelsvolumen betrug 2011<br />

knapp 40 Mrd m³, im ersten Halbjahr<br />

2012 lagen die Handelsmengen<br />

um 23 % über dem Vergleichszeitraum<br />

des Vorjahrs.<br />

OMV <strong>Gas</strong> & Power GmbH wird<br />

nach dem E<strong>ins</strong>tieg von Eustream<br />

65 % am CEGH halten, die Wiener<br />

Börse weiterhin 20 %. Eine mögliche<br />

Beteiligung anderer <strong>Erdgas</strong>produzenten<br />

am CEGH wird für die<br />

Zukunft nicht ausgeschlossen.<br />

CEGH wird Betreiber des Virtuellen<br />

Handelspunkts für Österreich Im<br />

Juli 2012 wurden die CEGH Handelssysteme<br />

auf Trayport ETC umgestellt.<br />

Dies ermöglicht Händlern, die Trayport<br />

Global Vision Technologie voll<br />

zu nutzen und an mehreren Märkte<br />

gleichzeitig auf einem Bildschirm zu<br />

handeln. Weiters soll gegen Jahresende<br />

der „CEGH <strong>Gas</strong> Exchange<br />

Within Day Market der Wiener Börse“<br />

eingeführt werden, auf dem Ausgleichsenergie<br />

für <strong>Erdgas</strong>netze<br />

gehandelt wird. Mit der Einführung<br />

des „entry-exit“-Systems zu Jahresbeginn<br />

2013 wird CEGH die Rolle des<br />

Betreibers des Virtuellen Handelspunkts<br />

für Österreich übernehmen.<br />

E.ON baut Power to <strong>Gas</strong>-Pilotanlage in Falkenhagen<br />

E<br />

.ON wird im brandenburgischen<br />

Falkenhagen mit der Errichtung<br />

einer Pilotanlage zur Speicherung<br />

von Windstrom im <strong>Erdgas</strong>netz<br />

beginnen. Die Power to <strong>Gas</strong>-Anlage<br />

wird ab 2013 durch Windkraftanlagen<br />

erzeugten, überschüssigen<br />

Strom aufnehmen, der nicht in das<br />

<strong>Netz</strong> eingespeist werden könnte. Sie<br />

hilft so, eine andernfalls notwendige<br />

Abschaltung von Windkraftanlagen<br />

bei <strong>Netz</strong>engpässen zu vermeiden.<br />

Durch einen Elektrolyseprozess werden<br />

rund 360 m 3 Wasserstoff /h<br />

erzeugt. Dieser wird vor Ort in das<br />

regionale Ferngasnetz eingespeist<br />

und steht damit der Erzeugung von<br />

Wärme und Strom zur Verfügung.<br />

Der besondere Reiz der Power to<br />

<strong>Gas</strong>-Technologie liegt in dem großen<br />

Speichervolumen, das die bestehende<br />

<strong>Erdgas</strong>infrastruktur bietet.<br />

Bereits heute kann Wasserstoff im<br />

e<strong>ins</strong>telligen Prozentbereich in die<br />

<strong>Erdgas</strong>infrastruktur eingespeist werden.<br />

Zudem kann man ihn in einem<br />

zweiten Schritt zu synthetischem<br />

<strong>Erdgas</strong> weiterverarbeiten. Somit<br />

wäre theoretisch die gesamte Speicherkapazität<br />

des <strong>Erdgas</strong>netzes<br />

nutzbar. Mit dem Pilotprojekt will<br />

E.ON maßgeblich dazu beitragen, die<br />

Effizienz des Gesamtprozesses von<br />

der Aufnahme des Windstroms bis<br />

hin zur E<strong>ins</strong>peisung des Wasserstoffs<br />

in das <strong>Erdgas</strong>netz zu steigern. Dies<br />

ist erforderlich, um die Power to <strong>Gas</strong>-<br />

Technik zukünftig im Großmaßstab<br />

wirtschaftlich nutzen zu können.<br />

Oktober 2012<br />

758 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

<strong>Erdgas</strong>auto gewinnt Umweltvergleich<br />

In der neuen Auto-Umweltliste des<br />

Verkehrsclub Deutschland liegt<br />

ein <strong>Erdgas</strong>fahrzeug vorn. Der VW<br />

eco up! gewinnt den Test mit<br />

Emissionswerten von nur 79 Gramm<br />

CO 2 /km vor einer Reihe von<br />

Hybridfahrzeugen und kleinen<br />

Autos mit Benzinmotor. Auch bei<br />

den Kraftstoffkosten schneidet das<br />

sparsame <strong>Erdgas</strong>auto am günstigsten<br />

ab. Die Deutsche Energie-Agentur<br />

GmbH (dena) gratuliert dem<br />

Testsieger und empfiehlt allen<br />

Autofahrern, die Kosten sparen und<br />

die Umwelt schonen wollen, auf<br />

<strong>Erdgas</strong>fahrzeuge umzusteigen. <strong>Erdgas</strong><br />

gibt es mittlerweile an über 900<br />

Tankstellen in ganz Deutschland. An<br />

über 220 Tankstellen wird auch Biomethan<br />

als Beimischung angeboten,<br />

an über 90 in Reinform. Biomethan<br />

kann sehr effizient aus<br />

nachwachsenden Rohstoffen oder<br />

Reststoffen wie Klärschlamm hergestellt<br />

werden. <strong>Erdgas</strong>fahrzeuge gibt<br />

es bei vielen Herstellern in den<br />

unterschiedlichsten Fahrzeugklassen,<br />

vom Kleinwagen bis zum Mini-<br />

Van. Auch in früheren Verbrauchertests<br />

wurden <strong>Erdgas</strong>fahrzeuge<br />

bereits für ihre Sparsamkeit und<br />

Umweltfreundlichkeit ausgezeichnet.<br />

Im Januar gewann ein <strong>Erdgas</strong>fahrzeug<br />

den „Gelben Engel“ des<br />

ADAC in der Kategorie „Auto der<br />

Zukunft“.<br />

Fracking nur mit strengen Auflagen<br />

Die Fracking-Technologie, mit<br />

der <strong>Erdgas</strong> aus unkonventionellen<br />

Lagerstätten gefördert wird,<br />

kann zu Verunreinigungen im<br />

Grundwasser führen. Besorgnisse<br />

und Unsicherheiten bestehen<br />

besonders wegen des Chemikaliene<strong>ins</strong>atzes<br />

und der Entsorgung des<br />

anfallenden Abwassers, dem so<br />

genannten Flowback. Zu diesem<br />

Schluss kam ein aktuelles Gutachten<br />

für das Bundesumweltministerium<br />

und das Umweltbundesamt,<br />

das in Berlin von Bundesumweltminister<br />

Peter Altmaier und dem Präsidenten<br />

des Umweltbundesamtes,<br />

Jochen Flasbarth, vorgestellt wurde.<br />

Zwar soll Fracking an sich nicht verboten<br />

werden. Aufgrund der gegenwärtigen<br />

Erkenntnislücken und der<br />

ökologischen Risiken empfiehlt das<br />

Gutachten aber strenge Auflagen<br />

für den E<strong>ins</strong>atz der Technologie<br />

sowie ein schrittweises Vorgehen.<br />

Die Gutachter plädieren unter anderem<br />

für ein Verbot von <strong>Erdgas</strong>-Fracking<br />

in Trinkwasser- und Heilquellenschutzgebieten.<br />

Bundesumweltminister Peter Altmaier<br />

begrüßt das Gutachten: „Die<br />

Ergebnisse und Empfehlungen des<br />

Gutachtens bringen uns in der Diskussion<br />

um Fracking ein großes<br />

Stück voran. Die Risiken für das<br />

Grundwasser sind klar benannt.<br />

Bevor Fracking zum E<strong>ins</strong>atz kommt,<br />

CX4U betreut künftig die MDUS-Kunden<br />

von OSIsoft<br />

Seit dem 3. September 2012 ist<br />

die CX4U AG im Anwendungsbereich<br />

„Meter Data Unification and<br />

Synchronization“ – kurz „MDUS“<br />

Entwicklungskooperationspartner<br />

der SAP AG. Dabei übernimmt die<br />

CX4U AG vom amerikanischen Softwareanbieter<br />

OSIsoft LLC den Produktbereich<br />

Gateway, der heute als<br />

Verbindungselement zwischen der<br />

technischen Anwendungsplattform<br />

von OSIsoft LLC („PI-Server“) und<br />

der kommerziellen Anwendungsplattform<br />

der SAP AG (SAP IS-UCCS/<br />

EDM) dient. Die CX4U AG entwickelt<br />

zukünftig das bestehende Gateway<br />

auf Basis der aktuellen Entwicklungsumgebung<br />

SAP NetWeaver 7<br />

weiter. In diesem Zuge gewinnt die<br />

CX4U AG vormalige Kunden der<br />

OSIsoft LLC und erweitert damit die<br />

eigene Kundenbasis. Die CX4U AG<br />

ist seit vielen Jahren Entwicklungskooperationspartner<br />

der SAP AG im<br />

müssen sämtliche Bedenken ausgeräumt<br />

sein.“ Jochen Flasbarth, Präsident<br />

des Umweltbundesamtes: „Den<br />

Vorschlag, eine obligatorische<br />

Umweltverträglichkeitsprüfung einzuführen,<br />

halte ich für besonders<br />

wichtig. Unsere Trinkwasserressourcen<br />

dürfen wir nicht gefährden“.<br />

Beide sprechen sich für eine umfassende<br />

Beteiligung der Öffentlichkeit<br />

aus.<br />

Weitere Informationen und Links:<br />

Das Gutachten „Umweltauswirkungen von<br />

Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung<br />

von <strong>Erdgas</strong> aus unkonventionellen Lagerstätten“<br />

unter: http://www.umweltdaten.<br />

de/publikationen/fpdf-l/4346.pdf<br />

Bereich des Energiedatenmanagements<br />

für <strong>Gas</strong>netzbetreiber und<br />

<strong>Gas</strong>lieferanten. Mehr als 50 Unternehmen<br />

im europäischen Markt<br />

nutzen bereits die Softwarekomponenten<br />

von CX4U. Neben dem Softwaregeschäft<br />

mit der SAP AG berät<br />

die CX4U AG Unternehmen der<br />

europäischen <strong>Gas</strong>- und Energiewirtschaft<br />

und führt unter anderem<br />

auch energiewirtschaftliche Liveund<br />

Online-Events durch.<br />

Oktober 2012<br />

760 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Vor Ort für<br />

Sie aktiv!<br />

Dienstleistungen zur <strong>Gas</strong>netzkontrolle<br />

und innovative<br />

<strong>Gas</strong>mess- und <strong>Gas</strong>spürgeräte.<br />

Schütz GmbH Messtechnik<br />

Infotelefon: 07821 - 3280100<br />

www.schuetz-messtechnik.de

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Open Grid Regional geht an den Start<br />

E<br />

.ON <strong>Gas</strong> Grid GmbH firmiert seit<br />

dem 15. August 2012 unter<br />

Open Grid Regional GmbH. Die<br />

Umbenennung ist Bestandteil des<br />

Verkaufs der Muttergesellschaft<br />

Open Grid Europe an eine Gruppe<br />

von vier Finanzinvestoren. Open<br />

Grid Regional ist die <strong>Netz</strong>gesellschaft,<br />

die das <strong>Gas</strong>versorgungsnetz<br />

der Ferngas Nordbayern betreibt.<br />

Sie bietet ihren Transportkunden<br />

unter anderem Hilfestellung und<br />

Beratung rund um den <strong>Netz</strong>zugang<br />

und das Leitungsnetz an. Das Unternehmen<br />

betreibt ein mehr als<br />

2100 km langes Hoch- und Mitteldruck-Leitungsnetz<br />

mit <strong>ins</strong>gesamt<br />

395 Ausspeisepunkten und ist verbunden<br />

mit dem Gesamtnetz der<br />

Open Grid Europe. Der Zugang zu<br />

dem von Open Grid Regional betriebenen<br />

<strong>Gas</strong>versorgungsnetz erfolgt<br />

über das Onlinebuchungssystem<br />

ENTRIX+. Darüber bietet das Unternehmen<br />

seinen Kunden umfassende<br />

Transportleistungen an. Das<br />

neue Internetportal www.opengrid-regional.com<br />

ist ab sofort frei<br />

geschaltet.<br />

trend:research veröffentlicht Studie<br />

zu Europäischem BHKW-Markt<br />

Die Anzahl der <strong>ins</strong>tallierten<br />

Blockheizkraftwerke (BHKW)<br />

hat in Europa 2011 neue Höchstwerte<br />

erreicht und auch in den folgenden<br />

Jahren wird mit einem weiteren<br />

Wachstum des Marktes<br />

gerechnet. Der Ausbau der dezentralen<br />

Energieerzeugung und das<br />

Streben nach Energieeffizienz sind<br />

die wesentlichen Faktoren für diese<br />

Entwicklung. Die verbrauchsnahe<br />

Energieerzeugung in BHKW ge -<br />

winnt dadurch immer weiter an<br />

Bedeutung. Die Studie prognostiziert<br />

die weitere Entwicklung des<br />

Marktes bis 2020 für Blockheizkraftwerke<br />

in ausgewählten europäischen<br />

Ländern (vgl. Karte) differenziert<br />

nach Leistungsklassen und<br />

Brennstoffen. Darüber hinaus analysiert<br />

die Studie weitere Themen<br />

wie beispielsweise Innovationen,<br />

Technologien und Wirtschaftlichkeit<br />

auf der Basis eines umfangreichen<br />

Desk Research sowie von<br />

über 80 Experteninterviews. Folgende<br />

Fragestellungen werden im<br />

Rahmen der Studie u. a. berücksichtigt:<br />

""<br />

Wie entwickelt sich Förderung<br />

der Kraft-Wärme-Kopplung und<br />

der Erneuerbaren Energien in<br />

den einzelnen Ländern?<br />

""<br />

Was sind die Anforderungen an<br />

Technologien, Systemlösungen<br />

und Einbindung in die vorhandene<br />

Infrastruktur auf Betreiberseite?<br />

""<br />

Welche Chancen bietet der E<strong>ins</strong>atz<br />

von BHKW in virtuellen<br />

Kraftwerken?<br />

""<br />

Welche E<strong>ins</strong>atzmöglichkeiten<br />

ergeben sich für BHKW durch<br />

den Ausbau von Smart Grids?<br />

""<br />

Wie entwickelt sich das Marktvolumen<br />

beim Bau von BHKW in<br />

den betrachteten Ländern?<br />

""<br />

Wer sind die Wettbewerber, wer<br />

setzt sich am Markt durch und<br />

warum?<br />

""<br />

Wo liegen die größten Potenziale?<br />

Welche Chancen und Risiken<br />

ergeben sich für Hersteller<br />

und Dienstleister?<br />

Im Rahmen der Studie werden<br />

die Anwenderanforderungen un terschied<br />

licher Betreiber dargestellt<br />

und anhand von Best-Practice-Beispielen<br />

die E<strong>ins</strong>atzmöglichkeiten<br />

von BHKW in unterschiedlichen<br />

Bereichen gezeigt.<br />

Oktober 2012<br />

762 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

k<br />

www.dvgw-cert.com<br />

NEU: DVGW-Zertifi zierung<br />

von Bioerdgas und<br />

Bioerdgas als Kraftstoff<br />

Wir bieten unseren Kunden jetzt auch:<br />

die Prüfung und Bestätigung von <strong>Biogas</strong>-Anlagen und <strong>Biogas</strong>-Chargen nach dem Erneuerbaren Energiengesetz (EEG)<br />

die Zertifizierung von <strong>Biogas</strong> als nachhaltige Biomasse nach Biokraft-NachV und BioSt-NachV für die Verwendung<br />

als Biokraftstoff in Fahrzeugen oder für die Verstromung und als Heizgas<br />

Die DVGW CERT GmbH ist:<br />

registriertes Prüfunternehmen für das <strong>Biogas</strong>register<br />

von der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung anerkannte Zertifi zierungsstelle<br />

nach der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

zugelassene Zertifizierungsstelle nach dem REDcert-System<br />

DVGW CERT GmbH – Der akkreditierte Branchenzertifizierer mit über 70 Jahren Erfahrung<br />

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Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

agri.capital übernimmt die stillgelegten<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen des Energieparks Bürstadt<br />

Die agri.capital GmbH aus Münster<br />

ist neuer Eigentümer der<br />

beiden <strong>Biogas</strong>anlagen des Energieparks<br />

Bürstadt. Die Gruppe ist mit<br />

derzeit 80 <strong>Biogas</strong>standorten und<br />

einer elektrischen Anschlussleistung<br />

von ca. 70 MW der größte Energieerzeuger<br />

auf <strong>Biogas</strong>basis in<br />

Deutschland. Das Unternehmen will<br />

die Anlagen in Bürstadt wieder in<br />

Betrieb nehmen, um dort langfristig<br />

klimafreundliche Energie zu erzeugen.<br />

Der Energiepark Bürstadt<br />

besteht aus zwei voneinander<br />

unabhängigen <strong>Biogas</strong>anlagen: Eine<br />

Anlage für die Verarbeitung<br />

von nachwachsenden Rohstoffen<br />

(NawaRo) und eine für die Verwertung<br />

von Speiseresten. Die beiden<br />

in 2008 errichteten Anlagen haben<br />

zusammen eine elektrische An -<br />

schlussleistung von 2,25 MW. Sie<br />

verstromen das erzeugte <strong>Biogas</strong> vor<br />

Ort und können jährlich rund 18<br />

Mio. kWh in das örtliche Stromnetz<br />

e<strong>ins</strong>peisen. Diese Menge deckt den<br />

Strombedarf von über 5000 Vier-<br />

Personen-Haushalten und verringert<br />

den CO 2 -Ausstoß um etwa<br />

11 000 t/a. Seit der Insolvenz des<br />

ursprünglichen Betreibers stehen<br />

die Anlagen still. Im Herbst des vergangenen<br />

Jahres wurde der Energiepark<br />

Bürstadt dann von Investoren<br />

übernommen. Daraufhin wurde<br />

an einem standortspezifischen Konzept<br />

gearbeitet, das die Landwirte<br />

in der Umgebung als Lieferanten<br />

mit einbezieht. So stammen die für<br />

die Erzeugung des <strong>Biogas</strong>es notwendigen<br />

landwirtschaftlichen In -<br />

putstoffe aus dem unmittelbaren<br />

Umfeld der Anlage. Die in der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

anfallenden Gärreste<br />

werden als hochwertiger Dünger<br />

wieder auf den Äckern der beteiligten<br />

Landwirte ausgebracht. Die<br />

agri.capital Gruppe wird nun als<br />

neuer Eigentümer des Energieparks<br />

rund 4 Mio. € investieren, um die<br />

Anlagen auf den neuesten Stand<br />

der Technik zu bringen und unter<br />

Effizienzgesichtspunkten zu optimieren.<br />

Hierbei stehen <strong>ins</strong>besondere<br />

die Rohstofflogistik sowie die<br />

Ausgestaltung der Betriebsprozesse<br />

im Fokus.<br />

Erstes <strong>Erdgas</strong> aus Swissgas-Beteiligung<br />

in Großbritannien<br />

Bayerngas UK Ltd., die an der Swissgas<br />

über ihr Engagement an der<br />

Bayerngas Norge beteiligt ist, hat<br />

erstmals im <strong>Gas</strong>feld Clipper South<br />

<strong>Erdgas</strong> aus der britischen Nordsee<br />

gefördert. Die vermuteten Reserven<br />

belaufen sich auf rund 1,2 Mrd. Normkubikmeter.<br />

Die maximale Förderrate<br />

wird für 2013/2014 angestrebt, womit<br />

die Produktionsphase rund 15 Jahre<br />

betragen kann. Mit dem Swissgas-<br />

Anteil an dieser Förderung könnten<br />

rund 2300 Schweizer Haushalte ein<br />

Jahr lang versorgt werden.<br />

Das <strong>Gas</strong>feld liegt in den Blöcken<br />

48/19 A, 48/20 A und 48/19 C in der<br />

südlichen britischen Nordsee rund<br />

100 km von der Küste entfernt. Die<br />

Wassertiefe beträgt 24 m und das<br />

<strong>Gas</strong>reservoir befindet sich rund<br />

2500 m unterhalb des Meeresgrundes.<br />

Die Produktion erfolgt über<br />

eine eigene, zeitweise bemannte<br />

Plattform, von der das <strong>Gas</strong> durch<br />

das Lincolnshire Offshore <strong>Gas</strong> Gathering<br />

System (LOGGS) nach Großbritannien<br />

transportiert wird.<br />

Bayerngas UK Ltd. ist eine<br />

100-%-Tochter der norwegischen<br />

Bayerngas Norge AS, Oslo. Sie hält<br />

25 % an der Lizenz für das <strong>Gas</strong>feld<br />

Clipper South. Gesellschafter der<br />

Bayerngas Norge sind die Bayerngas<br />

GmbH, Stadtwerke München GmbH,<br />

SWM <strong>Gas</strong>beteiligungs GmbH, Swissgas<br />

AG und TIGAS – <strong>Erdgas</strong> Tirol<br />

GmbH. Aufgabe des Unternehmens<br />

ist die Beteiligung an <strong>Gas</strong>feldern<br />

und Lizenzen zur <strong>Erdgas</strong>-Förderung<br />

auf dem norwegischen, dänischen<br />

und britischen Kontinentalschelf.<br />

Oktober 2012<br />

764 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Märkte und Unternehmen<br />

Nachrichten<br />

Schmack <strong>Biogas</strong> nimmt<br />

erste Anlage in Belgien<br />

in Betrieb<br />

Mit Einweihung der <strong>Biogas</strong>anlage „Biopower Tongeren“<br />

hat die Schmack <strong>Biogas</strong> GmbH ihr erstes<br />

Großprojekt in Belgien erfolgreich abgeschlossen. Die<br />

Anlage mit einer elektrischen Leistung von 2,8 MW entstand<br />

in einer Bauzeit von nur neun Monaten und ist die<br />

größte ihrer Art in der Provinz Limburg. Zum ersten Mal<br />

in den Benelux-Staaten kommt in Tongeren der liegende<br />

Fermenter EUCO zum E<strong>ins</strong>atz, der eine höhere<br />

<strong>Biogas</strong>produktion bei Verwendung von Substraten mit<br />

hohem Anteil an Trockensubstanz ermöglicht.<br />

Jetzt aufdrehen!<br />

Die mit nachwachsenden Rohstoffen sowie mit industriellen<br />

Reststoffen betriebene Anlage liegt in einer ländlichen<br />

Region und wird von Landwirten im Umkreis von<br />

20 km beliefert. Das erzeugte <strong>Biogas</strong> wird mit Hilfe eines<br />

Blockheizkraftwerkes energetisch verwertet, wobei der<br />

Strom in das öffentliche Versorgungsnetz eingespeist<br />

wird. Die anfallende Wärme dient zur Trocknung der Gärsubstrate,<br />

aus denen ein hochwertiger, geruchs armer<br />

und umweltfreundlicher Dünger für die Landwirtschaft<br />

gewonnen wird.<br />

Der erzeugte Strom entspricht dem Jahresverbrauch<br />

von 6500 Haushalten. Die jährliche CO 2 -E<strong>ins</strong>parung entspricht<br />

10 000 t. In Zusammenarbeit mit den Projektpartnern<br />

kann die Kapazität der Anlage nachträglich<br />

um 5,6 MW erweitert werden. Das wäre genug, um alle<br />

Haushalte der Stadt Tongeren mit Ökostrom zu versorgen.<br />

Projektträger ist die Biopower Tongeren NV, an der<br />

neben den Projektentwicklern NPG Energy N.V. und<br />

Pholpa B.V.B.A. der Energieversorger Enovos Luxembourg<br />

beteiligt ist. Für das Unternehmen ist es die erste<br />

Investition in erneuerbare Energien in Belgien.<br />

8. Internationale Fachmesse mit Kongress für Industrie-Armaturen<br />

Düsseldorf, Germany<br />

27 – 29 November 2012<br />

Kontinuierliches Wachstum, herausragende Innovationen<br />

und höchstes technisches Niveau präsentiert die<br />

VALVE WORLD EXPO 2012 wieder in Düsseldorf. Ventile<br />

und Armaturen, die gesamte Palette des Zubehörs sowie<br />

der vor- und nachgelagerten Technologien stehen im<br />

Mittelpunkt des Geschehens. Die Valve World Conference<br />

als bedeutendstes Branchenereignis analysiert die Zukunft<br />

der Märkte vor dem Hintergrund faszinierender Entwicklungen<br />

und wissenschaftlicher Bewertungen.<br />

Düsseldorf dreht auf!<br />

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Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

ENOI SpA startet Direktverkauf in Deutschland<br />

ENOI SpA stärkt seine Marktposition<br />

in Deutschland mit der<br />

Gründung des Vertriebsunternehmens<br />

ENOI Energie GmbH. Vassilious<br />

Efthimiou wird als Mitglied<br />

der Geschäftsleitung die Marktaktivitäten<br />

in Deutschland leiten. Die<br />

ENOI Energie GmbH konzentriert<br />

sich auf Stadtwerke, Regionalversorger<br />

und Industriekunden. Die<br />

Gründung der Vertriebstochter in<br />

Deutschland ist Teil der strategischen<br />

Expansionspläne der ENOI-<br />

Gruppe, die langfristige Investitionen<br />

und Ziele anstrebt. Die Muttergesellschaft<br />

ENOI SpA ist einer der<br />

ersten Akteure des liberalisierten<br />

Energiemarktes in Europa und seit<br />

mehr als zehn Jahren als <strong>Gas</strong>händler<br />

aktiv. Inzwischen ist das Unternehmen<br />

in 15 europäischen Ländern<br />

tätig. 2011 lieferte es <strong>ins</strong>gesamt<br />

mehr als 20 Mrd. m 3 <strong>Gas</strong>. Diese<br />

Menge entspricht etwa einem Fünftel<br />

des deutschen Gesamtverbrauchs.<br />

Als Großhändler verfügt<br />

ENOI SpA in Deutschland bereits<br />

über einen beträchtlichen Kundenstamm.<br />

Nach gehandeltem <strong>Gas</strong>volumen<br />

ist die Bundesrepublik mit<br />

16 % der zweitgrößte Markt für ENOI<br />

SpA nach den Niederlanden (33 %)<br />

und vor Italien (14 %) auf Rang drei.<br />

20-jährige Energiepartnerschaft zwischen<br />

VNG und Norwegen<br />

Seit nunmehr 20 Jahren verbindet<br />

die VNG – Verbundnetz <strong>Gas</strong><br />

Aktiengesellschaft (VNG) und Norwegen<br />

eine erfolgreiche Energiepartnerschaft.<br />

Mit dieser Botschaft<br />

präsentiert sich der Leipziger <strong>Erdgas</strong><br />

importeur geme<strong>ins</strong>am mit seinem<br />

Tochterunternehmen VNG<br />

Norge AS (VNG Norge) auf der diesjährigen<br />

ONS in Stavanger. Bereits<br />

seit 1992 ist VNG auf der Offshore-<br />

Messe vertreten. Seit der Lieferaufnahme<br />

im Jahr 1996 hat das Unternehmen<br />

mehr als 50 Mrd. m 3 norwegisches<br />

Erd gas importiert.<br />

Mitgebracht nach Stavanger haben<br />

VNG und VNG Norge innovative <strong>Erdgas</strong>anwendungen<br />

so wie Schüler<br />

des naturwissenschaftlich orientierten<br />

Gymnasiums aus dem norwegischen<br />

Drammen. Mit der VNG Norge<br />

ist VNG seit 2006 in der Eigenförderung<br />

von <strong>Gas</strong> und Öl aktiv und<br />

inzwischen an 29 norwe gischen<br />

und zwei dänischen Lizenzen beteiligt.<br />

Auf gesellschaftlichem Gebiet<br />

engagiert sich die VNG Norge seit<br />

2011 in einem Pilotprojekt zur Wissenskooperation<br />

mit Schülern des<br />

Gymnasiums Drammen.<br />

TRIPLAN übernimmt Deutschlandgeschäft<br />

der ehemaligen TEBODIN Gelsenkirchen<br />

Mit der Unterzeichnung des<br />

Kaufvertrages hat die TRIPLAN<br />

AG mit Wirkung vom 1. September<br />

2012 im Rahmen eines Asset-Deals<br />

das Deutschland-Geschäft der<br />

TEBODIN B.V., welches ehemals in<br />

der TEBODIN Consultants & Engineers<br />

GmbH gebündelt war,<br />

gekauft. Das Geschäft steht unter<br />

dem Vorbehalt der üblichen Bedingungen,<br />

z. B. der Zustimmung der<br />

Kartellbehörden. Mit der Übernahme<br />

konnte eine erhebliche Verstärkung<br />

für das nationale und<br />

internationale Projektgeschäft der<br />

TRIPLAN gewonnen werden.<br />

Mess-, Regel- und Überwachungsgeräte<br />

für<br />

Haustechnik, Industrie und<br />

Umweltschutz.<br />

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Oktober 2012<br />

766 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Märkte und Unternehmen<br />

Nachrichten<br />

PlanET <strong>Biogas</strong>anlage liefert für <strong>Biogas</strong>-Pool<br />

von Stadtwerken<br />

Die neueste PlanET <strong>Biogas</strong>anlage<br />

inkl. <strong>Gas</strong>aufbereitung und<br />

-e<strong>ins</strong>peisung im niedersächsischen<br />

Müden an der Aller ist ein Geme<strong>ins</strong>chaftsprojekt,<br />

bei dem die thermische<br />

Energie der <strong>Biogas</strong>produktion<br />

von rund 30 000 m 3 am Tag nahezu<br />

vollständig verwertet wird. Zwei<br />

unterschiedliche Gärstrecken versorgen<br />

<strong>ins</strong>gesamt drei BHKWs,<br />

eines auf dem Betriebsgelände und<br />

zwei Satelliten, dabei wird die Niedertemperatur,<br />

die aus dem Kühlkreislauf<br />

des BHKWs zur Verfügung<br />

steht, für die Beheizung der Fermenter<br />

genutzt. Die Abgastemperatur<br />

des Motors hingegen, die zwischen<br />

400 °C und 500 °C beträgt,<br />

wird der <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage<br />

zugeführt. Die Aminwäsche<br />

mit einer Kapazität von 700 Nm 3 /h<br />

Gesamtperspektive PlanET <strong>Biogas</strong>anlage Müden (Aller).<br />

benötigt die Wärme, um die Waschlösung,<br />

in der sich das abgetrennte<br />

CO 2 befindet, zu regenerieren,<br />

indem diese ausgekocht wird. Die<br />

zwei Satelliten-BHKW im nahegelegenen<br />

Ort versorgen u. a. eine<br />

Schule, ein Seniorenwohnheim, die<br />

Feuerwehr und einen Sanitärbetrieb<br />

mit Energie. Der Anschluss<br />

von weiteren 100 Wohnhäusern ist<br />

bereits geplant. Die Vermarktung<br />

des Biomethans übernimmt die<br />

Arcanum Energy, die geme<strong>ins</strong>am<br />

mit regionalen Kommunalversorgern<br />

<strong>Biogas</strong>-Pool-Lösungen realisiert.<br />

Yamal LNG nutzt BASF-Technologie zur<br />

<strong>Erdgas</strong>-Reinigung<br />

BASF und Yamal LNG OAO (ein<br />

Unternehmen von Novatek OAO<br />

und Total) haben eine Lizenzvereinbarung<br />

für die Nutzung der BASF-<br />

Technologie für die Entfernung von<br />

CO 2 aus <strong>Erdgas</strong> getroffen. Die Nutzung<br />

dieser Technologie, die die<br />

BASF unter der Marke Oase® vermarktet,<br />

ist Voraussetzung für die<br />

Verarbeitung des geförderten <strong>Erdgas</strong>es<br />

zu Flüssiggas (Liquefied natural<br />

gas – LNG). Die Vereinbarung mit<br />

der BASF wurde im Einklang mit<br />

dem Zeitplan für die Projektrealisierung<br />

unterzeichnet, und sie ist ein<br />

weiterer wichtiger Schritt auf dem<br />

Weg zur endgültigen Investitionsentscheidung<br />

für das Projekt.<br />

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Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 767

Nachrichten<br />

Veranstaltungen<br />

DBI-Fachforum Energiespeicher Hybridnetze<br />

Fachleute diskutieren über die Zukunft der Energienetze<br />

Dr. Steiner<br />

(E.ON Ruhrgas)<br />

stellt das<br />

Projekt Falkenhagen<br />

vor.<br />

Am 11. und 12. September 2012<br />

fand in Berlin-Teltow das 3. DBI-<br />

Fachforum zum Thema Energiespeicherung<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> statt. In diesem<br />

Jahr stand das Zusammenwachsen<br />

der Energienetze für Strom und<br />

<strong>Gas</strong> im Vordergrund, deshalb auch<br />

der Untertitel „Hybridnetze“. Im<br />

Tagungsprogramm wurden die Themenblöcke<br />

energierechtliche Rahmenbedingungen,<br />

Pilotprojekte und<br />

erste Geschäftsfelder sowie Neuerungen<br />

in der Technik adressiert.<br />

Die Frage nach den energierechtlichen<br />

Rahmenbedingungen<br />

und möglichen Geschäftsfeldern<br />

war das am heißesten diskutierte<br />

Thema während der gesamten<br />

Tagung. Dazu gab es Vorträge aus<br />

dem BDEW, der Bundesnetzagen tur<br />

und der für das Energierecht be -<br />

kannten Rechtsanwaltskanzlei Becker<br />

Büttner Held Consulting AG, aber<br />

auch von ersten in der Realisierung<br />

befindlichen Projekten. Das Thema<br />

wurde abgerundet durch eine Podiumsdiskussion<br />

zur Gestaltung der<br />

zukünftigen Energiesysteme. Aus<br />

der Diskussion konnte man klar entnehmen:<br />

Alle Beteiligten sind überrascht,<br />

in welch kurzem Zeitraum<br />

das Thema Power-to-<strong>Gas</strong> Eingang<br />

gefunden hat in die Strategie der<br />

Bundesregierung, Forschungsprogramme,<br />

das Energiewirtschaftsgesetz<br />

und nun in die strategischen<br />

Überlegungen von Unternehmen.<br />

Podiums diskussion zum Thema Gestaltung der Integration von P2G.<br />

(V. l. n. r.) Dr. M. Altrock, BBH, O. Weinmann, Performing Energy,<br />

Prof. K.-J. Appelrath, acatec.<br />

Dennoch wurden auch offene Fragen<br />

benannt, die für die Umsetzung<br />

und die Einführung der Technologie<br />

von essentieller Bedeutung sind.<br />

Zentraler Diskussionspunkt hier ist<br />

die Wälzung der Kosten auf Stromoder<br />

<strong>Gas</strong>kunden. Derzeitige Rahmenbedingungen<br />

lassen nur eine<br />

Umlage auf das <strong>Gas</strong>netz zu, obwohl<br />

auch eine wesentliche Leistung für<br />

die Stabilisierung des Stromnetzes<br />

erbracht würde. Die förderpolitisch<br />

unterstützten Verwertungspfade<br />

vom EE-Strom zur Nutzung über das<br />

<strong>Gas</strong>netz reduzieren sich auf die<br />

Rückverstromung, was auch die<br />

größtmöglichen Verluste verursacht.<br />

Der Eingang in den <strong>Gas</strong>markt<br />

außerhalb der Stromerzeugung ist<br />

durch die gegenwärtigen Anreizsysteme<br />

nicht abgedeckt. Trotzdem<br />

fasste Herr Weinmann (Performing<br />

Energy und Vattenfall Innovation)<br />

die Podiumsdiskussion mit den<br />

Worten zusammen: „Ich gehe fest<br />

davon aus, dass die Strom- und <strong>Gas</strong>netze<br />

mit P2G zusammenwachsen<br />

werden. Man darf aber nicht erwarten,<br />

dass das Energiesystem in<br />

wenigen Jahren umgestellt ist.“<br />

Herr Müller-Mienack (50 Hertz<br />

Transmission) mahnt aus der Sicht<br />

des Übertragungsnetzbetreibers die<br />

fehlenden wirtschaftlich nachhaltigen<br />

Geschäftsmodelle und Anreizsysteme<br />

an. Bedingt durch die massive<br />

Umstrukturierung der Stromerzeugung<br />

verlieren gegenwärtig<br />

Pumpspeicher- und <strong>Gas</strong>kraftwerke<br />

ihre Geschäftsgrundlage, da die<br />

Strompreise in Stark- und Schwachlastzeiten<br />

sich annähern. Durch<br />

häufige Reallokationen der Grundlast-<br />

und Regelkraftwerke steigen<br />

auch deren Kosten.<br />

Für die Einführung der von allen<br />

Seiten als notwendig erachteten<br />

P2G-Technologie fehlen erwartungsgemäß<br />

die wirtschaftlichen<br />

Geschäftsmodelle. Dennoch werden<br />

verschiedene Varianten untersucht<br />

und Synergien mit vorhandenen<br />

Anlagen analysiert. So haben<br />

die Dortmunder Stadtwerke DEW21<br />

bestehende Erd- und Flüssiggaskurzzeitspeicher<br />

für die Zwischenspeicherung<br />

von Wasserstoff in<br />

Betracht gezogen. Sie kommen<br />

aber zu dem Schluss, dass im be -<br />

stehenden <strong>Gas</strong>markt bzw. für die<br />

Versorgung von Fahrzeugen oder<br />

der Industrie kein wirtschaftliches<br />

Modell <strong>ins</strong>tallierbar ist. Anders die<br />

Greenpeace Energy AG, die gezielt<br />

auf ökologisch interessierte Kunden<br />

zugeht und das Produkt „Windgas“<br />

Oktober 2012<br />

768 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Veranstaltungen<br />

Nachrichten<br />

(<strong>Erdgas</strong> mit einem Anteil von Wasserstoff<br />

aus erneuerbaren Energien)<br />

erfolgreich vertreibt.<br />

Mit den ersten Pilotprojekten –<br />

dem Prenzlauer Hybridkraftwerk<br />

der ENERTRAG AG und dem P2G-<br />

Projekt der E.on Ruhrgas AG in Falkenhagen<br />

– drückt sich der klare<br />

Wille der aktiven Player aus, das Feld<br />

im Sinne einer Weiterentwicklung<br />

der Energiesysteme zur Integration<br />

der Eneuerbaren zu besetzen sowie<br />

Impulse für den Markt und die<br />

Regulatoren zu geben. Mit den<br />

Erkenntnissen beim Errichten solcher<br />

Systeme können offene Fragen<br />

und Probleme identifiziert werden.<br />

Deshalb auch der Aufruf von Herrn<br />

Dr. Steiner (E.on Ruhrgas) an die<br />

Fachleute, geme<strong>ins</strong>am das technische<br />

Regelwerk für <strong>Gas</strong>netze zielgerichtet<br />

zu überarbeiten und für die<br />

Zukunft zu öffnen. Dazu wurden<br />

erste Aktivitäten beim zuständigen<br />

Regelsetzer DVGW gestartet – der<br />

Forschungsbedarf ist adressiert, ein<br />

Forschungscluster „Power to <strong>Gas</strong>“<br />

initiiert und eine Projektgruppe<br />

Wasserstoffe<strong>ins</strong>peisung wurde <strong>ins</strong><br />

Leben gerufen. Wie in den Vorjahren<br />

wurden Ergebnisse aus Forschungsprojekten<br />

auf dem DBI-<br />

Fachforum vorgestellt. Dazu gehörten<br />

u. a. die technische und<br />

wirtschaftliche Analyse möglicher<br />

P2G-Konzepte und die zu lösenden<br />

Aufgaben h<strong>ins</strong>ichtlich der Nutzung<br />

von <strong>Erdgas</strong>-Wasserstoff-Gemischen<br />

in Fahrzeugen. Zusätzlich wurde<br />

auch ein Blick auf die internationalen<br />

Forschungsaktivitäten der <strong>Gas</strong>branche<br />

geworfen. In den europäischen<br />

Nachbarstaaten werden erste<br />

Projekte initiiert. Auch dort ist man<br />

sich der Tragweite der Energiewende<br />

bewusst.<br />

Das Fazit der Teilnehmer fiel<br />

optimistisch aus. Dr. Krause fasste<br />

die Meinungen in seinem Schlusswort<br />

zusammen: „Die hohe Umsetzungsgeschwindigkeit<br />

der P2G-<br />

Technologie wird alle bisherigen<br />

Veränderungsprozesse wie die Einführung<br />

der Windenergie, der<br />

Fotovoltaik oder der <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

überflügeln und macht<br />

Power to <strong>Gas</strong> zu einer dringend<br />

benötigten Technologie für die<br />

Energiewende. Es sind jedoch<br />

noch viele Aufgaben zu lösen,<br />

wobei sich hier der Schwerpunkt<br />

von den technischen hin zu den<br />

regulatorischen Herausforderungen<br />

bewegt. Die Aufbruchsstimmung<br />

in der Energiewirtschaft ist<br />

aber deutlich zu spüren.“<br />

Herr Müller-<br />

Mienack<br />

(50 Hertz)<br />

erläutert die<br />

Situation in<br />

den Übertragungsnetzen.<br />

Das Publikum<br />

nutzte die<br />

Gelegenheit<br />

zur ausführlichen<br />

Diskussion<br />

mit den<br />

Referenten.<br />

Sicherheitsventile verschiedener Hersteller<br />

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Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 769

