gwf Gas/Erdgas Biogas/Gasbeschaffenheit (Vorschau)
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gwf Gas/Erdgas Biogas/Gasbeschaffenheit (Vorschau)

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

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

Oldenbourg Industrieverlag München<br />

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

9 / 2011<br />

Jahrgang 152<br />

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

ISSN 0016-4909<br />

B 5398<br />

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

<strong>Biogas</strong>-Einspeiseanlagen<br />

mit neuem PGC 930X<br />

Der neue Prozess-<strong>Gas</strong>chromatograph<br />

PGC 930X ermöglicht neben der<br />

Sauerstoffmessung jetzt auch die<br />

Messung von Wasserstoff mit dem<br />

Standardträgergas Helium.<br />

Messtechnik für BGEAs von RMG by Honeywell.<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 />

© 2011 Honeywell International, Inc.

Oldenbourg Industrieverlag<br />

Global presence<br />

with<br />

Exhibitions and conferences 2011<br />

The „<strong>gwf</strong> international – European<br />

Journal of <strong>Gas</strong> Technologies, Distribution<br />

and Applications” features<br />

technical reports on the European<br />

natural gas industry as well as on<br />

results of research programmes<br />

and innovative technologies.<br />

Learn about markets, enterprises,<br />

associations and products of<br />

device manufacturers.<br />

Each edition is completed by<br />

interviews with major company<br />

leaders and interesting portraits<br />

of associations in the European<br />

market.<br />

Topics are for example:<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

Target Groups<br />

The magazine’s readership is<br />

<br />

technicians and engineers in<br />

responsible positions, along with<br />

the decision-makers and technical<br />

management of the international<br />

gas industry.<br />

26 th International Scientific & Expert<br />

Meeting of <strong>Gas</strong> Professionals<br />

4.–6. May 2011, Croatia (Opatija)<br />

egatec 2011 – European <strong>Gas</strong><br />

Technology Conference<br />

12.–13. May 2011, Denmark (Copenhagen)<br />

19 th European Biomass Conference<br />

and Exhibition<br />

6.–10. June 2011, Germany (Berlin)<br />

gat 2011<br />

25.–26. October 2011, Germany (Hamburg)<br />

RENEXPO® AUSTRIA 2011<br />

24.–26. November 2011, Austria (Salzburg)<br />

EU GAS<br />

Infrastructure for Interconnectivity<br />

and Interoperability Forum 2011<br />

29. November – 1. December 2011, Italy (Rome)<br />

Advertising<br />

The magazine is read and<br />

subscribed to by an international<br />

readership.<br />

Mioge 2011<br />

21.–24. June 2011, Russia (Moscow)<br />

oldenburger gastage 2011<br />

29. November – 1. December 2011, Germany<br />

(Oldenburg)<br />

Advertising Sales:<br />

Claudia Fuchs<br />

Phone: +49 89 45051-277<br />

E-mail: fuchs@oiv.de<br />

Subscription:<br />

Silvia Spies<br />

Phone: +49 201 82002-14<br />

E-mail: s.spies@vulkan-verlag.de<br />

Expogaz 2011<br />

13.–15. September 2011, France (Paris)<br />

E-world energy & water 2012<br />

7.–9. February 2012, Germany (Essen)<br />

Managing Editor:<br />

Volker Trenkle<br />

Phone: +49 89 45051-388<br />

E-mail: Trenkle@oiv.de<br />

Oldenbourg Industrieverlag GmbH<br />

Rosenheimer Str. 145 · 81671 Munich · Germany<br />

www.<strong>gwf</strong>-international.com

STANDPUNKT<br />

Bio-<strong>Erdgas</strong> schmeckt gut!<br />

Wie sieht denn die zukünftige Energieversorgung in<br />

Deutschland aus? Die Stromerzeugung aus Atomkraft<br />

wird es nicht geben sollen, der Ausstieg bis 2022 ist<br />

beschlossen. Andere fossile Energieträger wie Öl, <strong>Gas</strong><br />

oder Kohle würden erst gar nicht zum Einsatz kommen<br />

sollen und das, was dann noch an Energie benötigt<br />

wird, in welcher Größenordnung auch immer, soll aus<br />

regenerativen bzw. erneuerbaren Quellen kommen.<br />

Und dann gilt es zudem, unsere einstigen CO 2 -Senken<br />

wieder aufzubauen, um die seit Beginn des 20. Jahrhundert<br />

in die Atmosphäre geleiteten Abgase zu reduzieren,<br />

z. B. wäre der Urwald aufzuforsten.<br />

So richtig gut ist auch eine bewusste Ernährung –<br />

ideal mit Rohkost, denn die hat den geringsten „CO 2 -<br />

Footprint“.<br />

Hier kann es einen verwundern, dass der Nestlé-Chef<br />

Brabeck-Letmathe jüngst zum Thema Anbauflächen für<br />

Biosprit forderte „No food for fuel“, wo doch wie gesagt<br />

die Veredelung von Nahrungsmitteln Energie verbraucht.<br />

Oder würden Sie Ihr Steak lieber „Carbonfree“<br />

(= roh) anstatt gebraten essen? Doch wo soll diese Energie<br />

denn nun herkommen?<br />

Nach Schätzungen der UNO wird die Erdbevölkerung<br />

von heute rd. 7 auf ca. 9 Mrd. Menschen bis 2050<br />

ansteigen und damit verbunden steigt der Nahrungsmittelbedarf<br />

sowie die direkten und indirekten Treibhausgas-Emissionen.<br />

Die Frage, ob Energie denn ein<br />

Grundrecht sei und wie viel jedem mindestens davon<br />

zustehen sollte, wäre zukünftig noch deutlicher zu diskutieren.<br />

Gerade der mit zunehmendem Lebensstandard<br />

entstehende Nachfrageboom der sog. Schwellenländer<br />

schafft hier schneller Tatsachen als die Klimakonferenzen<br />

Gemeinsamkeiten entwickeln können. So<br />

bewirtschaftet u. a. China im Kongo mit 2,8 Mio. Hektar<br />

die weltgrößte Pflanzung für Palmöl.<br />

Zurück nach Deutschland: Gemäß dem Energiekonzept<br />

der Bundesregierung soll der Anteil der Erneuerbaren<br />

am Strombedarf von heute 17 % auf 80 % in 2050<br />

steigen, also dann rund 50 % des gesamten Energiebedarfs<br />

abdecken. Das bedingt milliardenschwere Investitionen<br />

und braucht klare, einfache politische Rahmenbedingungen,<br />

um die Ziele realistisch erreichbar und<br />

nachhaltig zu gestalten. Die rasante Zunahme an Windund<br />

Fotovoltaikstrom macht den Ausbau der Elektrizitätsnetze<br />

notwendig. Ein Beschleunigungsgesetz hierzu<br />

ist verabschiedet.<br />

Gespannt darf man sein, wie der zeitliche Lastausgleich<br />

zwischen der regenerativen Stromerzeugung<br />

und den Kundenbedarfen gelöst wird. Ein Teil der<br />

Lösung ist sicherlich die Entwicklung der smart metering/smart<br />

grid Technologie. Ein weiterer ist die Speicherung<br />

der Energie. Hier kommt insbesondere dem<br />

kurzzeitig in <strong>Gas</strong>turbinen einsetzbaren Bio-<strong>Erdgas</strong> eine<br />

besondere Bedeutung als hochenergetischen, chemischen<br />

Speicher zu, der derzeit besser ist als Batterien<br />

oder teure Pumpspeicherkraftwerke. Man sollte meinen,<br />

dass die <strong>Biogas</strong>einspeisung ein leichtes wäre, denn<br />

die <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung (<strong>Gas</strong>NZV) garantiert<br />

i.d.R. den Netzanschluss der <strong>Biogas</strong>anlage zu günstigen<br />

Konditionen für den Einspeiser. Tatsächlich werden an -<br />

statt große, hocheffiziente Einspeiseanlagen zu bauen<br />

überall tausende Kleinanlagen errichtet. Diese haben<br />

ohne eine örtliche Wärmenutzung im Vergleich zur Einspeisung<br />

zwar einen schlechten Gesamtwirkungsgrad,<br />

lassen sich aber mit Hilfe der EEG-Subventionen wirtschaftlich<br />

rechnen. Diese Subventionspolitik führt weiter<br />

dazu, dass inzwischen <strong>Biogas</strong>leitungen direkt neben<br />

bestehenden <strong>Gas</strong>leitungen gebaut werden anstatt die<br />

<strong>Biogas</strong>mengen mehrerer Anlagen zentral aufzubereiten<br />

und ins vorhandene Netz einzuspeisen.<br />

Der Monitoringbericht der Bundesnetzagentur<br />

zeigt, dass die derzeitigen Rahmenbedingungen deutlich<br />

angepasst werden müssen, um das Ziel von 10 Mrd.<br />

m³ Bio-<strong>Erdgas</strong> in 2030 zu erreichen. Dazu bedarf es<br />

Anstrengungen, den bürokratischen Dschungel der<br />

Energie- und Förderpolitik zu lichten. In der Normung<br />

ist z. B. das DVGW-Regelwerk zu <strong>Biogas</strong> in Europa anerkannt;<br />

doch bei uns werden die <strong>Gas</strong>beschaffenheit (G<br />

260, G 262) und die Messung (G 685) noch immer in der<br />

Verordnung auf den Stand 2007 eingefroren. Für die<br />

Anlagentechnik (VP 265-1) gilt das wiederum nicht. Die<br />

<strong>Biogas</strong>wertschöpfung muss einfacher geregelt werden<br />

über ausgewiesene Gebiete für den Anbau und die Einspeisung.<br />

So können Landwirte und <strong>Gas</strong>-Netzbetreiber<br />

sich positiv ergänzen. Ein sogenannter <strong>Biogas</strong>atlas als<br />

eine zukunftsorientierte Lösung ist im Rahmen der<br />

DVGW-Innovationsoffensive in der Entwicklung (GW2-<br />

02-10). Eine Alternative wäre, das <strong>Biogas</strong> günstig und<br />

unkompliziert zu importieren.<br />

Dipl.-Ing. (SFI) Uwe Bauer<br />

Obmann DVGW PK <strong>Biogas</strong>, E.ON Hanse AG<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 505