Nachrichten<br />

Veranstaltungen<br />

Planung und Berechnung von<br />

<strong>Gas</strong>-Druckregel- und Messanlagen<br />

Bei dieser Intensivschulung am<br />

28./29. November 2012 in Leipzig<br />

werden anhand von ausgewählten<br />

Beispielen der E<strong>ins</strong>atz der<br />

<strong>Gas</strong>- Druckregelgeräte und der<br />

Sicherheitseinrichtungen sowie<br />

deren Abstimmung aufeinander und<br />

auf die jeweiligen Betriebsbedingungen<br />

behandelt. Daneben werden<br />

aber auch die bei der Pla nung<br />

Mitarbeiter bei der Montage eines Mengenregelventils.<br />

Quelle: Roland Horn<br />

zu berücksichtigenden Fragen der<br />

<strong>Gas</strong>mengenmessung und des Explosionsschutzes<br />

erläutert. Kenntnisse<br />

über die Grundlagen der <strong>Gas</strong>-Druckregelung<br />

und <strong>Gas</strong>messung, über die<br />

Funktionsweise der Druckregel- und<br />

Messgeräte und der Sicherheitseinrichtungen<br />

sowie der Aufgabe der<br />

<strong>Gas</strong>-Druckregelung werden als<br />

bekannt vorausgesetzt.<br />

Die Themen:<br />

""<br />

Gesetze, Verordnungen und<br />

Regeln der Technik<br />

""<br />

Aufbau von <strong>Gas</strong>-Druckregelund<br />

Messanlagen<br />

""<br />

Planung und Berechnung einer<br />

<strong>Gas</strong>-Druckregelanlage<br />

""<br />

Kapazitätsüberprüfung/<br />

Berechnungen/EDV-Tools<br />

""<br />

Bauelemente in <strong>Gas</strong>-Druckregelund<br />

Messanlagen<br />

""<br />

Bautechnische Anforderungen<br />

an <strong>Gas</strong>-Druckregel- und<br />

Messanlagen<br />

""<br />

Prüfung und Inbetriebnahme<br />

von <strong>Gas</strong>-Druckregelanlagen.<br />

Die Intensivschulung „Planung<br />

und Berechnung von <strong>Gas</strong>-Druckregelanlagen“<br />

ist ein Bildungsbaustein<br />

im DVGW-Fortbildungsprogramm<br />

zum Thema „<strong>Gas</strong>-Druckregelung“.<br />

Die Schulung wendet<br />

sich in erster Linie an für die Planung<br />

und Berechnung von <strong>Gas</strong>-<br />

Druck regel- und Messanlagen<br />

zuständige Fach- und Führungskräfte<br />

bei Betreibern, anlagenbauenden<br />

Un ternehmen gemäß<br />

DVGW-Arbeitsblatt G 493-1, Planungsbüros<br />

und weiteren Dienstleistern<br />

sowie an zukünftige DVGW-<br />

Sachverständige FG III.<br />

Information und Anmeldung:<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung,<br />

Silke Splittgerber, Tel. (0228) 9188-607,<br />

E-Mail: splittgerber@dvgw.de<br />

18. EUROFORUM-Jahrestagung „<strong>Erdgas</strong>“<br />

Der europäische <strong>Gas</strong>markt hat<br />

sich nach Ansicht der Internationalen<br />

Energieagentur (IEA) vom<br />

weltweiten Marktgeschehen abgekoppelt.<br />

Global stieg die <strong>Gas</strong>nachfrage<br />

2011 um 9 %, während sie in<br />

Europa um 2 % gesunken ist. Angesichts<br />

der vergleichsweise hohen<br />

europäischen <strong>Gas</strong>preise und niedrigen<br />

Preise für CO 2 -Zertifikate wurde<br />

<strong>Gas</strong> nicht so stark zur Verstromung<br />

eingesetzt, wie nach dem deutschen<br />

Atomausstieg zunächst prognostiziert.<br />

Die stagnierende <strong>Gas</strong>nachfrage<br />

in Europa sowie die weiter<br />

bestehende Abhängigkeit von<br />

ölindexierten Verträgen und der<br />

noch nicht vollendete Binnenmarkt<br />

für <strong>Gas</strong> stellen den europäischen<br />

<strong>Gas</strong>markt vor Herausforderungen.<br />

Die EUROFORUM-Jahrestagung<br />

„<strong>Erdgas</strong>“ (23. bis 25. Oktober 2012,<br />

Berlin) stellt die Besonderheiten des<br />

europäischen <strong>Gas</strong>marktes mit seinen<br />

unterschiedlichen nationalen Märkten<br />

in den Fokus des ersten Konferenztages.<br />

Als Vertreter der gasfördernden<br />

Nation Norwegen erläutert<br />

Thor Otto Lohne (<strong>Gas</strong>sco) die Rolle<br />

seines Landes für die eigenständige<br />

europäische Versorgungssicherheit.<br />

Einen Überblick über den britischen<br />

<strong>Gas</strong>markt und die Bedeutung des<br />

interkontinentalen Handels gibt<br />

Richard Pugh (Gazprom Marketing &<br />

Trading). Über die Erfahrungen mit<br />

dem grenzüberschreitenden <strong>Gas</strong>handel<br />

zwischen Deutschland und<br />

den Niederlanden spricht Stephan<br />

Follender Grossfeld (CEFIN). Am Beispiel<br />

Tschechiens erläutert Thomas<br />

Kleefuß (NET4<strong>Gas</strong>) die Anforderungen<br />

an die innereuropäischen Infrastrukturen,<br />

um den Binnenmarkt zu<br />

vollenden. Inwieweit <strong>Erdgas</strong> eine tragende<br />

Rolle in der Energiewende<br />

spielt, zeigt Kurt Bligaard Perdersen<br />

(Dong Energy) auf.<br />

Welche Erwartungen an <strong>Erdgas</strong><br />

als wichtigen Baustein der künftigen<br />

Energieversorgung gestellt<br />

werden, ist ein weiteres Thema der<br />

EUROFORUM-Jahrestagung <strong>Erdgas</strong>.<br />

Unter anderem diskutieren Dr. Ludwig<br />

Möhring (Wingas), Ulrich Danco<br />

(E.ON Vertrieb Deutschland) und<br />

Bettina Pohl-Lücke (Shell Energy<br />

Deutschland) über neue Strukturen<br />

für Ferngasgesellschaften durch das<br />

neue Marktumfeld. Weitere Themen<br />

sind die Regulierung der <strong>Gas</strong>netze,<br />

die Vorstellungen der EU-Kommission<br />

und die Anforderungen an<br />

einen modernen <strong>Gas</strong>handel.<br />

Weitere Informationen unter:<br />

http://bit.ly/erdgas2012<br />

Oktober 2012<br />

770 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Veranstaltungen<br />

Nachrichten<br />

DBI-<strong>Biogas</strong>-Veranstaltungen im November 2012 in Leipzig<br />

Aufgrund der bisherigen positiven<br />

Resonanz lädt die DBI –<br />

<strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH<br />

Freiberg auch in diesem Jahr zum<br />

DBI-Fachforum BIOGAS vom 6.–7.<br />

November 2012 sowie zum Seminar<br />

Dezentrale <strong>Biogas</strong>netze am 28. No -<br />

vember 2012 nach Leipzig ein.<br />

DBI-Fachforum BIOGAS am<br />

6.–7. November 2012<br />

Vertreter aus Wirtschaft und Öffentlichkeit<br />

referieren zu verschiedenen<br />

Aspekten der Aufbereitung und E<strong>ins</strong>peisung<br />

von <strong>Biogas</strong>. Das Fachforum<br />

greift dabei aktuelle Entwicklungen<br />

zu diesen Themen auf und<br />

geht zudem auf Wirtschaftlichkeit<br />

und rechtliche Rahmenbedingungen<br />

ein. Darüber hinaus erhalten<br />

die Teilnehmer praktische Tipps<br />

zum sicheren Betrieb von <strong>Biogas</strong>aufbereitungs-<br />

und <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peiseanlagen.<br />

Erfahrenen Referenten<br />

diskutieren mit den Teilnehmern<br />

praxisnah über zukünftige Entwicklungen,<br />

bisher gewonnene Erfahrungen<br />

und verschiedene Problemstellungen.<br />

Seminar Dezentrale<br />

<strong>Biogas</strong>netze am<br />

28. November 2012<br />

Dezentrale <strong>Biogas</strong>netze bieten eine<br />

neue Möglichkeit zur effizienten<br />

Nutzung von <strong>Biogas</strong>, bei der neben<br />

hohen Gesamtnutzungsgraden auch<br />

eine Umsatzsteigerung erreicht wird.<br />

Da für eine erfolgreiche Planung und<br />

den Betrieb von <strong>Biogas</strong>netzen<br />

technisches, betriebswirtschaftliches<br />

und rechtliches Fachwissen nötig<br />

sind, geben die Referenten einen<br />

Überblick über die verschiedenen<br />

technischen Herausforderungen<br />

sowie die genehmigungsrechtlichen<br />

und wirtschaftlichen Fragestellungen<br />

der <strong>Biogas</strong>netze. Die Teilnehmer<br />

haben darüber hinaus die<br />

Möglichkeit, ihre Fragen rund um<br />

das Thema <strong>Biogas</strong>netze mit den<br />

Referenten zu diskutieren.<br />

Die Veranstaltungen<br />

richten<br />

sich an<br />

Mitarbeiter von<br />

kommunalen und überregionalen<br />

Energieversorgern, Behörden und<br />

Verbänden, beratenden und planenden<br />

Ingenieurbüros als auch<br />

Betreibergesellschaften und Forschungseinrichtungen.<br />

Weitere In -<br />

formationen zu den aktuellen Programmen<br />

sowie die Anmeldemodalitäten<br />

unter www.dbi-gti.de.<br />

Kontakt:<br />

DBI – <strong>Gas</strong>technologisches<br />

Institut gGmbH Freiberg,<br />

Anneliese Klemm, Tel. (03731) 4195-338,<br />

E-Mail: anneliese.klemm@dbi-gti.de<br />

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Nachrichten<br />

Personen<br />

Dr. -Ing. Friedrich Tillmann verstorben<br />

Am 12. August 2012 verstarb in<br />

Folge einer Herzattacke der<br />

ehemalige Geschäftsführer der<br />

figawa, Dr.-Ing. Friedrich Tillmann,<br />

kurz nach Vollendung des fünfundsiebzigsten<br />

Lebensjahres.<br />

Der geborene Siegerländer studierte<br />

nach der Reifeprüfung und<br />

einem Praktikum in deutschen wie<br />

auch britischen Stahlwerken Eisenhüttenkunde<br />

an der Bergakademie<br />

Clausthal, nach acht Semestern<br />

bestand er die Dipl.-Hauptprüfung<br />

mit gut. Drei Jahre später wurde er<br />

als Versuchsingenieur der INDUGAS,<br />

Essen, aufgrund der seinerzeit kürzesten<br />

Dissertation aus der Praxis an<br />

seiner Hochschule mit sehr gut zum<br />

Dr.-Ing. ernannt. Weitere drei Jahre<br />

arbeitete er als Assistent des Vorstandes<br />

der Ruhrgas AG Dr.-Ing. E. h.<br />

Christoph Brecht. Dem schloss sich<br />

eine Tätigkeit zuletzt als Mitglied<br />

der Geschäftsleitung der Neuen<br />

<strong>Gas</strong>technik, Essen, an.<br />

1972 trat Dr.-Ing. Tillmann als<br />

Geschäftsführer in den Dienst der<br />

Bundesvereinigung der Firmen im<br />

<strong>Gas</strong>- und Wasserfach. Er leitete das<br />

Ressort GAS drei Jahrzehnte und<br />

drei Monate. In dieser Zeit wuchs die<br />

Zahl der Mitgliedsunternehmen um<br />

das Fünffache. Die Zahl der deutschen<br />

Tochterverbände stieg von<br />

zwei auf sechs, er versah dort die<br />

Position des Geschäftsführers und<br />

auch die des Vorstandsmitglieds.<br />

Auch aufgrund seiner ausgezeichneten<br />

französischen und englischen<br />

Sprachkenntnisse wurde er<br />

zum Generalsekretär, Vizepräsident<br />

und Verwaltungsratsmitglied von<br />

sieben EU-Verbänden in Brüssel,<br />

Berlin, Köln und Paris gewählt. Im<br />

BDI Energie-Ausschuss und im<br />

DVGW-Vorstand vertrat er über drei<br />

Jahrzehnte deutsche Industrieinteressen<br />

seiner Sparte.<br />

Besondere Weitsicht zeigte Herr<br />

Dr.-Ing. Tillmann als noch in den<br />

Anfängen der europäischen Normung<br />

nach der Gründung von CEN<br />

bereits mit der Kundenseite (Marcogaz)<br />

geme<strong>ins</strong>ame europäische Harmonisierungspapiere<br />

initiiert und<br />

erfolgreich abgeschlossen werden<br />

konnten, die später die Basis für<br />

europäische Normprojekte bildeten.<br />

Hierbei waren die beiden europäischen<br />

Verbände facogaz (Europäische<br />

Vereinigung der Hersteller<br />

von <strong>Gas</strong>messtechnik) und FAREGAZ<br />

(Europäische Vereinigung der Hersteller<br />

von <strong>Gas</strong>druckregelgeräten<br />

und Sicherheitskomponenten) feder -<br />

führend.<br />

Der DVGW, Bonn, und FAREGAZ,<br />

Paris, wählten Herrn Dr.-Ing. Tillmann<br />

zu ihrem Ehrenmitglied im<br />

Jahre 2004 auf Lebenszeit.<br />

Für herausragende Verdienste<br />

um die nationale und europäische<br />

Normung erhielt Herr Dr.-Ing. Tillmann<br />

im Jahre 2002 die Rudolf<br />

Sigismund Blochmann Medaille des<br />

Normenausschusses <strong>Gas</strong>technik im<br />

DIN und gehörte damit zum kleinen<br />

Kreis der Experten, denen der<br />

NA<strong>Gas</strong> diese Würdigung zuteil werden<br />

ließ.<br />

Die nationalen und europäischen<br />

Verbände werden des Verstorbenen<br />

in Hochachtung und<br />

Dankbarkeit gedenken.<br />

Hans Martin Czermin neuer Geschäftsführer<br />

bei Itron<br />

Die Itron GmbH gewinnt mit<br />

Hans Martin Czermin einen<br />

erfahrenen Manager für den Energiebereich.<br />

Als Managing Director<br />

Energy, Central Europe, verantwortet<br />

Czermin das Strom- und <strong>Gas</strong>geschäft<br />

in der neu geschaffenen<br />

Geschäftseinheit. Dazu gehören<br />

intelligente Software- und Zählerlösungen<br />

sowie Services für das<br />

gesamte Ecosystem des Energiemarkts.<br />

Zu Czerm<strong>ins</strong> Aufgaben zählen<br />

die strategische Ausrichtung<br />

des Geschäftsbereichs und der Ausbau<br />

der Markposition. Czermin ist<br />

Diplom Ingenieur für Elektrotechnik<br />

und arbeitet von der Niederlassung<br />

Karlsruhe aus.<br />

Vor seinem Wechsel zu Itron<br />

war Hans Martin Czermin Managing<br />

Director Tech Unit bei der<br />

eCircle GmbH in München. Er leitete<br />

hier als Managing Director<br />

den Geschäftsbereich Technologie<br />

des Service Providers. Unter seiner<br />

Führung konnte das Wachstum<br />

weiter vorangetrieben werden<br />

und das Unternehmen weiter auf<br />

Best in Class Prozesse ausgerichtet<br />

werden.<br />

Von 2000 bis 2010 war er in verschiedenen<br />

Positionen bei der Siemens<br />

AG und der Siemens Enterprise<br />

Communication GmbH in<br />

München, Großbritannien und den<br />

USA tätig. Zuletzt als Bereichsleiter<br />

Süddeutschland mit Verantwortung<br />

für über 500 Mitarbeiter in Vertrieb,<br />

Marketing und Service.<br />

Oktober 2012<br />

772 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Brought to you by<br />

Congress Centre Dusseldorf | Germany<br />

15-16 May 2013<br />

Sustainable Production and Supply through<br />

Policy and Technology Developments<br />

Showcasing the Latest<br />

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Advocating Natural <strong>Gas</strong><br />

& Supporting Industry Growth<br />

Distinguished speakers include:<br />

Philip Lowe<br />

Director General, Energy<br />

EuropeanCommission<br />

Prof. Dr. Friedbert Pflüger<br />

Direktor<br />

European Centre<br />

for Energy and<br />

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FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Prozesstechnische Analyse und<br />

Ökobilanzierung von Biomethan<br />

<strong>Biogas</strong>, Biomethan, Energiepflanzen, THG-Emissionen, Kumulierter Energie Aufwand KEA<br />

Marius Adelt, Dieter Wolf und Alexander Vogel<br />

Auf dem Weg zu einer nachhaltigen, erneuerbaren<br />

Energieversorgung bildet Biomethan als regeneratives<br />

<strong>Erdgas</strong>-Äquivalent eine wichtige Option. Der vorliegende<br />

Beitrag untersucht die Erzeugung von Biomethan<br />

aus Energiepflanzen im Hinblick auf ihre<br />

THG-Minderung und Energieeffizienz unter Berücksichtigung<br />

eigener Messungen und Erfahrungsdaten<br />

aus einer modernen kommerziellen Biomethan-<br />

Anlage am Standort Einbeck. Nach dieser Untersuchung<br />

belaufen sich die spezifischen Treibhausgas-<br />

Emissionen in Verbindung mit der Biomethanerzeugung<br />

auf 45–48 g CO 2<br />

-Äquiv./kWh th<br />

H i<br />

entsprechend<br />

einer Minderung der gesamten Treibhausgas (THG)-<br />

Emissionen um 82 % gegenüber <strong>Erdgas</strong>. Eine weitere<br />

wichtige, ökologische Kenngröße – der spezifische<br />

nicht erneuerbare Energieaufwand – zeigt mit ca.13–<br />

14 % eine hohe Nachhaltigkeit des gesamten Verfahrens.<br />

Diese beiden ökologisch vorteilhaften Werte<br />

sind einerseits auf einen umweltfreundlichen Substratanbau<br />

(E<strong>ins</strong>atz von Gärresten als Düngemittel)<br />

und andererseits auf eine optimierte Anlagentechnik<br />

und dem Prozess angepassten Betrieb der Anlage<br />

(Aminwäsche zur Aufbereitung, regenerative Prozesswärme,<br />

gasdichte Anlagen und industrielle Prozessleittechnik)<br />

zurückzuführen.<br />

Process analysis and lca of biomethane<br />

As a renewable substitute for natural gas in the pipeline<br />

system, biomethane is a key option on the way to<br />

sustainable, renewable energy supplies. This paper<br />

evaluates biomethane production from energy crops<br />

with respect to its environmental impact and energy<br />

efficiency, taking into consideration own measurements<br />

and experience data from a modern, commercial<br />

plant as well as current studies. According to this<br />

study the specific GHG emissions associated with the<br />

production of biomethane amount to as little as 45–<br />

48 g CO 2<br />

eq/kWh, corresponding to an overall GHG<br />

emission reduction of 82 % compared with natural<br />

gas. The specific non-renewable energy demand of<br />

the entire process is very low at only 13–14 %. These<br />

two indicators are due either to environmentally<br />

friendly plant cultivation (fermenter residues used as<br />

fertilizer) or to optimized plant design and operation<br />

(amine upgrading, renewable process heat, gas-tight<br />

equipment, industrial process control system).<br />

1. Einleitung<br />

Auf dem Weg zu einer nachhaltigen, erneuerbaren Energieversorgung<br />

bildet Biomethan als regeneratives <strong>Erdgas</strong>-Äquivalent<br />

eine wichtige Option. Im Unterschied<br />

zur lokalen <strong>Biogas</strong>verstromung steht das Biomethan im<br />

<strong>Netz</strong> allen Anwendungen, d. h. BHKW, Wärmeerzeugung<br />

und als Kraftstoff, zur Verfügung.<br />

E.ON Ruhrgas AG ist als führender <strong>Gas</strong>versorger<br />

direkt in die Erzeugung und Verteilung von Biomethan<br />

engagiert und betreibt eine Reihe von Anlagen (E.ON<br />

Bioerdgas GmbH) auf der Basis von Energiepflanzen<br />

und Reststoffen. Daher stehen an dieser Stelle einerseits<br />

die Anlagentechnik der Biomethanerzeugung<br />

und -aufbereitung und andererseits die ökologischenergetische<br />

Bewertung und Optimierung der gesamten<br />

Biomethan-Erzeugungskette im Fokus des Interesses.<br />

Der vorliegende Beitrag untersucht die Biomethanerzeugung<br />

im Hinblick auf ihre THG-Minderung und<br />

Energieeffizienz unter Berücksichtigung aktueller Analysen<br />

und eigener Messdaten, wobei auch auf einige<br />

landwirtschaftliche Themen eingegangen wird.<br />

Die Ergebnisse werden zur Erkennung und Erschließung<br />

von Optimierungspotenzialen in der gesamten<br />

Erzeugungs- und Verwendungskette und damit zur<br />

Steigerung der Umwelteffizienz und Wirtschaftlichkeit<br />

genutzt. Ferner tragen sie zur objektiven Bewertung<br />

von Biomethan in der heutigen und künftigen Energieversorgung<br />

bei.<br />

2. Methodik der Ökobilanz<br />

Die ökologische Bewertung kann eine große Anzahl von<br />

quantifizierbaren und nicht quantifizierbaren Parametern<br />

und Merkmalen umfassen, z. B. soziale Auswirkun-<br />

Oktober 2012<br />

774 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

gen der Umweltbelastung/-Entlastung, die jedoch ohne<br />

einheitliche Struktur nur diffuse, schwer vergleichbare<br />

und nicht vertrauenswürdige Ergebnisse liefern würde.<br />

Daher bilden internationale Normen DIN EN ISO 14040<br />

„Umweltmanagement – Ökobilanz – Grundsätze und<br />

Rahmenbedingungen“ [1] und DIN EN ISO 14044<br />

„Umweltmanagement – Ökobilanz – Anforderungen<br />

und Anleitungen“ [2] zusammen mit einer Reihe von<br />

detaillierten Normen, Leitfäden und Fachberichten, z. B.<br />

[3], eine methodische, einheitliche Grundlage der Ökobilanzen,<br />

die die Qualität und Vergleichbarkeit sicherstellt.<br />

In Anlehnung daran wurden die Grundprozesse und<br />

Bilanzgrenzen der hier analysierten Biomethanerzeugung<br />

und die Parameter der Sachbilanz festgelegt. Als<br />

Ziel dieser Untersuchung wurde definiert, den gesamten<br />

Erzeugungspfad von Biomethan einer beispielhaften,<br />

industriellen Anlage h<strong>ins</strong>ichtlich der THG-Emissionen<br />

und des Energieverbrauchs zu bewerten und somit<br />

verlässliche Daten für die Vergleiche mit anderen erneuerbaren<br />

Energieträgern sowie unterschiedlichen<br />

Anlagentypen zu generieren. Entsprechend der Ökobilanzsystematik<br />

sind die beiden zu ermittelnden Größen<br />

den Wirkungskategorien „Klimaänderung“ bzw. „Ressourcenverbrauch“<br />

zu zuordnen.<br />

Die Ökobilanz unterscheidet sich von vielen anderen<br />

Methoden, wie z. B. Umweltverträglichkeitsprüfung,<br />

dadurch, dass sie ein relativer Ansatz auf der Basis einer<br />

funktionellen Einheit ist, die das Endprodukt einer Prozesskette<br />

charakterisiert. Im vorliegenden Fall wurde als<br />

funktionelle Einheit 1 kWh th<br />

Biomethan-Heizwert nach<br />

dem letzten Prozessschritt, d. h. Aufbereitung, angenommen.<br />

Entsprechend den o. g. Wirkungskategorien ergeben<br />

sich daraus für die ökologische Bewertung von Biomethan<br />

analog zu anderen fossilen und regenerativen<br />

Energieträgern zwei wichtige Wirkungsindikatoren:<br />

""<br />

Treibhausgas (THG)-Emissionen in g<br />

CO 2<br />

-Äquivalente /kWh für „Klimaänderung“ und<br />

""<br />

Kumulierter Energieaufwand (KEA) in kWh/kWh für<br />

„Ressourcenverbrauch“.<br />

THG-Emissionen sind als Global Warming Potential<br />

(GWP) nach IPCC definiert und beschreiben den Beitrag<br />

zum Treibhauseffekt und somit zur Klimaveränderung<br />

und werden in diesem Fall auf einen Zeitraum von<br />

100 Jahren bezogen (GWP100). Zur Umrechnung der<br />

THG-Emissionen (CO 2<br />

, CH 4<br />

und N 2<br />

O) in CO 2<br />

-Äquivalente<br />

werden die Treibhausgasfaktoren des Intergovernmental<br />

Panel on Climate Change (IPCC 2007) genutzt.<br />

Der kumulierte Energieaufwand (KEA) pro Endenergieeinheit<br />

bestimmt nach der VDI-Richtlinie 4600 [4] die<br />

Gesamtheit des primärenergetisch bewerteten Aufwands,<br />

der im Zusammenhang mit der Herstellung,<br />

Nutzung und Beseitigung eines ökonomischen Gutes<br />

(Produkt, Energieträger oder Dienstleistung) entsteht.<br />

Bild 1. Biomethan-Anlage in Einbeck (E.ON Bioerdgas GmbH).<br />

Dieser Indikator beschreibt den Verbrauch von fossilen<br />

bzw. Inanspruchnahme von regenerativen Energieressourcen<br />

und ist ein Maß für die Energieeffizienz.<br />

3. Referenz-Biomethananlage<br />

Datenbasis für die vorliegenden Untersuchungen bildet<br />

eine moderne Biomethan-Anlage der E.ON Bioerdgas<br />

GmbH in Einbeck, Bild 1.<br />

Die Anlage wird mit einem Mix von Energiepflanzen<br />

mit einem hohen Anteil von Mais und jahreszeitabhängig<br />

unterschiedlichen Anteilen von Gras, Zuckerrübe<br />

und Hirse beschickt. Sie ist ausgestattet mit einem<br />

umfangreichen Prozessleitsystem für die Substrate<br />

sowie die Energieströme (Wärme und Strom) in den<br />

einzelnen Prozessstufen, so dass eine kontinuierliche<br />

Aufzeichnung aller wichtigen Parameter zur Verfügung<br />

steht.<br />

Die Grundprozesse und Systemgrenzen der Biomethan-Anlage<br />

in Einbeck zum Zweck der Ökobilanzierung<br />

sind in Bild 2 dargestellt.<br />

Aus ökologischen und ökonomischen Gründen<br />

basiert die Erzeugung der Prozesswärme in dieser Biomethananlage<br />

auf zwei regenerativen Quellen – Holzhackschnitzeln<br />

und <strong>Biogas</strong>, so dass der Betreiber stets<br />

den preiswerteren Brennstoff wählen kann. Daher ist<br />

die Anlage mit zwei getrennten Kesseln ausgerüstet, die<br />

jeweils für den gesamten Wärmeaufwand des Fermenters<br />

und der Anlage zur Aminregeneration ausgelegt<br />

sind. Für die LCA-Untersuchung wurden die Betriebsdatenprotokolle<br />

eines ganzen Jahres verwendet, wobei<br />

die Betriebsperioden des Holzhackschitzelkessels und<br />

des <strong>Biogas</strong>kessels für die Bereitstellung der Prozesswärme<br />

getrennt betrachtet wurden.<br />

Die Aufbereitung von <strong>Biogas</strong> zu Biomethan mit<br />

einem Methangehalt von über 96 % erfolgt mit einem<br />

Aminwäsche-Verfahren bei einem Druck, der nur<br />

geringfügig über dem atmosphärischen Luftdruck liegt.<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 775

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Bild 2. Grundprozesse und Systemgrenzen der Biomethan-Anlage in<br />

Einbeck.<br />

Dieses Verfahren zeichnet sich durch einen geringen<br />

Strombedarf und einen niedrigen Restmethangehalt im<br />

Abgas aus. Die Aminregeneration erfolgt mit regenerativer<br />

Prozesswärme, wie vorstehend beschrieben.<br />

Die für den Anlagenbetrieb nötige Elektrizität wird<br />

aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen. Eine eigene<br />

Stromerzeugung vor Ort ist nicht vorgesehen.<br />

Tabelle 1. Sachbilanzergebnis der THG-Emissionen und Energieverbräuche.<br />

ten und Erfahrungswerten. Diese Parameter werden<br />

durch den technischen und wissenschaftlichen Fortschritt<br />

immer exakter ermittelt, bleiben jedoch mit<br />

gewissen Unsicherheiten behaftet. In dieser Untersuchung<br />

wurde die Beurteilung der beschriebenen Biomethananlage<br />

– soweit möglich – auf der Grundlage<br />

eigener umfassender Messungen und Erfahrungsdaten<br />

vorgenommen. Notwendige ergänzende landwirtschaftliche<br />

Daten wurden den Quellen [5] und [6] entnommen.<br />

Die Höhe der Methanverluste von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

wird in der Öffentlichkeit häufig kritisch hinterfragt, seit<br />

vor einigen Jahren an manchen <strong>Biogas</strong>-Anlagen (BGA)<br />

Verluste im Prozentbereich festgestellt wurden. Auch<br />

wenn die modernen, industriellen Biomethan-Anlagen<br />

einen deutlich höheren technischen Standard und<br />

daher niedrigere Methanverluste als die <strong>Biogas</strong>-Altanlagen<br />

aufweisen, sollten diese in der Ökobilanz der Anlage<br />

Einbeck berücksichtigt werden.<br />

Die Erfassung der Methanverluste stellt wegen der<br />

Größe und Komplexität der Biomethan-Anlage eine<br />

messtechnisch komplexe Aufgabe dar. In einem ersten<br />

Schritt wurde daher die <strong>Biogas</strong>-Anlage e<strong>ins</strong>chließlich<br />

Aufbereitung mit einer speziellen Infrarotkamera zur<br />

Methandetektion <strong>Gas</strong>Cam® qualitativ untersucht. Die<br />

Untersuchung ergab einige wenige lokale Methanaustritte,<br />

z. B. Abgas der Aufbereitungsanlage, Messgas der<br />

Analysengeräte, aber keine verteilten Undichtheiten an<br />

der Anlage. Die anschließenden Messungen nach dem<br />

Absaugverfahren an den festgestellten Methanaustritten<br />

ergaben Methanemissionen von 0,1 % der Gesamterzeugung,<br />

wobei diffuse Verluste aus dem Silagelager<br />

mit diesem Messverfahren nicht quantifiziert werden<br />

konnten.<br />

Um die gesamten Methanverluste in Einbeck zu<br />

erfassen, wurden zu einem späteren Zeitpunkt Messreihen<br />

unter E<strong>ins</strong>atz des luftgestützten <strong>Gas</strong>ferndetektionssystems<br />