INHALT<br />

Versuchsaufbau n ach DIN 38414-8. Seite 524<br />

Eingespeistes <strong>Biogas</strong> ermöglicht eine vielfältige und<br />

hocheffiziente Verwendung. Seite 540<br />

Fachberichte<br />

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

524 E. Ferchau, H. Fischer, H. Krause, R. Manig,<br />

J. Nitzsche, C. Protze, D. Trimis und S. Wesolowski<br />

<strong>Biogas</strong>erzeugung aus Nebenprodukten<br />

der RME-Herstellung<br />

<strong>Biogas</strong> generation using glycerine and<br />

soap-water from FAME Production<br />

534 D. Sattur<br />

Projektierung von <strong>Biogas</strong>einspeiseanlagen<br />

– Auf der Suche nach einem<br />

standardisierten Konzept<br />

Project planning of biogas feeding systems –<br />

In search of a standardized concept<br />

540 Y.-A. Batsch und R. Dauven<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitung von Reststoff-<br />

<strong>Biogas</strong> mit Membrantechnologie<br />

Conditioning of organic-waste biogas using<br />

membrane technology<br />

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

544 K. Altfeld und P. Schley<br />

Entwicklung der <strong>Erdgas</strong>beschaffenheiten<br />

in Europa<br />

Development of natural gas qualities in Europe<br />

552 P. Schley, J. Schenk und A. Hielscher<br />

Brennwertverfolgung in<br />

Verteilnetzen<br />

<strong>Gas</strong> quality tracking in distribution grids<br />

Neue Technologien<br />

558 H. Derlien und J. Müller-Kirchenbauer<br />

Elektromobiles <strong>Erdgas</strong> – Stromspeicherung<br />

und Steigerung der<br />

Energieeffizienz durch elektrische<br />

Verdichterantriebe<br />

Power storage and increased efficiency by<br />

electric compressor drives<br />

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

508 <strong>Gas</strong>technik Kirchner übernimmt Produktbereich<br />

für <strong>Gas</strong>sicherheitssysteme<br />

MVV Energie und RES Projects vereinbaren<br />

langfristige Zusammenarbeit<br />

510 VNG erhält Zertifizierung für Bioerdgas-<br />

Beimischprodukte<br />

512 trend:research veröffentlicht Studie „<strong>Biogas</strong><br />

in Deutschland bis 2020<br />

514 Einweihung der ersten Trockenfermentation-<strong>Biogas</strong>anlage<br />

in Amerika<br />

515 TÜV SÜD erlangt Anerkennung für <strong>Biogas</strong>register<br />

Deutschland<br />

September 2011<br />

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

INHALT<br />

Hocheffizienter Stromspeicher: Verdichterstation<br />

Bunde mit elektrischen Antrieben.<br />

(Quelle: Wingas GmbH) Seite 558<br />

518 Veranstaltungen<br />

523 Personen<br />

Im Profil<br />

564 20 Jahre Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.<br />

Aus der Praxis<br />

568 Bioerdgas aus Frankfurt-Höchst<br />

571 Überprüfung von Explosionsschutzbereichen<br />

durch detaillierte<br />

Dokumentation<br />

572 Biologische Aktivität von Bakterien<br />

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

574 Neue <strong>Gas</strong>-Hochdruckleitung verbindet<br />

Spenge und Bünde<br />

Technik Aktuell<br />

576 WELTEC Rechner optimiert <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

online<br />

<strong>Gas</strong>-Kolbenkompressoren mit<br />

Magnetkupplung für die <strong>Biogas</strong>aufbereitung<br />

und -einspeisung<br />

577 Mobile HAASE Biomethanfackel<br />

passt auf einen PKW-Anhänger<br />

578 Mobiler Feststoffdosierer für<br />

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

Die Infranova-Anlage mit Blick auf Fackel und<br />

Waschkolonnen. Seite 568<br />

579 Software <strong>Gas</strong>Calc – neue Version<br />

2.3 verfügbar<br />

580 SIMONA® PE 100 – Werkstoff für<br />

die umweltfreundliche Energiegewinnung<br />

581 Regelwerk<br />

Firmenporträt<br />

585 Mertik Maxitrol GmbH & Co. KG<br />

Rubriken<br />

505 Standpunkt<br />

584 Termine<br />

586 Impressum<br />

Dieses Heft enthält folgende Prospekte:<br />

Messe Offenburg, Offenburg<br />

corporate events for utilities, GmbH & Co. KG,<br />

Oldenburg<br />

VMA.NET<br />

Mandantenfähige Abrechnung<br />

für Handel und Transport<br />

Vertragsmanagement<br />

Zeitreihenmanagement<br />

Netzmodell<br />

Bilanzkreismanagement<br />

Allokation<br />

Mehr-/Mindermengenabrechnung<br />

Monitoring<br />

Fakturierung<br />

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NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

<strong>Gas</strong>technik Kirchner übernimmt Produktbereich<br />

für <strong>Gas</strong>sicherheitssysteme von Kromschröder<br />

<strong>Gas</strong>technik Kirchner übernimmt<br />

Herstellung, Vertrieb und Service<br />

von <strong>Gas</strong>sicherheitssystemen<br />

für Unterrichtsräume, Labore und<br />

Küchen. Bisher lag der Produktbereich<br />

beim Marktführer Elster Kromschröder,<br />

der diesen nun vollständig<br />

abgibt. Damit wird <strong>Gas</strong>technik<br />

Kirchner europaweit für Installateure,<br />

Planer sowie kommunale und<br />

öffentliche Einrichtungen der Systemlöser<br />

für <strong>Gas</strong>sicherheit auf Produkt-<br />

und Dienstleistungsebene.<br />

Das Herstellungsprogramm von<br />

Kirchner umfasst zum einen Sicherheitsventile<br />

(VCL), Steuerungssysteme<br />

(LCU) und Küchenabsicherungen<br />

im Anwendungsbereich Erdund<br />

Flüssiggas. Zum anderen decken<br />

das <strong>Gas</strong>managementsystem (GMS)<br />

und das <strong>Gas</strong>-Safety-Protection-System<br />

(GSPS) die Absicherung im<br />

Bereich technischer <strong>Gas</strong>e ab, wie sie<br />

beispielsweise in Berufsschulen oder<br />

Laboren eingesetzt werden. Das<br />

Kirchner <strong>Gas</strong>sicherheitssystem, be -<br />

stehend aus Ventil (VCL) und Steuerung<br />

(LCU), ist EU-weit das einzige<br />

EG-Baumuster zertifizierte System.<br />

Im Bereich <strong>Gas</strong>anlagen sind zahlreiche<br />

Normen und Vorschriften zu<br />

beachten und umzusetzen. Teilweise<br />

führen die Fülle und Komplexität<br />

der Vorschriften dazu, dass Verantwortliche<br />

kompetenten und<br />

fachkundigen Rat benötigen. <strong>Gas</strong>technik<br />

Kirchner bietet diesen in<br />

Form von Inspektionen in kommunalen<br />

und öffentlichen Einrichtungen<br />

an. Hierbei richtet sich das<br />

Augenmerk auf die Beurteilung der<br />

<strong>Gas</strong>anlagen nach nationalem sowie<br />

europäischem Regelwerk. Jeder<br />

Begehung geht eine Aufklärung der<br />

Zuständigen über die geltenden<br />

Vorschriften voran. Dann werden<br />

die verwendeten Armaturen untersucht<br />

und nach geltendem Recht<br />

bewertet. Abschließend erstellen<br />

die Experten einen Bericht, der den<br />

Ist- und den empfohlenen Soll-<br />

Zustand darlegt. Die Verantwortlichen<br />

bekommen eine ausführliche<br />

Liste, die alle Handlungsempfehlungen<br />

nach Prioritäten aufzeigt. Das<br />

erleichtert den Zuständigen ihrer<br />

Verantwortung gerecht zu werden.<br />

Seit 2008 ist die Prüfung und regelmäßige<br />

Inspektion von <strong>Gas</strong>installationen<br />

gemäß TRGI durch den<br />

Regelwerksleger vorgeschrieben.<br />

Die Untersuchung reicht bis hin zu<br />

einer Gebrauchsfähigkeitsprüfung,<br />

die alle 12 Jahre durchgeführt werden<br />

muss.<br />

MVV Energie und RES Projects vereinbaren<br />

langfristige Zusammenarbeit<br />

Das Mannheimer Energieunternehmen<br />

MVV Energie und der<br />

Münchener Projektentwickler RES<br />

Projects wollen bei Entwicklung,<br />

Bau und Betrieb von Biomethananlagen<br />

in Deutschland künftig eng<br />

zusammenarbeiten. Beim Spatenstich<br />

für die erste gemeinsame<br />

Anlage in Klein Wanzleben, 20 km<br />

südwestlich von Magdeburg (Bördekreis/Sachsen-Anhalt),<br />

unterstrichen<br />

die beiden Unternehmen die Bedeutung<br />

der Biomethanerzeugung für<br />

den im Rahmen der Energiewende<br />

in Deutschland geplanten Ausbau<br />

der Erneuerbaren Energien.<br />

Die Bundesnetzagentur hat in<br />

ihrem jüngst vorgelegten <strong>Biogas</strong>-<br />

Monitoringbericht 2011 hervorgehoben,<br />

dass das Einspeiseziel von<br />

6 Mrd. m 3 /a 2020 erst zu 4,5 %<br />

erreicht ist. RES Projects nimmt<br />

dabei eine Pionierrolle auf dem<br />

deutschen Markt ein. Das Unternehmen<br />

hatte 2006 die erste Biomethananlage<br />

in Deutschland entwickelt<br />

und ans Netz gebracht. In<br />

der jetzt in Klein Wanzleben begonnenen<br />

Vergärungsanlage werden<br />

ab Sommer 2012 jährlich aus rund<br />

60 000 t Maissilage und Zuckerrübenschnitzel<br />

knapp 6,3 Mio. m 3 Biomethan<br />

erzeugt. Das entspricht<br />

dem Jahresheizwärmebedarf von<br />

gut 3000 Einfamilienhäusern. Das<br />

dabei erzeugte <strong>Biogas</strong> wird vor Ort<br />

zu Biomethan in <strong>Erdgas</strong>qualität aufbereitet<br />

und ins Netz eingespeist.<br />

Abnehmer ist mit der Münchener<br />

bmp greengas GmbH Deutschlands<br />

größter unabhängiger Biomethanhändler.<br />

September 2011<br />

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

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NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