CHARM® durchgeführt [7]. Die dabei zum E<strong>ins</strong>atz<br />

kommende Methode bestimmt das Konzentration-<br />

Weg-Produkt entlang eines vom Hubschrauber<br />

ausgesendeten Laserstrahls. Die Laserstrahlen werden<br />

entlang einer Kreisbahn um die <strong>Biogas</strong>anlage platziert,<br />

so dass durch die Bilanz über diesen virtuellen Laserlicht-Zaun<br />

die Quellstärke an Methan der BGA ermittelt<br />

werden kann. Als Ergebnis der Untersuchung wurden<br />

<strong>ins</strong>gesamt Methanemissionen von 0,14 % der Gesamterzeugung<br />

festgestellt, an denen das Silagelager mit<br />

0,04 % beteiligt ist.<br />

Die einzelnen Daten der THG- und KEA-Bilanz für die<br />

beiden Prozesswärme-Betriebsmodi „<strong>Biogas</strong>-Beheizung“<br />

und „Holzhackschnitzel-Beheizung“ der Erzeugungskette<br />

in Einbeck sind in Tabelle 1 zusammengefasst.<br />

Die Messergebnisse der Methanverluste in Einbeck<br />

bestätigen einen hohen technischen und ökologischen<br />

Standard der Biomethan-Anlage. Sie unter-<br />

<strong>Biogas</strong>-Beheizung Holzhackschn.-<br />

Beheiz.<br />

KEA THG KEA THG<br />

% g/kWh % g/kWh<br />

Energiegehalt <strong>Biogas</strong>substrate 160 % 0 149 % 0<br />

Substratbereitstellung 6 % 28 6 % 27<br />

Energieverbrauch Fermenter 5 % 10 10 % 9<br />

Energieverbrauch Aufbereitung 3 % 7 16 % 7<br />

Methanverluste <strong>ins</strong>g. – 3 – 3<br />

Summe 174 % 48 179 % 45<br />

4. Ökobilanz Einbeck im Detail<br />

Die Datenbasis einer ökologischen Bewertung bildet<br />

eine Sachbilanz aller relevanten Inputs und Outputs des<br />

untersuchten Prozesses, d. h. im vorliegenden Fall Erfassung<br />

aller THG-Emissionen und Energieverbräuche (primärenergetisch)<br />

der gesamtem Prozesskette.<br />

Die für Treibhausgas-Emissionen relevanten Prozesse<br />

sind durch Parameter charakterisiert, die zum Teil<br />

aus der landwirtschaftlichen und prozesstechnischen<br />

Praxis bekannt sind, z. B. der Diesel- und Düngemittele<strong>ins</strong>atz<br />

pro Hektar. Dagegen basieren andere Parameter,<br />

etwa die N 2<br />

O-Emissionen und die Eigenschaften der<br />

als Düngemittel eingesetzten Gärreste auf Literaturda-<br />

Oktober 2012<br />

776 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

Bild 3.<br />

Energie-/THG-<br />

Diagramm<br />

Einbeck –<br />

Holzhackschnitzelbeheizung.<br />

schreiten deutlich den für Anlagen mit optimierter<br />

Technik ermittelten Wert von 0,5 % [8] und haben nur<br />

einen geringen Anteil an den gesamten THG-Emissionen,<br />

vergl. Tabelle 1.<br />

Wie erwartet, entfällt auf die Substratbereitstellung<br />

e<strong>ins</strong>chließlich Substratanbau, Ernte, Transport und Silagelagerung<br />

der größte Anteil der Treibhausgas-Emissionen.<br />

Der Anbau ist auch mit N 2<br />

O-Emissionen verbunden,<br />

die als eine weitere bedeutende THG-Quelle angenommen<br />

werden. Auf der Basis von neueren<br />

Untersuchungen [9] wurden in der vorliegenden Untersuchung<br />

0,6 % des gesamten ausgebrachten Stickstoffdüngers<br />

als Durchschnittswert für Deutschland angenommen.<br />

Dieser Wert erscheint jedoch zu konservativ<br />

und wird auf Hintergrundemissionen als eine Spätfolge<br />

der Überdüngung in der Vergangenheit zurückgeführt.<br />

Es wird erwartet, dass diese Emissionen auf Ackerland<br />

ohne Überdüngung nicht auftreten.<br />

Zusätzlich zu den vorstehend genannten wichtigen<br />

Optimierungsmaßnahmen (minimierte Silierverluste,<br />

gasdichte Anlagen und E<strong>ins</strong>atz von Gärresten als Düngemittel)<br />

wurde zur <strong>Biogas</strong>aufbereitung das Aminwäsche-Verfahren<br />

angewendet. Im Gegensatz zur Aufbereitung<br />

mittels Druckwechseladsorption (DWA) erfordert<br />

die Aminwäsche keine Verdichtung des <strong>Gas</strong>es, was<br />

den Stromverbrauch deutlich senkt. Darüber hinaus<br />

wird die für die Aminregeneration benötigte Wärme<br />

durch regenerative Energieträger (Holzhackschnitzel<br />

oder Rohbiogas) bereitgestellt, und das Abgas enthält<br />

nur sehr wenig Methan, so dass bei der Aufbereitung<br />

<strong>ins</strong>gesamt nur sehr geringe THG-Emissionen anfallen.<br />

Für die Gesamtbewertung der Biomethananlage wurden<br />

alle Energie- und Stoffströme primärenergetisch<br />

erfasst, die dazugehörigen THG-Emissionen ermittelt<br />

und als Flussdiagramme dargestellt, s. Bilder 3 und 4.<br />

Die Auswertung eigener Messungen und Erfahrungsdaten<br />

als Grundlage für diese Studie hat spezifische<br />

THG-Emissionen von 45 (Holzhackschnitzelbeheizung)<br />

bis 48 g/kWh (Rohbiogasbeheizung) und eine<br />

Minderung der gesamten THG-Emissionen um 82 %<br />

gegenüber <strong>Erdgas</strong> ergeben. Bei diesem Ansatz wurden<br />

die mit der Substratbereitstellung verbundenen THG-<br />

Emissionen direkt, d. h. ohne Gutschriften, unter Verwendung<br />

von Daten aus der landwirtschaftlichen Praxis<br />

berechnet.<br />

Die energetische Bewertung basiert auf dem Heizwert<br />

(H i<br />

) aller eingesetzten Energien und Stoffe (als Primärenergieäquivalent,<br />

z. B. für Düngemittel) gemäß der<br />

Definition des kumulierten Energieaufwands (KEA) und<br />

seiner grafischen Darstellung in Sankey-Diagrammen.<br />

Dieser Ansatz führt jedoch zu einer scheinbar niedrigeren<br />

Effizienz biologischer Prozesse, weil der Heizwert<br />

nur in Verbrennungsprozessen vollständig genutzt werden<br />

kann. Die maximale Energieausbeute eines biologischen<br />

Prozesses entspricht jedoch der Gesamtmenge<br />

Methan, die durch Bakterien aus einem Substrat erzeugt<br />

werden kann. Dieser Parameter ist für die hier beschriebenen<br />

anaeroben Prozesse mit niedrigen Temperaturen<br />

relevanter. Während der Wirkungsgrad des Fermenters<br />

auf H i<br />

-Basis (s. Bilder 4 und 5) etwa 70 % beträgt,<br />

erreicht die biologische Effizienz ca. 80 %, was dem fermentierbaren<br />

Energiegehalt der Silage entspricht. Nur<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 777

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Bild 4.<br />

Energie-/THG-<br />

Diagramm<br />

Einbeck –<br />

Rohbiogasbeheizung.<br />

die nicht aufschließbare Lignozellulose verbleibt in den<br />

Gärresten und wird wieder auf das Ackerland zurückgebracht,<br />

wo sie die Humusbilanz verbessert.<br />

Neben dem Gesamt-KEA der Biomethanerzeugung<br />

von 179 % in der hier untersuchten Anlage ist der nicht<br />

regenerative Anteil (KEANR) ein wichtiger Indikator zur<br />

Verwendung fossiler Energien und E<strong>ins</strong>atzstoffe. In diesem<br />

Fall wird die benötigte Elektrizität aus dem öffentlichen<br />

Stromnetz mit einem immer noch dominierenden<br />

fossilen Anteil an der Erzeugung bezogen. Andere fossile<br />

Einträge sind Stickstoffdünger und Dieselkraftstoff<br />

für Anbau und Transport. Aufgrund der Optimierungsmaßnahmen<br />

im Anbau sowie in der Auslegung und im<br />

Betrieb der vorstehend beschriebenen Biomethananlage<br />

ist der gesamte nicht regenerative kumulierte Energieaufwand<br />

mit einem Wert von 13–14 % sehr gering.<br />

Bild 5. Reduzierung der THG-Emissionen von Biomethan durch<br />

moderne Anlagentechnik [5].<br />

Dieser auch als Primärenergiefaktor bezeichnete Indikator<br />

gibt den fossilen Primärenergieverbrauch pro<br />

erzeugte Endenergieeinheit an und nimmt in dem Maße<br />

ab, wie sich die nachhaltige Wirtschaft entwickelt.<br />

Der Substrate<strong>ins</strong>atz für <strong>Biogas</strong>-Beheizung ist höher<br />

als für Holzhackschnitzel-Beheizung, weil die gesamte<br />

Prozesswärme aus dem Zwischenprodukt Rohbiogas<br />

gewonnen wird. Dadurch erklären sich auch die etwas<br />

höheren THG-Emissionen in diesem Modus, weil hier im<br />

Vergleich zu Holz-Beheizung mehr Anbaubiomasse<br />

genutzt wird. Dagegen kommen im Holz-Modus die<br />

niedrigen spezifischen THG-Emissionen von Restholz<br />

zum Tragen. Insgesamt liegt der KEA der Holz-Beheizung<br />

jedoch höher, was durch den niedrigeren Nutzungsgrad<br />

des Holzkessels zu erklären ist.<br />

Während das Potenzial einer weiteren Verringerung<br />

der THG-Emissionen durch Optimierung der Substratbereitstellung<br />

und der technischen Anlagen durch mittel-<br />

bis längerfristige Maßnahmen sukzessive auszuschöpfen<br />

ist, stellt der E<strong>ins</strong>atz regenerativer Hilfsenergie<br />

(Eigenerzeugung oder Fremdbezug von Strom und<br />

Wärme) eine kurzfristige Option dar, die im Hinblick auf<br />

ihre Kosten-Nutzen-Bilanz zumindest geprüft werden<br />

sollte.<br />

5. Fazit<br />

Biomethan stellt derzeit die wichtigste regenerative<br />

Option für die <strong>Gas</strong>versorgung dar und ist mit <strong>Erdgas</strong> voll<br />

kompatibel. Durch den Bau moderner Anlagen und die<br />

kontinuierliche Optimierung des Anbaus von Energiepflanzen<br />

und des Anlagenbetriebs erscheint auf der<br />

Grundlage der hier dargestellten Erfahrungen eine Minderung<br />

der Treibhausgas-Emissionen um mehr als 80 %<br />

Oktober 2012<br />

778 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

im Vergleich zum bereits klimafreundlichen, fossilen<br />

<strong>Erdgas</strong> möglich.<br />

Die Anlagentechnik der anaeroben <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

und der Aufbereitung auf <strong>Erdgas</strong>qualität zeigt<br />

eine beeindruckende Lernkurve (Bild 5) und hat mittlerweile<br />

einen hohen Entwicklungsstand erreicht. Während<br />

die ersten, kleinen Anlagen mit offenem Silolager<br />

und hohen Methanverlusten gar keine THG-Minderung<br />

im Vergleich zum <strong>Erdgas</strong> aufweisen konnten, zeigen<br />

moderne Industrieanlagen in Verbindung mit optimierter<br />

Anbautechnik (Gärrestdüngung) sehr niedrige THG-<br />

Emissionen von unter 50 g/kWh (s. Kap. 4), d. h. nur etwa<br />

20 % der ursprünglichen Werte.<br />

Die wirksamsten Methoden zur Erzielung niedriger<br />

THG-Emissionen und hoher Prozessleistungen in Bezug<br />

auf Energieaufwand und Kosten sind:<br />

""<br />

Nutzung von Gärresten als Düngemittel,<br />

""<br />

Minimierung von Silierverlusten durch geeignete<br />

Silagelagerung,<br />

""<br />

E<strong>ins</strong>atz hoch effizienter Aufbereitungsverfahren<br />

mit niedrigem Strombedarf und geringen<br />

Methanverlusten im Abgas und<br />

""<br />

Biomethan-Anlagentechnik nach industriellem<br />

Standard.<br />

Letzteres ist ein Vorteil von Biomethan-Anlagen entsprechender<br />

Leistungsgröße gegenüber dem Bestand<br />

von Direktverstromungsanlagen.<br />

Es sei darauf hingewiesen, dass neben der Erzeugung<br />

von Biomethan aus Energiepflanzen (wie in diesem<br />

Beitrag beschrieben) auch der E<strong>ins</strong>atz von landwirtschaftlichen<br />

Reststoffsubstraten wie Gülle oder Bioabfällen<br />

dazu beitragen kann, bis zu 97 % der<br />

THG-Emissionen zu vermeiden.<br />

Literatur<br />

[1] ISO Standard, Environmental management – Life cycle<br />

assessment – Principles and framework, ISO 14040:2006.<br />

[2] ISO Standard, Environmental management – Life cycle<br />

assessment - Requirements and guidelines, ISO 14044:2006.<br />

[3] ILCD Handbook: Framework and requirements for Life Cycle<br />

Impact Assessment models and indicators, JRC IES, European<br />

Union 2010.<br />

[4] VDI (Society of German Engineers), Cumulative Energy<br />

Demand – Terms, Definitions, Methods of Calculation, VDI<br />

Directive 4600, 1997.<br />

[5] Vogt, R.: Basisdaten zu THG-Bilanzen für <strong>Biogas</strong>-Prozessketten<br />

…, ifeu, Heidelberg, April 2008 (Untersuchung im Auftrag<br />

E.ON Ruhrgas AG).<br />

[6] Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft<br />

e.V. (KTBL), Energy crops (in German), KTBL, ISBN 3-939371-<br />

21-1, 2006.<br />

[7] Scherello, A. und Wolf, D.: Messung der Methanemission der<br />

<strong>Biogas</strong>anlage Einbeck mittels CHARM (in Vorbereitung).<br />

[8] Vetter, A. und Arnold, K.: Klima- und Umwelteffekte von Biomethan:<br />

Anlagentechnik und Substratauswahl, Wuppertal<br />

Papers No. 182, ISSN 0949-5266, 2010.<br />

[9] Jungkunst, H. F. et al.: Nitrous oxide emissions from agricultural<br />

land use in Germany – a synthesis of available annual<br />

field data, J. Plant Nutr. Soil Sci. 2006, 169, 341–351.<br />

Autoren<br />

Dr. Marius Adelt<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

Essen |<br />

Tel: +49 201 184-8619 |<br />

E-Mail: marius.adelt@eon-ruhrgas.com<br />

Dr.-Ing. Alexander Vogel<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

Essen |<br />

Tel: +49 201 184-8664 |<br />

E-Mail: alexander.vogel@eon-ruhrgas.com<br />

Dipl.-Ing. Dieter Wolf<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

Essen |<br />

Tel. +49 201 184-8577 |<br />

E-Mail: dieter.wolf@eon-ruhrgas.com<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 779

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

<strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung mit<br />

Rücke<strong>ins</strong>peisung und Deodorierung<br />

<strong>Biogas</strong>, <strong>Biogas</strong>-<strong>Netz</strong>anschluss, kapazitätserhöhende Maßnahmen, Rückspeisung, deodorierung,<br />

kostenwälzung, Energiewende<br />

Matthias Sieverding, Dirk Sattur, Stefan Mahlkemper und Frank Behrendt<br />

Der politische Wille zur Verringerung des CO 2<br />

-Ausstoßes,<br />

zu mehr Energieeffizienz und zur vermehrten<br />

E<strong>ins</strong>peisung Erneuerbaren Energien wird innerhalb<br />

der Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH als Auftrag<br />

verstanden und gelebt, die Energiewende aktiv<br />

zu gestalten. Mit diesem Bewusstsein trägt dieser<br />

Fachbeitrag zur Lösung der bis dato ungelösten technischen<br />

Herausforderung der <strong>Biogas</strong>-Rückspeisung<br />

mit integrierter Deodorierung bei. Die veranschaulichte<br />

<strong>Biogas</strong>-Kostenwälzung ist identisch auf potentielle<br />

E<strong>ins</strong>peisungen von Wasserstoff oder synthetischer<br />

<strong>Gas</strong>e übertragbar und gibt damit Antworten auf<br />

kaufmännische Fragestellungen im Zuge der Konvergenz<br />

der Strom- und <strong>Gas</strong>netze.<br />

<strong>Biogas</strong> feed-in with back-feeding and deodorising<br />

The political will to reduce CO 2<br />

emissions, improve<br />

energy efficiencies and to feed more renewable energies<br />

into the grid is understood and practised as a<br />

mission within Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz<br />

GmbH in order to actively help shape the energy<br />

turnaround. With this awareness, this paper contributes<br />

to solving the as yet unsolved technical challenge<br />

of back-feeding biogas with integrated deodorising.<br />

The passing of biogas costs, as illustrated, can<br />

be identically transferred to the potential feed-in of<br />

hydrogen or synthetic gases and thus provides<br />

answers to commercial questions within the context<br />

of converging electricity and gas grids.<br />

1. Realisierung einer <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung in<br />

Dorsten – Technische Ausgangssituation –<br />

In Dorsten (Nordrhein-Westfalen) wird aktuell das<br />

größte <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peiseprojekt in NRW realisiert. Mit<br />

der Inbetriebnahme der <strong>Biogas</strong>anlage wird ab Herbst<br />

2012 rund 1500 Nm³/h <strong>Biogas</strong> in <strong>Erdgas</strong>qualität eingespeist.<br />

Aufnehmender <strong>Erdgas</strong>-<strong>Netz</strong>betreiber ist die<br />

Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH, welche ca.<br />

5,5 Mio. € in den <strong>Biogas</strong>-<strong>Netz</strong>anschluss bestehend aus<br />

den Kernelementen der Konditionierungs- und E<strong>ins</strong>peiseanlage<br />

sowie einer ca. 1,7 km langen DP16-<strong>Netz</strong>verbindungsleitung<br />

durch städtisches Gebiet investiert<br />

hat.<br />

Die notwendige Konditionierung des eingespeisten<br />

<strong>Biogas</strong>es erfolgt durch eine Verhältnisbeimischung von<br />

Flüssiggas sowie Luft und gewährleistet somit die<br />

G685-konforme <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung auf den <strong>Netz</strong>-<br />

Brennwert i. H. v. ca. 9,7–10,35 kWh/Nm³ (jahreszeitliche<br />

Schwankungen). Weiterhin ist eine Odorierung mit Tetrahydrothiophen<br />

(THT) in der Konditionierungs- und<br />

E<strong>ins</strong>peiseanlage integriert. Die Verdichtung des <strong>Biogas</strong>es<br />

zur E<strong>ins</strong>peisung in das DP16-<strong>Netz</strong> erfolgt mit dem<br />

Ziel der Optimierung der technischen Verfügbarkeit<br />

durch zwei redundante Schraubenverdichter. Bei der<br />

technischen Auslegung der Verdichterbetriebsweise<br />

musste berücksichtigt werden, dass ein Absinken der<br />

<strong>Gas</strong>abnahmen im Verteilnetz unter die konstante <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisemenge<br />

zu einem schnellen Druckanstieg<br />

in dem etwa 50 Kilometer langen DP 16 <strong>Netz</strong> führen<br />

wird. Ein Druckanstieg des operativen <strong>Netz</strong>-Betriebsdruckes<br />

von OP 8 bar ü<br />

auf maximal 12 bar ü<br />

wird zukünftig<br />

als <strong>Netz</strong>puffer und zur Verstetigung der Verdichterbetriebsweise<br />

toleriert. Zukünftig wird die Druckstaffelung<br />

des <strong>Netz</strong>es die <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung gegenüber den<br />

bestehenden e<strong>ins</strong>peisenden Anlagen als präferierten<br />

E<strong>ins</strong>peisepunkt berücksichtigen, die bestehenden<br />

Regelschienen wurden entsprechend mit pneumatischen<br />

Steuerreglern ausgestattet.<br />

Wesentliche Voraussetzung für die E<strong>ins</strong>peisung des<br />

<strong>Biogas</strong>es war das positive Prüfergebnis h<strong>ins</strong>ichtlich der<br />

Aufnahmekapazität des örtlichen Verteilnetzes. Bild 1<br />

zeigt exemplarisch den Verlauf des <strong>Gas</strong>absatzes im <strong>Gas</strong>verteilnetz<br />

Dorsten.<br />

Die konstante und dauerhafte E<strong>ins</strong>peisung von<br />

1500 Nm³/h <strong>Biogas</strong> übersteigt die wärmegeführte und<br />

volatile Aufnahmekapazität des <strong>Erdgas</strong>verteilnetzes in<br />

Dorsten <strong>ins</strong>besondere in dem Schwachlastzeitraum von<br />

April bis Oktober. Vor diesem Hintergrund ist der aufnehmende<br />

<strong>Netz</strong>betreiber gemäß <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung<br />

angehalten, die Kapazität im E<strong>ins</strong>peisenetz<br />

unter den Voraussetzungen der wirtschaftlichen Zumutbarkeit<br />

und technischen Umsetzbarkeit zu erhöhen, um<br />

Oktober 2012<br />

780 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

die ganzjährige E<strong>ins</strong>peisung zu gewährleisten. Für das<br />

konkrete <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peiseprojekt wurden als kapazitätserhöhende<br />

Maßnahme die Verbindung des primär<br />

aufnehmenden <strong>Gas</strong>verteilnetzes zu dritten <strong>Gas</strong>verteilnetzen<br />

sowie die Rücke<strong>ins</strong>peisung zum vorgelagerten<br />

<strong>Gas</strong>transportnetz untersucht. Die Option der <strong>Netz</strong>verbindung<br />

zum <strong>Gas</strong>verteilnetz Dritter scheiterte jedoch<br />

schon in der ersten Prüfung an der dortigen freien Aufnahmekapazität<br />

während der Schwachlastzeit.<br />

Alternativ wurde die Rücke<strong>ins</strong>peisung in das vorgelagerte<br />

DP50-Transportnetz der Open Grid Europe<br />

(OGE) geprüft. Das <strong>Gas</strong>verteilnetz Dorsten ist über zwei<br />

<strong>Netz</strong>kopplungspunkte mit dem vorgelagerten Transportnetz<br />

verbunden, so dass die <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung<br />

zukünftig in diesem Verbund als dritte E<strong>ins</strong>peisestelle<br />

fungiert. Nach der mit der OGE geme<strong>ins</strong>amen Festlegung<br />

des idealen Standorts der Rückspeiseanlage an<br />

einem der bestehenden <strong>Netz</strong>kopplungspunkte wurde<br />

in weiteren Gesprächen die technische Ausstattung<br />

bzw. Gestaltung der Rückspeiseanlage unter Einbeziehung<br />

der technischen Mindestanforderungen der OGE<br />

abgestimmt. Eine wesentliche Anforderung war die<br />

Qualitätsmessung mittels eines Prozess-<strong>Gas</strong>chromatographen,<br />

der nach TR-G 14 sowohl für <strong>Erdgas</strong> als auch<br />

für <strong>Biogas</strong> zugelassen sein musste. Weiterhin war der<br />

Feuchtegehalt des Rückspeise-<strong>Gas</strong>stromes auf eine<br />

Absolutfeuchte i. H. v. 50 mg/Nm³ nachweislich zu<br />

begrenzen. Durch die Verdichtersteuerung sowie sonstige<br />

technische Einrichtungen durften keine negativen<br />

Rückwirkungen auf die Versorgungssicherheit des<br />

Transportnetzes auftreten. Zur Kontrolle der rückgespeisten<br />

<strong>Gas</strong>mengen werden Werte der <strong>Gas</strong>qualität und<br />

–quantität, sicherheitsrelevante Abschaltwerte sowie<br />

Zustandsdaten der Verdichteranlage übertragen.<br />

Schlussendlich muss das <strong>Gas</strong> „deodoriert“ (max. 2 mg/<br />

Nm³ THT-Restgehalt) übergeben werden, um eine Ausbildung<br />

von „odorierten <strong>Gas</strong>zonen“ im vorgelagerten<br />

Transportnetz zu verhindern. Hier sah der vorgelagerte<br />

<strong>Netz</strong>betreiber die Gefahr einer Misch- und Überodorierung<br />

bei den im Leitungsverlauf weiteren nachgelagerten<br />

<strong>Netz</strong>betreibern sowie eine Vorodorierung bei Kundenanschlüssen<br />

(Schwefelproblematik). Die Beschreibung<br />

des <strong>Netz</strong>kopplungspunktes, die technischen<br />

Rahmenbedingungen sowie die Art der Messwertbildung<br />

und Datenbereitstellung wurden abschließend im<br />

<strong>Netz</strong>kopplungsvertrag fixiert.<br />

<strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung<br />

Januar<br />

Zeitraum Rückspeisung<br />

April Oktober Dezember<br />

Bild 1. Lastgang des <strong>Gas</strong>verteilnetzes in Dorsten.<br />

2. Rückspeisung und Deodorierung<br />

Die Anforderungen an die Errichtung der Rückspeiseanlage<br />

waren komplex, nicht zuletzt aufgrund der existierenden<br />

Wohngrenzbebauung und der technischen Mindestvorgaben<br />

des vorgelagerten <strong>Netz</strong>betreibers.<br />

H<strong>ins</strong>ichtlich ihrer technischen Konzeption ist die<br />

Rückspeiseanlage so gestaltet, dass bei signifikanten<br />

Druckanstiegen im <strong>Netz</strong> (Szenario: <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung ><br />

<strong>Gas</strong>absatz) eine Vorabmeldung an die Verdichtersteuerung<br />

der Rückspeisung generiert wird. Darüber hinaus<br />

wird bei Detektion einer Flussumkehr aus dem Verteilnetz<br />

die pneumatische Verriegelung des Verdichters<br />

geöffnet.<br />

Der Verdichter, eine zweistufige Kolbenmaschine in<br />

V-Bauform mit ca. 250 kW Antriebsleistung (s. Bild 2),<br />

baut mit dem bestehenden Saugdruck über den Bypass<br />

den erforderlichen <strong>Netz</strong>druck auf, um das <strong>Erdgas</strong> über<br />

einen Umgang mit eichpflichtiger Volumen- und Qualitätsmessung<br />

in das vorgelagerte <strong>Netz</strong> abzusetzen. Das<br />

Triebwerksgehäuse weist dabei eine Druckfestigkeit bis<br />

zum maximalen Saugdruck auf.<br />

Bei der Anlagenprojektierung wurde das „Konzept<br />

der grünen Energie“ verfolgt, indem die Methanverluste<br />

minimiert wurden. Hierzu werden die im Verdichterprozess<br />

erzeugten Leckgasmengen über die Stoffbuchsen<br />

der Kolbenmaschine gesammelt und in das Verteilnetz<br />

rückgeführt.<br />

Verlauf<br />

<strong>Gas</strong>absatz<br />

Bild 2. Zweistufiger Kolbenverdichter in der Rückspeiseanlage.<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 781

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Bild 3. Deodorierungskolonnen.<br />

Bild 4. Prinzip der <strong>Biogas</strong>-Kostenwälzung [1].<br />

Eine technische Besonderheit besteht in der Rückspeiseanlage<br />

integrierten Deodorierung. Anders als bei<br />

bisherigen Entschwefelungsvorhaben, zum Beispiel an<br />

Tankstellen, bestand die Herausforderung in der Dimensionierung<br />

und der richtigen Selektivität des Katalysators.<br />

Mit konventionellen katalytischen Adsorbentien<br />

konnte zwar Schwefelwasserstoff oder auch COS selektiert<br />

werden konnten, jedoch war eine Querempfindlichkeit<br />

mit Tiophenen zu berücksichtigen. Durch den<br />

E<strong>ins</strong>atz eines kupferhaltigen Katalysators wurde bereits<br />

im Testbetrieb der Anlage ein zufriedenstellendes<br />

Ergebnis erreicht und die Tetrahydrotiophen-Lasten<br />

konnten bei einem Behältervolumen von 800 Litern und<br />

einem maximalen Volumenstrom von 1250 Nm 3 /h auf<br />

bis zu 1,8 mg abgesenkt werden (ausgehend von einer<br />

herkömmlichen Odorierung nach DVGW Arbeitsblatt<br />

G 280).<br />

Bis zum finalen Regelbetrieb sind jedoch weitere<br />

technische Herausforderungen zu bewältigen. Insbesondere<br />

bei zu schnellen Druckanstiegen zeigen Feldversuche<br />

eine signifikante Desorbtion. Hier soll durch<br />

eine optimierte Verdichterfahrweise mit dem Ziel der<br />

Verstetigung des <strong>Gas</strong>stromes eine schnelle Lösung<br />

gefunden werden.<br />

Weiterhin wurden Optimierungsmöglichkeiten beim<br />

Strömungsverhalten durch die Deodorierungskolonnen<br />

identifiziert (s. Bild 3). Hierbei wird die spezielle Konzeption<br />

ausgenutzt, indem die Behälter in Reihe bei<br />

flexibler Reihenfolge durchfahren werden können. In<br />

Sonderfällen ist auch ein Parallelbetrieb möglich. Entnahmestellen<br />

für die Tetrahydrotiophen-Konzentrationsmessung<br />

befinden sich vor, zwischen sowie nach<br />

den Behältern. Steigt die Konzentration zwischen den<br />

Kolonnen, so ist vom einem Durchbruch der ersten<br />

Kolonne auszugehen. Die Behälter sind zum besseren<br />

Handling als Wechselgebinde ausgelegt und können<br />

somit flexibel getauscht werden. RWE Westfalen-Weser-<br />

Ems <strong>Netz</strong>service GmbH hat sich nach den ersten Ergebnissen<br />

zu einer zwischenzeitlich erfolgten Patentanmeldung<br />

entschlossen und hofft auch nachhaltig dem<br />

<strong>Biogas</strong>markt damit neue Möglichkeiten zu eröffnen.<br />

3. <strong>Biogas</strong>-Kostenwälzung<br />

Die Regelungen zur <strong>Biogas</strong>-Kostenwälzung sind aktuell<br />

im BDWE/VKU/GEODE-Leitfaden zusammengefasst und<br />

gelten ab dem 01. Oktober 2012 für <strong>Netz</strong>betreiber und<br />

Marktgebietsverantwortliche nach Maßgabe der neuen<br />

Kooperationsvereinbarung (KoV V).<br />

Anspruchsgrundlage ist die Meldung der <strong>Biogas</strong>-<br />

Kosten durch die (örtlichen) Verteilnetzbetreiber (VNB)<br />

an den marktgebietsaufspannenden <strong>Netz</strong>betreiber<br />

sowie parallel an die B<strong>Netz</strong>A. Formal wird dazu der<br />

„Erhebungsbogen <strong>Biogas</strong>“ jeweils zum Stichtag 31.<br />

August eines Geschäftsjahres durch die (örtlichen) VNB<br />

abgegeben. Die anrechenbaren <strong>Biogas</strong>-Kosten müssen<br />

dabei im engen Zusammenhang i. W. mit dem <strong>Biogas</strong>-<br />

<strong>Netz</strong>anschluss (s. § 33 Abs. 1+2 <strong>Gas</strong>NZV), mit den potentiellen<br />

<strong>Netz</strong>kapazitäts-erhöhenden Maßnahmen (s. § 33<br />

Abs. 10 u. § 34 Abs. 2 <strong>Gas</strong>NZV), mit der Sicherstellung<br />

der <strong>Gas</strong>qualität (s. § 36 Abs. 3 <strong>Gas</strong>NZV), mit der Odorierung<br />

und Messung der <strong>Gas</strong>beschaffenheit (s. § 36 Abs. 4<br />

<strong>Gas</strong>NZV) sowie mit den an den Transportkunden zu<br />

zahlenden Entgelten für vermiedene <strong>Netz</strong>kosten (s.<br />

§ 20a <strong>Gas</strong>NEV) stehen.<br />

Die anrechenbaren <strong>Biogas</strong>-Investitionen sind im Jahresabschluss<br />

des laufenden Geschäftsjahres beim <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peise-<strong>Netz</strong>betreiber<br />

zu erfassen und zu aktivieren.<br />

Aus der Aktivierung resultieren in den Folgejahren<br />

Kosten in Form von kalkulatorischen Abschreibungen,<br />

kalkulatorischer Eigenkapitalverz<strong>ins</strong>ung, kalkulatori-<br />

Oktober 2012<br />

782 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

schen Steuern sowie zurechenbaren Fremdkapitalz<strong>ins</strong>en.<br />

Zusammen mit diesen kalkulatorischen Kosten<br />

werden zudem die anrechenbaren <strong>Biogas</strong>-Betriebsaufwendungen<br />

eines Jahres für das folgende Kalenderjahr<br />

prognostiziert und angezeigt.<br />

Wie in Bild 4 im Integral eines Marktgebietes dargestellt,<br />

ermittelt der marktgebietsaufspannende <strong>Netz</strong>betreiber<br />

hieraus die Gesamtkosten <strong>Biogas</strong> für das Marktgebiet<br />

und legt diese gemäß § 20b <strong>Gas</strong>NEV auf alle<br />

(ö) VNB über die Exit-Entgelte um und sozialisiert damit<br />

die <strong>Biogas</strong>-Kosten über alle <strong>Netz</strong>anschlusskunden. Die<br />

„<strong>Biogas</strong>-Kosten-Rückerstattung“ vom marktgebietsaufspannenden<br />

<strong>Netz</strong>betreiber an die <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peise-<br />

<strong>Netz</strong>betreiber erfolgt auf Basis der gemeldeten Prognosekosten<br />

im Folgejahr (a + 1) in Form von unterjährigen<br />

monatlichen Abschlagszahlungen. Weiterhin erfolgt auf<br />

Grundlage der gemeldeten IST-Zahlen des letzten<br />

Kalenderjahres eine Spitzabrechnung zwischen den<br />

bereits erstatteten Abschlagsbeträgen und den tatsächlichen<br />

IST-Aufwendungen des letzten Kalenderjahres<br />

(a – 1) seitens des marktgebietsaufspannenden <strong>Netz</strong>betreibers.<br />

Der hieraus resultierende Differenzbetrag wird<br />

im Folgejahr (a + 1) dem <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peise-<strong>Netz</strong>betreiber<br />

erstattet oder ggf. in Rechnung gestellt.<br />

4. Zusammenfassung und Ausblick<br />

Der vorstehende Fachbeitrag zeigt reale, technische<br />

Lösungsmöglichkeiten in der versorgungstechnischund<br />

ökologisch-optimierten Gestaltung einer Rückspeiseanlage<br />

sowie dem erstmaligen Aufbau einer Deodorierungsanlage<br />

als Folge der E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong><br />

auf. Diese bislang einzigartigen technischen Konzeptionen<br />

verdeutlichen den selbst gestellten Anspruch und<br />

die Kompetenz der Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz<br />

GmbH, die Energiewende aktiv zu gestalten. Die vorgestellten<br />

technischen Lösungskonzepte stellen mit Blick<br />

auf die E<strong>ins</strong>peisung erneuerbarer Energien sowie der<br />

zunehmenden Konvergenz der Strom- und <strong>Gas</strong>netze<br />

und der Ausprägung von „smart grids“ wichtige Meilensteine<br />

dar. Der in diesem Fachbeitrag abschließend verdeutlichte<br />

kaufmännische <strong>Biogas</strong>-Kostenwälzungsprozess<br />

lässt sich gemäß § 3 Nr. 10c EnWG identisch auf<br />

E<strong>ins</strong>peiseprojekte von Wasserstoff oder synthetischer<br />

<strong>Gas</strong>e übertragen.<br />

Literatur<br />

[1] BDEW/VKU/GEODE (Hrsg.): BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden<br />

Kostenwälzung <strong>Biogas</strong>, Berlin, 29. Juni 2012.<br />

Autoren<br />

Dipl. Ing. Matthias Sieverding<br />

Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH |<br />

Assetmanagement <strong>Gas</strong> |<br />

Recklinghausen |<br />

Tel: +49 2361 381132 |<br />

E-Mail: matthias.sieverding@rwe.com<br />

Dipl.-Wirt.-Ing. Dirk Sattur<br />

RWE Westfalen-Weser-Ems <strong>Netz</strong>service GmbH |<br />

Spezialservice <strong>Gas</strong> |<br />

Dortmund |<br />

Tel: +49 231 4381922 |<br />

E-Mail: dirk.sattur@rwe.com<br />

Dipl.-Kfm. Stefan Mahlkemper<br />

Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH |<br />

Controlling |<br />

Recklinghausen |<br />

Tel: +49 2361 381919 |<br />

E-Mail: stefan.mahlkemper@rwe.com<br />

Dipl. Ing., Dipl.-Wirt. Ing. Frank Behrendt<br />

Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH |<br />

Leiter Assetmanagement <strong>Gas</strong> |<br />

Recklinghausen |<br />

Tel: +49 2361 382116 |<br />

E-Mail: frank.behrendt@rwe.com<br />

Parallelheft <strong>gwf</strong>-Wasser | Abwasser<br />

In der Ausgabe 10/2012 lesen Sie u. a. fol gende Bei träge:<br />

Slavik u. a.<br />

Braun u. a.<br />

Hofmann<br />

Tippe<br />

Vergleich von Spülprozeduren für Tiefenfilter bei der Trinkwasserproduktion<br />

zur Wirkung von verschiedenen Antiscalants zur Vermeidung<br />

von Kieselsäure-Scaling in Umkehr-Osmose-Anlagen<br />

untersuchungen zum Trinkwasserbedarf und zur Dimensionierung<br />

der Wasserzähler in einem Hotel und einem Seniorenwohnheim<br />

energieeffizienz zahlt sich aus – Einführung eines Tools zur<br />

Lebenszykluskosten berechnung bei Investitionsentscheidungen<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 783

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Biomethanerzeugung<br />

Aufbereitung mittels druckloser Aminwäsche und Membrantechnik<br />

<strong>Biogas</strong>, Biomethanerzeugung, <strong>Biogas</strong>aufbereitung, <strong>Gas</strong>aufbereitungstechnik, drucklose<br />

aminwäsche, membranbasierte <strong>Gas</strong>permeation, Methanreinheit, Methanverlust<br />