MW Power erhält Auftrag für achtes<br />

Biomasseheizkraftwerk in Deutschland<br />

MW Power, ein Joint Venture der<br />

beiden finnischen Unternehmen<br />

Metso und Wärtsilä, liefert eine<br />

neue mit Biomasse befeuerte Anlage<br />

mit Kraft-Wärmekopplung (KWK) an<br />

die Heizkraftwerk Zwickau Süd<br />

GmbH & Co. KG. Der Auftrag umfasst<br />

die schlüsselfertige Lieferung des<br />

Biomasseheizkraftwerkes. Der Wert<br />

beträgt ca. € 20 Mio. Ende 2012 wird<br />

die mit Restholz aus Wäldern und<br />

holziger Biomasse aus der Landschaftspflege<br />

betriebene Anlage ans<br />

Netz gehen. In Betrieb wird das<br />

Kraftwerk maximal 10 MW an Fernwärme<br />

und maximal 5 MW an Elektrizität<br />

in das öffentliche Stromnetz in<br />

Zwickau einspeisen können.<br />

Die Marktfähigkeit der neuen<br />

Anlage wird durch das Erneuerbare-<br />

Energien-Gesetz (EEG) der Bundesregierung<br />

unterstützt. Das Gesetz<br />

sorgt für feste Einspeisetarife für aus<br />

erneuerbaren Energien gewonnenen<br />

Strom und sichert zudem die<br />

Amortisierung.<br />

<strong>Biogas</strong>anlage nach dem NatUrgas® Verfahren<br />

in Slowenien<br />

Nach langer Vorbereitungszeit<br />

wird die Baugrube für eine<br />

1-MW-Rückert-NatUrgas®-Anlage<br />

(Typ R 2x2400-1000-LG) in Ptuj für<br />

die Firma Perutnina/Slowenien ausgehoben.<br />

Mit dem patentierten<br />

NatUrgas® Verfahren ist es möglich<br />

über 50 % Hühnerkot, Glyzerin<br />

(Abfallstoff aus der Schlachterei)<br />

und Mais als Substrat in dieser<br />

Anlage zu vergären. Eine vergleichbare<br />

Rückert-NatUrgas®-Anlage ist<br />

in Köthen/Sachsen-Anhalt seit<br />

Dezember 2007 mit Erfolg in<br />

Betrieb. Bedingt durch das be -<br />

währte Fermenterkonzept (liegender<br />

Fermenter mit leistungsstarkem<br />

Haspelrührwerk nach Beton-Mi -<br />

scher-Prinzip) verwertet die <strong>Biogas</strong>anlage<br />

in Köthen seit vier Jahren bis<br />

zu 70 % Hühnerkot als Substrat,<br />

dazu kommt Mais und Gras.<br />

Ende dieses Jahres soll die <strong>Biogas</strong>anlage<br />

nach dem NatUrgas® Verfahren<br />

in Slowenien ans Netz gehen.<br />

Die Besonderheit bei dieser Anlage<br />

ist die Wärmenutzung. Die warmen<br />

Abgase des BHKWs werden durch<br />

einen Abgaswärmetauscher ge -<br />

schickt und in Dampf umgewandelt.<br />

Der Dampf wird bei der Produktion<br />

von Futtermitteln zur Pelletierung<br />

in einem nahe gelegenen<br />

Futtermischwerk benötigt. Außerdem<br />

wird der Betrieb der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

geruchsneutral ablaufen, da<br />

die Emissionen in der Abluft der<br />

Substrat-Lagerhallen mit einem Biofilter<br />

aufgefangen und neutralisiert<br />

werden.<br />

VNG erhält Zertifizierung für Bioerdgas-<br />

Beimischprodukte<br />

Die VNG – Verbundnetz <strong>Gas</strong> Aktiengesellschaft<br />

(VNG) bietet seit<br />

August 2011 ihren Kunden zertifizierte<br />

Beimischprodukte, bestehend<br />

aus <strong>Erdgas</strong> und Bioerdgas mit<br />

einem Anteil in Höhe von 10 %, wie<br />

auch 25, 30 und 51 % an. Die erfolgreich<br />

bestandene Produktauditierung<br />

im Rahmen der Geschäftsprozesse<br />

Einkauf, Verkauf und Speicherung<br />

von Bioerdgas-Beimischprodukten<br />

erfolgte durch die Zertifizierungsstelle<br />

„klima und energie“ der<br />

TÜV SÜD Industrie Service GmbH.<br />

Geprüft wurden die Produkteigenschaften<br />

sowie die mit der Erfassung,<br />

Verwaltung und Abwicklung<br />

verbundenen Abläufe von VNG.<br />

September 2011<br />

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

Märkte und Unternehmen<br />

NACHRICHTEN<br />

agri.capital erwirbt <strong>Biogas</strong>park von der<br />

Hypo Alpe Adria<br />

Rückwirkend zum ersten April<br />

2011 hat die agri.capital GmbH<br />

die <strong>Biogas</strong> Alpe Adria GmbH<br />

Deutschland übernommen. Das<br />

vorher zur Hypo Alpe Adria gehörende<br />

Anlagenportfolio umfasst<br />

acht <strong>Biogas</strong>anlagen in der Altmark<br />

in Sachsen-Anhalt. Der <strong>Biogas</strong>park<br />

hat eine elektrische Anschlussleistung<br />

von insgesamt 4,8 MW. Die in<br />

2006 und 2007 errichteten Anlagen<br />

werden ausschließlich mit nachwachsenden<br />

Rohstoffen aus der<br />

Region betrieben.<br />

Neben dem Kaufpreis, über dessen<br />

Höhe Stillschweigen vereinbart<br />

wurde, wird agri.capital weitere<br />

Investitionen in den <strong>Biogas</strong>park tätigen.<br />

Durch Ertüchtigungsmaßnahmen<br />

vor allem im Bereich der Logistik<br />

und der Bewirtschaftungsprozesse<br />

sollen Effizienz und Output<br />

des Anlagenportfolios gesteigert<br />

werden. Das <strong>Biogas</strong>portfolio des<br />

Unternehmens aus Münster erhöht<br />

sich hiermit auf 66 Anlagenstandorte<br />

mit einer Anschlussleistung<br />

von insgesamt rund 51 MW und<br />

weiteren 9 MW im Bau.<br />

Studie zur Orientierung im IT-Messwesen<br />

nach EnWG Novelle<br />

Nach Beschluss der EnWG<br />

Novelle stehen für EVUs und<br />

Netzbetreiber große Herausforderungen<br />

bei der Einführung intelligenter<br />

Messsysteme bevor. Eine<br />

besondere Rolle kommt der unterstützenden<br />

IT-Architektur zu, um<br />

die Komplexität der Aufgaben von<br />

der Messdatenerfassung bis zur<br />

Marktkommunikation (WiM-Prozesse)<br />

auch in einem kommenden<br />

Massengeschäft zu bewältigen.<br />

Die umetriq Metering Services<br />

GmbH und die LBD Beratungsgesellschaft<br />

veröffentlichen eine<br />

aktuelle Smart Metering Studie:<br />

„Der Weg zu einer zukunftsfähigen<br />

IT-Unterstützung im Messwesen –<br />

Handlungsempfehlungen für Energieversorger“.<br />

Momentan beschäftigen sich<br />

weniger als 50 Prozent der Energieversorgungsunternehmen<br />

mit dem<br />

Thema Smart Metering und einer<br />

unterstützenden IT-Architektur für<br />

die Bewältigung eines bevorstehenden<br />

deutschlandweiten Rollouts.<br />

Die einzusetzende Digitaltechnik<br />

erhöht die Komplexität in den Prozessen<br />

– Zählerbeschaffung, -management<br />

und -betrieb – enorm.<br />

Angesichts dieser Entwicklung<br />

untersucht die von umetriq und<br />

LBD vorgelegte Studie jene Anforderungen,<br />

die perspektivisch an die<br />

IT-Systeme im Messwesen gestellt<br />

werden. Ziel der Studie ist es,<br />

Geschäftsführern und Entscheidern<br />

von EVUs eine konzeptionelle Hilfestellung<br />

zu geben, ihre langfristige<br />

Smart-Metering-Strategie unter den<br />

neuen gesetzlichen Anforderungen<br />

zu entwickeln.<br />

Dazu wird ein Modell einer<br />

zukunftsfähigen Architektur und<br />

Leistungserbringung für die IT im<br />

Messwesen entwickelt. Darauf aufbauend<br />

werden entsprechend den<br />

individuellen Bedürfnissen eines<br />

EVU Empfehlungen abgeleitet, wie<br />

der jeweils beste Weg zur Umsetzung<br />

der zukünftigen Anforderungen<br />

gefunden werden kann. Es<br />

wurde dazu die gesamte Wertschöpfungskette<br />

im Messwesen<br />

(Messstellenbetrieb und Messdienstleistung)<br />

betrachtet. Der<br />

Fokus liegt auf den durch Smart<br />

Metering neu hinzukommenden<br />

Leistungen.<br />

Die Studie kann bei der umetriq<br />

Metering Services GmbH, Tel. (0800)<br />

86 38 747, E-Mail: info@umetriq.com<br />

angefordert werden.<br />

Zukunft gestalten<br />

Portfolios komfortabel managen –<br />

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Handel von <strong>Gas</strong>, Strom und weiteren Commodities:<br />

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und Bilanzkreismanagement prozessorientiert<br />

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September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 511<br />

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NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

trend:research veröffentlicht Studie<br />

„<strong>Biogas</strong> in Deutschland bis 2020“<br />

Die Auswirkungen der Novellierung<br />

des EEG 2012 führen in<br />

der <strong>Biogas</strong>branche zu einer starken<br />

Unsicherheit bzgl. der weiteren Entwicklung<br />

des Marktes in 2012 und<br />

den darauffolgenden Jahren. Die<br />

3. Auflage der Studie „<strong>Biogas</strong> in<br />

Deutschland bis 2020“ analysiert<br />

auf Basis des novellierten EEG die<br />

Marktentwicklung bis 2020 und bietet<br />

somit frühzeitig eine fundierte<br />

Basis für die strategische Ausrichtung<br />

nach 2011. Die detaillierte<br />

Marktprognose zeigt – u. a. differenziert<br />

nach Leistungsklassen – die<br />

Entwicklung der <strong>Biogas</strong>anlagenzahl<br />

in Deutschland.<br />

Es werden zudem Anlagenkonzepte<br />

aufgezeigt, die es ermöglichen,<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen weiterhin wirtschaftlich<br />

anzubieten und zu betreiben.<br />

Die Studie bewertet Nutzungsoptionen<br />

und Strategien für eine<br />

erfolgreiche Positionierung im<br />

Markt, z. B. beim Vertrieb von Bioerdgas<br />

oder der Suche nach einer<br />

geeigneten Wärmesenke. Darüber<br />

hinaus werden die wichtigsten europäischen<br />

Märkte dargestellt und<br />

somit die Chancen und Risiken, die<br />

mit einem Engagement in diesen<br />

Märkten verbunden sind, aufgezeigt.<br />

Die Studie basiert auf einem<br />

umfangreichen Desk Research sowie<br />

knapp 100 Experteninterviews.<br />

Die folgenden Fragestellungen<br />

wurden u.a. bei der Studienerstellung<br />

berücksichtigt:<br />

Welche Auswirkungen ergeben<br />

sich durch die Novelle des<br />

Erneuerbaren-Energien-Gesetzes<br />

2012?<br />

Welche Inputstoffe werden<br />

aktuell und zukünftig in welchen<br />

Mengen in <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

eingesetzt?<br />

Wie bewerten die Marktteilnehmer<br />

die unterschiedlichen<br />

Nutzungsoptionen von <strong>Biogas</strong>anlagen?<br />

Wie positionieren sich Energieversorgungsunternehmen<br />

beim<br />

Vertrieb von Bioerdgas?<br />

Wie entwickelt sich das Marktvolumen<br />

beim Bau von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

in Deutschland?<br />

Wer sind die wesentlichen<br />

Wettbewerber?<br />

Welche Chancen und Risiken<br />

ergeben sich für Hersteller und<br />

Dienstleister?<br />

Kontakt:<br />

trend:research GmbH,<br />

Tel. (0421) 43 73 0-0,<br />

E-Mail: info@trendresearch.de,<br />

www.trendresearch.de<br />

CleanEnergy Project veröffentlicht Umfrageergebnisse<br />

zum Thema Smart Grid<br />

Intelligente Netze, sogenannte<br />

Smart Grids, sind der Schlüssel zur<br />

Energiewende. Zu diesem Ergebnis<br />

kommt eine aktuelle Umfrage des<br />

CleanEnergy Projects, einem der<br />

größten Branchennetzwerke für<br />

Erneuerbare Energien, Cleantech<br />

und Nachhaltigkeit. Über 1000<br />

energie- und umweltinteressierte<br />

Teilnehmer beteiligten sich an der<br />

Umfrage über den Wissensstand<br />

zum Thema Smart Grid in Deutschland<br />

sowie zu der Notwendigkeit<br />

und den damit assoziierten Vor- und<br />

Nachteilen beim Ausbau einer intelligenten<br />

Infrastruktur.<br />

Seit dem Atom-Moratorium ist<br />

die Diskussion um den Umstieg auf<br />

erneuerbare Energien noch stärker<br />

entflammt. Jedoch bringt dieser<br />

Umstieg auch ganz neue Herausforderungen<br />

an die bestehende Netzinfrastruktur<br />

mit sich. Denn die<br />

alten Netze sind für starke Stromschwankungen<br />

und die notwendige<br />

Stromspeicherung nicht ausgelegt,<br />

die die inkonsistente Energieproduktion<br />

der Wind- und<br />

Solaranlagen erfordert. Die Umsetzung<br />

intelligenter Stromnetze wird<br />

als Voraussetzung für die endgültige<br />

Abkehr von der atomaren Energieversorgung<br />

angesehen. Ein<br />

unverzichtbarer Schritt beim Ausbau<br />

einer intelligenten Infrastruktur<br />

ist die Schaffung gemeinsamer<br />

Industriestandards, damit unterschiedliche<br />

Technologien auf einer<br />

einheitlichen Infrastruktur miteinander<br />

interagieren können. Dieses<br />

Fazit ergaben die Ergebnisse der<br />

Umfrage. Alle Umfrageergebnisse<br />

stehen als Download unter http://<br />

www.cleanenergy-project.de/<br />

17910/ zur Verfügung.<br />

September 2011<br />

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

RENEXPO®<br />

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24. – 26.11.2011 Salzburg<br />

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RENEXPO ®<br />

Austria informiert zum 3. Mal über<br />

Energiekonzepte der Zukunft<br />

Die 3. Internationale Energiefachmesse<br />

RENEXPO ®<br />

Austria findet vom 24. – 26. November<br />

2011 im Messezentrum Salzburg<br />

statt. Als Österreichs Landesenergiemesse<br />

informiert sie über regenerative Energien<br />

und Energieeffizienz bei Bau und Sanierung<br />

und bietet aktuellstes Know-How im Bereich<br />

Energieeffizienz. Die RENEXPO ®<br />

Austria ist<br />

die einzige in Österreich, die eine derart<br />

breite Vielfalt an Energiethemen aufgreift.<br />

Sie bildet die gesamte Bandbreite der dezentralen<br />

Energieerzeugung, intelligenten<br />

Energieverteilung und effizienten Energieverwendung<br />

ab.<br />

Sonderschau Holzbau<br />

Die Sonderschau Holzbau der RENEXPO ®<br />

Austria präsentiert zusammen mit dem 2.<br />

Internationalen Passivhaus- und Holzbau-<br />

Forum, das in Zusammenarbeit mit Holzbau<br />

Austria und ProHolz Salzburg veranstaltet<br />

wird, die neuesten Möglichkeiten für<br />

die Anwendung von Holz als nachhaltiger<br />

Baustoff. Zusätzlich findet am 25.11.2011<br />

eine Vortragsreihe zum Thema „Bauen mit<br />

Holz“ im Ausstellerforum der RENEXPO ®<br />

Austria statt.<br />

Internationale Wasserkraftfachausstellung<br />

Die „Internationale Wasserkraft-Fachausstellung“<br />

der RENEXPO ®<br />

Austria hat sich<br />

zum wichtigsten Treffpunkt für die Wasserkraftbranche<br />

entwickelt. Der Messeschwerpunkt<br />

ist 2011 weiter gewachsen und erhält<br />

zum ersten Mal eine eigene Messehalle<br />

in Salzburg. Ob Maschinen, Komponenten<br />

oder Technologien zur Instandhaltung und<br />

Reaktivierung bestehender Anlagen – die<br />

RENEXPO ®<br />

Austria deckt die gesamte Bandbreite<br />

der Wasserkraft ab. In Zusammenarbeit<br />

mit der European Small Hydropower<br />

Association (ESHA) begleitet die „3. Internationale<br />

Kleinwasserkraftkonferenz: Neubau,<br />

Sanierung und Revitalisierung“ die<br />

Messe, die zu den wichtigsten Veranstaltungen<br />

der internationalen Kleinwasserkraft<br />

zählt.<br />

NEU: Schwerpunkt PV-Skin<br />

Neu in diesem Jahr ist der neben der Wasserkraft<br />

ein zweiter Themenschwerpunkt<br />

der RENEXPO ®<br />

Austria: Der Messeschwerpunkt<br />

PV-SKIN mit dem Industrieforum für<br />

gebäudeintegrierte Photovoltaik, am 24.<br />

und 25.11.2011. Nationalen und internationalen<br />

Akteuren der Branche wird eine Plattform<br />

zum Wissenstransfer und Networking<br />

geboten. Hier tauschen sich über 200 Experten<br />

aus Österreich, Deutschland und Italien<br />

zu den aktuellen Entwicklungen aus.<br />

Hochkarätige Fachkongresse<br />

In den begleitenden Fachkongressen der<br />

RENEXPO ®<br />

Austria stellen ausgewählte Experten<br />

der Branche erfolgversprechende<br />

Innovationen, zukünftige Trends, neueste<br />

Technologien und praxisorientierte Lösungen<br />

vor.<br />

Weitere Informationen zur Messe gibt es unter<br />

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» 5.500 Besucher (75 % Fachbesucheranteil)<br />

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3. Internationale Energiefachmesse<br />

Österreichs Landesenergiemesse<br />

» 3. Österreichisches Wärmepumpen Forum<br />

» 1. Österreichische Tagung für Mini- und Mikro-<br />

Kraft-Wärme-Kopplung<br />

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Messebesuch<br />

(GWF)

NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Einweihung der ersten Trockenfermentation-<br />

<strong>Biogas</strong>anlage in Amerika<br />

Am 18. Mai 2011 fand die Einweihung<br />

des ersten <strong>Biogas</strong>-<br />

Trockenfermenters in Amerika<br />

statt. Die Anlage ist nicht nur in<br />

den USA, sondern auf dem gesamten<br />

amerikanischen Kontinent die<br />

erste ihrer Art, bisher gibt es Nassbzw.<br />

Güllefermenter. Die <strong>Biogas</strong>-<br />

Anlage wurde von BIOFerm<br />

Energy Systems, ein Unternehmen<br />

der Viessmann Group, realisiert.<br />

Auftraggeber des Projekts ist die<br />

University of Wisconsin Oshkosh,<br />

die bereits mehrfach für ihren<br />

umweltfreundlichen Campus ausgezeichnet<br />

wurde.<br />

Gemeinsam mit dem Universitätsrektor Richard Wells (4. v. r.) und dem<br />

stellvertretenden Rektor Thomas Sonnleitner (4. v. l.) weihte Joachim<br />

Janssen, Mitglied des Verwaltungsrats und CFO der Viessmann Group<br />

(3. v. l.) mit dem Durchtrennen des symbolischen Bandes die <strong>Biogas</strong>anlage<br />

ein. Ganz links im Bild Mark Rohloff, Bürgermeister der Stadt Oshkosh,<br />

daneben Nadeem Afghan, Geschäftsführer BIOFerm Energy Systems.<br />

Rechts freuen sich Studierende der Universität Wisconsin in Oshkosh<br />

über die zukunftsweisende Investition.<br />

Die Errichtung der BIOFerm-<br />

Anlage ist ein wichtiger Schritt zur<br />

Schaffung eines CO 2 -neutralen<br />

Campus in Oshkosh. In vielen<br />

Aspekten gleicht sie der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

in Allendorf (Eder), mit der<br />

Strom und Wärme für den<br />

Viessmann Unternehmensstammsitz<br />

produziert wird. Durch Reststoffe<br />

aus der Lebensmittelproduktion<br />

sowie Garten- und landwirtschaft<br />

liche Abfälle wird die<br />

Anlage in Oshkosh Elektrizität und<br />

Wärme ressourcenschonend produzieren.<br />

Jährlich wird eine Produktion<br />

von mehr als 2,3 Mio. kWh<br />

erwartet, mit denen 8 % des Strombedarfs<br />

der Universität, die insgesamt<br />

13 600 Studierende zählt,<br />

gedeckt werden können. Mit der<br />

von der Anlage produzierten<br />

Wärme werden die nahegelegenen<br />

Unigebäude beheizt.<br />

Zur Einweihung der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

kamen mehr als 100 Gäste aus<br />

Industrie, Politik und von anderen<br />

Hochschulen. Die USA mit ihren<br />

bisher nur ca. 60 industriellen <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