Robin Hildebrandt<br />

Für die E<strong>ins</strong>peisung von Biomethan in die vorhandene<br />

Infrastruktur der <strong>Gas</strong>netze gelten strikte Qualitätsvorgaben<br />

des Deutschen Vere<strong>ins</strong> des <strong>Gas</strong>- und<br />

Wasserfaches (DVGW). Um diese bei der Aufbereitung<br />

von <strong>Biogas</strong> zu erreichen, haben sich unterschiedliche<br />

Verfahren auf dem deutschen Markt etabliert.<br />

Bei der Entwicklung und Konstruktion entsprechender<br />

Aufbereitungstechniken stehen neben den<br />

funktionalen Anforderungen auch Investitions- und<br />

Betriebskosten im Fokus. Für die E<strong>ins</strong>peisung muss<br />

das Rohbiogas gereinigt und mit dem Ziel der<br />

Methananreicherung vor allem das enthaltene Kohlendioxid<br />

abgetrennt werden. Denn es ist nicht brennbar<br />

und liefert somit auch keinen Beitrag zum Brennwert<br />

des <strong>Gas</strong>es. Um die oben erwähnten strikten<br />

Qualitätsvorgaben zu erreichen, hat sich die MT-Bio-<br />

Methan GmbH, ein Tochterunternehmen des Zevener<br />

<strong>Biogas</strong>anlagenherstellers MT-Energie, auf den Bau<br />

von <strong>Biogas</strong>aufbereitungs- und <strong>Gas</strong>e<strong>ins</strong>peisetechnik<br />

spezialisiert und realisiert Lösungen mit der bewährten<br />

drucklosen Aminwäsche sowie der zukunftsweisenden<br />

Technologie der Membranseparation. Beide<br />

Verfahren bieten eine Reihe von Vorteilen, die im<br />

Hinblick auf die projektspezifischen Anforderungen<br />

als auch auf das bestmögliche wirtschaftliche Ergebnis<br />

in der Praxis überzeugen.<br />

Biomethane production<br />

The feed-in of biomethane into the existing infrastructure<br />

of the natural gas grids is subject to strict<br />

quality specifications by the German Technical and<br />

Scientific Association for <strong>Gas</strong> and Water (DVGW). To<br />

achieve these high standards during the upgrading of<br />

biogas, several different procedures have established<br />

themselves on the German market. Investment and<br />

operating costs, alongside the functional demands,<br />

are a major focus in the development and construction<br />

of the corresponding upgrading technology. For<br />

the feed-in, the raw biogas needs to be cleaned and,<br />

with the aim of methane enrichment, the contained<br />

carbon dioxide separated. Carbon dioxide is not combustible<br />

and so does not add to the calorific value of<br />

the gas. To attain the above-mentioned strict quality<br />

standards, MT-BioMethan GmbH (a subsidiary of the<br />

Zeven, Lower Saxony-based biogas plant manufacturer<br />

MT-Energie GmbH) has specialised in the construction<br />

of biogas upgrading and feed-in technology.<br />

The company successfully implements solutions<br />

using the proven pressureless amine scrubbing, as<br />

well as the trendsetting membrane separation technology.<br />

Both processes offer a number of advantages<br />

with highly convincing practical factors in regards to<br />

project-specific requirements and the best possible<br />

economic results.<br />

Gegenüber der konventionellen Verstromung von <strong>Biogas</strong><br />

bietet die Aufbereitung zu Biomethan und dessen<br />

E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz vielfältige Vorteile: Es<br />

kann ebenso flexibel genutzt werden wie der fossile<br />

Energieträger. Nicht zuletzt vor dem Hintergrund des<br />

angestrebten Kernenergieausstiegs und der damit verbundenen<br />

Energiewende hat Biomethan daher deutlich<br />

an Relevanz gewonnen. Durch die Speicherbarkeit im<br />

<strong>Erdgas</strong>netz und die Möglichkeit der bedarfsgerechten<br />

Entnahme wird die technische Bedeutung des Biomethans<br />

in Zukunft weiter wachsen.<br />

Für die E<strong>ins</strong>peisung muss das Rohbiogas mit dem<br />

Ziel der Methananreicherung aufbereitet und vor allem<br />

das enthaltene Kohlendioxid (CO 2<br />

) abgetrennt werden.<br />

Denn dieses ist nicht brennbar und liefert somit keinen<br />

Beitrag zum Brennwert. Für diesen Aufbereitungs- bzw.<br />

Trennprozess gibt es mehrere Verfahren, die in Deutschland<br />

Anwendung finden: Druckwechseladsorption<br />

(engl.: Pressure Swing Adsorption, PSA), Druckwasserwäsche<br />

(DWW), physikalische Absorption mit organischen<br />

Lösungsmitteln, chemische Absorption mit organischen<br />

Lösungsmitteln sowie membranbasierte <strong>Gas</strong>separation.<br />

Diese unterscheiden sich im Hinblick auf<br />

Produktgasqualität, Methanverlust, benötigter Energie,<br />

Hilfsmitteln bzw. Hilfschemikalien, entstehende Abfälle<br />

und Abwasser.<br />

Die MT-BioMethan GmbH, ein Tochterunternehmen<br />

des Zevener <strong>Biogas</strong>anlagenherstellers MT-Energie, hat<br />

Oktober 2012<br />

784 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

Bild 1.<br />

Prozessschema<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitung<br />

mittels<br />

druckloser<br />

Aminwäsche<br />

inklusive der<br />

Regeneration<br />

der Waschflüssigkeit.<br />

sich auf den Bau von <strong>Biogas</strong>aufbereitungs- und <strong>Gas</strong>e<strong>ins</strong>peisetechnik<br />

spezialisiert und realisiert Lösungen mit<br />

druckloser Aminwäsche und Membrantechnik. Diese<br />

Verfahren bieten eine optimale Kombination von Vorteilen,<br />

die projektspezifisch in der Praxis überzeugen.<br />

Zudem verfügen sie über die höchsten Entwicklungspotenziale,<br />

um mit dem Stand der Technik Aufbereitungsprozesse<br />

– auch bei Bestandsanlagen – künftig<br />

noch effizienter gestalten zu können.<br />

1. Waschkraft<br />

Bei der drucklosen Aminwäsche handelt es sich um ein<br />

wärmegeführtes chemisches Verfahren. Die dabei<br />

ablaufende chemische Reaktion ist eine Neutralisation<br />

zwischen der Kohlensäure als schwache Säure und dem<br />

Amin als mittelstarke Base in wässriger Lösung. Das<br />

Kohlendioxid löst sich in der wässrigen Aminlösung und<br />

es entsteht Kohlensäure. Das Amin ist eine organische<br />

Stickstoffverbindung und zeigt in wässriger Lösung eine<br />

alkalische Reaktion. Durch die Neutralisation entsteht<br />

ein salzartiger Stoff, der nicht flüchtig ist und das Kohlendioxid<br />

in der Aminlösung bindet. Auf diese Art können<br />

bis zu 45 g Kohlendioxid pro Liter Aminlösung<br />

gebunden werden. Bei dieser Reaktion wird Wärme frei,<br />

wodurch sich die Waschlösung während des Absorptionsprozesses<br />

erwärmt.<br />

Die Absorption des Kohlendioxids in die Aminlösung<br />

ist ein Grenzflächenprozess. Die Absorptionsgeschwindigkeit<br />

steigt mit zunehmender Grenzfläche zwischen<br />

Flüssigkeit und <strong>Gas</strong> an. Um eine möglichst große Oberfläche<br />

zu erzeugen, wird eine Füllkörperkolonne verwendet.<br />

Die Aminlösung rieselt von oben auf die Füllkörperpackung.<br />

Die Flüssigkeitstropfen werden immer<br />

wieder von den Füllkörpern aufgefangen, neu verteilt<br />

und zu neuen Tropfen zusammengefügt. Dies sorgt für<br />

eine ständige Neubildung der waschwirksamen Flüssigkeitsoberfläche.<br />

Das <strong>Biogas</strong> wird von unten durch die Füllkörperpackung<br />

geleitet (Bild 1). Die <strong>Gas</strong>reinigung erfolgt somit<br />

im Gegenstrom. Das Biomethan wird am Kopf der<br />

Kolonne abgezogen. Nach Kühlung und Trocknung ist<br />

es bereit für die <strong>Gas</strong>e<strong>ins</strong>peisung.<br />

Um die Aminlösung kontinuierlich erneut e<strong>ins</strong>etzen<br />

zu können, muss sie regeneriert werden. Dazu wird die<br />

Aminlösung aufgeheizt, bis das Kohlendioxid aus der<br />

Lösung entweicht. Das Kohlendioxid wird vollständig<br />

ausgetrieben, die Aminlösung danach auf Betriebstemperatur<br />

gekühlt und wieder auf den Kolonnenkopf<br />

gefördert.<br />

Das freigesetzte Kohlendioxid wird gekühlt und auf<br />

Normaldruck entspannt. Es kann entweder in die Atmosphäre<br />

abgegeben oder an anderer Stelle sinnvoll<br />

genutzt werden. Im kombinierten E<strong>ins</strong>atz mit dem<br />

Power-to-<strong>Gas</strong>-Verfahren – der Erzeugung von synthetischem<br />

<strong>Erdgas</strong> durch Wasserelektrolyse und Methanisierung<br />

– bieten sich aufgrund der hohen CO 2<br />

-Reinheit, die<br />

sich durch die drucklose Aminwäsche ergibt, interessante<br />

energetische Möglichkeiten zur Nutzung des Kohlendioxids.<br />

Für die Regeneration der Aminlösung ist Wärmeenergie<br />

nötig: Die freigesetzte Reaktionswärme muss<br />

der Aminlösung zugeführt werden, um die Neutralisationsreaktion<br />

rückgängig zu machen und das Kohlendioxid<br />

freizusetzen. Des Weiteren wird Wärme zur Erhitzung<br />

der Aminlösung benötigt. Diese lässt sich durch<br />

geeignete Wärmetauscher aus der regenerierten Aminlösung<br />

und dem abgetrennten Kohlendioxid gewinnen.<br />

Die aufzubringende Reaktionswärme ist jedoch ein<br />

verbleibender Wärmebedarf und kann nicht allein aus<br />

der internen Wärmerückgewinnung bereitgestellt wer-<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 785

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Bild 2. Funktionsweise der <strong>Gas</strong>separationsmembranen.<br />

Bild 3. Prozessschema der <strong>Biogas</strong>aufbereitung mittels membranbasierter<br />

<strong>Gas</strong>permeation.<br />

den. Eine geschickte Gestaltung des Absorptionsprozesses<br />

ermöglicht eine Wärmeauskopplung zur Versorgung<br />

weiterer Wärmenutzer, zum Beispiel der Fermenterheizung<br />

der angeschlossenen <strong>Biogas</strong>anlage.<br />

2. Unter Druck getrennt<br />

Mit den jüngsten Entwicklungsfortschritten bei den<br />

<strong>Gas</strong>separationsmembranen in Bezug auf Produktgasreinheit,<br />

Methanschlupf sowie Aufbereitungsleistung<br />

steht jetzt ein ebenbürtiges stromgeführtes Verfahren<br />

zur Verfügung. Es deckt ein Anwendungsspektrum mit<br />

anderen Rahmenbedingungen ab und bietet Kunden<br />

<strong>ins</strong>besondere dann eine Alternative, wenn diese von<br />

konstanten moderaten Bezugskosten für elektrische<br />

Energie profitieren. Ebenso attraktiv ist es für Projekte,<br />

bei denen keine Wärme für die Aufbereitung nutzbar<br />

oder das Flächenpotenzial für die Zurverfügungstellung<br />

von zusätzlichem Rohbiogas für die Erzeugung der Prozesswärme<br />

begrenzt ist. Vor dem Hintergrund des<br />

erwarteten europaweiten Booms von <strong>Biogas</strong>technologie<br />

eignet sich diese Lösung für entsprechende Auslandsmärkte<br />

wie etwa Frankreich. In diesem Zusammenhang<br />

können auch die jeweils nationalen Regelungen<br />

oder auch Vorgaben zur Bereitstellung des<br />

<strong>Netz</strong>druckes für die Wahl des Verfahrens eine Rolle<br />

spielen.<br />

In den Aufbereitungsanlagen setzt MT-BioMethan<br />

SEPURAN® Green Membranmodule des Herstellers Evonik<br />

ein. Die Module bestehen aus mehreren Tausend<br />

fe<strong>ins</strong>ten Hohlfasern, die an den Enden in Harz eingebettet<br />

und in Edelstahlrohren gebündelt sind. Sie arbeiten<br />

nach dem Prinzip der selektiven Permeation durch eine<br />

Membranoberfläche: Das Membranmodul wird mit<br />

dem <strong>Gas</strong>gemisch unter Druck beaufschlagt. Aufgrund<br />

des Druck- und Konzentrationsunterschieds zwischen<br />

Innen- und Außenseite der jeweiligen Hohlfaser trennen<br />

sich die <strong>Gas</strong>bestandteile (Bild 2). Diese so genannte<br />

Partialdruckdifferenz ist die treibende Kraft für das <strong>Gas</strong>,<br />

durch die Membran zu permeieren. Die Permeationsrate<br />

eines <strong>Gas</strong>es hängt von der Löslichkeit im Membranmaterial<br />

sowie der Molekularstruktur ab. So durchdringen<br />

manche <strong>Gas</strong>e die Membran schneller als andere.<br />

Das Verhältnis der Transportgeschwindigkeiten von<br />

zwei <strong>Gas</strong>en wird als Selektivität bezeichnet. Je höher die<br />

Selektivität, desto höher ist die Energieeffizienz des<br />

Membranprozesses. Dieser Effekt wird zur Trennung der<br />

<strong>Gas</strong>bestandteile ausgenutzt.<br />

Die verwendeten Membranen bestehen aus Hochleistungskunststoffen<br />

mit hoher Druck- und Temperaturbeständigkeit.<br />

Sie wurden gezielt für die Trennung<br />

von CO 2<br />

und Methan zur <strong>Biogas</strong>aufbereitung entwickelt.<br />

Bei der Separation des vorgereinigten Rohbiogases<br />

durchdringen Kohlendioxid und Wasserdampf stark<br />

bevorzugt die Membran, während Methan zurückgehalten<br />

und am Ende des Moduls abgenommen wird. Im<br />

Gegensatz zu anderen Polymeren zeigen die auf Basis<br />

von Polyimiden entwickelten Membranen kaum eine<br />

Wechselwirkung mit Kohlendioxid. Bei längerer Einwirkung<br />

auf herkömmliche Kunststoffmembranen plastifiziert<br />

das CO 2<br />

diese und senkt dabei deren Selektivität<br />

signifikant. Diese Beeinträchtigung kann mit den Evonik-Membranmodulen<br />

ausgeschlossen werden.<br />

Die Komponenten für die einzelnen Prozessschritte<br />

(Bild 3) werden in geschlossenen Aggregatecontainern<br />

<strong>ins</strong>talliert. Dank der modularen Konstruktionsweise<br />

lässt sich jede Anlage den individuellen Leistungsanforderungen<br />

des Betreibers entsprechend auslegen.<br />

Gemäß dem jeweiligen Anwendungsbedarf und der<br />

gewünschten Methanreinheit können beliebig viele<br />

Oktober 2012<br />

786 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong><br />

Fachberichte<br />

Membranmodule in einer Kette miteinander verschaltet<br />

werden (Bild 4). Um optimale Trennergebnisse bei minimalen<br />

Methanverlusten zu erzielen, verwendet MT-Biomethan<br />

eine effiziente dreistufige Verschaltung.<br />

3. Ergebnisse<br />

Nahe am technisch machbaren Optimum bieten MT-<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitungsanlagen eine Methanreinheit von bis<br />

zu 99 Prozent mit der Aminwäsche (Bild 5) und 98 Prozent<br />

mit der membranbasierten <strong>Gas</strong>permeation, ohne<br />

dabei mehr als 0,1 bzw. 0,5 Prozent des Energiegehaltes<br />

im Prozess zu verlieren (Methanschlupf).<br />

Die hohe Produktgasreinheit ermöglicht eine E<strong>ins</strong>peisung<br />

in alle deutschen <strong>Erdgas</strong>netze und minimiert<br />

Kosten für die Konditionierung auf <strong>Erdgas</strong>qualität. Bei<br />

einem geringeren Methangehalt wäre diese den E<strong>ins</strong>peisevorgaben<br />

entsprechend durch den E<strong>ins</strong>peisenden<br />

bzw. den <strong>Netz</strong>betreiber mit größerem Aufwand<br />

erforderlich. Auch der Methanschlupf ist ein Kostenfaktor.<br />

So kann bei einer Aufbereitungsanlage mit<br />

700 Nm³/h Rohbiogas (Bild 6) der wirtschaftliche Verlust<br />

für den Betreiber durch lediglich 1 Prozent Methanschlupf<br />

über 20 Jahre bei fast 470 000 Euro liegen.<br />

Bild 4. Gemäß dem jeweiligen Anwendungsbedarf und der<br />

gewünschten Methanreinheit wird eine entsprechende Anzahl<br />

Membranmodule miteinander verschaltet.<br />

Die MT-Membrantechnik setzt zudem beim Stromverbrauch<br />

neue Maßstäbe: Er konnte gegenüber einer<br />

konventionellen H-<strong>Gas</strong>-Aufbereitungsanlage, die 0,24<br />

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<strong>Biogas</strong> kann´s

FachberichtE <strong>Biogas</strong><br />

Bild 5. MT-<strong>Gas</strong>aufbereitungsanlagen mit druckloser Aminwäsche<br />

bieten eine Methanreinheit von bis zu 99 Prozent, ohne dabei mehr<br />

als 0,1 Prozent des Energiegehalts im Prozess zu verlieren<br />

(Methanschlupf).<br />

Bild 6. Bioerdgas made in Bayern: Die Biomethananlage der<br />

Biomethan Rhön-Grabfeld GmbH & Co. KG in Unsleben hat<br />

eine Aufbereitungsleistung von 700 Nm³/h Rohbiogas und<br />

eine E<strong>ins</strong>peisekapazität von zirka 350 Nm³/h Biomethan.<br />

Ansprüche an Verfügbarkeit und Produktivität weitgehend<br />

autonom zuverlässig arbeiten. Zugleich sollte der<br />

Wartungs- und Inspektionsaufwand möglichst gering<br />

sein. Zumeist sind die Aufbereitungsanlagen einem nur<br />

in geringem Maße regelbaren biologischen <strong>Gas</strong>erzeugungsprozess<br />

nachgestellt. Daher ist die Anlagensteuerung<br />

so konzipiert, dass sie selbstständig auf sich<br />

ändernde Parameter, etwa die <strong>Biogas</strong>zusammensetzung<br />

und die zu verarbeitende <strong>Gas</strong>menge, reagiert. Bei<br />

Lastwechseln wird die Produktion hierdurch störungsund<br />

unterbrechungsfrei fortgesetzt. Gleichzeitig soll der<br />

Prozess möglichst wenig Energie verbrauchen.<br />

Auch ein energetisch optimierter Prozess muss h<strong>ins</strong>ichtlich<br />

der erreichbaren <strong>Gas</strong>reinheit über Reserven<br />

verfügen, um kleine Störungen bzw. Abweichungen<br />

abfedern zu können. Andernfalls würden solche Abweichungen<br />

zu Lasten der Gesamtausbeute zu nicht e<strong>ins</strong>peisekonformem<br />

Produktgas führen, welches verworfen<br />

werden müsste. Auf der anderen Seite machen sich<br />

leichte Verbesserungen der Rohgaszusammensetzung<br />

sofort in einem sparsameren Umgang mit der Energie<br />

bemerkbar. Die MT-Anlagensteuerung erkennt abweichende<br />

Parameter frühzeitig, um automatisch entsprechende<br />

Gegenmaßnahmen einleiten zu können. Wichtig<br />

ist auch, dass sich die Verarbeitungskapazität der<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitung an die <strong>Gas</strong>produktion der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

anpassen kann. Die <strong>Biogas</strong>anlage kann bei schwankender<br />

<strong>Gas</strong>produktion oder flexiblem E<strong>ins</strong>atz über ein<br />

Signal die zu verarbeitende <strong>Gas</strong>menge steuern.<br />

Weitere Prozessschritte wie eine Brennwertanpassung,<br />

die Verdichtung und Odorierung sind abhängig<br />

von den jeweiligen Standortbedingungen sowie von<br />

den Vorgaben des <strong>Netz</strong>betreibers. Diese können sich je<br />

nach Land, in denen die Anlagen betrieben werden,<br />

sehr unterschiedlich gestalten. Je nach Erfordernis können<br />

diese Aufgaben auch ganz oder teilweise in die<br />

Aufbereitungstechnik integriert werden. Der flexible<br />

und modulare Aufbau der Anlagen ermöglicht diese<br />

projektspezifischen Anpassungen problemlos.<br />

bis 0,30 kWh/m³ benötigt, um knapp 17 Prozent verringert<br />

werden. Die MT-Membrantechnik arbeitet mit<br />

einem Verbrauch von lediglich 0,2 bis 0,25 kWh/m³.<br />

Darüber hinaus sind Aufbereitungsanlagen mit MT-<br />

Membrantechnik bei sich ändernden Volumenströmen<br />

und <strong>Gas</strong>zusammensetzungen leicht regelbar. Die Anlagensteuerung<br />

hat bei beiden Verfahren einen hohen<br />

Stellenwert für die optimale Prozessführung. Denn die<br />

Aufbereitungsanlagen müssen aufgrund der hohen<br />

Autor<br />

M. Eng. TM Dipl.-Ing. (FH)<br />

Robin Hildebrandt<br />

Projektleiter MT-BioMethan GmbH |<br />

Zeven |<br />

Tel.: +49 4281 9845-804 |<br />

E-Mail: robin.hildebrandt@mt-biomethan.com<br />

Oktober 2012<br />

788 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

WISSEN für die ZUKUNFT<br />

<strong>Biogas</strong><br />

Erzeugung, Aufbereitung, E<strong>ins</strong>peisung<br />

Dieses Standardwerk behandelt sämtliche Aspekte rund um<br />

das Thema <strong>Biogas</strong> von der Erzeugung über die Aufbereitung<br />

bis zur E<strong>ins</strong>peisung.<br />

Der inhaltliche Schwerpunkt liegt auf der Betrachtung der gesamten<br />

verfahrenstechnischen Prozesskette. Grundlage der Erörterung sind<br />

die technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen in Deutschland.<br />

Ergänzend werden zukünftige Entwicklungen und Potenziale<br />

für <strong>Biogas</strong> diskutiert. Die Themenaufbereitung basiert auf aktuellen<br />

Forschungsergebnissen, Erfahrungsberichten sowie Best-Practice-<br />

Anwendungen und ist in ihrer Form bisher einzigartig.<br />

Das Buch richtet sich an alle Interessengruppen, die fachlich mit<br />

der <strong>Biogas</strong> e<strong>ins</strong>peisung befasst sind. Es trägt sowohl konkreten,<br />

praktischen Aspekten Rechnung und fungiert zugleich als E<strong>ins</strong>tiegswerk<br />

für die wissenschaftliche Bearbeitung.<br />

Aus dem Inhalt:<br />

∙ Politische, rechtliche und wirtschaftliche Rahmenbedingungen<br />

∙ Verfahrenstechnik der <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

∙ Technische und rechtliche Anforderungen an die <strong>Gas</strong>qualität<br />

∙ Verfahrenstechnik der <strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

∙ Anlagentechnik der <strong>Gas</strong>e<strong>ins</strong>peisung<br />

∙ Abrechnung und Messtechnik<br />

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ISBN: 978-3-8356-3197-7<br />

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FachberichtE Power to <strong>Gas</strong><br />

Integration von erneuerbaren Energien<br />

in die kommunalen <strong>Gas</strong>netze<br />

Power to <strong>Gas</strong>, Wasserstoff, <strong>Gas</strong>verteilnetz, Energiespeicherung<br />

Jakob Brendli, Hardy Fiedler und Günter Walther<br />

Zur Umsetzung der Energiewende wird mittel- bis<br />

langfristig ein Speicherbedarf im TWh-Bereich erwartet.<br />

Die <strong>Gas</strong>verteilnetze können einen wesentlichen<br />

Beitrag zur Deckung dieses Speicherbedarfs leisten.<br />

Ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen zur<br />

Umwandlung von überschüssigem erneuerbaren<br />

Strom zu Wasserstoff bzw. synthetischem Methan ist<br />

unter den derzeitigen energiepolitischen Rahmenbedingungen<br />

nicht möglich. Die Politik muss geeignete<br />

Fördermechanismen etablieren und diese Speichertechnologie<br />

in ein Energiemarktmodell einbinden,<br />

ansonsten sind die ehrgeizigen Ziele der Energiewende<br />

nicht zu erreichen. Um die geplanten Demonstrationsprojekte<br />

umsetzen zu können, sind Investitionszuschüsse<br />

notwendig. Die Thüga-Gruppe plant<br />

derzeit eine Strom-zu-<strong>Gas</strong>-Anlage um die Machbarkeit<br />

der E<strong>ins</strong>peisung von Wasserstoff in das kommunale<br />

<strong>Gas</strong>verteilnetz zu erproben.<br />

Integration of renewable energies into the municipal<br />

distribution gas grids<br />

Due to the increasing <strong>ins</strong>talled capacity of wind<br />

energy and photovoltaics in Germany there will be<br />

expected a need for significant energy storage in the<br />

decade from 2020 to 2030. The municipal distribution<br />

gas grids can play an important role to meet<br />

these storage requirements. Under the current framework<br />

for energy policy an economical operation of<br />

plants for the conversion of excess renewable electricity<br />

into hydrogen and synthetic methane is not<br />

possible. Politics must provide appropriate funding<br />

and integrate this storage technology in an energy<br />

market model. Otherwise, the ambitious goals of the<br />

move towards renewable energy sources cannot be<br />

achieved. Grants to invite capital investment are necessary<br />

to implement demonstration projects. The<br />

Thüga Group is currently planning a „power-to-gas“<br />

plant to demonstrate the feasibility of the injection of<br />

hydrogen into the municipal distribution gas grids.<br />

1. Ausgangssituation<br />

Die Ziele der Energiewende sind klar formuliert. Im Jahr<br />

2021 wird in Deutschland das letzte Kernkraftwerk stillgelegt.<br />

Bis zum Jahr 2020 sollen 35 % des Bruttostromverbrauchs<br />

aus regenerativen Quellen gedeckt werden,<br />

im Jahr 2050 sollen es bereits 80 % sein [1]. Mit einer<br />

Reduzierung der Treibhausgasemissionen um mindestens<br />

80 Prozent bis 2050 sind auch die umweltpolitischen<br />

Ziele vorgegeben, jedoch sind noch viele Fragen<br />

Bild 1. Die fünf Säulen der Energiewende.<br />

h<strong>ins</strong>ichtlich der Umsetzung offen. Ein klarer, langfristig<br />

angelegter Handlungsrahmen, bei dem alle Umsetzungsmaßnahmen<br />

zur Erreichung der energiepolitischen<br />

Ziele sinnvoll aufeinander abgestimmt sind, fehlt.<br />

Trotzdem müssen sich alle Investoren – egal ob Industrie<br />

oder Hauseigentümer – darauf verlassen können,<br />

dass sich ihre Aufwendungen rechnen und ihre Entscheidungen<br />

langfristig rechtlich sicher sind. Wenn das<br />

der Fall ist, kommt deutliche Dynamik in den Umbau<br />

des deutschen Energiesystems.<br />

Die Energiewende kann nur gelingen, wenn in mehrere<br />

Bereiche parallel investiert wird („die fünf Säulen<br />

der Energiewende“ s. Bild 1):<br />

""<br />

Weitere Investitionen in den Zubau der Erzeugung<br />

erneuerbarer Energien<br />

""<br />

Ersatzinvestitionen und Flexibilisierung des<br />

bestehenden Kraftwerkparks<br />

""<br />

Modernisierung der Übertragungs- und<br />

Verteilnetzinfrastruktur<br />

""<br />

Steigerung der Energieeffizienz<br />

""<br />

Entwicklung und Marktvorbereitung von<br />

Energiespeichern<br />

Oktober 2012<br />

790 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Power to <strong>Gas</strong><br />

Fachberichte<br />

Vor allem im Bereich der Stromspeicher sind neuartige<br />

Technologien nötig. Die bestehenden Speicher<br />

(Bild 2), zum Großteil Pumpwasserkraftwerke, haben in<br />

Deutschland nur ein begrenztes Zubaupotenzial – die<br />

Aufnahmekapazität ist deshalb begrenzt [2]. Angesichts<br />

der hohen zu speichernden Energievolumina kommt<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> eine große Bedeutung zu. Es ist derzeit<br />

die einzige erkennbare Technologie, um große Mengen<br />

Energie zu speichern und gleichzeitig die Stromnetze<br />

unter Nutzung des bereits zur Verfügung stehenden<br />

<strong>Erdgas</strong>netzes zu entlasten.<br />

In einem Pilotprojekt will die Thüga-Gruppe die<br />

technische Machbarkeit der Integration dieser Technologie<br />

in die kommunalen <strong>Gas</strong>netze unter Beweis stellen<br />

und mit der Politik über geeignete Fördermechanismen<br />

diskutieren.<br />

2. Zukünftiger Speicherbedarf<br />

Wind- und Sonnenstrom werden nicht bedarfsgesteuert<br />

erzeugt, sondern fallen abhängig von den jeweiligen<br />

Wetterbedingungen an. Daraus resultiert eine stark<br />

volatile Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.<br />

Wegen des steigenden Anteils an Wind- und Sonnenstrom<br />

an der Stromproduktion wird diese künftig immer<br />

häufiger über dem Stromverbrauch liegen (vgl. Bild 3).<br />

Als Konsequenz wird der Speicherbedarf massiv ansteigen.<br />

Die restlichen regenerativen Energien (Wasserkraft,<br />

Geothermie, Biomasse) fallen unabhängig von der Wettersituation<br />

an, weshalb dort eine Bande<strong>ins</strong>peisung<br />

angenommen werden kann.<br />

Neben dem Zubau an regenerativen Energien haben<br />

auch die Flexibilisierung und der davon abhängige<br />

„Must-Run“ (Erzeugungsleistung von Grundlastkraftwerken,<br />

die nur sehr langsam gedrosselt werden können)<br />

des bestehenden Kraftwerkparks einen starken<br />

Einfluss auf die Höhe des Speicherbedarfs [2]. Je nach<br />

Flexibilität der konventionellen Kraftwerke beträgt im<br />

Jahr 2050 die überschüssige elektrische Energie aus<br />

erneuerbaren Quellen bis zu 50 TWh (Bild 4) [3, 4].<br />

Während die Höhe des Speicherbedarfs in den nächsten<br />

40 Jahren derzeit noch diskutiert wird, steht dennoch<br />

fest, dass in der Dekade zwischen 2020 und 2030<br />

ein Ausbau der bestehenden Speichersysteme unumgänglich<br />

ist [2, 3]. Die einzige Speicherform, die für solche<br />

Energiemengen in Frage kommt, ist die Umwandlung<br />

in chemisch gebundene Energie – z. B. in Form von<br />

Wasserstoff oder Methan. Durch den E<strong>ins</strong>atz dieser Technologie<br />

kann der überschüssige Strom gespeichert und<br />

bei Bedarf rückverstromt werden. Außerdem wird die<br />

Möglichkeit eröffnet, Erzeugung und Verbrauch zu entkoppeln<br />

und so die Stromnetze zu entlasten.<br />

3. Potenzial der <strong>Gas</strong>verteilnetze<br />

zur Speicherung von EE-Strom<br />

Im Prinzip könnte der gesamte deutsche <strong>Gas</strong>bedarf<br />

durch synthetisch erzeugte <strong>Gas</strong>e (Wasserstoff/SNG)<br />

Bild 2. Bestehende Speichersysteme für elektrische Energie.<br />

Bild 3. Prognose der E<strong>ins</strong>peisung regenerativer Energien und des<br />

Stromlastgangs im Februar 2050. 1<br />

Bild 4. Entwicklung des künftigen Speicherbedarfs unter<br />

Berücksichtigung der Flexibilität des Kraftwerkparks [3, 4].<br />

1<br />

Basierend auf Wetterdaten aus Februar 2011 und der bmu Leitstudie 2010 [3].<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 791

FachberichtE Power to <strong>Gas</strong><br />

substituiert werden und steht somit grundsätzlich als<br />

Speicherkapazität für überschüssigen regenerativen<br />

Strom zur Verfügung. Der <strong>Gas</strong>verbrauch schwankt allerdings<br />

jahreszeitlich sehr stark und die Anlagen zur<br />

Umwandlung von Strom zu <strong>Gas</strong> sollten aus Optimierungsgründen<br />

von ihrer Leistung her so ausgelegt werden,<br />

dass sie auch im Sommer bei einem vergleichsweise<br />

geringen <strong>Gas</strong>absatz mit voller Leistung in das<br />

<strong>Netz</strong> e<strong>ins</strong>peisen könnten. Die jährliche Speicherkapazität<br />

des <strong>Gas</strong>verteilnetzes bestimmt sich demnach aus<br />

dem Integral des gesamtdeutschen <strong>Gas</strong>absatzes in den<br />

<strong>Gas</strong>verteilnetzen im Sommer über ein Jahr. Das ist die<br />

Mindestenergiemenge, die jederzeit vom <strong>Gas</strong>verteilnetz<br />

aufgenommen werden kann. In Bild 5 wird dies<br />

verdeutlicht. Die Fläche unter dem <strong>Gas</strong>absatz im Sommer<br />

(gelbe Linie) steht das ganze Jahr als Speicherkapazität<br />

zur Verfügung. Die Wasserstoff- bzw. Methane<strong>ins</strong>peisung<br />

(blau bzw. rot) ergibt sich aus der Umwandlung<br />

der zu dem jeweiligen Zeitpunkt überschüssigen<br />

Bild 5. <strong>Erdgas</strong>absatz und mögliche E<strong>ins</strong>peiseleistung von Wasserstoff<br />

und Methan im Juli 2050.<br />

Bild 6. Speicherkapazität der <strong>Gas</strong>verteilnetze und Speicherbedarf im<br />

Jahr 2050.<br />

elektrischen Energie unter Berücksichtigung des Wirkungsgradverlustes<br />

[4].<br />

Bei der Zumischung von Wasserstoff ist zu beachten,<br />

dass der Wasserstoffanteil im <strong>Erdgas</strong>volumenstrom derzeit<br />

in einigen Fällen auf 5 bis teilweise sogar 1 Mol.-% limitiert<br />

ist. In den meisten Fällen ist ein Wasserstoffanteil von unter<br />

10 % vol. allerdings unkritisch. Im Rahmen der DVGW-<br />

Innovationsoffensive werden deshalb aktuell höhere<br />

Anteile untersucht – es ist davon auszugehen, dass künftig<br />

ein zweistelliger Wasserstoffgehalt möglich wird [5, 6, 7].<br />

Aus energetischer Sicht ist es sinnvoll, zuerst Wasserstoff<br />

und erst bei Überschreiten des Grenzwertes zusätzlich<br />

Methan zu erzeugen, da bei der Methanisierung<br />

von Wasserstoff weitere Wirkungsgradverluste auftreten.<br />

Im Jahr 2050 werden bei einem maximalen Jahresspeicherbedarf<br />

von ca. 50 TWh etwa 25 % der Speicherkapazität<br />

des <strong>Gas</strong>verteilnetzes zur Speicherung überschüssiger<br />

elektrischer Energie benötigt. Circa 5 %<br />

können in Form von Wasserstoff eingespeist werden,<br />

ohne den Grenzwert zu überschreiten (Annahme für<br />

2050: max. 10 % vol. Wasserstoff im <strong>Erdgas</strong>). Die Speicherkapazität<br />

des <strong>Gas</strong>verteilnetzes würde also ausreichen<br />

um den gesamten Überschuss an regenerativen<br />

Energien aufzunehmen.<br />

4. Bewertung der <strong>Gas</strong>verteilnetze<br />

als Energiespeicher<br />

Für die E<strong>ins</strong>peisung von synthetisch erzeugtem Wasserstoff<br />

bzw. Methan kommen prinzipiell alle Stufen des<br />

<strong>Gas</strong>versorgungssystems in Frage. Im kommunalen <strong>Gas</strong>verteilnetz<br />

gibt es sehr viele potenzielle E<strong>ins</strong>peisemöglichkeiten.<br />

Auch eine Vielzahl anderer Gründe sprechen<br />

für die <strong>Gas</strong>verteilnetze [4, 8]:<br />

""<br />

Im kommunalen Bereich gibt es wenige wasserstoffsensible<br />

Verbraucher, wie z. B. <strong>Gas</strong>turbinen<br />

""<br />

Die notwendigen <strong>Netz</strong>e, wie z. B. Strom, <strong>Gas</strong>, Wasser,<br />

Abwasser, Wärme, Kommunikation usw., zum<br />

Betrieb einer Strom-zu-<strong>Gas</strong>-Anlage sind im<br />

kommunalen Bereich alle vorhanden<br />

""<br />

Durch die Nähe zu Wärmenetzen kann die Abwärme<br />

verlustarm genutzt werden und erhöht den Gesamtwirkungsgrad<br />

der Anlage<br />

""<br />

Eine dezentrale E<strong>ins</strong>peisung der EE-<strong>Gas</strong>e wird der<br />

dezentralen Erzeugung von erneuerbaren Energien<br />

gerecht – es gibt keine langen Transportwege<br />

""<br />

Wegen der niedrigen Drücke im <strong>Gas</strong>verteilnetz von<br />

max. 16 bar reicht bereits der Ausgangsdruck der<br />

Elektrolyseure zur E<strong>ins</strong>peisung aus – eine zusätzliche<br />

Verdichtung entfällt<br />

""<br />

In kommunalen <strong>Netz</strong>en sind viele KWK-Anlagen<br />

vorhanden und können zur Rückverstromung<br />

genutzt werden<br />

""<br />

Die dezentral erzeugten EE-<strong>Gas</strong>e können auch als<br />

Kraftstoff an Wasserstoff- oder <strong>Erdgas</strong>tankstellen<br />

vertrieben werden – lange Vertriebswege werden<br />

dadurch vermieden<br />

Oktober 2012<br />

792 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Power to <strong>Gas</strong><br />