bieten ein enormes<br />

Potenzial für die umweltschonende<br />

und effiziente Energiegewinnung<br />

durch <strong>Biogas</strong>anlagen an.<br />

Axel Semrau und ThalesNano unterzeichnen eine<br />

gemeinsame Vertriebsvereinbarung<br />

Axel Semrau und ThalesNano<br />

haben die Unterzeichnung<br />

einer Kooperationsvereinbarung für<br />

den deutschlandweiten Vertrieb der<br />

ThalesNano Cube Produkte für Flow<br />

Chemistry basierter Synthese be -<br />

kannt gegeben. „Wir suchen nach<br />

innovativen Systemlösungen für<br />

unsere Kunden mit pharmazeutischen,<br />

agrochemischen, chemischen<br />

und akademischen Hintergrund”,<br />

erklärt Norbert Wenkel,<br />

Geschäftsführer und Vertriebsleiter<br />

der Axel Semrau GmbH & Co. KG.<br />

„Die preisgekrönten Produkte für<br />

die organische Synthese von Thales-<br />

Nano bieten den Anwendern<br />

schnelle Lösungen, Sicherheit und<br />

die Möglichkeit eines schnellen Up-<br />

Scalings in der chemischen Synthese“.<br />

September 2011<br />

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

Märkte und Unternehmen<br />

NACHRICHTEN<br />

TÜV SÜD erlangt Anerkennung für<br />

<strong>Biogas</strong>register Deutschland<br />

Die Deutsche Energie-Agentur<br />

(dena) hat die TÜV SÜD Industrie<br />

Service GmbH für das neue <strong>Biogas</strong>register<br />

Deutschland registriert.<br />

Das <strong>Biogas</strong>register ermöglicht die<br />

einfache und einheitliche Dokumentation<br />

von <strong>Biogas</strong>mengen, die<br />

in das <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist werden.<br />

Zukünftig können durch TÜV<br />

SÜD zertifizierte Herkunfts- und<br />

Eigenschaftsnachweise für das<br />

Register genutzt werden.<br />

Die Deutsche Energie-Agentur<br />

hat das <strong>Biogas</strong>register Deutschland<br />

mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums<br />

und von Marktteilnehmern<br />

und Experten aus Politik<br />

und Wirtschaft entwickelt. Das<br />

<strong>Biogas</strong>register Deutschland richtet<br />

sich an Produzenten, Händler und<br />

Verbraucher von Biomethan und<br />

ermöglicht die Dokumentation von<br />

Nachweisen für die Strom- und Wärmeproduktion<br />

und die Verwendung<br />

als Kraftstoff. Die Nachweise stammen<br />

von unabhängigen Prüfunternehmen<br />

wie TÜV SÜD Industrie Service,<br />

die vom Registerführer anerkannt<br />

wurden. Bei der Entnahme<br />

von Biomethan aus dem <strong>Erdgas</strong>netz<br />

und der Ausbuchung der entsprechenden<br />

Menge aus dem <strong>Biogas</strong>register<br />

erhält der Händler oder<br />

Verbraucher einen <strong>Biogas</strong>register-<br />

Auszug mit allen nötigen In -<br />

formationen, die für den Antrag von<br />

gesetzlichen Förderungen und Er -<br />

stattungen oder Vergütungen nach<br />

dem Er neuerbare-Energien-Gesetz,<br />

dem Er neuerbare-Energien-Wärmegesetz<br />

(EEWärmeG) oder dem Biokraftstoffquotengesetz<br />

(BioKraft-<br />

QuG) nötig sind.<br />

Neben der Standardzertifizierung<br />

von Biomethan bietet TÜV<br />

SÜD eine weitere Zertifizierung an,<br />

die auch die Herkunft des Stroms<br />

für die Aufbereitung des <strong>Biogas</strong>es<br />

zu Biomethan berücksichtigt. Im<br />

Rahmen der Zertifizierung wird<br />

überprüft, ob der Strom aus regenerativen<br />

Quellen oder aus Blockheizkraftwerken<br />

stammt. Damit erhält<br />

der Hersteller einen belastbaren<br />

Nachweis darüber, dass seine Biomethan-Produktion<br />

auf nachhaltiger<br />

Basis stattfindet und dass keine<br />

fossilen Energieträger eingesetzt<br />

werden.<br />

Von einer besonderen TÜV SÜD-<br />

Dienstleistung können Produzenten<br />

und Händler profitieren, die das<br />

Biomethan als Kraftstoff verwerten<br />

wollen. Seit 2010 ist TÜV SÜD von<br />

der Bundesanstalt für Landwirtschaft<br />

(BLE) als Zertifizierungsstelle<br />

für flüssige Biokraft- und Biobrennstoffe<br />

anerkannt. Das ist vor allem<br />

für Produzenten und Händler von<br />

Interesse, die Biomethan nicht nur<br />

für die Erzeugung von Strom und<br />

Wärme einsetzen sondern beispielsweise<br />

für <strong>Erdgas</strong>tankstellen zur Verfügung<br />

stellen. Der Vorteil für Produzenten<br />

und Händler von <strong>Biogas</strong>:<br />

Sie brauchen – unabhängig von der<br />

Verwendung des <strong>Biogas</strong>es – nur<br />

einen Ansprechpartner für die nötigen<br />

Nachweise beziehungsweise<br />

Zertifizierungen.<br />

Weitere Informationen unter<br />

www.biogasregister.de und www.<br />

tuev-sued.de/is.<br />

Tognum erhält Einzelauftrag für gasbasierte Gensets<br />

Der Antriebssystem- und Energieanlagenspezialist<br />

Tognum<br />

hat einen Auftrag zur Lieferung von<br />

fünfzig dezentralen Energieanlagen<br />

auf Basis von <strong>Gas</strong>motoren erhalten.<br />

Die Gensets der Marke MTU Onsite<br />

Energy gehen an den bayerischen<br />

Aggregatehersteller Aggretech, der<br />

bereits im Bereich der dieselbasierten<br />

Gensets ein Kunde von Tognum<br />

ist. Der Auftragswert liegt im zweistelligen<br />

Millionenbereich und stellt<br />

damit den bislang größten Einzelauftrag<br />

für gasbasierte Gensets bei<br />

Tognum dar. Die Auslieferung der<br />

ersten zehn Aggregate wird bis<br />

Ende 2011 erfolgen. Die restlichen<br />

Gensets erhält Aggretech bis Mitte<br />

des kommenden Jahres.<br />

Aggretech baut weltweit komplette<br />

Kraftwerke für Märkte, in<br />

denen die Netzspannung 50 Hertz<br />

beträgt. Die zehn ersten Gensets,<br />

die Tognum an Aggretech liefert,<br />

sollen bei der Strom- und Energieversorgung<br />

in Russland zum Einsatz<br />

kommen. Weitere Gensets gehen<br />

nach Asien. Das Potenzial für Folgeaufträge<br />

ist hoch.<br />

Bei den <strong>Gas</strong>-Gensets der Marke<br />

MTU Onsite Energy, die Tognum für<br />

Aggretech fertigt, handelt es sich<br />

um Aggregate des Typs 20V 4000<br />

L62 R. Die in Augsburg komplettierten<br />

Aggregate bestehen aus Motor<br />

und Steuerung von MTU Onsite<br />

Energy sowie Generator und<br />

Maschinengrundrahmen von Aggretech.<br />

Nach Auslieferung der<br />

Aggregate passt Aggretech diese an<br />

die jeweiligen Anforderungen der<br />

Endkunden an. Ergänzt wird der<br />

Auftragsumfang von Tognum durch<br />

ein individuell auf Aggretech abgestimmtes<br />

Service-Konzept. Ein Genset<br />

liefert alleine rund 2 MW elektrische<br />

und bis zu 2,6 MW thermische<br />

Leistung.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 515

NACHRICHTEN<br />

Veranstaltungen<br />

15. Workshop Kolbenverdichter 2011 und<br />

vorausgehendes Seminar<br />

Bereits zum 15. Mal findet der<br />

Workshop mit Themen rund um<br />

den Kolbenverdichter in diesem<br />

Jahr statt. Die jährliche Veranstaltung,<br />

die regelmäßig im Oktober<br />

(19./20.10.2011) durchgeführt wird,<br />

ist bekannt für ihre hochqualifizierten<br />

und praxisnahen Vorträge und<br />

Referenten. Für Mitarbeiter von Raffinerien<br />

(Erdöl), der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

(<strong>Erdgas</strong>), der chemischen Industrie<br />

(Chemie), aus der Betriebsführung,<br />

dem Service und Instandhaltung<br />

sowie von Hochschulen, bietet sie<br />

den idealen Rahmen für einen<br />

intensiven Erfahrungsaustausch.<br />

Erwartet werden in diesem Jahr<br />

beispielsweise die folgenden Vorträge:<br />

von der RWTH Aachen<br />

kommt T. Spilker, er spricht über ein<br />

virtuelles Kolbenringmodell für die<br />

Bewertung des Ölbedarfs in gasgeschmierten<br />

Kolbenverdichtern. Dr.<br />

R. Sick-Sonntag von der Firma Bayer<br />

MaterialScience AG berichtet über<br />

seine Erfahrungen des Debottleneckings<br />

für mehr als Kapazitätssteigerung.<br />

Dr. V. Kacani von der<br />

Leobersdorfer Maschinenfabrik<br />

GmbH & Co. KG referiert über die<br />

Berechnung der Verbindung zwischen<br />

Kolben und Kolbenstange.<br />

Zum Thema Monitoring werden<br />

Beiträge durch die Firma PRO-<br />

GNOST Systems GmbH erwartet<br />

und B. Schmidt von der Firma PSE<br />

Engineering spricht zusammen mit<br />

einem Mitarbeiter der ESK GmbH<br />

über Ober- und Untertägige <strong>Gas</strong>anlagen<br />

und die Überwachung durch<br />

intelligentes Monitoring. Nach den<br />

jeweiligen Vorträgen steht ausreichend<br />

Zeit für Fragen aus dem Publikum<br />

und für Diskussionen zur Verfügung.<br />

Vorausgehend zu diesem Workshop<br />

findet am Dienstag, den<br />

18.10.2011 ein Seminar mit dem<br />

Titel „Technische Akustik – Schwerpunkt<br />

Kolbenverdichter“ statt. Dieses<br />

befasst sich mit den Grundlagen<br />

der Schallschutztechnik, der technischen<br />

Akustik und Lärmbekämpfung<br />

unter besonderer Berücksichtigung<br />

der speziellen Gegebenheiten<br />

bei Kolbenverdichtern. Es werden<br />

die Bewertungen und Beeinflussungen<br />

von Schallquellen mit der Messung<br />

von Lärmemissionen und -im -<br />

missionen sowie die zugrundeliegenden<br />

Regelwerke erklärt. Außerdem<br />

wird neben Erläuterungen zur<br />

Arbeitslärmrichtlinie und zur TA<br />

Lärm das Wissen um Analysen von<br />

Lärmquellen und dem primären<br />

und sekundären Schallschutz erweitert.<br />

Während dieses Seminars werden<br />

auch praktische Versuche<br />

gezeigt, die verschiedene Phänomene<br />

der Akustik veranschaulichen.<br />

Kontakt:<br />

KÖTTER Consulting Engineers KG,<br />

Martina Brockmann,<br />

Tel. (05971) 9710-65,<br />

E-Mail: martina.brockmann@<br />

koetter-consulting.com,<br />

Seminar-Informationen und „Online“-Anmeldungen<br />

unter www.kce-akademie.de<br />

BDEW-Informationstag EnWG-Novelle 2011<br />

Für die Einführung eines Schutzprofils<br />

für intelligente Messsysteme<br />

werden technische, datenschutz-<br />

und sicherheits- sowie<br />

eichrechtliche Regelungen getroffen,<br />

die die bisherigen Anforderungen<br />

verändern.<br />

Der BDEW-Informationstag am<br />

27. September 2011 in Berlin zeigt<br />

auf, welche neuen Rahmenbedingungen<br />

für das Zähl- und Messwesen<br />

eingeführt werden und welche<br />

Auswirkungen diese auf die Unternehmenspraxis<br />

haben werden.<br />

Fachexperten vom Bundesamt für<br />

Sicherheit in der Informationstechnologie<br />

und dem TÜV erläutern aus<br />

erster Hand, wie die Ausgestaltung<br />

und Umsetzung des neuen BSI-<br />

Schutzprofils für Smart Meter aussieht.<br />

Kontakt:<br />

EW Medien und Kongresse GmbH,<br />

Johannes Bömken,<br />

Tel. (030) 28 44 94-181,<br />

E-Mail: johannes.boemken@ew-online.de<br />

September 2011<br />

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

Veranstaltungen<br />

NACHRICHTEN<br />

17. EUROFORUM-Jahrestagung<br />

„<strong>Erdgas</strong> 2011“<br />

Bis 2035 könnte laut dem Sonderbericht der Internationalen<br />

Energieagentur (IEA) der Anteil von <strong>Erdgas</strong><br />

am globalen Energiemix auf 25 % steigen. Als Grund<br />

für die verstärkte <strong>Gas</strong>nachfrage wird unter anderem der<br />

Ausstieg aus der Atomenergie und die Suche nach klimaverträglicheren<br />

Brennstoffen genannt. Während der<br />

deutsch-russischen Konsultationen bekräftige Bundeskanzlerin<br />

Angela Merkel die wachsende Bedeutung von<br />

<strong>Erdgas</strong> als Brückentechnologie für den deutschen<br />

Atomausstieg. Allerdings stellt <strong>Erdgas</strong> nicht nur eine<br />

Brennstoffalternative dar, sondern kann auch als Stromspeicher<br />

für erneuerbare Energien eingesetzt werden.<br />

Die 17. EUROFORUM-Jahrestagung „<strong>Erdgas</strong> 2011“<br />

(12. bis 14. Oktober 2011, Berlin) greift geopolitische<br />

Einflussfaktoren auf die weitere Entwicklung des <strong>Gas</strong>marktes<br />

auf und rückt die Renaissance der deutschen<br />

<strong>Erdgas</strong>wirtschaft in Folge des deutschen Atomausstiegs<br />

in den Fokus. Technische Entwicklungen werden<br />

von Energieexperten aus Wirtschaft, Politik und Wissenschaft<br />

ebenso diskutiert wie aktuelle Fragen im <strong>Gas</strong>handel,<br />

in der Regulierung der Netze sowie in der <strong>Gas</strong>beschaffung<br />

und der Kalkulation der <strong>Gas</strong>preise. Die Diskussion<br />

um die Ölpreisbindung und die Potenziale von<br />

<strong>Gas</strong>kraftwerken sind weitere Themen der etablierten<br />

Konferenz.<br />

„<strong>Erdgas</strong> ist seiner neuen Rolle gewachsen“, stellt die<br />

Hauptgeschäftsführerin des BDEW Hildegard Müller<br />

fest. Sie zieht Schlussfolgerungen aus der Energiewende<br />

für den künftigen Einsatz von <strong>Erdgas</strong> und zeigt auf, welche<br />

Weichenstellungen für den Ausbau des <strong>Gas</strong>kraftwerksparks<br />

noch geleistet werden müssen. „Visionen<br />

brauchen Investitionen“ ist das Motto des Präsidenten<br />

der ENTSO-G Stephan Kamphues. Er geht auf die Harmonisierung<br />

und den Ausbau der europäischen <strong>Gas</strong>netze<br />

ein. Einen Überblick über die Auswirkungen globaler<br />

Ereignisse wie der Unruhen in Libyen auf die<br />

europäische <strong>Gas</strong>wirtschaft und die Versorgungssicherheit<br />

gibt Dr. Christian Growitsch (Energiewirtschaftliches<br />

Institut an der Universität zu Köln). Über die Rolle<br />

der <strong>Erdgas</strong>speicher im europäischen Markt spricht Arno<br />

Büx (Storengy Deutschland GmbH). Wie die <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