Fachberichte<br />

Wird in ein <strong>Netz</strong> mit mehreren E<strong>ins</strong>peisepunkten EE-<br />

<strong>Gas</strong> zugemischt, muss darauf geachtet werden, dass die<br />

Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes G 685 eingehalten<br />

werden. Diese sind erfüllt, wenn sich die Mittelwerte<br />

der Brennwerte an den unterschiedlichen E<strong>ins</strong>peisestellen<br />

über den Abrechnungszeitraum um maximal<br />

2 % vom Abrechnungsbrennwert unterscheiden [9].<br />

5. Demonstrationsprojekt der Thüga-Gruppe<br />

H<strong>ins</strong>ichtlich der technischen und technologischen Voraussetzungen<br />

im Bereich Strom zu <strong>Gas</strong> ist weiterhin<br />

Entwicklungsarbeit gefragt. Hier sind nicht zuletzt auch<br />

die kommunalen Energieversorgungsunternehmen<br />

gefordert. Innerhalb der Thüga-Gruppe haben sich deshalb<br />

folgende zwölf Unternehmen zu einem Geme<strong>ins</strong>chaftsprojekt<br />

zusammengeschlossen: Mainova AG,<br />

<strong>Erdgas</strong> Mittelsachsen GmbH, badenova GmbH & Co. KG,<br />

Stadtwerke Ansbach GmbH, WEMAG AG, EVM <strong>Netz</strong><br />

GmbH, erdgas schwaben gmbh, Stadtwerke Bad Hersfeld<br />

GmbH, e-rp GmbH, <strong>Gas</strong>versorgung Westerwald<br />

GmbH, Thüga Energienetzte GmbH, Thüga AG. Die<br />

Besonderheit des Projektes ist die erstmalige Realisierung<br />

der E<strong>ins</strong>peisung von Wasserstoff in ein kommunales<br />

<strong>Gas</strong>verteilnetz. Bei den derzeit bestehenden Anlagen<br />

wird das erzeugte <strong>Gas</strong>, neben der stofflichen Verwertung,<br />

dem <strong>Erdgas</strong>transportnetz zugemischt [10].<br />

Ziele des Projektes sind die Demonstration der technischen<br />

Machbarkeit der Umwandlung von Strom zu<br />

Wasserstoff, die E<strong>ins</strong>peisung in die kommunalen <strong>Gas</strong>verteilnetze<br />

und ggf. die Rückverstromung für repräsentative<br />

Betriebszustände. Außerdem sollen Betriebserfahrungen<br />

gesammelt werden, die zur Weiterentwicklung<br />

der Technik genutzt werden.<br />

Derzeit befindet sich das Projekt in der Phase der<br />

Vorplanung (Stand September 2012), die Inbetriebnahme<br />

ist für Ende 2013 geplant. Ein wesentlicher Meilenstein<br />

der Vorplanung war die Auswahl des Standorts.<br />

Bei der Standortauswahl galt es grundsätzlich unterschiedliche<br />

Anforderungen zu berücksichtigen, z. B. die<br />

Betriebsstrategie des Anlagenbetreibers, die Anbindungsmöglichkeit<br />

an das Stromnetz, die Absatz- bzw.<br />

Vertriebsmöglichkeiten der erzeugten Produkte, die<br />

notwendige <strong>Netz</strong>infrastruktur sowie die erforderlichen<br />

Durchflussmengen im Sommer zur E<strong>ins</strong>peisung des<br />

erzeugten Wasserstoffs <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>verteilnetz um die<br />

Grenzwerte einzuhalten.<br />

Die Projektpartner haben sich im Rahmen einer<br />

Standortsondierung auf einen Standort bei der Mainova<br />

AG in Frankfurt am Main geeinigt. Der Standort<br />

weist alle Voraussetzungen auf um in einem möglichen<br />

Folgeprojekt den weiteren Prozessschritt der Umwandlung<br />

von Wasserstoff in Methan zu realisieren.<br />

Literatur<br />

[1] BMWi und BMU (2010): Energiekonzept – für eine umweltschonende,<br />

zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung.<br />

Bild 7. Einbindung von „Strom zu <strong>Gas</strong>“ in die kommunale<br />

Infrastruktur.<br />

[2] VDE (2012): Energiespeicher für die Energiewende.<br />

[3] BMU (2010): Leitstudie 2010 – Langfristszenarien und Strategien<br />

für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland<br />

bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und<br />

global.<br />

[4] Brendli, J. (2011): Speicherung von Wind- und Sonnenenergie<br />

in der <strong>Gas</strong>infrastruktur als eine Basis der Energiewende<br />

– Bedarf und Speicherfähigkeit. Bachelorarbeit, Hochschule<br />

München.<br />

[5] DVGW-Arbeitsblatt G 260 (Entwurf): <strong>Gas</strong>beschaffenheit.<br />

[6] DVGW-Arbeitsblatt G 262: Nutzung von <strong>Gas</strong>en aus regenerativen<br />

Quellen in der öffentlichen <strong>Gas</strong>versorgung.<br />

[7] DIN 51624: Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge.<br />

[8] Antoni, J. (2012): Power-to-<strong>Gas</strong> als Baustein der Energiewende:<br />

Politische, technische, wirtschaftliche und rechtliche<br />

Rahmenbedingungen aus Sicht kommunaler Versorger, Vortrag<br />

auf der GAT 2012.<br />

[9] DVGW-Arbeitsblatt G 685: <strong>Gas</strong>abrechnung.<br />

[10] dena Strategieplattform Power to <strong>Gas</strong> (2012): Integration<br />

erneuerbaren Stroms in das <strong>Erdgas</strong>netz.<br />

Autoren<br />

B. Eng. Jakob Brendli<br />

Thüga Aktiengesellschaft |<br />

München |<br />

Tel.: +49 89 38197-1223 |<br />

E-Mail: jakob.brendli@thuega.de<br />

Dipl.-Ing. Hardy Fiedler<br />

Thüga Aktiengesellschaft |<br />

München |<br />

Tel.: +49 89 38197-1246 |<br />

E-Mail: hardy.fiedler@thuega.de<br />

Dr.-Ing. Günter Walther<br />

Thüga Aktiengesellschaft |<br />

München |<br />

Tel.: +49 89 38197-1225 |<br />

E-Mail: guenter.walther@thuega.de<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 793

FachberichtE <strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

Trends in der gesetzlichen<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit, <strong>Biogas</strong>, Power-to-<strong>Gas</strong>, Wasserstoff, Wobbe-Index, Brennwert,<br />

prozessgaschromatographie<br />

Achim Zajc<br />

Einleitend werden unterschiedliche Konzepte und<br />

deren Anwendungsgebiete für die <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

vorgestellt und diskutiert. Die Vor- und<br />

Nachteile bzw. die Grenzen der einzelnen Konzepte<br />

werden erläutert. Desweiteren erfolgt ein Ausblick,<br />

wie der Autor die zukünftige Entwicklung der <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

e<strong>ins</strong>chätzt.<br />

Trends in custody transfer gas quality analysis<br />

Introductory concepts for the measurement of natural<br />

gas quality using the principle of the Determination<br />

of the natural gas quality are discussed. The<br />

advantages and disadvantages of each method are<br />

described. Also an outlook is given at the end of the<br />

paper and is discussed too.<br />

1. Einführung<br />

Nach der Ablösung der Kalorimeter für die Bestimmung<br />

des Brennwertes von <strong>Erdgas</strong> durch den Prozessgaschromatographen<br />

war lange Jahre der Umfang der messenden<br />

chemischen Komponenten klar definiert. Hierbei<br />

wurden zur Ermittlung des Brennwertes folgende Komponenten<br />

durch den Prozessgaschromatographen<br />

gemessen:<br />

Stickstoff (N 2<br />

), Kohlenstoffdioxid (CO 2<br />

), Methan (CH 4<br />

),<br />

Ethan (C 2<br />

H 6<br />

), Propan (C 3<br />

H 8<br />

), n-Butan (n-C 4<br />

H 10<br />

), iso-Butan<br />

(i-C 4<br />

H 10<br />

), n-Pentan (n-C 5<br />

H 12<br />

), iso-Pentan (i-C 5<br />

H 12<br />

), neo-<br />

Pentan (neo-C 5<br />

H 12<br />

), n-Hexan (C 6<br />

H 14<br />

).<br />

Im November 2007 wurde von der Vollversammlung<br />

für das Eichwesen eine neue „Technische Richtlinie<br />

TRG 14: E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz“ verabschiedet<br />

[1]. Dadurch wurden die Anforderungen an<br />

die <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung stark verändert. Zu<br />

den oben genannten chemischen Komponenten kamen<br />

noch Wasserstoff (H 2<br />

) und Sauerstoff (O 2<br />

) dazu. Da in<br />

<strong>Biogas</strong> höher siedende Kohlenwasserstoffe wie Pentane<br />

und Hexane nicht vorkommen, ist es in diesem Falle<br />

nicht nötig diese Komponenten zu messen. Jedoch war<br />

es erforderlich bestehende Systeme der neuen Anforderung<br />

anzupassen.<br />

Durch die zunehmende Vermischung von <strong>Biogas</strong> mit<br />

<strong>Erdgas</strong> im Leitungsnetz über ganz Deutschland entstehen<br />

erneut neue Anforderungen an die Bestimmung<br />

des Brennwertes mittels <strong>Gas</strong>chromatographie. Nun<br />

müssen Wasserstoff (H 2<br />

) und Sauerstoff (O 2<br />

) und alle<br />

weiteren Komponenten wie: Stickstoff (N2), Kohlenstoffdioxid<br />

(CO 2<br />

), Methan (CH 4<br />

), Ethan (C 2<br />

H 6<br />

), Propan<br />

(C 3<br />

H 8<br />

), n-Butan (n-C 4<br />

H 10<br />

), iso-Butan (i-C 4<br />

H 10<br />

), n-Pentan<br />

(n-C 5<br />

H 12<br />

), iso-Pentan (i-C 5<br />

H 12<br />

), neo-Pentan (neo-C 5<br />

H 12<br />

),<br />

n-Hexan (C 6<br />

H 14<br />

) für die Brennwertbestimmung mit<br />

gemessen werden, da die REKO-Systeme die C 5<br />

- und<br />

C 6<br />

-Komponeten benötigen. Damit muss nun ein Prozessgaschromatograph<br />

in der Lage sein <strong>ins</strong>gesamt<br />

13 individuelle chemische Komponenten aufzutrennen<br />

und zu detektieren. Hierbei kommt ein weiterer Trend<br />

zum Tragen. Dieser Trend stellt die „Power to <strong>Gas</strong>“-Technologie<br />

dar [2, 3] und wirft die Frage auf wie soll der<br />

Messbereich für Wasserstoff definiert werden, um den<br />

neuen Anforderungen gerecht zu werden.<br />

2. <strong>Gas</strong>chromatographische Methoden für die<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung von <strong>Erdgas</strong><br />

2.1 Der heutige Stand der Brennwert-Bestimmung<br />

von <strong>Biogas</strong> mittels Prozessgaschromatographie<br />

Wie bereits eingangs erläutert waren bis Ende 2007 für<br />

die Brennwertermittlung die 11 zu messenden chemischen<br />

Komponenten eindeutig und für Jahre festgelegt.<br />

Mit der E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> hat sich das grundlegend<br />

geändert. Eine typische Zusammensetzung von<br />

Roh-<strong>Biogas</strong> und Biomethan ist in Tabelle 1 zusammengefasst.<br />

Daraus ergibt sich, dass bei <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisungen<br />

keine Notwendigkeit besteht höher siedende Kohlenwasserstoffe,<br />

wie die Pentane und Hexane zu messen<br />

und zu quantifizieren. Gemäß diesen Erkenntnissen sind<br />

mittlerweile Prozessgaschromatographen aller bekannten<br />

Hersteller PTB-zugelassen auf dem Markt, die die<br />

Anforderungen für die gesetzliche <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

einer <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung erfüllen.<br />

Diese Anforderungen beinhaltet die separate Messung<br />

folgender chemischer Komponenten:<br />

Oktober 2012<br />

794 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

Fachberichte<br />

Tabelle 1. Typische Zusammensetzung von Roh-<strong>Biogas</strong> und Biomethan [4].<br />

Substanz Chemische Formel Roh-<strong>Biogas</strong> Biomethan DVGW D260/262<br />

Methan CH 4<br />

40–75 Vol.-% > 97 % > 96 % <strong>Erdgas</strong>-H<br />

> 90 % <strong>Erdgas</strong>-L<br />

Kohlendioxid CO 2<br />

25–45 Vol.-% < 3 % ≤ 6 Vol.-%<br />

Wasser H 2<br />

O 4-6 Vol.-% (mesophil) < 0,03 g/m³ ≤ 50 mg/m³<br />

10–15 Vol.-%<br />

Schwefelwasserstoff H 2<br />

S (thermophil)<br />

20–20 000 ppm<br />

(2 Vol.-%)<br />

< 5 mg/m³ ≤ 5 mg/Nm³<br />

Stickstoff<br />

(i.d.R. Ammoniak)<br />

NH 3<br />

< 100 mg/m³ < 100 mg/m³ Keine Höchstwerte<br />

≤ 3 Vol.-%<br />

(N. trocken)<br />

Sauerstoff O 2<br />

< 2 Vol.-% < 0,5 Vol.-% ≤ 0,5 Vol.-%<br />

(N. feucht)<br />

Wasserstoff H 2<br />

< 1 Vol.-% ≤ 5 Vol.-%<br />

Brennwert H S,M<br />

6–7,5 kWh/m³ max. 11 kWh/m³ 8,4–13,1 kWh/m³<br />

""<br />

Wasserstoff (H 2<br />

)<br />

""<br />

Sauerstoff (O 2<br />

)<br />

""<br />

Stickstoff (N 2<br />

)<br />

""<br />

Kohlenstoffdioxid (CO 2<br />

)<br />

""<br />

Methan (CH 4<br />

)<br />

""<br />

Ethan (C 2<br />

H 6<br />

)<br />

""<br />

Propan (C 3<br />

H 8<br />

)<br />

""<br />

n-Butan (n-C 4<br />

H 10<br />

)<br />

""<br />

iso-Butan (i-C 4<br />

H 10<br />

)<br />

Für die Trennung von Wasserstoff und Sauerstoff ist<br />

es notwendig eine Molekularsieb-Säule einzusetzen.<br />

Diese Applikation wurde bereits im Detail erläutert und<br />

es sei an dieser Stelle auf die Literatur verwiesen [5]. Aus<br />

der Tabelle 2 wird klar, dass Wasserstoff eigentlich das<br />

beste Trägergas zur Bestimmung aller <strong>Erdgas</strong>- bzw. <strong>Biogas</strong>bestandteile<br />

darstellt. Mit einer Ausnahme der Wasserstoff.<br />

Es ist natürlich nicht möglich, Wasserstoff als<br />

Trägergas einzusetzen, wenn dieser auch ermittelt und<br />

quantifiziert werden soll. Aus diesem Dilemma bieten<br />

sich zwei Lösungsansätze an:<br />

""<br />

Zwei Trägergase<br />

""<br />

Argon als Trägergas für Wasserstoff<br />

""<br />

Helium als Trägergas für alle anderen<br />

Komponenten<br />

""<br />

Argon als Trägergas für alle Komponenten<br />

""<br />

Helium als Trägergas für alle Komponenten<br />

(inklusive Wasserstoff)<br />

Der E<strong>ins</strong>atz von zwei Trägergasen stellt aus gerätetechnischer<br />

Sicht die optimale Lösung dar. Damit hat<br />

man für die Bestimmung jeder einzelnen Substanz die<br />

maximale Leitfähigkeitsdifferenz zum Trägergas und<br />

damit verbunden die beste Bestimmbarkeit jeder Substanz<br />

sichergestellt. Dem gegenüber steht natürlich ein<br />

erheblich höherer logistischer Aufwand zwei unterschiedliche<br />

Trägergase vorzuhalten, der Platzverbrauch<br />

ist wesentlich höher und nicht zuletzt gestaltet sich das<br />

Flaschengestell komplizierter (4 Trägergasflaschen<br />

anstelle von 2 Trägergasflaschen mit entsprechenden<br />

Umschaltsystemen).<br />

Die Verwendung von Argon als alleiniges Trägergas<br />

löst zwar das Problem den Wasserstoff optimal zu erfassen<br />

und zu bestimmen, jedoch zeigt die Tabelle deutlich,<br />

dass man bei allen anderen eine erheblich niedrigere<br />

Wärmeleitfähigkeitsdifferenz zwischen Trägergas<br />

und zu messender Substanz hat. Um diesen Effekt zu<br />

veranschaulichen ist ein Vergleich der Beträge der Leitfähigkeitsdifferenzen<br />

von Argon zu den zu messenden<br />

Komponenten wie Wasserstoff, Methan und Butan sehr<br />

hilfreich. Folgendes Ergebnis zeigt dieser Vergleich:<br />

""<br />

Wärmeleitfähigkeitsdifferenz Argon zu Wasserstoff:<br />

162,5 W/m · K<br />

""<br />

Wärmeleitfähigkeitsdifferenz Argon zu Methan:<br />

13,6 W/m · K<br />

""<br />

Wärmeleitfähigkeitsdifferenz Argon zu Butan:<br />

1,6 W/m · K<br />

Somit ist sofort klar, dass die Genauigkeit der <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

stark eingeschränkt ist, wenn<br />

man Argon als alleiniges Trägergas e<strong>ins</strong>etzt.<br />

Als guter Kompromiss bietet sich Helium als Trägergas<br />

an. Zum einen verzichtet man nicht auf die<br />

gewohnte Genauigkeit bei allen zu messenden Komponenten<br />

bis auf der beim Wasserstoff und zum anderen<br />

ist der logistische Aufwand minimiert. Bei dieser Lösung<br />

sind keine Änderungen am Flaschengestell notwendig.<br />

Dem steht als Nachteil die Anomalie vom Wasserstoff in<br />

Helium entgegen [6]. Jedoch ist Wasserstoff bis 5 % mit<br />

Helium analytisch messbar, um aber die Anforderungen<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 795

FachberichtE <strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

Tabelle 2. Wärmeleitfähigkeiten von verschiedenen chemischen<br />

Komponenten.<br />

Substanz Chemische Formel Wärmeleitfähigkeit<br />

[W/m · K]<br />

Wasserstoff H 2<br />

180,3<br />

Helium He 151,3<br />

Methan CH 4<br />

34,1<br />

Sauerstoff O 2<br />

26,6<br />

Stickstoff N 2<br />

25,8<br />

Ethan C 2<br />

H 6<br />

21,2<br />

Propan C 3<br />

H 8<br />

18,0<br />

Argon Ar 17,8<br />

Kohlendioxid CO 2<br />

16,8<br />

Butan C 4<br />

H 10<br />

16,2<br />

der gesetzlichen <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung zu erfüllen<br />

wurde dieser Messbereich im Rahmen der Bauartzulassung<br />

des PGC 9302 der Firma RMG auf 1,5 %<br />

beschränkt [7]. Da gemäß Tabelle 1 im Rohbiogas Wasserstoff<br />

< 1 % enthalten ist stellt diese E<strong>ins</strong>chränkung<br />

keine Beschränkung dar.<br />

2.2 Die zukünftige Lösung für die <strong>Gas</strong>be schaffenheitsmessung<br />

von <strong>Erdgas</strong>transportnetzen<br />

unter Berücksichtigung der E<strong>ins</strong>peisung<br />

von <strong>Biogas</strong><br />

Die E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> wird langfristig die <strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

flächendeckend in Deutschland beeinflussen.<br />

Die Problematik bei der <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung kann<br />

als gelöst angesehen werden. Jedoch kann die „<strong>Biogas</strong>-<br />

Lösung“ nicht 1 : 1 auf die <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

der Transportnetze übertragen werden. Die „<strong>Biogas</strong>-<br />

Lösung“ kann nicht herangezogen werden, da bei der<br />

<strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisung keine höher siedenden Kohlenwasserstoffe<br />

wie die Pentane und Hexane vorkommen und<br />

damit nicht erfasst werden müssen. Diese höher siedenden<br />

Kohlenwasserstoffe kommen in Transportnetzen<br />

vor und müssen damit auch gemessen werden. Außerdem<br />

funktionieren die REKO-Systeme ohne die Information<br />

in welcher Konzentration die Pentane und Hexane<br />

vorliegen nicht.<br />

Somit muss ein Prozessgaschromtograph für diese<br />

Anwendung folgende chemische Komponenten messen:<br />

""<br />

Wasserstoff (H 2<br />

)<br />

""<br />

Sauerstoff (O 2<br />

)<br />

""<br />

Stickstoff (N 2<br />

)<br />

""<br />

Kohlenstoffdioxid (CO 2<br />

)<br />

""<br />

Methan (CH 4<br />

)<br />

""<br />

Ethan (C 2<br />

H 6<br />

)<br />

""<br />

Propan (C 3<br />

H 8<br />

)<br />

""<br />

n-Butan (n-C 4<br />

H 10<br />

)<br />

""<br />

iso-Butan (i-C 4<br />

H 10<br />

)<br />

""<br />

neo-Pentan (neo-C 5<br />

H 12<br />

)<br />

""<br />

n-Pentan (n-C 5<br />

H 12<br />

)<br />

""<br />

iso-Pentan (i-C 5<br />

H 12<br />

)<br />

""<br />

n-Hexan (n-C 6<br />

H 14<br />

)<br />

Die einzige Frage stellt sich hier, wie der Messbereich<br />

für Wasserstoff ausgelegt werden soll. Aus der vorherigen<br />

Diskussion ist klar, dass ein Messbereich für Wasserstoff<br />

> 2 % mit Helium als Trägergas mit den Anforderungen<br />

an die gesetzliche <strong>Gas</strong>beschaffeheitsmessung<br />

technisch nicht zu realisieren ist. Durch die Überlegungen<br />

Wasserstoff aus dem „Power to <strong>Gas</strong>“-Prozess in das<br />

<strong>Erdgas</strong>netz einzuspeisen, ist es auch möglich, dass der<br />

Messbereich von Wasserstoff bis auf 20 % ansteigen<br />

muss. In diesem Fall muss ein Prozessgaschromatograph<br />

mit zwei Trägergasen eingesetzt werden. Im<br />

Moment werden zwei Szenarien diskutiert:<br />

""<br />

Wasserstoff-E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

""<br />

Umsetzung von Wasserstoff zu Methan<br />

(Methanisierung) und anschließende E<strong>ins</strong>peisung<br />

in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

Bild 1. Schematische Darstellung des neuen<br />

Prozessgaschromatographen (PGC 930X) der Firma RMG.<br />

Aus heutiger Sicht ist es komplett unklar, welche<br />

Technologie sich durchsetzt. Dies ist jedoch sehr entscheidend<br />

wie die <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung zu kon-<br />

Oktober 2012<br />

796 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

Fachberichte<br />

figurieren ist. Für den Fall, dass Wasserstoff > 2 % zu<br />

messen ist, müssten dann alle Prozessgaschromatographen,<br />

die bereits <strong>ins</strong>talliert wurden, ersetzt werden und<br />

die Infrastruktur (Flaschengestell und verschiedene Trägergasflaschen<br />

bevorraten) würde ebenfalls komplexer<br />

werden.<br />

Sollte sich die Methanisierungs-Technologie durchsetzen,<br />

d. h. Wasserstoff nach einer chemischen<br />

Umwandlung zu Methan <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist<br />

werden, so halten sich die Investitionen im Rahmen und<br />

man könnte bereits heute die Prozessgaschromatographen<br />

so konfigurieren, dass diese auf die neuen Anforderungen<br />

angepasst werden können.<br />

Im Bild 1 ist das Messwerk des neuen Prozessgaschromatographen<br />

der Firma RMG abgebildet. Es ist<br />

deutlich zu erkennen, dass nun in dem Messwerk 3 gaschromatographische<br />

Module eingebaut werden können,<br />

aber nicht müssen. Für die klassische <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

von <strong>Erdgas</strong> für die 11 Standard-Komponenten<br />

(kein Wasserstoff und Sauerstoff) werden nur<br />

zwei Module benötigt und verbaut. Sollte sich der<br />

Anwendungsfall im nach hinein ändern zum Beispiel<br />

eine zusätzliche Wasserstoff- und Sauerstoff-Messung,<br />

so kann das dafür benötigte Modul nachgerüstet werden.<br />

Nun bleibt noch die Frage der Wahl des Trägergases<br />

offen. Die Firma RMG strebt seit August 2012 eine<br />

PTB-Bauartzulassung für eine erweiterte <strong>Erdgas</strong>messung<br />

(13. Komponenten) inklusive einer Wasserstoff-<br />

Messung von 0–2 % und in Verbindung mit der Verwendung<br />

von einem Trägergas (Helium) an. Der Messbereich<br />

von 0–2 % für Wasserstoff ist im Moment durch die<br />

Zulassung der <strong>Erdgas</strong>tanks in Automobilen vorgegeben.<br />

Die Zulassung dieser Tanks ist zur Zeit auf 2 %<br />

beschränkt und limitiert damit auch den Wasserstoffanteil<br />

im <strong>Erdgas</strong>netz. Diese 2 %-Grenze ist, sofern sich die<br />

Methanisierungs-Technologie durchsetzt, nur durch das<br />

E<strong>ins</strong>peisen von <strong>Biogas</strong> nicht gefährdet.<br />

Die konsequente Weiterentwicklung der erfolgreichen<br />

PGC 9000 VC ermöglicht nun flexibel auf jeden<br />

Anwendungsfall zu reagieren und durch eine vorausschauende<br />

Planung des Aufbaus der <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung,<br />

ohne gleich das ganze System zu ersetzen,<br />

immer aktuell zu bleiben. Dieser Aspekt ist enorm<br />

wichtig, da zurzeit niemand voraussehen kann, wie die<br />

Politik sich entscheidet und welches der beiden<br />

beschriebenen Szenarien beschritten wird.<br />

2.3 Trends in der <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

Ein Trend in <strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisungsanlagen ist sehr offensichtlich.<br />

Das <strong>Biogas</strong> muss vom Brennwert häufig dem<br />

Brennwert im <strong>Erdgas</strong>transportnetz angeglichen werden.<br />

Dies geschieht in sogenannten Konditionierungsanlagen.<br />

Hier wird entweder der Brennwert angehoben<br />

oder gesenkt. Im Falle der Brennwertanhebung wird<br />

dem <strong>Biogas</strong> Propan und/oder Butan zugemischt. Damit<br />

muss ein moderner Prozessgaschromatograph in der<br />

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FachberichtE <strong>Gas</strong>beschaffenheit<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung für die Transportnetze ist<br />

noch klar im Umbruch und hier wird man abwarten<br />

müssen wie sich die „Power to <strong>Gas</strong>“-Technology durchsetzt.<br />

Klar ist jedoch, dass im Bereich der Transportnetze<br />

der klassische 11-Komponenten-<strong>Gas</strong>chromatograph<br />

ausgedient hat und durch einen 13-Komponenten-<strong>Gas</strong>chromatographen<br />

abgelöst wird. Hier ist nur noch die<br />

Frage offen, ob Wasserstoff mit 0–2 % oder mit 0–20 %<br />

gemessen werden muss. Diese Entscheidung hat wie<br />

diskutiert einen entscheidenden Einfluss auf das <strong>Gas</strong>beschaffenheitssystem.<br />

Bild 2. Erster PTB zugelassener PGC-Kontroller der Firma RMG<br />

(GC 9300) basierend auf dem Betriebssystem WINDOWS TM der<br />

Firma Mircosoft [7].<br />

Lage sein im Rahmen einer gesetzlichen <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

Propan bis zu 9 % und iso- und n-Butan<br />

jeweils bis 4 % messen zu können. Der PGC 9302 von<br />

RMG ist der erste Prozessgaschromatograph, der diesem<br />

Trend folgt [7].<br />

In den letzten Monaten gerät immer mehr in den<br />

Focus, dass Helium als Trägergas knapper und immer<br />

teurer wird. Damit steigen natürlich die Betriebskosten<br />

eines <strong>Gas</strong>chromatographen [8, 9]. Wenn man dann<br />

bedenkt wieviele Prozessgaschromatographen in ganz<br />

Deutschland <strong>ins</strong>talliert sind ist das ein erheblicher Faktor,<br />

der die Hersteller derartiger Messtechnik in näherer<br />

Zukunft stark beschäftigen wird. Eine Lösung könnte<br />

hier Wasserstoff sein. Wasserstoff ist aus chromatographischer<br />

Sichtweise sicherlich die beste Wahl, soll Wasserstoff<br />

in <strong>Erdgas</strong> bzw. <strong>Biogas</strong> gemessen werden so<br />

kommt man dann nicht mehr um ein zweites Trägergas<br />

umhin. Dann stellt sich noch die Frage, ob der Wasserstoff<br />

als Trägergas aus Hochdruckgasflaschen oder elektrolytischen<br />

Generatoren vor Ort erzeugt zum E<strong>ins</strong>atz<br />

kommt. Hier ist klar abzuwarten wie der Markt sich in<br />

den nächsten Monaten entwickelt.<br />

3. Zusammenfassung und Ausblick<br />

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass aus heutiger<br />

Sicht die gesetzliche <strong>Gas</strong>beschaffenheitsmessung<br />

als gelöst eingeschätzt werden kann. Die gesetzliche<br />

Literatur<br />

[1] Physikalisch-Technische Bundesanstalt, Technische Richtlinie<br />

G14, E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz, Ausgabe<br />

11/07.<br />

[2] Pinchbeck, D. and Altfeld, K.: Power to <strong>Gas</strong>, gas quality and<br />

the GERG hydrogen project, gas for energy 02, 2012, p.<br />

28–31.<br />

[3] Jäschke, J., Müller-Syring, G. und Henel, M.: Power-to-<strong>Gas</strong> in<br />

<strong>Gas</strong>verteilnetzen, <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 5, 2012, S. 336–338.<br />

[4] Rieke, S.: E.ON Avacon AG, <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung aus Sicht eines<br />

Energie-DL, 06.04.2006.<br />

[5] Pöppl, H.: Flexibler Prozess-<strong>Gas</strong>chromatograph für die neuen<br />

Anforderungen and <strong>Gas</strong>analysegeräte, <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 6/7,<br />

2011, S. 444–448.<br />

[6] Villalobos, R. and Nuss, G. R.: Measurement of Hydrogen in<br />

Process Streams by <strong>Gas</strong> Chromatography ISA Transactions 4,<br />

1965, p. 281–286.<br />

[7] PTB-BauArtzulassung PGC 9302, 7.614 12.73.<br />

[8] <strong>Gas</strong>t, R.: Das unterschätzte Element, Spektrum.de, 29.06.2012<br />

http://www.spektrum.de/alias/inerte-gase/das-unterschaetzte-element/1155942.<br />

[9] Nobelpreisträger warnt vor weltweitem Helium-Mangel,<br />

Spiegel online, 24.08.2010, http://www.spiegel.de/wissenschaft/natur/edelgas-nobelpreistraeger-warnt-vor-weltweitem-helium-mangel-a-713535.html.<br />

Autor<br />

Achim Zajc<br />

Product Marketing Manager<br />

<strong>Gas</strong> Metering |<br />

Honeywell Process Solutions<br />

RMG Messtechnik GmbH |<br />

Butzbach |<br />

Tel +49 6033 897-138 |<br />

E-Mail: Achim.Zajc@honeywell.com<br />

Oktober 2012<br />

798 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Veranstaltungen<br />

20. Handelsblatt Jahrestagung, 22. bis 24. Januar 2013, Hotel InterContinental Berlin<br />

Energiewirtschaft 2013.<br />

Diskutieren Sie unter anderem mit:<br />

Peter Altmaier,<br />

Bundesumweltminister, BMU<br />

Dr. Torsten Amelung,<br />

Geschäftsführer,<br />

Statkraft Markets GmbH<br />

Dr. Christof Bauer,<br />

Director Chemical<br />

Energy Management,<br />

Evonik Industries AG<br />

Dr. Andreas Cerbe,<br />

Mitglied des Vorstandes,<br />

RheinEnergie AG<br />

Stefan Grützmacher,<br />

Vorsitzender des Vorstandes,<br />

GASAG AG<br />

(ab 15. Oktober 2012)<br />

Jochen Homann,<br />

Präsident,<br />

Bundesnetzagentur<br />

Fred Jung,<br />

Vorstand,<br />

juwi Holding AG<br />

Dr. Gerhard König,<br />

Sprecher der<br />

Geschäftsführung,<br />

WINGAS GmbH<br />

Michael Lucke,<br />

Geschäftsführer,<br />

Allgäuer Überlandwerk GmbH<br />

Dr. Frank Mastiaux,<br />

Vorsitzender des Vorstandes,<br />

EnBW AG<br />

Prof. Dr. Stephan Reimelt,<br />

President, CEO,<br />

GE Energy Germany<br />

Dr. Philipp Rösler,<br />

Bundesminister für<br />

Wirtschaft und Technologie,<br />

BMWi<br />

Paolo Scaroni,<br />

CEO,<br />

ENI S.p.A.<br />

Dr. Rolf Martin Schmitz,<br />

Stv. Vorsitzender<br />

des Vorstandes, RWE AG<br />

Boris Schucht,<br />

Sprecher der<br />

Geschäftsführung,<br />

50Hertz Transmission GmbH<br />

Dr. Norbert Schwieters,<br />

Partner/Energy Leader<br />

Deutschland,<br />

PWC AG WPG<br />

Dr. Johannes Teyssen,<br />

Vorsitzender des Vorstandes,<br />

E.ON AG<br />

Maria van der Hoeven,<br />

Executive Director,<br />

International Energy Agency (IEA)<br />

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FachberichtE Smart Metering<br />

Open Metering System (OMS) –<br />

eine stabile Größe in turbulenter Zeit<br />

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Normung, Schutzprofil, Smart Grid, Smart Home, Smart Meter Gateway, Submetering, wM-Bus,<br />

wireless M-Bus, Zertifizierung<br />

Hartmut Baden<br />

Das BSI Schutzprofil für Smart Metering hat Form<br />

angenommen. Ergänzende technische Regeln sind in<br />

Arbeit. Die politisch-rechtlichen Rahmenbedingungen<br />

werden mit hoher Dynamik weiterentwickelt.<br />

In dieser heißen Phase zeigt sich das spartenübergreifende<br />

Anwendungsprofil der OMS‐Group als stabile<br />

Größe. Die OMS‐Group konnte erheblichen Wissenstransfer<br />

in die oben genannten Prozesse beisteuern.<br />

Die Arbeiten an weiteren Details zum Open<br />

Metering System wurden fortgesetzt. Die Ergebnisse<br />

gehen direkt in die europäische Normung im Mandat<br />

M/441 ein.<br />

Zertifizierte OMS-Produkte sorgen für die notwendige<br />

Interoperabilität der Smart Meter und wirken<br />

kosten dämpfend. Für eine effiziente Nutzung erneuerbarer<br />

Energien ist eine Abstimmung des Verbrauchs<br />

mit der Erzeugung unerlässlich. Dieser dient der Informationsaustausch<br />

des Metering mit der Haustechnik<br />

und Gebäudeautomation. Mit dem wM-Bus 1 , der<br />

sowohl von OMS wie von KNX genutzt wird, besteht<br />

bereits eine Brücke zwischen diesen Bereichen.<br />

Das OMS auch für ausgedehnte Funknetze geeignet<br />

ist, zeigen wissenschaftlich fundierte <strong>Netz</strong>werksimulationen.<br />

Open Metering System (OMS) –<br />

a stable factor in times of change<br />

The protection profile for smart meter gateway of the<br />

German authority for IT security (BSI) has come to<br />

shape. Technical rules are being developed together<br />

with the political and legal framework for Germany<br />

dynamically.<br />

During this hot phase the multi utility application<br />

profile OMS shows amazing stability. The OMS‐<br />

GROUP is providing welcomed input to the above<br />

mentioned process, continuing work in parallel on<br />

further details to the Open Metering System. Results<br />

are directly provided to the M/441 mandate.<br />

Certified OMS products are taking care for smart<br />

meter interoperability and cost efficiency. The value<br />

of renewable energies highly depends on synchronisation<br />

of use with production. Information transfer<br />

between meters with home appliances and building<br />

automation is indispensable to this effect. By the<br />

common use of the wM-Bus 2 OMS provides a bridge<br />

to KNX.<br />

Network simulation is done to ensure scalability<br />

of extensive future radio communication networks.<br />

1. Auf dem Weg zu Smart Energy<br />

Wir erleben eine interessante Zeit des Energieumbruchs,<br />

sagt Dr. Walter von Pattay, Geschäftsführer der<br />

OMS‐Group. Die Zähler stellten darin ein wichtiges Bindeglied<br />

zwischen dem Smart Grid und smarten Verbrauchern<br />

dar, ohne deren Mithilfe erneuerbarer und volatil<br />

erzeugter Strom nicht von den <strong>Netz</strong>en aufgenommen<br />

werden könne. Während es beispielsweise in den USA<br />

primär um die Verwaltung eines Mangels gehe, seien in<br />

Europa raffinierte Lösungen erforderlich, um den zeitweiligen<br />

Überfluss erneuerbarer Energie nutzen zu können.<br />

Mit der Open Metering System Specification wurde<br />

ein Tor für viele Applikationen aufgestoßen. Ursprünglich<br />

ging es der Initiative der Verbände figawa, KNX und<br />

ZVEI um die Spezifikation einer spartenübergreifenden<br />

Kommunikationslösung, die dank ihrer Energieeffizienz<br />

auch für batterieversorgte Messtechnik mit 12 und<br />

mehr Jahren Batterielebensdauer geeignet ist. Heute ist<br />

OMS bereits in vielen europäischen Staaten als zukunftsfähige<br />

Smart Metering Systemspezifikation anerkannt.<br />

„Obwohl die Basis für OMS, der seit 1974 bekannte<br />

M-Bus, oft als „uralt“ bezeichnet wird, ist bislang kein<br />

effektiveres Medium sichtbar“, ist Dr. Werner Domschke,<br />

Geschäftsführer der SMARVIS GmbH und Mitglied im<br />

Vorstand der OMS‐Group überzeugt. Domschke ist einer<br />

der Initiatoren von OMS. Bereits 2004 hatte er einen<br />

Vorschlag für die Struktur eines spartenübergreifenden<br />

Metering Systems ausgearbeitet.<br />

1<br />

Wireless M-Bus nach EN 13757-4<br />

2<br />

Wireless M-Bus defined by EN 13757-4<br />

Oktober 2012<br />

802 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Smart Metering<br />

Fachberichte<br />

Geme<strong>ins</strong>am mit internationalen Mitgliedern wurden<br />

die bestehenden Standards der Normenreihe EN 13757<br />

analysiert und um wichtige Punkte ergänzt. Die Ergebnisse<br />

flossen direkt in die europäische Normenreihe EN<br />

13757 ein. Mit OMS ist ein Anwendungsprofil zu diesen<br />

Normen entstanden, das für die notwendige Interoperabilität<br />

des Smart Metering sorgt.<br />

2. Technische Basis von OMS<br />

Eine große Rolle für OMS spielt der drahtlose wM-Bus. In<br />

der Praxis hat sich das 868 MHz Funkband als gute Wahl<br />

bestätigt, bezüglich Datenrate, Reichweite, Energiebedarf,<br />

Funkzuverlässigkeit und Durchdringung. Für Länder,<br />

in denen dieses Funkband nicht zugelassen ist,<br />

arbeitet OMS an anderen Funkbändern (z. B. 434 bzw.<br />

169 MHz).<br />

3. Metering und Submetering<br />

Das Systemkonzept des Open Metering Systems<br />

schließt Submetering ein, stellt den Nutzen der Betriebsmittel<br />

für alle Energiearten und Wasser zur Verfügung<br />

und ermöglicht so besonders wirtschaftliche Lösungen.<br />

Dieses, mit dem Metering harmonisierte Submetering<br />

bietet der Immobilienwirtschaft erhebliche Vorteile<br />

bei der Kostenverteilung (Heizkostenverteiler, Wohnungswasserzähler,<br />

Unterstellen-Stromzähler, Wärmemengen-Verteilerstrangzähler<br />

usw.) und Abrechnung.<br />

Submetering ist der Verbrauchszählung mengenmäßig<br />

weit überlegen, so dass die Verbindung der Normenreihen<br />

EN 13757 und EN 50090 (siehe Bild 2) über<br />

die geme<strong>ins</strong>amen Physical und Link Layer erhebliches<br />

Potential hat, die Prozesskosten weiter zu senken.<br />

Ausgehend vom Smart Metering wird eine Fülle an<br />

Anwendungen in der Energiewelt von morgen erwartet,<br />

siehe Bild 3.<br />

Heute kann niemand diese Vielfalt anbieten, vielleicht<br />

wird sie auch nie aus einer Hand angeboten. Doch<br />

die Grundlagen dafür liegen vor: OMS spezifiziert eine<br />

Kommunikationsarchitektur in die sich viele Unternehmen<br />

und Wettbewerber einbringen können. Damit<br />

stellt OMS die kostenoptimale Grundlage für zahlreiche,<br />

auch neue Geschäftsmodelle am Metering Markt dar<br />

und bietet auch kleinen Playern den E<strong>ins</strong>tieg.<br />

4. Ein Haus muss künftig selbstständig<br />

reagieren können<br />

Für effiziente Energienutzung in den Haushalten sowie<br />

die Einbindung dezentraler Erzeugung ist die Integration<br />

mit der Haustechnik und Gebäudeautomation<br />

unerlässlich. Durch die geme<strong>ins</strong>ame Nutzung des wM-<br />

Busses, z. B. mit der KNX-Systemwelt, bietet OMS die<br />

übergreifende Lösung.<br />

Metering und Building Automation sind nah beisammen<br />

und gehören „unter ein Dach“ (siehe Bild 4),<br />

sagt Wolfgang Esch von der AMBER wireless GmbH, die<br />

sich mit Funksystemen verschiedener Ausprägung<br />

Bild 1. OMS-Kommunikation. Quelle: Domschke<br />

Bild 2. Meter Bus und Konnex. Quelle: Domschke<br />

Bild 3. Anwendungsoptionen mit OMS. Quelle: Domschke<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 803

FachberichtE Smart Metering<br />

Bild 4. Alles unter einem Dach. Quelle: Esch<br />

Bild 5. Lösungen für Energie im Smart Home. Quelle: Hager<br />

Bild 6. Eigenverbrauch. Quelle: Hager<br />

befasst und seit 2009 Funkmodule für den wM-Bus entwickelt.<br />

KNX RF wird primär im Altbau verwendet. Im Neubau<br />

sind Aktoren und Sensoren meist über Twisted Pair<br />

Leitungen verbunden. Unabhängig von der verwendeten<br />

Physik sind alle KNX-Geräte miteinander und mit<br />

OMS vernetzbar, so dass die wachsenden Anforderungen<br />

an Smart Metering Systeme bezüglich Steuerungen<br />

sowie die Darstellung von Betriebszuständen und Energieverbrauch<br />

erfüllt werden.<br />

Als aktuelles wichtigstes Anwendungsbeispiel, wie<br />

nahe sich diese beiden Welten sind, nennt Esch bimodale<br />

Rauchmelder, die vermehrt nachgefragt werden.<br />

Diese können nach Wunsch im KNX- oder OMS-Modus<br />

arbeiten. Im OMS-Modus melden Sie den Rauch sofort<br />

nach außen, im KNX-Modus zuerst innerhalb des KNX-<br />

<strong>Netz</strong>es, das diese Meldung in vorbestimmter Weise weitergibt.<br />

5. Anforderungen an die Gebäudetechnik<br />

Um von der heute üblichen verbrauchsorientierten<br />

Stromproduktion zu einem zukünftig immer wichtigeren<br />

produktionsorientierten Verbrauch zu kommen, ist<br />

einerseits ein Umdenken gefordert und andererseits ein<br />

intelligentes Gebäude bzw. eine intelligente Wohnung.<br />

In einem Smart Home definiert der Verbraucher<br />

seine Prioritäten und die von ihm gewünschte Verbrauchseffizienz,<br />

die automatisiert sichergestellt sein<br />

soll, auch wenn der Nutzer nicht selbst eingreift.<br />

Wichtig sei, mit einer Verbrauchsvisualisierung<br />

nicht Angst vor Lastspitzen zu verbreiten! Die Anzeige<br />

muss einfach sein und schlüssig, fordert Gregor Wille<br />

von der Hager Electro GmbH & Co. KG, aus Projekterfahrungen.<br />

Die §§ 14a und 40 EnWG stellen Anforderungen an<br />

Steuerungseinrichtungen und Messsysteme auf, die<br />

durch eine Rechtsverordnung konkretisiert werden sollen.<br />

Die ausstehende Rechtsverordnung wird ein spannendes<br />

Thema werden, <strong>ins</strong>besondere die Details der<br />

offenen Schnittstellen.<br />

In den neuen Energiesystemen geht es aber nicht<br />

nur um die Technologien für Messwesen und <strong>Netz</strong>steuerung,<br />

um Energiemanagement und Demand Side<br />

Management. Der demografische Wandel darf nicht<br />

unberücksichtigt bleiben, weiß Wille.<br />

Die zunehmende Zahl an Singlehaushalten sowie<br />

steigende Komfort- und Sicherheitsbedürfnisse, bis hin<br />

zum Ambient Assisted Living (AAL), der technischen<br />

Unterstützung für hilfsbedürftige Menschen die damit<br />

länger in ihrer eigene Wohnung leben können, erweitern<br />

den Anwendungsbereich für ein Smart Home<br />

erheblich und machen Smart Metering wirtschaftlicher.<br />

Auf Erzeugungsprognosen, Lastanforderungen und<br />

Tarifinformationen muss das Energiesystem mit Lastverschiebung<br />

und Planungen reagieren können, um zeitvariable<br />

Tarifmodelle optimiert zu nutzen.<br />

Oktober 2012<br />

804 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Smart Metering<br />

Fachberichte<br />

6. Modellszenarien und <strong>Netz</strong>werksimulation<br />

Auf einfache Fragen gibt es nicht immer einfache Antworten.<br />

Bereits während der Protokollentwicklung<br />

stellte sich die Frage, wie skalierbar die Funksysteme in<br />

der Praxis sein werden, von einigen 100 bis zu einigen<br />

1000 Geräten in einem <strong>Netz</strong>.<br />

Da Feldversuche in diesen Größenordnungen kaum<br />

möglich sind und zudem nur begrenzte Aussagekraft<br />

bezüglich unterschiedlicher Topologien haben, entwickeln<br />

Wissenschaftler vom „Steinbeis Innovation Center<br />

Embedded Design and Networking“ (stzedn) an der<br />

Hochschule Offenburg eine <strong>Netz</strong>werksimulation für<br />

wM-Bus und OMS <strong>Netz</strong>e. Sie greifen dazu auf Erfahrungen<br />

aus der Simulation von Echtzeit-Sicherheitssystemen<br />

(z. B. Feuerwehren) zurück.<br />

Um eine Simulation zu entwerfen, experimentieren<br />

die Forscher zunächst mit einem Modell, welches auf<br />

relevante Einflüsse abstrahiert wird, um konkrete Fallbeispiele<br />

abzubilden, erläutert Projektleiter Prof. Dr.-Ing.<br />

Axel Sikora.<br />

So wird beispielsweise ein Szenario mit bis zu 25 000<br />

Zählern in einem <strong>Netz</strong>werk im Hinblick auf Kanalmodellierung<br />

und topologische Situationen untersucht.<br />

Die Antworten zu Skalierbarkeit, Koexistenz und<br />

Optimierung der Betriebsparameter für Input und Output<br />

zeigen: für eine Idealbetrachtung ohne externe Störungen,<br />

können einige 100 OMS Knoten in einem Funknetzwerk<br />

eingesetzt werden bevor die Kurve der erfolgreichen<br />

Aussendungen überhaupt reagiert (siehe<br />

Bild 9).<br />

Das belegt: OMS-Strukturen laufen nicht gleich<br />

gegen eine Wand, sie zeigen vielmehr ein stabiles und<br />

gutmütiges Verhalten.<br />

7. Schutzprofil für das Smart Meter Gateway<br />

Smart Meter sind ein notwendiges Element, um in<br />

ertüchtigten Verteilnetzen (Smart Grids) eine bedarfsund<br />

angebotsgerechte Energieversorgung mit Lastmanagement<br />

zu ermöglichen. Das Smart Meter System ist<br />

hier das Instrument zum Abruf und zur Weiterleitung<br />

von Verbrauchs- und Steuerungsdaten. An den Umgang<br />

mit diesen sensiblen Daten werden besonders hohe<br />

Sicherheitsanforderungen gestellt.<br />

Mit dem Schutz der übertragenen Daten und deren<br />

Eigentümern hat sich die OMS‐Group frühzeitig befasst.<br />

Die Verschlüsselungsmethode AES 128 entspricht dem<br />

aktuellen Stand der Technik und das Schutzniveau wird<br />

dem Schutzbedarf gerecht. So konnte die OMS‐Group<br />

ihre Erfahrungen in den Prozess zur Erarbeitung des<br />

Schutzprofils für Smart Meter Gateways beim BSI einbringen<br />

und dort das Verständnis für die Bedürfnisse<br />

batteriebetriebener Messtechnik fördern.<br />

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) will<br />

sowohl mehr Wettbewerb wie auch sichere Infrastrukturen<br />

etablieren, erläutert Dennis Laupichler vom Bundesamt<br />

für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), das<br />

Bild 7. Speicherung. Quelle: Hager<br />

Bild 8. Architektur der Simulation. Quelle: Sikora, stzedn<br />

Bild 9. Sendepaket-Erfolgsrate. Quelle: stzden<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 805

FachberichtE Smart Metering<br />

Bild 10. Kernpunkte zum Schutzprofil. Quelle: BSI<br />

Bild 11. Smart Metering Struktur. Quelle: BSI<br />

Kontakt<br />

Bild 12. Einflussfaktoren im Smart Metering Markt. Quelle GÖRLITZ AG<br />

Die Open Metering System Specification (OMSS)<br />

steht in der jeweils aktuellen Fassung auf der<br />

Homepage der OMS‐Group zum download bereit,<br />

unter http://www.oms-group.org.<br />

Hier finden sich auch die Dokumente zum OMS<br />

Konformitätstest (OMS-CT), die Prüfszenarien für<br />

eine Zertifizierung der Produkte sowie ein entsprechendes<br />

Prüfwerkzeug.<br />

OMS-Group: info@oms-group.org<br />

Der Autor: h.baden@hbmconsult.de<br />

im Auftrag des BMWi 3 mit einem Schutzprofil (PP = Protection<br />

Profile) für das Smart Meter Gateway, einen<br />

technischen Sicherheitsstandard zur Verfügung stellen<br />

wird. Insbesondere sei sicher zu stellen, dass Zählersysteme<br />

nicht zu einem sogenannten Botnetz zusammengeschaltet<br />

werden können. Software-Bots sind Schadprogramme,<br />

die in vernetzen Systemen ungeschützte<br />

Ressourcen und Kommunikationskanäle für eigene<br />

Zwecke nutzen und damit ggf. auch die eigentlichen<br />

Funktionen blockieren.<br />

In einem transparenten, offenen Kommentierungsverfahren<br />

hat das BSI 1.200 Kommentare bearbeitet,<br />

bevor am 26. August 2011 eine abgestimmte Fassung<br />

des Schutzprofils veröffentlicht wurde (siehe Bild 11).<br />

Parallel dazu werden technische Anwendungsrichtlinien<br />

(TR) erarbeitet.<br />

3<br />

Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie<br />

Das Schutzprofil macht bewusst keine Vorgaben für<br />

die physikalischen Ausprägungen des Smart Meter<br />

Gateways. Dennoch wurden mögliche Ausprägungen<br />

verschiedener Lösungen beispielhaft beschrieben.<br />

Unterschieden wird zwischen verschiedenen Daten und<br />

Datenperspektiven, <strong>ins</strong>besondere im Hinblick auf die<br />

Abrechungsrelevanz.<br />

Unter den Zielen für Datensparsamkeit und Sicherheit<br />

ermöglicht das PP eine dezentrale Tariffierung im<br />

Gateway. Dadurch wird das Ausforschungspotenzial<br />

h<strong>ins</strong>ichtlich der Lebensgewohnheiten von Verbrauchern<br />

erheblich gemindert, da detaillierte Nutzungsprofile<br />

das Haus nicht verlassen müssen.<br />

Das Schutzprofil wurde auf Basis der international<br />

abgestimmten Common Criteria aufgestellt. Dies<br />

ermöglicht eine entsprechende Anerkennung über<br />

Deutschland hinaus und soll in die internationale Normung<br />

überführt werden.<br />

Oktober 2012<br />

806 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Smart Metering<br />

Fachberichte<br />

Vollmer betont, dass das PP keine Spartenabgrenzung<br />

vornimmt, auch wenn das EnWG 4 nur Strom und<br />

<strong>Gas</strong> benennt. Daten aus Wärmemengen- und Wasserzählern<br />

werden demnach als genauso schutzbedürftig<br />

eingestuft.<br />

Bei Mehrkundennutzung eines Gateways sind ggf.<br />

mehrere HAN 5 -Schnittstellen erforderlich. Das PP definiert<br />

die Rolle eines Gateway-Administrators, der die<br />

entsprechenden Benutzerprofile einrichtet und pflegt.<br />

8. Normungsaktivitäten im Bereich<br />

Smart Metering<br />

Einen Konflikt zwischen den Anforderungen des BSI PP<br />

und der MID 6 sieht Ralf Hoffmann, Vorstand der Görlitz<br />

AG. Im BSI werden bislang zwei Kategorien diskutiert, in<br />

der Praxis sei jedoch mit fünf Kategorien zu rechnen.<br />

Und auch die Zählerwartung sei noch nicht hinreichend<br />

berücksichtigt.<br />

Die Herausforderung 2020 bestehe darin, die künftig<br />

dynamisch organisierten Lastflüsse technisch transpa-<br />

rent und damit kaufmännisch beherrschbar zu machen.<br />

Der <strong>Netz</strong>betrieb werde massiv teurer werden. Die Auswirkungen<br />

seien erst ansatzweise erkennbar. Auch eine<br />

Kosten-Nutzenanalyse könne heute nicht mehr als eine<br />

Prognose sein, ist Hoffmann überzeugt.<br />

Das Metering wird dafür sorgen müssen, dass die<br />

Energie künftig verursachergerecht und punktuell<br />

abgerechnet werden kann, nicht wie bisher in breiter<br />

Streuung.<br />

Im europäischen Normungsprozess für Smart Metering<br />

sei OMS absolut kompatibel zu dem Architekturkonzept<br />

des Mandates M/441, sagt Hoffmann als Vorsitzender<br />

der Arbeitsgruppe Kommunikation der SMCG 7 .<br />

Der BSI PP-Prozess sollte mit M/441 synchronisiert<br />

werden, denn die regulatorischen Vorgaben starten<br />

heute in Europa. Für die Funktion der Zähler ist die MID<br />

maßgeblich. Deutschland darf hier keine Vorgaben aufstellen,<br />

die nicht MID-konform sind. Deshalb können<br />

weitergehende Funktionen nur im Gateway abgebildet<br />

werden.<br />

4<br />

Energiewirtschaftsgesetz<br />

5<br />

Home Area Network<br />

6<br />

MID – Metering Instruments Direktive; europäische Messgeräterichtlinie<br />

7<br />

Smart Metering Coordination Group<br />

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FachberichtE Smart Metering<br />

9. Zertifizierung für OMS-Zähler<br />

Die DVGW CERT GmbH wurde im ersten Schritt ermächtigt,<br />

das OMS Logo für zertifizierte OMS Geräte zu vergeben.<br />

Sobald die Prüfprozeduren stabil funktionieren, so<br />

dass die Interoperabilität der Produkte garantiert werden<br />

kann, auch wenn sie von unterschiedlichen Stellen<br />

zertifiziert wurden, werden weitere Zertifizierungsstellen<br />

folgen.<br />

Der DVGW 8 steht für hohe technische Kompetenz<br />

und Neutralität in Regelsetzung und Sicherheit. DVGW<br />

CERT ist die akkreditierte Zertifizierungsstelle, die eng<br />

mit dem Prüflabor für Verbrennungstechnik der DVGW-<br />

Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut (ebi) des<br />

Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) zusammen<br />

arbeitet.<br />

Das DVGW-Regelwerk kommt einer gesetzlichen<br />

Vorgabe für Haus<strong>ins</strong>tallationen gleich. Der DVGW ist<br />

Branchenzertifizierer mit Erfahrung in der europäischen<br />

und nationalen Normung. Die Hersteller stehen durch<br />

die figawa 9 in engem Kontakt mit dem DVGW.<br />

Der Compliance Test (CT) wird zunächst für unidirektionale<br />

Zähler erarbeitet. Erste Drittzertifizierungen sind<br />

auf Basis der vorläufigen Prüfgrundlage möglich. Insbesondere<br />

geht es um die Verifikation von wM-Bus-Zählern<br />

im Bezug auf das Datenprotokoll, die Verschlüsselung<br />

und Signatur.<br />

10. Offene Fragen<br />

Offen sind rechtliche Fragen, die stark vom PP beeinflusst<br />

sein dürften. Wer haftet zum Beispiel bezüglich<br />

der WiM 10 -Vorgaben bei Ausfall des Gateway, für die<br />

Einhaltung der Eichzyklen usw.<br />

Datenschutzanwälte erachten Steuerungsdaten als<br />

viel schutzwürdiger als Abrechnungsdaten. Bislang ist<br />

ungeklärt, wie im Smart Grid zwischen Echtzeitdaten<br />

und Abrechnungsdaten unterschieden werden kann.<br />

Allerdings darf stark bezweifelt werden, dass eine Echtzeitübertragung<br />

einzelner Haushaltsdaten überhaupt<br />

sinnvoll ist, da die Zählerdaten viel zu spät kämen, um<br />

für die Steuerung des Stromnetzes nützlich zu sein.<br />

Damit sinkt auch ihr Gefahrenpotenzial. Auch hierzu<br />

wird die erwartete Rechtsverordnung Klarheit schaffen<br />

müssen. Ggf. sind die WiM-Prozesse anzupassen.<br />

Die Haftungsfrage stellt sich auch im Hinblick auf die<br />

Administration der Gateways. Wie kann ein Administra-<br />

8<br />

Deutscher Verein des <strong>Gas</strong> und Wasserfaches e.V.<br />

9<br />

Bundesvereinigung der Firmen im <strong>Gas</strong> und Wasserfach<br />

10<br />

WiM – Festlegungen der B<strong>Netz</strong>A für Wechselprozesse im<br />

Messwesen<br />

tor für Parteien agieren, zu denen er ggf. in keiner vertraglichen<br />

Beziehung steht? Wer ist haftbar und übernimmt<br />

hier die Verantwortung für den zeitlichen und<br />

inhaltlichen Prozess? Brauchen wir neben der von OMS<br />

geschaffenen technischen Kommunikationsarchitektur<br />

auch eine juristische System- und Marktarchitektur?<br />

Letzteres wird von Vielen für nötig erachtet, um einen<br />

freien Markt herzustellen und ein Chaos zu vermeiden.<br />

Zunehmend wird erkennbar, dass ein Gateway deutlich<br />

mehr Zähler und Daten bedienen wird, als bisher<br />

aus reiner Abrechnungssicht berücksichtigt. Wer wird<br />

für die Datenhoheit und Sicherheit zuständig sein?<br />

Die Beschreibung der Prozessmodelle wird immer<br />

wichtiger! Szenarien sind genau zu definieren inkl.<br />

anzunehmender Worst Cases, ist Prof. Dr.-Ing. Axel Sikora<br />

von der Hochschule Offenburg überzeugt. Dieses politisch<br />

hochgradig interessante Thema wird tiefgreifende<br />

Regulierungen erfordern, die mit den angekündigten<br />

technischen Richtlinien und Regierungsverordnungen<br />

noch nicht abgedeckt sind.<br />

Schnittstellen müssen festgelegt und für die jeweiligen<br />

Prozesse verordnet werden, ist Dr. von Pattay überzeugt,<br />

der e<strong>ins</strong>t zum Thema Marktversagen bei der<br />

Marktentwicklung vernetzter Systeme promovierte.<br />

Bisher ist die Verantwortung für das Gateway noch<br />

nicht definiert. Dies soll in der neuen MessZV 11 beschrieben<br />

werden und könnte künftig wieder zur Aufgabe der<br />

Stromnetzbetreiber werden. Wegen der Bedeutung von<br />

<strong>Gas</strong> und Wärme für den Energiehaushalt wäre damit<br />

eine Ausdehnung der Dienstleistung der Stromversorger<br />

auf andere Energiearten verbunden. Kein Wunder,<br />

dass sich die Deutsche Telekom mit ihrer IT- und TK-<br />

Kompetenz sowie ihrer Tradition, Daten Dritter verlässlich<br />

zu transportieren, <strong>ins</strong> Spiel bringt.<br />

11<br />

Messzugangsverordnung<br />

Autor<br />

Hartmut Baden<br />

HBM management services |<br />

Höhr-Grenzhausen |<br />

Tel.: +49 2624 948 751 |<br />

E-Mail: h.baden@hbmconsult.de<br />

Oktober 2012<br />

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Im profil<br />

<strong>Biogas</strong>rat+ e.V. – dezentrale Energien<br />

Im Profil<br />

In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen<br />

im Bereich der <strong>Gas</strong>versorgung, <strong>Gas</strong>verwendung und <strong>Gas</strong>wirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich<br />

<strong>Biogas</strong>rat+ e.V. – dezentrale energien im Profil.<br />

Folge 13:<br />

<strong>Biogas</strong>rat+ e.V. – dezentrale energien<br />

Verband der Energiewende<br />

Mitgliederstruktur<br />

Über den <strong>Biogas</strong>rat<br />

Der <strong>Biogas</strong>rat+ ist der Verband für<br />

dezentrale Energieversorgung und<br />

setzt auf die Potenziale von <strong>Gas</strong>anwendungen<br />

bei der Integration von<br />

erneuerbaren Energien in das System<br />

der Energieversorgung. Er vertritt<br />

eine große und zunehmende Zahl<br />

führender Unternehmen der gesamten<br />

<strong>Biogas</strong>branche und der dezentralen<br />

Energieversorgung. Dazu zählen<br />

Akteure der Ver- und Entsorgungswirtschaft,<br />

Energieerzeuger, Anlagenhersteller,<br />

<strong>Netz</strong>betreiber, Rohstofflieferanten,<br />

Contracting-Anbieter, KWK-<br />

Betreiber, Gutachter, Unternehmen<br />

aus dem Bereich der Effizienzsteigerung<br />

und Prozessoptimierung so -<br />

wie Vorreiter aus der Power-to-<strong>Gas</strong><br />

Branche. Die Mitgliedsunternehmen<br />

decken mit ihren Produkten und<br />

Dienstleistungen das gesamte Spektrum<br />

der Energieversorgung ab und<br />

übernehmen eine führende Rolle in<br />

allen Märkten für erneuerbare Energien<br />

– Strom, Wärme und Kraftstoff.<br />

Aufgaben und Ziele<br />

Marktnähe, Kosteneffizienz, Europäisierung<br />

und Systemintegration –<br />

das sind die Schlagworte unter<br />

denen der <strong>Biogas</strong>rat+ e.V. seit 2009<br />

die Interessen der Marktteilnehmer<br />

der dezentralen Energieversorgung<br />

bündelt und diese erfolgreich<br />

gegenüber Politik und Öffentlichkeit<br />

kommuniziert. Anfänglich<br />

fokussiert auf den Bereich <strong>Biogas</strong>/<br />

Biomethan entlang der gesamten<br />

Wertschöpfungskette, seit Sommer<br />

2012 den gesamten Bereich der<br />

nachhaltigen dezentralen Energieversorgung<br />

umfassend. Die Verbandsarbeit<br />

ist immer von dem<br />

Gedanken geleitet, dass die Energiewende<br />

nur dann eine Chance<br />

hat, wenn es gelingt, sie von einem<br />

ökologischen Traum in wirtschaftliche<br />

Realität zu übersetzen. Dabei ist<br />

der <strong>Biogas</strong>rat+ in den vergangenen<br />

Jahren zu einem zentralen Player<br />

der Energiewende avanciert.<br />

In zahlreichen, geme<strong>ins</strong>am mit<br />

führenden wissenschaftlichen Instituten,<br />

durchgeführten Studien, im<br />

Rahmen von Fachveranstaltungen<br />

mit Branchenexperten, aber auch<br />

in persönlichen Gesprächen mit<br />

Entscheidungsträgern aus Wirtschaft,<br />

Gesellschaft und Politik hat<br />

der Verband in den vergangenen<br />

Jahren Konzepte für den marktnahen<br />

Ausbau der erneuerbaren Energien<br />

erarbeitet. Diese können einen<br />

wichtigen Beitrag leisten die Energiewende<br />

in Deutschland zu realisieren,<br />

ohne dabei den Wirtschaftsstandort<br />

zu gefährden. Auch die<br />

strategische Neuausrichtung des<br />

Verbandes im Sommer 2012 trägt<br />

der steigenden Komplexität sowie<br />

den wachsenden Herausforderungen<br />

im Zuge der fundamentalen<br />

Umgestaltung der energetischen<br />

Versorgung Rechnung. Zentral<br />

dabei ist aus Sicht des <strong>Biogas</strong>rat+<br />

die stärkere Berücksichtigung von<br />

innovativen und dezentralen Lösungen,<br />

die dazu beitragen, die Volatilität<br />

von Wind und Photovoltaik in<br />

das Gesamtsystem zu integrieren<br />

und dabei die vorhandene Infrastruktur<br />

bestmöglich zu nutzen –<br />

bei geringen Kosten. Die Energieträger<br />

<strong>Biogas</strong>/Biomethan können mit<br />

Blick auf die Systemintegration eine<br />

entscheidende Rolle spielen. Hier<br />

kommt es künftig verstärkt darauf<br />

an, Instrumente zu entwickeln, die<br />

die Potenziale von <strong>Biogas</strong>/Biomethan<br />

bei der Systemintegration<br />

heben. Zudem ist der Ausbau und<br />

E<strong>ins</strong>atz innovativer KWK-Technologien<br />

für die Energieversorgung der<br />

Zukunft unverzichtbar. Der hohe<br />

Wirkungsgrad durch die Nutzung<br />

von Strom und Wärme sowie die<br />

dezentrale und bedarfsgerechte<br />

Erzeugung, machen die Kraft-<br />

Wärme-Kopplung, ganz besonders<br />

Oktober 2012<br />

810 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

<strong>Biogas</strong>rat+ e.V. – dezentrale Energien<br />

Im Profil<br />

in der Kombination mit Biomethan<br />

und den damit verbundenen ökologischen<br />

Vorzügen, zu einem zentralen<br />

Element der Energiewende. Als<br />

Systemlösung der Zukunft gilt auch<br />

Power-to-<strong>Gas</strong>, bei der überschüssige<br />

Energie im <strong>Erdgas</strong>netz flexibel<br />

gespeichert und verteilt werden<br />

kann.<br />

Aktivitäten und Projekte<br />

Als Interessenvertreter für die<br />

Akteure der dezentralen Energieversorgung<br />

setzt sich der Verband für<br />

die Optimierung der rechtlichen<br />

Rahmenbedingungen ein, indem<br />

ein Bewusstsein für die Anforderungen<br />

der Energiewende bei den politischen<br />

Entscheidungsträgern und<br />

in der Öffentlichkeit geschaffen<br />

wird. Im Fokus steht dabei:<br />

1. die Vorzüge von <strong>Biogas</strong>/Biomethan<br />

gegenüber Politik und<br />

Öffentlichkeit zu kommunizieren,<br />

2. nationale Gesetze für die Erzeugung<br />

von Energie aus erneuerbaren<br />

Quellen, <strong>ins</strong>besondere des<br />

EEG und des EEWärmeG, marktnah<br />

zu gestalten,<br />

3. den Ausbau der nachhaltigen<br />

Energieversorgung im Sinne<br />

eines effizienten Ressourcenmanagements<br />

über die nationalen<br />

Grenzen hinaus in einen internationalen<br />

Prozess zu übersetzen.<br />

<strong>Biogas</strong> kann alles –<br />

auch Energiewende<br />

Ein zentraler Gesichtspunkt der Verbandsarbeit<br />

ist die Darstellung und<br />

Kommunikation der großen Potenziale<br />

von <strong>Biogas</strong>/Biomethan. <strong>Biogas</strong><br />

ist als einziger erneuerbarer Energieträger<br />

speicherbar, grundlastfähig<br />

und in allen drei Nutzungspfaden<br />

(Strom, Wärme und Kraftstoffe)<br />

e<strong>ins</strong>etzbar. Die Diversität bei den<br />

E<strong>ins</strong>atzstoffen zur Erzeugung von<br />

<strong>Biogas</strong> bietet viele Möglichkeiten,<br />

vorhandene Rohstoffe optimal zu<br />

nutzen oder bestehende Prozesse<br />

zu optimieren. So können Reststoffe<br />

energetisch effizient genutzt und<br />

durch die Vergärung von Gülle und<br />

die Gärrestaufbereitung THG-Emissionen<br />

und Bodenbelastungen<br />

Themen des <strong>Biogas</strong>rat+ e. V.<br />

deutlich reduziert werden. Auch auf<br />

der Nutzungsseite ist <strong>Biogas</strong> flexibel.<br />

Von der Verstromung über die<br />

E<strong>ins</strong>peisung bis hin zum E<strong>ins</strong>atz im<br />

Kraftstoffsektor ist alles denkbar<br />

und auch ökologisch sinnvoll. In der<br />

Summe ergibt sich daraus eine<br />

Vielzahl von unterschiedlichen<br />

Geschäftsmodellen, die langfristig<br />

zu einer Modernisierung der Energieversorgung<br />

führen können und<br />

im Ergebnis die Umwelt schonen.<br />

EEG 2.0 – seit 2009 für<br />

Marktnähe und Effizienz<br />

2011 hat der <strong>Biogas</strong>rat+ mit seiner<br />

Studie zur „Optimierung der marktnahen<br />

Förderung von <strong>Biogas</strong>/Biomethan<br />

unter besonderer Berücksichtigung<br />

der Umwelt- und Klimabilanz,<br />

Wirtschaftlichkeit und<br />

Verfügbarkeit“ einen Entwurf für die<br />

marktnahe Ausgestaltung der Fördermechanismen<br />

vorgelegt, der seiner<br />

Zeit in vielerlei H<strong>ins</strong>icht voraus<br />

war. Seit 2011 wird der auf die<br />

Novelle des EEG ausgelegte Ansatz<br />

stetig weiterentwickelt, optimiert<br />

und auf andere Bereiche wie das<br />

EEWärmeG oder das KWK-G übertragen.<br />

Die Öffnung des Verbandes<br />

hin zu allen Branchenteilnehmern<br />

der nachhaltigen und dezentralen<br />

Energieversorgung ist dabei ein<br />

weiterer und konsequenter Schritt<br />

und trägt der Erfahrungen der Verbandsarbeit<br />

Rechnung.<br />

Der Ansatz des <strong>Biogas</strong>rat+ e. V.,<br />

die Nutzung wie auch die Förderung<br />

von erneuerbaren Energien<br />

strikt an THG-Bilanz und Kosteneffizienz<br />

auszurichten, gewinnt heute<br />

zunehmend an Bedeutung. Unter<br />

dem wachsenden Druck der steigenden<br />

EEG-Umlage auf die politischen<br />

Entscheidungsträger und<br />

den damit verbunden ökonomischen<br />

und sozialen Problemen, werden<br />

die Stimmen nach mehr Markt<br />

bei der Energiewende lauter und<br />

eine Komplettrevision der Förderstruktur<br />

immer wahrscheinlicher.<br />

Vor diesem Hintergrund hat der <strong>Biogas</strong>rat+<br />

e.V. ein detailliertes Programm<br />

zur Optimierung der rechtlichen<br />

Rahmenbedingungen vorgelegt,<br />

das auf die kosteneffiziente<br />

Gestaltung der Energiewende ausgerichtet<br />

ist:<br />

1. Entwicklung einer Roadmap für<br />

die Erreichung der Marktfähigkeit<br />

erneuerbarer Energien mit<br />

Sofortmaßnahmen, mittelfristigen<br />

und längerfristigen Maßnahmen<br />

2. Verzahnung der Anwendungsmärkte<br />

Strom-, Wärme- und<br />

Kraftstoff (Markt- und Systemintegration)<br />

3. Bewertung der Kosteneffizienz<br />

verschiedener Erneuerbarer<br />

durch Vollkostenanalyse, die<br />

neben den Erzeugungskosten<br />

auch die mittel- und unmittelba-<br />

<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 811

Im profil<br />

<strong>Biogas</strong>rat+ e.V. – dezentrale Energien<br />

ren Nebenkosten abbildet (z. B.<br />

<strong>Netz</strong>ausbau, Kapazitätskraftwerke,<br />

Speicher)<br />

4. Systemfrage EEG vs. Quotensystem:<br />

Einführung Quotensystem<br />

für Strom zu spät und kontraproduktiv,<br />

da lange Zeit zwei Fördersysteme<br />

nebeneinander<br />

bestehen würden.<br />

Energiewende entgrenzen –<br />

Europa, Russland und mehr<br />

Sonne, Wasser und Wind aber auch<br />

Biomasse halten nicht an nationalen<br />

Grenzen. Die jeweiligen Energieund<br />

Rohstoffpotenziale liegen aber,<br />

auch was Bodenbeschaffenheit,<br />

Fruchtbarkeit, Verfügbarkeit und<br />

klimatische Bedingungen angeht, je<br />

nach Standort weit auseinander.<br />

Aus diesem Grund muss jeder<br />

Akteur, der auf Energie aus erneuerbaren<br />

Quellen setzt und dabei effizient<br />

sein will, den Blick über die regionalen<br />

Grenzen hinaus richten und<br />

nicht nur den Markt für Energie,<br />

sondern auch die Energieversorgung<br />

im Ganzen als internationalen<br />

Prozess begreifen.<br />

Denn nicht nur der Handel von<br />

Erzeugnissen aus erneuerbaren<br />

Quellen sondern auch der Austausch<br />

von effizienten Technologien<br />

und Know-How sowie die Unterstützung<br />

bei der Umsetzung innovativer<br />

Geschäftsmodelle aber auch<br />

die Entwicklung gesamtwirtschaftlicher<br />

Strategien zur Integration von<br />

erneuerbaren Energien in das Versorgungssystem<br />

spielen eine wichtige<br />

Rolle. Letztlich geht es dabei<br />

auch um die aktive Begleitung und<br />

Unterstützung der jeweiligen Branchenteilnehmer<br />

bei der Umsetzung<br />

und Kommunikation von marktnahen<br />

Rahmenbedingungen – national,<br />

bilateral und international.<br />

(1) Handelbarkeit von Biomethan:<br />

Im Rahmen verschiedener Projekte<br />

geme<strong>ins</strong>am mit starken Partnern<br />

wie der Deutschen-Energie-Agentur<br />

(dena) arbeitet der <strong>Biogas</strong>rat+<br />

daran, zuverlässige Regelungen für<br />

einen wechselseitigen Austausch<br />

von Biomethan in Europa zu schaffen.<br />

Das erklärte Ziel des Projekts ist<br />

es, eine europäische Registerplattform<br />

für Biomethan zu schaffen und<br />

damit den grenzüberschreitenden<br />

Handel von in das <strong>Erdgas</strong>netz eingespeistem<br />

<strong>Biogas</strong> durch die wechselseitige<br />

Anerkennung von Herkunfts-<br />

und E<strong>ins</strong>peisezertifikaten in<br />

Europa zu ermöglichen. Dadurch<br />

wird nicht nur der Markt stimuliert,<br />

es wird auch der Grundstein gelegt,<br />

um Über- bzw. Unterangebote für<br />

Biomethan länderübergreifend auszugleichen<br />

und damit mehr Stabilität<br />

bei der Energieversorgung zu<br />

schaffen. An dem Projekt sind führende<br />

Unternehmen der Biomethanwirtschaft,<br />

aber auch alle<br />

wichtigen Registerplattformen für<br />

Biomethan in Europa beteiligt.<br />

(2) Aufbau eines starken <strong>Netz</strong>werkes<br />

von Verbänden der dezentralen Energieversorgung<br />

in Europa und darüber<br />

hinaus:<br />

Ziel dieser Kooperationen ist es,<br />

sich im engen Kontakt und durch<br />

den stetigen Informationsaustausch<br />

über die Entwicklung der Branche<br />

gegenseitig bei der Verbandsarbeit<br />

zu unterstützen, um geme<strong>ins</strong>am die<br />

nachhaltige dezentrale Energieversorgung<br />

voranzubringen. Seit<br />

Anfang des Jahres 2012 ist der <strong>Biogas</strong>rat+<br />

e. V. Schwesterverband der<br />

Nationalen Vereinigung für Bioenergie,<br />

erneuerbare Energien und Ökologie<br />

Russland (NSBE) und arbeitet<br />

mit ihm geme<strong>ins</strong>am aktiv daran, die<br />

Beziehungen zwischen den führenden<br />

Branchenvertretern aus Russland<br />

und Deutschland herzustellen<br />

und zu festigen, um den Grundstein<br />

für einen regen wechselseitigen<br />

Austausch zu legen. Im Rahmen der<br />

Zusammenarbeit werden in regelmäßigen<br />

Abständen Fachveranstaltungen<br />

durchgeführt und im Zuge<br />

von Workshops die aktuellen Branchenthemen<br />

präsentiert und diskutiert.<br />

Ein wichtiger Punkt dabei ist<br />

die wechselseitige Unterstützung<br />

bei der Entwicklung rechtlicher<br />

Grundlagen, einerseits für die Förderung<br />

einer auf Effizienz und<br />

Marktnähe ausgerichteten Förderung<br />

der erneuerbaren Energien,<br />

andererseits für die langfristige Entwicklung<br />

eines wechselseitigen<br />

Handels von Energie aus erneuerbaren<br />

Quellen. Zusätzlich veranstaltet<br />

der <strong>Biogas</strong>rat+ e. V. in regelmäßigen<br />

Abständen Investorenreisen, um<br />

die verantwortlichen Akteure miteinander<br />

in Kontakt zu bringen und<br />

die Grundlage für langfristige<br />

Geschäftsbeziehungen zu legen.<br />

Vor diesem Hintergrund ist der<br />

<strong>Biogas</strong>rat+ e. V. neben Russland in<br />

engem Kontakt mit Verbänden aus<br />

der Ukraine, der Tschechischen<br />

Republik, Polen, Österreich, Italien,<br />

Frankreich, den Niederlanden und<br />

Großbritannien.<br />

Weiterführende<br />

Informationen<br />

Weitere Informationen zu den Aktivitäten<br />

des <strong>Biogas</strong>rat+ e. V. sowie<br />

den Möglichkeiten sich aktiv an der<br />

Gestaltung der Energiewende zu<br />

beteiligen erhält man auf der Website<br />

www.biogasrat.de oder telefonisch<br />

über die Geschäftsstelle.<br />

Autoren:<br />

Marco Neher,<br />

Janet Hochi,<br />

Nantje Gloy<br />

Kontakt:<br />

<strong>Biogas</strong>rat+ e. V.,<br />

Geschäftsstelle,<br />

Dorotheenstr. 35,<br />

10117 Berlin,<br />

E-Mail: geschaeftsstelle@biogasrat.de,<br />

www.biogasrat.de<br />

Oktober 2012<br />

812 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

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The Future of European <strong>Gas</strong><br />

The 6th Annual <strong>Gas</strong> Transport & Storage Summit is the conference and networking event for leading gas industry<br />

executives to discuss current and future storage and transportation projects and the latest technologies and trends<br />

impacting European security of supply.<br />

HOT TOPICS:<br />

• Determining the impact of the 3rd Directive<br />

• Infrastructure investment<br />

• Maximising storage capacity<br />

• Integrity management<br />

• The search for unconventional gas in Europe<br />

• News & advancements on key transport and<br />

storage project<br />

SPEAKERS INCLUDE:<br />

• Stephan Kamphues, CEO & Chairman of the Board,<br />

Open Grid Europe AND President, ENTSOG<br />

• Andreas Renner, Managing Director, WINGAS<br />

• Simon Wills, Managing Director, Centrica<br />

• Lev Freinkman, Senior Economist, BP<br />

• Jean-Marc Leroy, CEO, Storengy<br />

• Dr Dirk Bessau, Managing Director, GASPOOL<br />

Original<br />

“Good overview of the current state of the<br />

projects with interesting paricipants”<br />

- Head of Storage, RWE <strong>Gas</strong> Storage<br />

Just some of the attending organisations:<br />

Recreated logo<br />

Researched & produced by

AUS DER Praxis<br />

BCD-Ringe dichten Kolbenstangen effektiv ab<br />

In der Öl-, <strong>Gas</strong>- und Prozessindustrie sind Kolbenkompressoren unverzichtbar. Wenn sie ausfallen oder nicht<br />

die notwendige Leistung bringen, sind alle nachfolgenden Produktionsschritte beeinträchtigt. Ein häufiger<br />

Grund für die mangelnde Standfestigkeit von Kompressoren sind die gewählten Dichtungen. Insbesondere die<br />

Kolbenstangendichtung verursacht häufig Probleme. Abhilfe schafft die Einbindung eines speziellen Dichtrings,<br />

der exakt auf die Bedingungen an der Dichtstelle abgestimmt ist. Bei den BCD Ringen von HOERBIGER<br />

werden Emissionen von Leckage-<strong>Gas</strong>en deutlich verringert. Bei Neuanlagen sparen die deutlich schmaler bauenden<br />

Dichtelemente zudem kostbaren Platz im Kompressor ein.<br />

Kolbenkompressoren dienen der<br />

Verdichtung von <strong>Gas</strong>en. Immer<br />

öfter werden Kolbenverdichter un -<br />

geschmiert ausgeführt. Nicht selten<br />

ist dabei die Abdichtung der Kolbenstange<br />

eine Schwachstelle, die<br />

Bild 1. BCD-Ringsegmente – HOERBIGER Design für<br />

Druckausgleich und Dichteffizienz. Foto: HOERBIGER<br />

Über HOERBIGER<br />

Der HOERBIGER Konzern ist weltweit in führender<br />

Position in den Geschäftsfeldern der Kompressortechnik,<br />

Automatisierungstechnik und<br />

Antriebstechnik tätig. 6800 Mitarbeiter erzielten<br />

2011 einen Umsatz von rund 1 Mrd. €.<br />

Schwerpunkte der Geschäftstätigkeit sind<br />

Schlüsselkomponenten und Serviceleistungen für<br />

Kompressoren, Motoren und Turbomaschinen,<br />

Hydrauliksysteme und Piezotechnologie für den<br />

Fahrzeug- und Maschinenbau sowie Komponenten<br />

und Systeme zum Schalten und Kuppeln von<br />

Antriebssträngen verschiedenster Fahrzeugtypen.<br />

zu vergleichsweise kurzen Wartungsintervallen<br />

führt. Als Spezialist<br />

für Kolbenkompressoren bietet<br />

HOERBIGER eine Möglichkeit, mit<br />

vergleichsweise geringem Aufwand<br />

den Betrieb der Anlage sicherzustellen.<br />

Moderne, nach dem Finite Element<br />

Verfahren berechnete Dichtelemente,<br />

die so genannten BCD-<br />

Kolbenstangendichtungen,<br />

erhöhen die Anlagenverfügbarkeit<br />

deutlich, auch unter erschwerten<br />

Bedingungen.<br />

Kolbenkompressoren stellen<br />

Ansprüche<br />

Moderne Kolbenkompressoren sind<br />

robust und langlebig konstruiert<br />

und effizient ausgelegt. Je nach<br />

Ausführung und Umgebungsbedingungen<br />

gibt es jedoch Komponenten,<br />

die schneller verschleißen. Sie<br />

sind die „Hot Spots“ für die Wartung<br />

und verschlechtern die ökonomische<br />

Gesamtbilanz. Die Abdichtung<br />

der Kolbenstange ist eine dieser kritischen<br />

Stellen. Bis vor nicht allzu<br />

langer Zeit konnten die exakten<br />

thermophysikalischen Prozesse am<br />

Dichtring nicht bestimmt werden.<br />

Die Entwicklung der Dichtungen<br />

beruhte rein auf empirischen<br />

Er fahrungen, die oft nicht auf<br />

neue Anwendungsfälle übertragbar<br />

waren. HOERBIGER entwickelte ein<br />

mathematisches Modell, mit dem<br />

man für jeden Kompressortyp die<br />

<strong>Gas</strong>druck-Profile zwischen Dichtring<br />

und Stange – den „Fußabdruck“<br />

eines Ring-Designs – vorhersagen,<br />

den Durchschlag-Druck über die<br />

Packung sowie die Temperaturprofile<br />

an der Kolbenstange simulieren<br />

und so den genauen Druckverlauf,<br />

Flächenpressungen sowie die<br />

auftretende Reibwärme vorab am<br />

Computer berechnen kann. Auf<br />

Basis der durch Simulation gewonnenen<br />

neuen Erkenntnisse entwickelten<br />

die Spezialisten des Unternehmens<br />

einen montagefreundlichen,<br />

geteilten Dichtring. Seine<br />

spezielle Geometrie berücksichtigt<br />

alle Druckeinflüsse aus statischer<br />

und dynamischer Belastung. Intensive<br />

Tests im Prüfstand bestätigten<br />

die theoretischen Ergebnisse<br />

bezüglich Abdichtwirkung, Druckverteilung<br />

und Reibungsverhalten.<br />

Das spezielle Design der BCD-<br />

Ringe erhöht signifikant die Zuverlässigkeit<br />

und Dichteffizienz: Die<br />

vier Segmente unterteilen sich in<br />

Haupt- und Hutsegmente für jeweils<br />

unterschiedliche Aufgaben. Während<br />

die Hutsegmente die Abdichtung<br />

in axialer und radialer Richtung<br />

übernehmen, dichten die<br />

Hauptsegmente die Kolbenstange<br />

ab und bilden einen Spalt für die<br />

Verschleißkompensation. Das ausgeklügelte<br />

Design sorgt für den<br />

Druckausgleich und garantiert eine<br />

hohe Dichteffizienz über die<br />

gesamte Lebensdauer (Bild 1). Hersteller<br />

und Betreiber von Kolbenkompressoren<br />

konnten die Vorteile<br />

des BCD-Ring in Anwendungen und<br />

Tests bestätigen. So zeigen von<br />

Howden Thomassen Compression<br />

für die Komponentenauswahl in<br />

ihren Kompressoren durchgeführte,<br />

unabhängige Prüfreihen zu 70 %<br />

geringere Leckageraten gegenüber<br />

herkömmlichen Dichtlösungen. Im<br />

Gegensatz zu bisherigen Dichtungslösungen<br />

bleibt die Leckagerate<br />

mit steigendem Druck auf nied-<br />

Oktober 2012<br />

814 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

AUS DER Praxis<br />

rigstem Niveau, während die abzuführende<br />

Reibungswärme ebenfalls<br />

weit unter dem gewohnten Level<br />

liegt (Bild 2).<br />

Grundlegende Vorteile<br />

durch spezielle<br />

Eigenschaften<br />

Die spezifische Gestaltung des BCD-<br />

Rings bietet über den Druckausgleich<br />

und die Dichteffizienz hinaus<br />

grundlegende Vorteile. Durch die<br />

günstige Druckverteilung zwischen<br />

Ringen und Kolbenstange wird<br />

auch der Anpressdruck und damit<br />

Reibung und Wärmeentwicklung<br />

am Ring reduziert. Dies trägt zu<br />

deutlich geringen Verschleißraten<br />

und damit zu einer höheren Lebensdauer<br />

bei gleichbleibend hoher<br />

Dichteffizienz bei. Die Lebensdauer<br />

der neuen Dichtung ist etwa um<br />

den Faktor 2 höher als bisher. Probleme<br />

durch Überhitzen bei Betrieb<br />

<br />

Bild 2. Vergleich von konventionellen tangential/radial Dichtringen<br />

(blau) zu BCD-Dichtelementen mit verschiedenen Materialien (orange,<br />

grün): Die tangential/radialen Dichtringe zeigen eine erhöhte<br />

Undichtheit bei steigendem Druck, während die BCD-Ringleckage<br />

konstant niedrig bleibt. Foto: HOERBIGER<br />

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VERSORGUNGSSICHERHEIT<br />

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Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 815

AUS DER Praxis<br />

Bild 3. Die Leckagemessung zeigt Null Nm 3 /h<br />

(unterhalb des Messbereichs des bisher verwendeten<br />

Gerätes) – sogar im druckbeaufschlagten Stillstand<br />

des <strong>Erdgas</strong>verdichters. Foto: HOERBIGER<br />

ohne Last, häufigem Anfahren oder<br />

Leckagen im Stillstand sind ausgeschlossen.<br />

Die schmale Bauform des BCD-<br />

Rings erlaubt eine leichte Nachrüstung<br />

bestehender Anlagen. Durch<br />

die geteilte Form lässt sich der Ring<br />

ohne die aufwändige Demontage<br />

der Kolbenstange e<strong>ins</strong>etzen. Die<br />

spezielle Gestaltung macht eine bei<br />

geteilten Ringen bisher übliche Verdrehsicherung<br />

überflüssig. Zusammen<br />

mit der geringeren <strong>Gas</strong>leckage<br />

im Betrieb und während druckbeaufschlagter<br />

Stillstandszeiten verbessert<br />

sich die Umweltbilanz des<br />

Kompressors wesentlich.<br />

Häufigste Ausfallursache:<br />

Ventil- und<br />

Packungsprobleme<br />

Betrachtet man die Ursache für den<br />

Ausfall von Kolbenkompressoren im<br />

Feld, so stellt man fest: Rund 70 %<br />

aller Ausfälle beruhen auf nur acht<br />

Ursachen: An der Spitze mit über<br />

35 % steht Ventilversagen. Schon an<br />

zweiter Stelle kommen Packungsprobleme<br />

mit etwa 18 % aller Ausfälle.<br />

Alle übrigen Ursachen tragen<br />

nur noch zu höchstens 8 % zur Ausfallrate<br />

bei. Die Statistik zeigt: Schon<br />

durch den Austausch der Packungsringe<br />

gegen die robusten, speziell<br />

auf die jeweiligen Bedingungen<br />

ausgelegten BCD-Ringe lässt sich<br />

die Ausfallrate enorm senken. Das<br />

bestätigen auch die Betriebsdaten<br />

bereits umgerüsteter Kolbenkompressoren.<br />

Immer mehr <strong>Erdgas</strong>verdichter<br />

werden ungeschmiert ausgeführt.<br />

Bei herkömmlichen Lösungen führt<br />

dies zu höherem Verschleiß. HOER-<br />

BIGER konnte in der Praxis mehrfach<br />

belegen, dass nach dem<br />

Austausch der Ventile und Dichtpackungen<br />

durch moderne Kom -<br />

ponenten die Lebensdauer und<br />

Zuverlässigkeit der Anlage deutlich<br />

stiegen:<br />

Bei einer <strong>Erdgas</strong>verdichterstation<br />

versagten in den ungeschmierten<br />

ersten und zweiten Verdichterstufen<br />

die Packungselemente regelmäßig<br />

nach 2000 Stunden. Durch<br />

den E<strong>ins</strong>atz einer stufenlosen Regelung<br />

über HydroCOM und den Austausch<br />

der Packungen gegen BCD-<br />

Ringe sind nun Standzeiten von<br />

über 12 000 Stunden ohne Leckage<br />

möglich. Das spart nicht nur Wartungskosten,<br />

sondern reduziert<br />

auch die Emissionen an klimaschädlichem<br />

Methan drastisch (Bild 3).<br />

Hohe Standzeiten auch in<br />

der Prozessgasindustrie<br />

Auch in der Prozessgasindustrie bietet<br />

das moderne Ringdesign Vorteile.<br />

So konnten in einer Raffinerie<br />

die Betriebszeiten des Wasserstoffkompressors<br />

drastisch verbessert<br />

werden. Wasserstoff mit Spuren von<br />

Methan wird zweistufig auf 66 bar<br />

verdichtet, die Temperaturen liegen<br />

bei ca 100 °C. Die bisherigen wassergekühlten<br />

Dichtungen liefen ungeschmiert<br />

bei ca 2,6 m/s Kolbenstangengeschwindigkeit.<br />

Die BCD-Ringe<br />

wurden in das bestehende, gekühlte<br />

Packungsgehäuse eingepasst. Das<br />

Material der Ringe ist auf die besonderen<br />

Anforderungen für knochentrockene<br />

Bedingungen abgestimmt.<br />

Im kontinuierlichen Betrieb<br />

konnte so die Standzeit mit den<br />

neuen Dichtringen auf über 22 000<br />

Stunden (ca. 2,5 Jahre) erhöht werden.<br />

Das erlaubte die turnusmäßige<br />

Wartung des Kompressors zu verlängern<br />

und so mit anderen Anlagenkomponenten<br />

abzustimmen,<br />

dass die Betriebskosten der gesamten<br />

Anlage sanken.<br />

Die neuen Dichtringe sind durch<br />

die mathematische Berechnung der<br />

tatsächlichen Einflüsse vor Ort optimal<br />

auf die Bedingungen im Kompressor<br />

abgestimmt. Trotz schmalerer,<br />

geteilter Bauform sind die Dichtwirkung<br />

und die Lebensdauer auf<br />

sehr hohem Niveau, die Temperatur<br />

der Kolbenstange ist deutlich geringer.<br />

Als leicht nachrüstbare Komponente<br />

eignet sich der BCD-Ring<br />

daher für alle Anwendungen, bei<br />

denen die Abdichtung der Kolbenstange<br />

bisher ein kurzes Wartungsintervall<br />

erfordert.<br />

Autor:<br />

Dipl. Chem. Andreas Zeiff<br />

Kontakt:<br />

HOERBIGER Kompressortechnik<br />

Holding GmbH,<br />

E-Mail: info-hkth@hoerbiger.com,<br />

www.hoerbiger.com<br />

Oktober 2012<br />

816 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

AUS DER Praxis<br />

„Milanofiori Nord“<br />

Brennwerttechnik für Wohnhäuser, Geschäfte und Freizeiteinrichtungen<br />

Nahe der italienischen Metropole Mailand wurde eines der größten multifunktionalen Urbanisierungsprojekte<br />

in ganz Europa abgeschlossen. Der Gebäudekomplex Milanofiori Nord erstreckt sich über eine Gesamtfläche<br />

von 360 000 m 2 , von denen fast 220 000 bebaut sind. Drei Niederdruck-Heißwassererzeuger Vitomax 200-LW<br />

mit nachgeschaltetem Vitotrans 300 Abgas-/Wasser-Wärmetauscher von Viessmann erzeugen die Wärme für<br />

die riesige Anlage.<br />

Mit Milanofiori Nord wurde repräsentativer<br />

Büroraum geschaffen,<br />

der in und um Mailand dringend<br />

benötigt worden war. Doch das<br />

vom Architekturbüro Erick van<br />

Egeraat Associated Architects in<br />

Rotterdam entworfene Ensemble<br />

um fasst nicht nur Gebäude für<br />

den Dienstleistungssektor, sondern<br />

auch Wohnhäuser, Geschäftsmeilen<br />

und Freizeiteinrichtungen.<br />

Gute verkehrstechnische<br />

Anbindung<br />

Als Standort wurde ein freies<br />

Gelände zwischen den Gemeinden<br />

Assago und Rozzano gewählt. Das<br />

Stadtzentrum von Mailand ist nur<br />

wenige Kilometer entfernt und<br />

sowohl mit öffentlichen Verkehrsmitteln<br />

als auch – dank eigener<br />

Autobahnauffahrt – mit dem PKW<br />

schnell erreichbar.<br />

Im Einklang mit der Natur<br />

Auf eine höchstmögliche Umweltverträglichkeit<br />

bei der Energieversorgung<br />

wurde ebenso großer Wert<br />

gelegt, wie darauf, dass sich die<br />

Architektur harmonisch an die<br />

umgebende Landschaft anpasst. So<br />

blieben die auf dem Gelände<br />

befindlichen Waldflächen bewahrt,<br />

was sich positiv auf die Artenvielfalt<br />

von Flora und Fauna auswirkt.<br />

Kurze Amortisationszeit<br />

durch Vitotrans<br />

Wärmetauscher<br />

Die gesamte Anlage wird mit Viessmann<br />

Technik beheizt. Die drei mit<br />

Bild 1. Der gesamte Komplex erstreckt sich über eine Fläche von 360 000 m 2 .<br />

<strong>Gas</strong> betriebenen Vitomax 200-LW Kontakt:<br />

erzeugen hocheffizient Wärme, die<br />

an das interne Nahwärmenetz<br />

abgegeben wird.<br />

Den Heißwassererzeugern nachgeschaltete<br />

Abgas-/Wasser-Wärmetauscher<br />

ermöglichen die Brennwertnutzung<br />

und sorgen für einen<br />

hohen Wirkungsgrad. Außerdem<br />

steigern sie die Leistung der einzelnen<br />

Kessel – mehr als 400 kW der<br />

6600 kW werden durch sie bereitgestellt.<br />

Die Investition amortisiert<br />

sich innerhalb von nur zwei Jahren.<br />

Anlagendaten<br />

""<br />

3 Vitomax 200-LW Niederdruck-<br />

Heißwassererzeuger<br />

Leistung: 6200 kW je Kessel<br />

""<br />

3 Vitotrans 300 Abgas-/ Wasser-<br />

Wärmetauscher<br />

Leistung: 400 kW je Wärmetauscher<br />

""<br />

beheizte Fläche: 200 000 m 2<br />

Viessmann Werke,<br />

Tel. (0 64 52) 70 25 33,<br />

E-Mail: info-pr@viessmann.de<br />

www.viessmann.de<br />

Bild 2. Erzeugen die Wärme für Milanofiori Nord:<br />

Drei Niederdruck-Heißwassererzeuger Vitomax<br />

200-LW mit nachgeschaltetem Vitotrans<br />

300 Abgas-/Wasser-Wärmetauscher von Viessmann.<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 817

AUS DER Praxis<br />

<strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage mit neuer DWA Technik<br />

besteht erfolgreich im Dauerlauf<br />

ETW Energietechnik<br />

Bild 1. Nach einem halben Jahr Dauerbetrieb der ersten <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage<br />

blickt die ETW Energietechnik auf den gelungenen<br />

Produktstart ihrer neuen Aufbereitungstechnik zurück.<br />

Etwa 30 km südlich von Ulm wird<br />

am Standort Laupheim seit vier<br />

Jahren <strong>Biogas</strong> aus Mais, Gras und<br />

Ganzpflanzensilage erzeugt. Das<br />

Rohbiogas wird von der <strong>Erdgas</strong> Südwest<br />

GmbH aufbereitet und als Biomethan<br />

dem Endkunden über das<br />

eigene <strong>Erdgas</strong>netz zur Verfügung<br />

gestellt. Im Jahr 2008 wurde dafür<br />

die erste <strong>Biogas</strong>-Aufbereitungsanlage<br />

am Standort in Betrieb genommen.<br />

Die Druckwechseladsorption<br />

von Schmack Carbotech verarbeitet<br />

etwa 600 Normkubikmeter Rohbiogas<br />

je Stunde. Mit dieser Menge<br />

können knapp 2000 Vier-Personen-<br />

Haushalte durchgehend mit Strom<br />

versorgt werden.<br />

Um auf den steigenden Bedarf<br />

an Biomethan zu reagieren, entschloss<br />

sich der Betreiber zum Ausbau<br />

der Produktionskapazität. Mit<br />

praktischer Erfahrung aus dem<br />

Betrieb und dem Wissen um die<br />

Vorteile der trockenen Druckwechseladsorption<br />

fiel die Wahl auf eine<br />

Biomethananlage der ETW Energietechnik.<br />

Einer der Hauptgründe für<br />

den Zuschlag an das Unternehmen:<br />

Die Spezialisten aus Moers hatten<br />

Die ETW Energietechnik GmbH entwickelt und produziert seit 1997<br />

Energieanlagen am Standort Moers. In seinem Kerngeschäft konzentriert<br />

sich das Unternehmen auf den Bau und den Service von Blockheizkraftwerken<br />

(BHKW) im Leistungsbereich von 200 bis 2.000 KW,<br />

elektrisch.<br />

Im Jahr 2011 hat ETW die Leistungspalette um <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlagen<br />

zur Erzeugung von Bioerdgas erweitert. Das Unternehmen<br />

tritt dabei als Komplettanbieter auf: Von der <strong>Biogas</strong>übernahme<br />

bis zur E<strong>ins</strong>peisung des Stroms <strong>ins</strong> <strong>Netz</strong> sowie der Bereitstellung von<br />

Wärme sorgt ETW auch für den Bau, die Inbetriebnahme und den<br />

Service des BHKW. So kann das Bioerdgas, unabhängig vom Standort<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitung, energetisch genutzt werden, sodass sich die<br />

Kunden ihren Kernaufgaben widmen können.<br />

Zu den Kunden der ETW Energietechnik GmbH zählen große Energieversorger,<br />

Agrarbetriebe, Kommunen und Industrieunternehmen<br />

unterschiedlichster Art und Größe, die allesamt Wert auf eine umweltfreundliche<br />

und wirtschaftliche Energieerzeugung legen.<br />

Ein strategischer Schwerpunkt ist die Umsetzung wirtschaftlicher<br />

und nachhaltiger Anlagenkonzepte, die individuell geplant und auf<br />

die jeweiligen Anforderungen abgestimmt werden. Seit Mai 2005 ist<br />

das Qualitätsmanagement nach DIN ISO 9001 zertifiziert.<br />

eine gute Lösung für die Herausforderung,<br />

die neue Anlagentechnik in<br />

den Bestand zu integrieren.<br />

Trockene<br />

Druckwechseladsorption<br />

Bevor das feuchte Rohbiogas zu<br />

den Adsorptionsbehältern gelangt,<br />

werden Schwefelwasserstoff entfernt<br />

und Wasser auskondensiert.<br />

Die Restfeuchte wird als Begleiteffekt<br />

über die Druckwechseladsorption<br />

entfernt. Die Adsorptionskolonnen<br />

sind über eine intelligente<br />

Steuerung so miteinander verschaltet,<br />

dass die Produktgasreinheit<br />

auch bei schwankenden Rohbiogaszusammensetzungen<br />

und -mengen<br />

einen stabilen Methangehalt<br />

von 98 % aufweist. Kontinuierliche<br />

Qualitätsmessungen gewährleisten<br />

dabei kurze Reaktionszeiten. Das<br />

Biomethan wird anschließend mit<br />

etwa 6 bar an die E<strong>ins</strong>peisestation<br />

weitergeleitet, die als Schnittstelle<br />

zum <strong>Erdgas</strong>netz fungiert.<br />

Geringer Methanverlust<br />

Erstmalig wird in Laupheim mittels<br />

der von ETW entwickelten Prozessführung<br />

des DWA Prozesses, die<br />

Oktober 2012<br />

818 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

AUS DER Praxis<br />

sich deutlich von den in Deutschland<br />

etablierten Systemen unterscheidet,<br />

Biomethan erzeugt. Das<br />

Ergebnis ist ein außerordentlich<br />

hoher Methananteil im Produktgas<br />

bei geringsten Methanverlusten<br />

und geringstem Verbrauch an elektrischer<br />

Energie: So können 98 % des<br />

zugeführten Methans in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

verbracht werden. Die 2 %<br />

Methanverlust werden in den biologischen<br />

Prozess der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

über eine Nachverbrennungsanlage<br />

in Form von Nutzwärme zurückgeführt.<br />

Zusammen mit der Rückgewinnung<br />

der Kompressionswärme<br />

lassen sich <strong>ins</strong>gesamt 140 kW Wärmeleistung<br />

bei 80 °C aus der <strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

entkoppeln. Mit einem<br />

Leistungsbedarf von 130 kW an<br />

elektrischer Energie, resultierend<br />

aus einem verfahrenstechnisch<br />

optimierten Aufbau, verfügt der<br />

Betreiber über eine wirtschaftliche<br />

Anlagentechnik – zumal neben dem<br />

E<strong>ins</strong>atz von Aktivkohle für die<br />

Entschwefelung keine sonstigen<br />

Betriebsstoffe erforderlich sind.<br />

Dass hausgemachte Probleme<br />

wie Wärme-, Frischwasserbedarf,<br />

Winterertüchtigung, Korrosion und<br />

Ablagerungen, Channeling sowie<br />

der Umgang mit chemischen Substanzen<br />

gar nicht erst existieren,<br />

bietet neben einer erhöhten<br />

Betriebssicherheit auch aus ökologischer<br />

Sicht viele Vorteile.<br />

Kontakt:<br />

ETW Energietechnik GmbH,<br />

Jürgen Brux,<br />

Tel. (02841) 9990 203,<br />

E-Mail: brux@etw-energie.de,<br />

www.etw-energie.de<br />

Bild 2. Durch den verfahrenstechnisch optimierten<br />

Aufbau der ETW-Anlage werden rund 600 Normkubikmeter<br />

Rohbiogas pro Stunde verarbeitet.<br />

Compliance für Stadtwerke und EVUs<br />

Aufgaben, Pflichten und Verantwortung im Unternehmen –<br />

Bringen Sie sich jetzt auf den neuesten Stand!<br />

Bei unserem Seminar am 08. November 2012 in Frankfurt informieren<br />

ausgewiesene Experten über Vorschriften, den Aufbau eines<br />

effizienten Compliance-Managements und helfen mit vielen Praxistipps.<br />

Weitere Informationen erhalten Sie mit dem Webcode GWF1602<br />

auf www.forum-<strong>ins</strong>titut.de<br />

FORUM · Institut für Management GmbH · Michael Eweleit · Tel. +49 6221 500-765 · m.eweleit@forum-<strong>ins</strong>titut.de<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 819

Technik Aktuell<br />

„ASGA“ und „PartDetective“<br />

Elster Kromschröder offeriert seinen<br />

Kunden ab sofort eine neue<br />

Anwendung für das iPad. Mit dieser<br />

App lassen sich zu jeder Zeit und an<br />

jedem Ort Nennweiten für <strong>Gas</strong>armaturen<br />

bestimmen.<br />

Vor allem Technikern in Ingenieurbüros<br />

oder im Ofenbau leistet<br />

das Tool Unterstützung, wenn gasbetriebene<br />

Thermoprozessanlagen<br />

bedarfsgerecht projektiert und<br />

geplant werden sollen. Ebenfalls<br />

profitieren Anlagenbetreiber von<br />

dieser neuen App. Sie bietet ihnen<br />

eine nützliche und rasche Orientierungshilfe<br />

bei der Auswahl der in<br />

Frage kommenden Produkte und<br />

ihrer Bestellung.<br />

Die Bezeichnung „ASGA“ der<br />

App bedeutet „Auswahlschieber für<br />

<strong>Gas</strong>armaturen“. Die kostenlos zum<br />

Download verfügbare Anwendung<br />

funktioniert einfach und erzielt<br />

schnelle Ergebnisse: Um die Nennweiten<br />

zu bestimmen, wählt der<br />

Nutzer zunächst die Art des <strong>Gas</strong>es<br />

sowie das gewünschte Produkt aus.<br />

Anschließend schiebt er den Volumenstrom<br />

auf den zulässigen<br />

Druckverlust. Die entsprechende<br />

Nennweite wird ausgewertet und<br />

kann bei der DN-Markierung abgelesen<br />

werden. Berechnet wird dann<br />

jeweils der nächst höhere Wert.<br />

Umgekehrt geht es genauso: Der<br />

Kunde gibt lediglich die Nennweite<br />

ein und kann dann den Druckverlust<br />

bei verschiedenen Volumenströmen<br />

ablesen. „ASGA“ steht den<br />

Kunden über einen Button in den<br />

Sprachen Deutsch, Englisch und<br />

Französisch zur Verfügung und<br />

kann unter folgender Adresse im<br />

iTunes Store bezogen werden:<br />

Zeitgleich zur Einführung von<br />

„ASGA“ hat Elster Kromschröder seinen<br />

„PartDetective“, ein eigenständiges<br />

Programm zur Auswahl von<br />

Ersatzteilen, vollständig überarbeitet<br />

und mit einer Reihe von Zusatzfunktionen<br />

ausgestattet. Der Kunde kann<br />

jetzt beispielsweise Zeichnungen zu<br />

ausgewählten Produkten ohne Qualitätsverlust<br />

vergrößern oder verkleinern<br />

sowie per Knopfdruck in den<br />

gewünschten Rahmen einpassen.<br />

Des Weiteren lassen sich Zeichnungen<br />

per Maus beziehungsweise Control-<br />

und Pfeiltaste verschieben, in<br />

verschiedenen Formaten speichern<br />

und per E-Mail versenden.<br />

Kunden erhalten den „PartDetective“<br />

auf einer kostenlosen DVD.<br />

Diese enthält auch die bekannte<br />

„Docuthek“ inklusive Online-Hilfe.<br />

Die Dokumenten-Bibliothek bietet<br />

technische Informationen, Betriebsanleitungen,<br />

Zeichnungen usw. aus<br />

dem Lieferprogramm. Eine Installation<br />

der DVD ist übrigens nicht notwendig,<br />

da beide Programme von<br />

der DVD aus lauffähig sind. Die<br />

Bestelladresse der DVD lautet:<br />

http://www.kromschroeder.de/<br />

Bestellformular.145.0.html.<br />

http//itunes.apple.com/de/artist/<br />

elster-kromschroeder/id526331768.<br />

Ultraschall intensiviert Prozess auf <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

Der<br />

geschwindigkeitsbestimmende<br />

Schritt beim fermentativen<br />

Abbauprozess von Biomasse<br />

auf landwirtschaftlichen <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

oder kommunalen Kläranlagen<br />

ist die Hydrolyse. In der Praxis<br />

liegt zudem der Methan-Anteil im<br />

<strong>Biogas</strong> wegen des nicht uneingeschränkt<br />

zugänglichen Substrats<br />

teilweise bei nur ca. 50 %. Insbesondere<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen sind aufgrund<br />

steigender Biomassepreise<br />

auf Verfahren zur Erhöhung der<br />

Effizienz angewiesen, um auch<br />

langfristig wirtschaftlich betrieben<br />

werden zu können. Dieses Ziel verfolgt<br />

seit seiner Gründung 2001 die<br />

Firma Ultrawaves. Das Spin-off-<br />

Unternehmen der Technischen<br />

Universität Hamburg-Harburg<br />

(TUHH) hat eine Technologie entwickelt,<br />

um den biologischen<br />

Abbauprozess von Biomasse zu<br />

<strong>Biogas</strong> zu beschleunigen: der<br />

Hochleistungs-Ultraschall. Durch<br />

dessen Anwendung wird Kavitation<br />

erzeugt und die partikuläre<br />

Biomasse aufgeschlossen (Desintegration).<br />

Das Substrat kann somit<br />

für den anschließenden anaeroben<br />

Fermentationsprozess besser verfügbar<br />

gemacht werden. Auf diese<br />

Weise wird die Hydrolyse unterstützt<br />

oder gänzlich substituiert<br />

und der darauffolgende Abbau des<br />

organischen Materials intensiviert.<br />

Oktober 2012<br />

820 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Technik Aktuell<br />

Eine erhöhte <strong>Biogas</strong>produktion<br />

und die Steigerung der Me thanausbeute<br />

sind Ergebnis des verbesserten<br />

Abbaus. Im Verhältnis zur<br />

eingesetzten Ultraschallenergie<br />

wird so in etwa das Zehnfache an<br />

elektrischer Energie aus der Verstromung<br />

des zusätzlich erzeugten<br />

<strong>Biogas</strong>es gewonnen. Alternativ<br />

kann auch die gleiche <strong>Biogas</strong>menge<br />

bei einem geringeren Substrataufwand<br />

generiert werden. Ein<br />

zusätzlich durch die vom Ultraschall<br />

induzierte Feststoffgrößenreduktion<br />

hervorgerufener Effekt ist<br />

die Abnahme der Viskosität der<br />

Biomassesuspension. Damit sinkt<br />

der Energiebedarf für die Durchmischung<br />

der Substrate im Fermenter.<br />

Gleichzeitig führt die gesteigerte<br />

Effizienz zu einer weiteren<br />

Ver besserung der Treibhausgasbilanz.<br />

Die patentierten Ultrawaves-<br />

Desintegration der Biomasse nach Ultraschallbehandlung.<br />

Ultraschallysteme sind äußerst<br />

kompakt und arbeiten kontinuierlich<br />

im 24-Stunden-Betrieb. Aufgrund<br />

des modularen Aufbaus können<br />

sämt liche Größenklassen von<br />

Anlagen mit dieser innova tiven<br />

Technologie ausgerüstet werden.<br />

Kontakt:<br />

ULTRAWAVES<br />

Wasser- & Umwelttechnologien GmbH,<br />

B.Sc. Christian Schümann,<br />

Tel. (040) 32507 208,<br />

E-Mail: schuemann@ultrawaves.de<br />

www.ultrawaves.de<br />

Neuheiten-Katalog und<br />

DVD-Produktprogramm 2013<br />

Ab sofort gibt es den Neuheiten-Katalog<br />

2013 von<br />

Endress+Hauser, in bewährter<br />

Papierform sowie online als Blätterkatalog.<br />

Der schlanke Neuheiten-<br />

Katalog 2013 ergänzt den immer<br />

noch gültigen Katalog 2012/2013.<br />

Die Darstellung ist für alle Arbeitsgebiete<br />

einheitlich und hilft, einen<br />

schnellen Überblick zu finden. Um<br />

Projektierungsarbeiten einfacher<br />

zu machen, sind die wichtigsten<br />

technischen Daten übersichtlich<br />

auf eine Tabelle reduziert dargestellt<br />

und werden mit Maßzeichnungen,<br />

Angaben zum Zubehör<br />

sowie elektrischen An schlüssen<br />

ergänzt. Sämtliche In formationen,<br />

zum kompletten Endress+Hauser<br />

Produktprogramm, bietet die dem<br />

Neuheiten-Katalog beigefügte DVD:<br />

Hier findet man ausführliche technische<br />

Dokumentationen in deutscher<br />

und englischer Sprache<br />

sowie detaillierte Bestellstrukturen,<br />

die eine spezifische Konfiguration<br />

erlauben sowie die aktuellen Listenpreise<br />

aller Produkte. Über die<br />

Verlinkung mit dem Online Shop<br />

ist ein Zugriff auf persönliche Konditionen,<br />

Lieferzeiten und aktuelle<br />

Preise rund um die Uhr möglich.<br />

Mit der „Ausdruck-Funktion“ kann<br />

sich jeder Anwender Preislisten mit<br />

Strukturen in PDF, Word, Excel und<br />

TXT-Form erzeugen, je nach<br />

Wunsch für einzelne Geräte oder<br />

gar ganze Produktgruppen.<br />

Unter www.de.endress.com/broschueren_kataloge<br />

kann die aktuelle<br />

Ausgabe sofort online durchgeblättert<br />

oder bestellt werden.<br />

Als Ergänzung zum Katalog 2012/2013 neu nun der<br />

Neuheiten-Katalog 2013 und das Produktprogramm<br />

2013 auf DVD.<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 821

Technik Aktuell<br />

Getac Z710 mit neuer LumiBond TM Technologie<br />

Getac gibt Details zu der innovativen<br />

LumiBondTM Technologie,<br />

die im Z710 Android Tablet PC<br />

steckt, bekannt. Die neue Technologie<br />

integriert Gorilla® Glas, einen<br />

kapazitiven Touchsensor und ein<br />

LED Panel, das eine sehr hohe<br />

Getac Z710 mit LumiBond TM Technologie. Bild: Getac<br />

Berührungssensibilität erreicht, ge -<br />

rade auch bei der Anwendung mit<br />

Handschuhen. Aufgrund der Lumi-<br />

BondTM Technologie bietet der<br />

Z710 einen weiten Betrachtungswinkel<br />

und die Sonnenlicht-Lesbarkeit<br />

ist wesentlich besser. Anwender<br />

im Außenbereich profitieren von<br />

umfangreichen Funktionen für Konnektivität<br />

und Kommunikation, wie<br />

beispielsweise Bluetooth, WiFi und<br />

3G. Das Gerät besitzt Spracheingabe-Funktion<br />

sowie das GPS-<br />

Modul SiRFstarIVTM, das eine<br />

äußerst genaue Standortbestimmung<br />

ermöglicht. Durch diese Produkteigenschaften<br />

in Kombination<br />

mit RF-Passthrough SiRFstarIVTM<br />

GPS – ein GPS Chipsatz, ist der Z710<br />

auch ideal für den E<strong>ins</strong>atz in einem<br />

Fahrzeug geeignet. Daten können<br />

mit einem H/W Barcodeleser und HF<br />

RFID Scanner erfasst werden. Für GIS<br />

Anwendungen nach neuesten Technologiestandards<br />

sorgen GPS,<br />

E-Kompass und Höhenmesser. Das<br />

Gerät entspricht den Standards<br />

nach IP65 und MIL-STD-810G und<br />

kommt nun in Europa auf den Markt.<br />

Kontakt:<br />

Getac Technology GmbH,<br />

Tel. (0211) 984819-0,<br />

E-Mail: sales-getac-DACH@getac.com<br />

Abgasmessgerät BLUELYZER ST mit<br />

TFT-Farbmonitor<br />

Das neue Abgasmessgerät BLUELYZER ST von<br />

AFRISO.<br />

Das neue Abgasmessgerät<br />

BLUELYZER ST von AFRISO eignet<br />

sich zur Abgasanalyse, Druckmessung<br />

und (Differenz-)Temperaturmessung.<br />

Es ist für den universellen<br />

E<strong>ins</strong>atz an kleinen und<br />

mittleren Öl- und <strong>Gas</strong>feuerungen<br />

nach 1. BImSchV und zur Überprüfung<br />

von <strong>Gas</strong>feuerstätten auf CO-<br />

Konzentrationen geeignet. Errechnete<br />

Werte sind CO 2 , Wirkungsgrad,<br />

Lambda- und Eta-Wert bei allen<br />

Brennwertheizungen mit brennstoffspezifischer<br />

Taupunktberechnung.<br />

BLUELYZER ST ist ein ergonomisch<br />

geformtes, leichtes Handmessgerät<br />

mit robuster Schutz hülle<br />

und integrierten Haftmagneten.<br />

Ein großes TFT-Display gewährleistet<br />

eine sehr gute Visualisierung<br />

der Messergebnisse. Die farbunterstützte<br />

Menügestaltung, farblich veränderliche<br />

Messwertdarstellungen<br />

sowie eine intuitive Bedienerführung<br />

sorgen für Nutzerfreundlichkeit.<br />

Weitere Funktionen: Vollautomatische<br />

Gerätekontrolle beim<br />

Programmstart, BImSchV-Programm<br />

mit qA-Mittelwertbildung, CO-<br />

Um gebungsmessung mit zwei<br />

frei e<strong>ins</strong>tellbaren Alarmschwellen,<br />

Temperaturmessprogramm, Hold-<br />

Funktion mit kurzzeitiger Messwertspeicherung,<br />

frei editierbare<br />

Mess pro gramme, Messwerte und<br />

Brenn stoffabfolge über MicroSD-<br />

Karte, eine Speicherfunktion mit bis<br />

zu 100 Messprotokollen, eine sehr<br />

lange Akku-Laufzeit, eine Display-<br />

Umkehrfunktion mit 180° drehbarer<br />

Anzeige sowie ein Zoom-Modus<br />

über die komplette Geräteoberfläche.<br />

Das neue Abgasmessgerät<br />

BLUELYZER ST verfügt über eine<br />

neuartige, aber praxiserprobte Sensor-Technologie<br />

mit schneller<br />

Ansprechzeit. Das Handmessgerät<br />

kann mit <strong>ins</strong>gesamt zwei Messzellen<br />

(O 2 oder CO) bestückt werden.<br />

Durch die Verwendung einer<br />

MicroSD-Karte bleibt die Datenspeicherung<br />

unabhängig und etwaige<br />

Softwareupdates sind durch den<br />

Nutzer durchführbar. Messprotokolle<br />

können als HTML-Datei archiviert<br />

und mit jedem Internet Browser<br />

geöffnet werden. Der neue<br />

BLUELYZER ST ist in verschiedenen<br />

Sets erhältlich.<br />

Kontakt:<br />

AFRISO-EURO-INDEX GmbH,<br />

Jörg B. S. Bomhardt,<br />

Tel. (07135) 10 22 31,<br />

E-Mail: joerg.bomhardt@afriso.de,<br />

www.afriso.de<br />

Oktober 2012<br />

822 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Regelwerk<br />

Regelwerk <strong>Gas</strong><br />

Entwurf Technische Prüfgrundlage „G 5600-1 Werkstoffübergangsverbinder aus Metall<br />

für Rohre aus Polyethylen (PE 80, PE 100) sowie aus vernetztem Polyethylen (PE-Xa) für<br />

<strong>Gas</strong>leitungen“<br />

E<strong>ins</strong>pruchsfrist endet am 30.11.2012<br />

Im Jahr 1986 erschien die erste Ausgabe<br />

der VP 600, nach der Werkstoffübergangsverbinder<br />

und lösbare<br />

Klemmverbinder aus Metall für<br />

Rohre aus Polyethylen in der <strong>Gas</strong>und<br />

Wasserversorgung geprüft und<br />

zertifiziert werden konnten. Durch<br />

die technische Weiterentwicklung<br />

der Polyethylen-Rohrwerkstoffe und<br />

der Berücksichtigung im DVGW-<br />

Regelwerk wurde in 2001 die erste<br />

Überarbeitung der VP 600 vorgenommen.<br />

Wegen der besonderen Anforderungen<br />

an Bauteile für die Trinkwasserversorgung<br />

wurde vom Bereich<br />

Wasser eine eigenständige Prüfgrundlage<br />

erarbeitet. Dies führte<br />

dazu, die Anforderungen im Nachfolgedokument<br />

auf den E<strong>ins</strong>atz in<br />

der <strong>Gas</strong>versorgung zu beschränken.<br />

Vor diesem Hintergrund und<br />

der technischen Weiterentwicklung<br />

wurde die VP 600 vom TK <strong>Gas</strong>armaturen<br />

grundlegend überarbeitet und<br />

in die DVGW Technische Prüfgrundlage<br />

5600-1 „Werkstoffübergangsverbinder<br />

aus Metall für Rohre aus<br />

Polyethylen (PE 80, PE 100) sowie aus<br />

vernetztem Polyethylen (PE-Xa) für<br />

<strong>Gas</strong>leitungen; Anforderungen und<br />

Prüfungen“ überführt.<br />

Preis:<br />

€ 21,41 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und<br />

€ 28,55 für Nichtmitglieder.<br />

Regelwerk <strong>Gas</strong>/Wasser<br />

Vorwort zur Technischen Prüfgrundlage „GW 337-B1“<br />

Dieses Beiblatt wurde vom Projektkreis<br />

„Metallische Werkstoffe in Wasserversorgungssystemen“<br />

im Technischen<br />

Komitee „Bauteile Wasserversorgungssysteme“<br />

erarbeitet. Es<br />

beinhaltet eine Präzisierung der<br />

DVGW-Prüfgrundlage GW 337:2010-<br />

09 bzgl. Tabelle 2, laufende Nr. 1,<br />

h<strong>ins</strong>ichtlich der Prüfung des Werkstoffes.<br />

Dieses Beiblatt gilt in Verbindung<br />

mit der DVGW-Prüfgrundlage<br />

GW 337:2010-09.<br />

Preis:<br />

€ 11,10 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und<br />

€ 14,80 für Nichtmitglieder.<br />

DAS ONLINEPORTAL<br />

FÜR DIE GASWIRTSCHAFT<br />

Wissen für die Zukunft.<br />

Jetzt täglich brandneue News aus der<br />

Branche, fundierte Fachberichte, Interviews,<br />

Veranstaltungen und vieles mehr auf<br />

www.<strong>gwf</strong>-gas-erdgas.de<br />

Ihr Wissensportal für die <strong>Gas</strong>branche<br />

kompakt – aktuell – auf den Punkt<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 823

Termine<br />

""<br />

18. EUROFORUM-Jahrestagung „<strong>Erdgas</strong>“<br />

23.–25.10. 2012, Berlin<br />

http://bit.ly/erdgas2012<br />

""<br />

<strong>Biogas</strong> – expo & congress<br />

24.–25.10. 2012, Offenburg<br />

Messe Offenburg, Tel 0049 (0) 0781/9226-32, E-Mail: biogas@messeoffenburg.de, www.biogas-offenburg.de<br />

""<br />

16. Workshop Kolbenverdichter 2012<br />

24.–25.10.2012, Rheine<br />

Kötter Consulting Engineers KG, Martina Brockmann, Tel. 0049 (0) 5971/9710-65,<br />

E-Mail: martina.brockmann@koetter-consulting.com<br />

""<br />

7. Münchner <strong>Netz</strong>betriebstage<br />

5.–6.11.2012, München<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

""<br />

DBI-Fachforum <strong>Biogas</strong><br />

6.–7.11. 2012, Leipzig<br />

DBI – <strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH, Freiberg, Anneliese Klemm, Tel. 0049 (0) 03731/4195-338,<br />

E-Mail: anneliese.klemm@dbi-gti.de<br />

""<br />

Einführung in die Molchtechnik<br />

7.11.2012, Oldenburg<br />

Jadehochschule, Tel. 0049 (0) 41/3610 39 20, E-Mail: zfw@jade-hs.de, www.jade-hs/zfw/<br />

""<br />

<strong>Gas</strong>messung und <strong>Gas</strong>abrechnung im liberalisierten Markt<br />

7.-8.11.2012, Karlsruhe<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

""<br />

Neue Weiterbildung der Sachkundigen für Durchleitungsdruckbehälter<br />

nach dem DVGW-Arbeitsblatt G 498<br />

14.11.2012, Göttingen<br />

www.dvge-veranstaltungen.de<br />

""<br />

TÜV Nord Pipeline Symposium<br />

19.–20.11.2012, Hamburg<br />

www.tuevnordakademie.de<br />

""<br />

Dezentrale <strong>Biogas</strong>netze<br />

28.11. 2012, Leipzig<br />

DBI – <strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH, Freiberg, Anneliese Klemm, Tel. 0049 (0) 03731/4195-338,<br />

E-Mail: anneliese.klemm@dbi-gti.de<br />

""<br />

Oldenburger <strong>Gas</strong>tage<br />

27.–29.11.2012, Oldenburg<br />

www.oldenburger-gastage.de<br />

""<br />

Planung und Berechnung von <strong>Gas</strong>druckregel und Messanlagen<br />

28.–29.11.2012, Karlsruhe<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

" " Planung und Berechnung von <strong>Gas</strong>verteilungsnetzen<br />

4.-6.12..2012, Göttingen<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

Oktober 2012<br />

824 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

EnviTec <strong>Biogas</strong> AG<br />

Firmenporträt<br />

EnviTec <strong>Biogas</strong> AG<br />

<strong>Biogas</strong>anlage.<br />

Roel Slotman (CCO), Jörg Fischer (CFO),<br />

Olaf von Lehmden (CEO), Jürgen Tenbrink (CTO).<br />

Firmenname:<br />

EnviTec <strong>Biogas</strong> AG<br />

Sitz der Gesellschaft<br />

& Service:<br />

49393 Lohne<br />

Vertrieb & Abwicklung: 48369 Saerbeck<br />

Geschäftsführung: Olaf von Lehmden (CEO),<br />

Jürgen Tenbrink (CTO),<br />

Jörg Fischer (CFO),<br />

Roel Slotman (CCO)<br />

Geschichte:<br />

2002 gründeten Olaf von Lehmden und Kunibert<br />

Ruhe die EnviTec <strong>Biogas</strong> GmbH. Bereits<br />

2002 entstand die erste ausländische<br />

Niederlassung in Ungarn. 2006 wurde die<br />

erste Anlage außerhalb Deutschlands, in<br />

den Niederlanden, in Betrieb genommen.<br />

Mittlerweile ist das Unternehmen in 15 europäischen<br />

Ländern, Indien und in den USA<br />

vertreten. Seit 2007 ist das Unternehmen<br />

als AG an der Frankfurter Wertpapierbörse<br />

notiert. Für die weltweit größte Anlage zur<br />

Produktion von <strong>Biogas</strong> in <strong>Erdgas</strong>qualität in<br />

Güstrow hat EnviTec die wesentlichen Anlagenbestandteile<br />

geliefert. Aktuell wird jede<br />

zehnte <strong>Biogas</strong>anlage von EnviTec gebaut.<br />

Konzern:<br />

Die EnviTec <strong>Biogas</strong> AG ist die Holding der<br />

EnviTec <strong>Biogas</strong>-Gruppe. Mit eigenen Gesellschaften,<br />

Joint Ventures und Vertriebsbüros<br />

ist das Unternehmen derzeit in <strong>ins</strong>gesamt<br />

18 Ländern vertreten.<br />

Mitarbeiterzahl: 470 Mitarbeiter weltweit<br />

Exportquote: Im Jahr 2011 <strong>ins</strong>gesamt 243,9 Mio €<br />

25,87 % (63,1 Mio €) im Ausland<br />

74,13 % (180,8 Mio €) im Inland<br />

Produktspektrum: Die EnviTec <strong>Biogas</strong> AG deckt die gesamte<br />

Wertschöpfungskette für die Herstellung<br />

von <strong>Biogas</strong> ab: Dazu gehört die Planung und<br />

der schlüsselfertige Bau von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

ebenso wie deren Inbetriebnahme. Das Unternehmen<br />

übernimmt bei Bedarf den biologischen<br />

und technischen Service und bietet<br />

außerdem das gesamte Anlagenmanagement<br />

sowie die Betriebsführung an. Daneben<br />

betreibt EnviTec auch eigene<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen. 2011 hat EnviTec <strong>Biogas</strong> mit<br />

der EnviTec Energy GmbH & Co. KG und deren<br />

hundertprozentigen Tochter EnviTec<br />

Stromkontor GmbH & Co. KG das Geschäftsfeld<br />

um die Direktvermarktung von aufbereitetem<br />

Biomethan sowie die Grünstromund<br />

Regelenergievermarktung erweitert.<br />

Wettbewerbsvorteile: Langjährige Erfahrung<br />

Alles aus einer Hand<br />

Ausgezeichnete Forschung und<br />

Entwicklung<br />

Höchste <strong>ins</strong>tallierte Leistung<br />

Internationale Ausrichtung<br />

Hoher Qualitätsstandard<br />

Zertifizierung: Zertifizierung nach ISO 9001:2008<br />

Das EnviTec-Qualitätsmanagementsystem<br />

nach der DIN EN ISO 9001:2008 wird in der<br />

AG, einigen deutschen Töchtern sowie in<br />

den Unternehmensniederlassungen in Italien<br />

und Tschechien erfolgreich umgesetzt.<br />

EnviTec <strong>Biogas</strong> gehört zu den wenigen Anbietern,<br />

die ausschließlich CE-gekennzeichnete<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen in Betrieb nehmen.<br />

Damit erfüllen die von EnviTec <strong>Biogas</strong> gebauten<br />

Anlagen sämtliche sicherheitstechnischen<br />

Vorschriften und sind vollständig<br />

TÜV-abnahmefähig.<br />

Servicemöglichkeiten: Im Geschäftsbereich Service bietet EnviTec<br />

alle Dienstleistungen rund um den Betrieb<br />

und die technische Wartung von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

an. Fachleute kümmern sich um das<br />

Anfahren der Anlage und kontrollieren fortlaufend<br />

die biologischen Prozesse. Im Labor<br />

werden Inputmaterial und Gärrest auf die<br />

Qualität hin untersucht, um den Kunden<br />

Empfehlungen zur Steigerung der Leistungsfähigkeit<br />

zu geben. Darüber hinaus<br />

umfasst das Service-Angebot der EnviTec<br />

die regelmäßige Begehung der Anlage und<br />

die Schulung von Betreibern und deren Mitarbeitern.<br />

EnviTec <strong>Biogas</strong> bietet neben der Teilwartung<br />

nach Aufwand auch eine Vollwartung<br />

mit Übernahme des Reparaturrisikos an. Die<br />

regelmäßige Wartung reduziert die Standund<br />

Ausfallzeiten und ist damit wesentlicher<br />

Faktor für den langfristig profitablen<br />

Betrieb einer <strong>Biogas</strong>anlage. Kunden profitieren<br />

damit vom Know-how der hochqualifizierten<br />

<strong>Biogas</strong>-Experten, die – bei Bedarf -<br />

24 Stunden am Tag zur Verfügung stehen.<br />

Internetadresse: www.envitec-biogas.de<br />

Ansprechpartner: Christian Ernst (Vertriebsleiter)<br />

Oktober 2012<br />

<strong>gwf</strong>-gas <strong>Erdgas</strong> 825

ImPressum<br />

Das <strong>Gas</strong>- und Wasserfach<br />

<strong>gwf</strong> – <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong><br />

Die praxisorientierte technisch-wissenschaftliche Zeitschrift<br />

für <strong>Gas</strong>versorgung, <strong>Gas</strong>verwendung und <strong>Gas</strong>wirtschaft.<br />

Organschaften:<br />

Zeitschrift des DVGW Deutscher Verein des <strong>Gas</strong>- und Wasser faches e. V.,<br />

Technisch-wissenschaftlicher Verein,<br />

des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW),<br />

der Bundesvereinigung der Firmen im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach e. V.<br />

(figawa),<br />

des Fachverbandes Kathodischer Korrosionsschutz (FVKK),<br />

der Österreichischen Vereinigung für das <strong>Gas</strong>- und Wasserfach (ÖVGW),<br />

dem Fachverband der <strong>Gas</strong>- und Wärme versorgungsunternehmen,<br />

Österreich<br />

Herausgeber:<br />

Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI, Essen<br />

Prof. Dr.-Ing. Harro Bode, Ruhrverband, Essen<br />

Dipl.-Ing. Heiko Fastje, EWE <strong>Netz</strong> GmbH, Oldenburg<br />

Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe<br />

Dipl.-Wirtschaftsingeneur Gotthard Graß, figawa, Köln<br />

Dr.-Ing. Frieder Haakh, Zweckverband Landeswasserversorgung,<br />

Stuttgart (federführend Wasser/Abwasser)<br />

Prof. Dr. Winfried Hoch, EnBW Regional AG, Stuttgart<br />

Prof. Dr. Dipl.-Ing. Klaus Homann (federführend <strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong>),<br />

Thyssengas GmbH, Dortmund<br />

Dipl.-Ing. Jost Körte, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach<br />

Prof. Dr.-Ing. Thomas Kolb, Engler-Bunte-Institut, Karlsruhe<br />

Prof. Dr. Matthias Krause, Stadtwerke Halle, Halle<br />

Dipl.-Ing. Klaus Küsel, Heinrich Scheven Anlagen- und Leitungsbau<br />

GmbH, Erkrath<br />

Prof. Dr.-Ing. Hans Mehlhorn, Zweckverband Bodensee-<br />

Wasserversorgung, Stuttgart<br />

Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, TU Clausthal, Clausthal-Zellerfeld<br />

Prof. Dr.-Ing. Rainer Reimert, EBI, Karlsruhe<br />

Dr. Karl Roth, Stadtwerke Karlsruhe, Karlsruhe<br />

Dipl.-Ing. Hans Sailer, Wiener Wasserwerke, Wien<br />

Dipl.-Ing. Otto Schaaf, Stadtentwässerungsbetriebe Köln AöR<br />

Prof. Dr.-Ing. Lothar Scheuer, Aggerverband, Gummersbach<br />

Dr.-Ing. Walter Thielen, DVGW, Bonn<br />

Dr. Anke Tuschek, BDEW, Berlin<br />

Martin Weyand, BDEW, Berlin<br />

Schriftleiter:<br />

Dr.-Ing. Klaus Altfeld, E.ON Ruhrgas AG, Essen<br />

Dr.-Ing. Siegfried Bajohr, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts<br />

für Technologie (KIT), Karlsruhe<br />

Dr. rer. nat. Norbert Burger, figawa Bundesvereinigung der Firmen<br />

im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach, Köln<br />

Dr. rer. nat. Volker Busack, VNG Verbundnetz <strong>Gas</strong> AG, Leipzig<br />

Ing. Dipl. Kfm. (Mag. rer. soc. oec.) Hannes Fasching, Diehl <strong>Gas</strong> Metering<br />

GmbH, Ansbach<br />

Dr.-Ing. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-<br />

Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe<br />

Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann, DVGW Cert GmbH, Bonn<br />

Dr. Joachim Kastner, Elster GmbH, Dortmund<br />

Dipl.-Ing. Jürgen Klement, Ingenieurbüro für Versorgungstechnik,<br />

Gummersbach<br />

Dr.-Ing. Bernhard Klocke, Gelsenwasser AG, Gelsenkirchen<br />

Dr. Hartmut Krause, DBI <strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH, Freiberg<br />

Prof. Dr.-Ing. Jens Mischner, Fachhochschule Erfurt, Erfurt<br />

Dr.-Ing. Bernhard Naendorf, GWI <strong>Gas</strong>wärme-Institut e.V., Essen<br />

Prof. Dr.-Ing. Gerhard Schmitz, TU Hamburg Harburg, Hamburg<br />

Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg<br />

Dr. Martin Uhrig, Open Grid Europe GmbH, Essen<br />

Dipl.-Kfm. Dipl.-Volkswirt Dr. Gerrit Volk, Bundesnetzagentur, Bonn<br />

Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck, RWE Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz<br />

GmbH, Recklinghausen<br />

Dr. Achim Zajc, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach<br />

Redaktion:<br />

Chefredakteur:<br />

Volker Trenkle, Oldenbourg Industrieverlag GmbH,<br />

Rosen heimer Straße 145, D-81671 München,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-3 88, Fax (0 89) 4 50 51-2 07,<br />

e-mail: trenkle@oiv.de<br />

Assistenz:<br />

Elisabeth Terplan, im Verlag,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-4 43, Fax (0 89) 4 50 51-2 07,<br />

e-mail: terplan@oiv.de<br />

Büro: Birgit Lenz, im Verlag,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-2 23, Fax (0 89) 4 50 51-2 07, e-mail: lenz@oiv.de<br />

Verlag:<br />

Oldenbourg Industrieverlag GmbH,<br />

Rosenheimer Straße 145, D-81671 München,<br />

Tel. (089) 450 51-0, Fax (089) 450 51-207,<br />

Internet: http://www.oldenbourg-industrieverlag.de<br />

Geschäftsführer:<br />

Carsten Augsburger, Jürgen Franke<br />

Spartenleiter: Stephan Schalm<br />

Anzeigenabteilung:<br />

Verantwortlich für den Anzeigenteil:<br />

Helga Pelzer, Vulkan-Verlag GmbH, Essen,<br />

Tel. (0201) 82002-35, e-mail: h.pelzer@vulkan-verlag.de<br />

Mediaberatung:<br />

Claudia Fuchs, im Verlag,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-277, Fax (0 89) 4 50 51-207,<br />

e-mail: fuchs@oiv.de<br />

Anzeigenverwaltung:<br />

Eva Feil, im Verlag,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-316, Fax (0 89) 4 50 51-207,<br />

e-mail: feil@oiv.de.<br />

Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 61.<br />

Bezugsbedingungen:<br />

„<strong>gwf</strong> – <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>“ erscheint monatlich einmal (Doppelausgaben<br />

Januar/Februar und Juli/August). Mit regelmäßiger Verlegerbeilage<br />

„R+S – Recht und Steuern im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach“ (jeden 2. Monat).<br />

Jahres-Inhaltsverzeichnis im Dezemberheft.<br />

Jahresabonnementpreis:<br />

Inland: € 370,– (€ 340,– + € 30,– Versandspesen)<br />

Ausland: € 375,– (€ 340,– + € 35,– Versandspesen)<br />

Einzelheft: € 37,– + Versandspesen<br />

ePaper als PDF € 340,–, Einzelausgabe: € 37,–<br />

Heft und ePaper € 472,–<br />

(Versand Deutschland: € 37,–, Versand Ausland: € 37,–)<br />

Die Preise enthalten bei Lieferung in EU-Staaten die Mehrwertsteuer,<br />

für das übrige Ausland sind sie Nettopreise.<br />

Studentenpreis: 50 % Ermäßigung gegen Nachweis.<br />

Bestellungen über jede Buchhandlung oder direkt an den Verlag.<br />

Abonnements-Kündigung 8 Wochen zum Ende des Kalenderjahres.<br />

Abonnement/Einzelheftbestellungen:<br />

Leserservice <strong>gwf</strong> – <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong><br />

Postfach 91 61<br />

D-97091 Würzburg<br />

Tel. +49 (0) 931 / 4170-1615, Fax +49 (0) 931 / 4170-492<br />

e-mail: leserservice@oiv.de<br />

Die Zeitschrift und alle in ihr enthaltenen Beiträge und Abbildungen<br />

sind urheberrechtlich geschützt. Mit Ausnahme der gesetzlich<br />

zugelassenen Fälle ist eine Verwertung ohne Einwilligung des Verlages<br />

strafbar. Mit Namen gezeichnete Beiträge entsprechen nicht<br />

unbedingt der Meinung der Redaktion.<br />

Druck: Druckerei Chmielorz GmbH<br />

Ostring 13, 65205 Wiesbaden-Nordenstadt<br />

© 1858 Oldenbourg Industrieverlag GmbH, München<br />

Printed in Germany<br />

Oktober 2012<br />

826 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>

Marktübersicht<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>transport und <strong>Gas</strong>verteilung<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>druckregelung und <strong>Gas</strong>messung<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit und <strong>Gas</strong>verwendung<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>speicher<br />

■■<br />

Handel und Informationstechnologie<br />

■■<br />

DVGW-zertifizierte Unternehmen<br />

Ansprechpartnerin für den<br />

Eintrag Ihres Unternehmens:<br />

Claudia Fuchs<br />

Oldenbourg Industrieverlag München<br />

www.<strong>gwf</strong>-gas-erdgas.de<br />

Telefon 089 45051-277<br />

Telefax 089 45051-207<br />

E-Mail: fuchs@oiv.de

2012<br />

<strong>Gas</strong>transport und <strong>Gas</strong>verteilunG<br />

Marktübersicht<br />

Rohrdurchführungen<br />

Rohre und Rohrleitungszubehör<br />

Pipelineservice<br />

Armaturen und Zubehör<br />

Armaturen<br />

Armaturenservice<br />

Korrosionsschutz<br />

Aktiver Korrosionsschutz<br />

Mai Oktober 2012 2012<br />

372 828 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>

<strong>Gas</strong>transport und <strong>Gas</strong>verteilunG<br />

2012<br />

Aktiver Korrosionsschutz<br />

Korrosionsschutz<br />

Marktübersicht<br />

Passiver Korrosionsschutz<br />

Oktober Mai 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 373 829

2012<br />

<strong>Gas</strong>druckreGelunG und <strong>Gas</strong>messunG<br />

Marktübersicht<br />

<strong>Gas</strong>messgeräte<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit und <strong>Gas</strong>verwendunG<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

Filtration<br />

Odorierungskontrolle<br />

<strong>Gas</strong>speicherung, LNG<br />

<strong>Gas</strong>verdichtung<br />

Mai Oktober 2012 2012<br />

374 830 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>

<strong>Gas</strong>speicher<br />

2012<br />

Zubehör<br />

Marktübersicht<br />

handel und informationstechnoloGie<br />

Fernwirktechnik<br />

Ihr „Draht“ zur Anzeigenabteilung von<br />

Claudia Fuchs<br />

Tel. 089 45051-277<br />

Fax 089 45051-207<br />

fuchs@oiv.de<br />

Oktober Mai 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 375 831

2012<br />

dvGw-zertifizierte unternehmen<br />

Marktübersicht<br />

Rohrleitungsbau<br />

Filter<br />

<strong>Gas</strong>messgeräte<br />

Korrosionsschutz<br />

<strong>Netz</strong>service<br />

Mai Oktober 2012 2012<br />

376 832 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>

Inserentenverzeichnis<br />

Firma<br />

Seite<br />

AFRISO-EURO-INDEX GmbH, Güglingen 766<br />

DBI GmbH, Freiberg 759<br />

dmg::events Ltd. London 773<br />

DVGW Cert GmbH, Bonn 763<br />

Elster GmbH, Mainz-Kastel<br />

2. Umschlagseite<br />

Euroforum Deutschland SE, Düsseldorf 799<br />

Fachverband <strong>Biogas</strong> e.V., Freising 787<br />

Ing.Büro Fischer-Uhrig, Berlin 764<br />

FORUM, Institut für Management GmbH, Heidelberg 819<br />

Freesen & Partner GmbH, Alpen 815<br />

Lipp GmbH, Tannhausen b. Ellwangen 771<br />

Medenus GmbH, Olpe 767<br />

Messe Düsseldorf GmbH, Düsseldorf 765<br />

ÖKOBIT GmbH, Föhren b. Trier 771<br />

RMG GmbH, Kassel<br />

Titelseite<br />

Schütz Meßtechnik GmbH, Lahr 761<br />

Friedrich SEE GmbH, Biebergemünd 769<br />

Synergy Clarion Events Ltd., Maarssen 809<br />

World Trade Group, London 813<br />

Marktübersicht 827–832<br />

<strong>gwf</strong><strong>Gas</strong><br />

<strong>Erdgas</strong><br />

3-Monats-<strong>Vorschau</strong> 2012/2013<br />

Ausgabe November 2012 Dezember 2012 Januar/Februar 2013<br />

Anzeigenschluss:<br />

Erscheinungstermin:<br />

05.10.2012<br />

05.11.2012<br />

06.11.2012<br />

03.12.2012<br />

18.12.2012<br />

28.01.2013<br />

Themen-Schwerpunkt <strong>Gas</strong>handel/IT Rohrleitungsbau Smart Energy/<strong>Gas</strong>wirtschaft/IT-Lösungen<br />

Fachmessen/<br />

Fachtagungen/<br />

Veranstaltung<br />

(mit erhöhter Auflage und<br />

zusätzlicher Verbreitung)<br />

oldenburger gastage<br />

Oldenburg, 27.– 29.11.2012<br />

Oldenburger Rohrleitungstage<br />

Oldenburg, Februar 2013<br />

DBI-Fachforum GEO-Energiespeicherung<br />

Berlin, 22.–23.01.2013<br />

Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft<br />

Berlin, 22.–24.01.2013<br />

Jahrestagung Fachverband <strong>Biogas</strong> & BIO-<br />

GAS-Fachmesse, Terratec, enertec<br />

Leipzig, 29.–31.01.2013<br />

49. Jahreshauptversammlung fkks<br />

Esslingen, 30.01.2013<br />

E-world energy & water – Int. Fachmesse<br />

und Kongress<br />

Essen, 05.–07.02.2013<br />

27. Oldenburger Rohrleitungsforum<br />

Oldenburg, 07.–08.02.2013<br />

CEP CLEAN ENERGY & PASSIVEHOUSE<br />

Stuttgart, 07.–09.02.2013<br />

waste to energy+recycling & CLEAN GAS<br />

AND COAL<br />

Bremen, 19.–20.02.2013<br />

Energiesparmesse<br />

Wels (Österreich), 01.–03.2013<br />

Änderungen vorbehalten

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