von Smart Home-Produkten profitieren kann,<br />

zeigt Dr. Norbert Verweyen (RWE Effizienz GmbH) auf.<br />

Vollständiges Programm unter:<br />

http://www.erdgas-forum.com<br />

Bayerische<br />

Gemeindezeitung<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 519

NACHRICHTEN<br />

Veranstaltungen<br />

Initiative young@gas auf den oldenburger gastagen<br />

Im Rahmen der oldenburger gastage<br />

(29.11.2011 bis 1.12.2011)<br />

wird in 2011 erneut das Programm<br />

young@gas stattfinden.<br />

Diese durch den Veranstalter<br />

CX4U durchgeführte Initiative richtet<br />

sich an alle Hochschulabsolventen,<br />

insbesondere aber an die Absolventen<br />

der Fachrichtungen Informatik,<br />

Wirtschaftsinformatik, Wirtschaftswissenschaften<br />

oder Energiewirtschaft,<br />

sowie Berufseinsteiger<br />

bis zum Alter von 30 Jahren.<br />

Das Leistungsangebot umfasst<br />

verschiedene <strong>Gas</strong>wissen-Kurzschulungen<br />

über alle drei Tage, sowie die<br />

Teilnahme an allen in der Messe<br />

stattfindenden Aktivitäten (Energy<br />

Panel Discussion, IT Panel Discussion,<br />

die <strong>Biogas</strong>-Session „Internationaler<br />

Ökogashandel“, verschiedene<br />

Round Table Discussions) und die<br />

erste Abendveranstaltung am 29.11.<br />

zum Preis von nur 59,50 € (inkl.<br />

Catering und MwSt.).<br />

Wichtiger Zusatznutzen für die<br />

young@gas Teilnehmer ist der Karrierevorteil<br />

durch Informationen zu<br />

Zukunftsperspektiven und Karrierechancen<br />

in der <strong>Gas</strong>branche sowie<br />

Kontaktaufnahme zu den Unternehmen.<br />

Alle Besucher erhalten ein<br />

Teilnahmezertifikat, welches ihnen<br />

für den Berufseinstieg deutliche<br />

Vorteile verschaffen kann.<br />

Weiterführende Informationen<br />

unter: http://www.oldenburgergastage.de/index.php?id=193<br />

1. Süddeutsche Breitbandtage<br />

Der Plan der Bundesregierung<br />

ist es, bis 2014 75 % der deutschen<br />

Haushalte mit schnellen<br />

Internetzugängen mit einer Stärke<br />

von mindestens 50 Megabit pro<br />

Sekunde auszustatten. Schon heu -<br />

te partizipieren immer mehr Energieversorger<br />

mit dem Aufbau einer<br />

Glasfaser-Infrastruktur an den wirtschaftlichen<br />

Möglichkeiten, die<br />

Breitbandtechnologie ihnen als<br />

neues Geschäftsfeld eröffnet.<br />

Dabei können sie – je nach Strategie<br />

des Unternehmens – verschiedene<br />

Marktrollen einnehmen und<br />

Geschäftsmodelle wählen. Bei der<br />

1. Süddeutschen Breitbandtagung<br />

am 11. und 12. Oktober 2011 in<br />

Lindau/Bodensee er läutern Fachexperten<br />

aus erster Hand, welche<br />

Handlungsoptionen –gerade auch<br />

für kleine und mittlere Energieversorger<br />

– auf dem Telekommunikationsmarkt<br />

bestehen und welche<br />

Synergien im Zusammenhang mit<br />

Smart Grids entstehen. Praxisberichte<br />

zu Marktpotenzialen, Wertschöpfungsstufen<br />

und Geschäftsmodellen<br />

bilden einen Schwerpunkt<br />

am ersten Tag und werden<br />

ergänzt durch die rechtlichen<br />

Besonderheiten des Themas. Aus<br />

Sicht einer Kommune wird über die<br />

bisherigen Fortschritte und Erfolge<br />

beim Ausbau des Glasfasernetzes<br />

berichtet und die möglichen Wege<br />

der Kooperation mit Energieversorgern<br />

aufgezeigt. Der Schwerpunkt<br />

des zweiten Tages liegt auf Aufbau,<br />

Betrieb und Vermarktung eines aktiven<br />

Netzes und thematisiert darüber<br />

hinaus die Förder- und Finanzierungsmöglichkeiten<br />

von Breitbandprojekten.<br />

Kontakt:<br />

EW Medien und Kongresse GmbH,<br />

Johannes Bömken,<br />

Tel. (030) 28 44 94- 181,<br />

E-Mail: johannes.boemken@ew-online.de<br />

7. ICG-Branchentreffen Netze<br />

In 2011 hat sich viel bewegt in der<br />

Energiewirtschaft. Der Trend hin<br />

zu regenerativen Energien, effizienter<br />

Energienutzung und intelligenten<br />

Lösungen im Energiemanagement<br />

hat sich noch einmal<br />

beschleunigt. Um die neue Energiewelt<br />

wahr werden zu lassen, muss<br />

massiv in die Netzinfrastruktur<br />

investiert werden. Zugleich lohnt<br />

sich aber auch ein Blick darauf, wie<br />

anfällig das Energienetz – und somit<br />

die davon abhängige Wirtschaft –<br />

für Katastrophen, aber auch<br />

Anschläge ist, um daraus für den<br />

Ausbau Lehren zu ziehen. Das setzt<br />

auch ein Umdenken im regulatorischen<br />

Umfeld voraus, das in Ansätzen<br />

schon zu erkennen ist. Wie in<br />

diesem Spannungsfeld ein technisch<br />

und wirtschaftlich erfolgreicher<br />

Netzbetrieb garantiert werden<br />

kann, diskutieren namhafte Experten<br />

auch in diesem Jahr wieder auf<br />

dem Treffen der kommunalen<br />

Strom- und <strong>Gas</strong>netzbetreiber auf<br />

dem 7. ICG-Branchentreffen Netze<br />

am 18. und 19. Oktober 2011 in<br />

Hamburg.<br />

Informationen unter:<br />

www.innovation-congress.de<br />

September 2011<br />

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

Veranstaltungen<br />

NACHRICHTEN<br />

Die 12. Internationale Energiefachmesse RENEXPO®<br />

Die RENEXPO® hat sich in den<br />

vergangenen 11 Jahren zu<br />

einer der bedeutendsten Energiefachmessen<br />

in Europa etabliert und<br />

findet vom 22.–25. September 2011<br />

zum zwölften Mal statt. Mit ihrer<br />

Themenvielfalt bringt die REN-<br />

EXPO® auf internationaler, bundesweiter<br />

und regionaler Ebene Aussteller,<br />

Besucher und Tagungsteilnehmer<br />

zusammen.<br />

interCogen®<br />

Ein Forum für die Präsentation<br />

neuer und bewährter Technologien<br />

im Bereich Kraft-Wärme-Kopplung<br />

bietet die interCogen®. Partner dieses<br />

Messebereichs ist der Bundesverband<br />

Kraft-Wärme-Kopplung e. V.<br />

(B.KWK), der auch 2011 mit einem<br />

Gemeinschaftsstand vertreten ist.<br />

Hersteller und Zulieferer, Dienstleistungsunternehmen<br />

und Vertreter<br />

aus Forschung und Entwicklung<br />

präsentieren dort ihre neuesten<br />

Produkte und Ergebnisse. Ob<br />

Mikro-, Mini-, mittelgroße oder gro -<br />

ße BHKW, Nah- oder Fernwärme –<br />

sämtliche Themenbereiche sind<br />

abgedeckt. Ein neuer Bereich ist das<br />

Contracting Center der RENEXPO®,<br />

das mit dem Gemeinschaftsstand<br />

KWK-Produkte und Dienstleistungen<br />

vorstellt.<br />

Dezentrale und Regenerative<br />

Energieerzeugung<br />

Traditionell stark vertretene Themen<br />

der RENEXPO® sind die Energieerzeugung<br />

und -gewinnung aus<br />

Photovoltaik und Solarthermie,<br />

Wärmepumpen sowie Wasser- und<br />

Windenergie. Der hervorgehobene<br />

Ausstellungsbereich Wärmepumpenwelt<br />

in Halle 3 der Messe ist<br />

„DER“ Treffpunkt der Wärmepumpen-Branche.<br />

Im boomenden<br />

Bereich Kleinwind treffen sich zum<br />

zweiten Mal die Experten auf dem<br />

Gemeinschaftsstand der Branche,<br />

der in Zusammenarbeit mit dem<br />

BVKW – Bundesverband Kleinwindanlagen<br />

e. V. organisiert wird.<br />

Effiziente Energieverwendung<br />

Der Bereich der effizienten Energieverwendung<br />

umfasst die Themen<br />

Bau und Sanierung zukunftsfähiger<br />

Gebäude sowie innovative Mobilität.<br />

Ausstellungsschwerpunkte im<br />

Baubereich sind sowohl Bestandteile<br />

nachhaltiger Architektur wie<br />

Wärmedämmung, Holzbau und Passivhaus,<br />

als auch Energieeffizienz<br />

bei Heizung, Kühlung und Lüftung.<br />

Die Sonderschau Mobilität präsentiert<br />

die gesamte Bandbreite der<br />

E-Mobilität bis hin zu Infrastruktur<br />

und Netzintegration.<br />

Begleitende Fachkongresse<br />

In den begleitenden Fachkongressen<br />

der RENEXPO® stellen ausgewählte<br />

Experten der Branche erfolgversprechende<br />

Innovationen, zukünftige<br />

Trends, neueste Technologien und<br />

praxisorientierte Lösungen vor. So<br />

hat sich die „5. Fachtagung Dezentrale<br />

Mini- und Mikro-Kraft-Wärme-<br />

Kopplung“ als zentraler Treffpunkt<br />

der KWK-Branche im Mini- und Mikrobereich<br />

etabliert. Zu den neuen<br />

Kongressthemen zählt die „1. Fachtagung<br />

(Groß-) Wärmepumpen und<br />

Wärmenetze“ in Zusammenarbeit<br />

mit dem Bayerischen Zentrum für<br />

Angewandte Energieforschung e. V.<br />

(ZAE Bayern) und der „1. Fachkongress<br />

Zukunftsfähige Stromnetze“ in<br />

Kooperation mit dem Verband der<br />

Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft<br />

e. V. (VBEW).<br />

Weitere Informationen zu Messe<br />

und Kongress unter www.renexpo.<br />

de.<br />

Vom intelligenten Messsystem zu WiM & Co.<br />

Kaum ein Themenfeld der Energiewirtschaft<br />

wird derzeit so<br />

starken Veränderungen unterworfen<br />

wie das Zähler- und Messwesen.<br />

Das neue EnWG schreibt nun erstmalig<br />

und unmittelbar den Einbau<br />

(intelligenter) Messsysteme vor – für<br />

alle Kunden oberhalb von 6000 kWh<br />

Jahresverbrauch. Nahezu zeitgleich,<br />

nämlich schon zum 1. Oktober 2011<br />

treten die Festlegungen im Messwesen<br />

endgültig in Kraft (Wechselprozesse,<br />

Datenformate, Anpassungen<br />

bei GPKE und GeLi <strong>Gas</strong>, Standardverträge).<br />

Diese Festlegungen<br />

greifen nicht nur unmittelbar in die<br />

IT-Strukturen ein. Betroffen sind<br />

auch alle marktrelevanten Prozesse<br />

im Bereich Netzbetrieb und Vertrieb<br />

– die zunehmenden Aktivitäten der<br />

Wettbewerber nicht nur im Bereich<br />

Smart Metering, sondern auch „im<br />

klassischen Messwesen“ werden<br />

jetzt für weiteren Aufwand, Anpassungs-<br />

und Handlungsbedarf sorgen.<br />

Die Innovation Congress GmbH<br />

setzt ihre Seminarreihe im Zählerund<br />

Messwesen fort. Das Seminar<br />

am 15. September 2011, Lindner<br />

Park-Hotel Hagenbeck, Hamburg<br />

und am 27. Oktober 2011, Mercure<br />

Hotel Frankfurt Airport, Neu-Isenburg<br />

informiert über die aktuellen<br />

neuen Rahmenbedingungen, die<br />

Umsetzung der Festlegungen der<br />

BNetzA sowie die neuen Messysteme.<br />

Kontakt:<br />

Innovation Congress GmbH,<br />

Petra Metzmacher,<br />

Tel. (0221) 934741-19,<br />

E-Mail: metzmacher@innovation-congress.de<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 521

NACHRICHTEN<br />

Veranstaltungen<br />

<strong>Biogas</strong> 2011<br />

Am 26. und 27. Oktober 2011<br />

findet die <strong>Biogas</strong> – expo & congress<br />

zum vierten Mal in Offenburg<br />

statt. Parallel zur diesjährigen Fachmesse<br />

mit Kongress findet die<br />

20. Jahrestagung „<strong>Biogas</strong> und Bioenergie<br />

in der Landwirtschaft“ auf<br />

dem Gelände der Messe Offenburg<br />

statt.<br />

Insbesondere die Verknüpfung<br />

von Kongress und Fachmesse bietet<br />

den Fachbesuchern ideale Voraussetzungen,<br />

sich intensiv über Praxiserfahrungen<br />

und aktuelle Entwicklungen<br />

zu informieren und beraten<br />

zu lassen. Zudem werden Intensiv-<br />

Workshops zu den Themen Cofermentation<br />

und Gärrestbehandlung<br />

sowie <strong>Biogas</strong> als Kraftstoff angeboten.<br />

Eröffnet wird die Veranstaltung<br />

am 26. Oktober von Herr Prof. Dr.<br />

Ernst Ulrich Freiherr von Weizsäcker<br />

sowie Herr Werner Räpple, Präsident<br />

des Badischen Landwirtschaftlichen<br />

Hauptverbandes.<br />

Zu den Fachbesuchern der <strong>Biogas</strong><br />

zählen insbesondere: Planer<br />

und Ingenieure, Land- und Forstwirtschaft,<br />

Lieferanten von Cofermenten,<br />

Un ternehmen der <strong>Biogas</strong>wirtschaft,<br />

Kommunen und Verwaltungen,<br />

Stadtwerke und Energieversorger,<br />

Investoren und Betreiber<br />

sowie Wissenschaft und Forschung.<br />

Das komplette Programm von<br />

Kongress und Fachmesse findet<br />

man unter www.biogas-offenburg.<br />

de<br />

gat 2011 – Technologie prägt Markt<br />

Mit den Beschlüssen der Bundesregierung<br />

zur Energiewende<br />

eröffnen sich für <strong>Erdgas</strong><br />

neue Chancen und Potenziale. Auf<br />

der gat 2011 vom 25. bis 26. Oktober<br />

2011 in Hamburg werden neueste<br />

Ergebnisse der DVGW-Innovationsoffensive<br />

und weitere technische,<br />

technisch-wirtschaftliche<br />

und politische Top-Themen diskutiert,<br />

zum Beispiel anhand der Fragen:<br />

Welche Chancen ergeben sich<br />

für den Energieträger <strong>Erdgas</strong><br />

angesichts der energiepolitischen<br />

Zäsur in Deutschland?<br />

Wie werden sich die <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

und die Energieversorgung<br />

insgesamt durch die<br />

zunehmende Integration erneuerbarer<br />

Energien verändern?<br />

Setzt der derzeitige regulatorische<br />

Rahmen die erforderlichen<br />

Anreize zum Umbau der Energieversorgung?<br />

Der größte gaswirtschaftliche<br />

Kongress mit Fachausstellung in<br />

Deutschland bietet wieder Gelegenheit,<br />

aktuelle Branchenentwicklungen<br />

mit namhaften Experten zu<br />

diskutieren.<br />

Kontakt und Anmeldung:<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung,<br />

Ludmilla Krecker,<br />

Tel. (0228) 9188-601,<br />

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

www.gat-dvgw.de .<br />

Ihr Kontakt zur Redaktion<br />

Volker Trenkle<br />

Tel. 089 / 4 50 51-388<br />

Fax 089 / 4 50 51-323<br />

trenkle@oiv.de<br />

Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung<br />

Claudia Fuchs<br />

Tel. 089 / 4 50 51-277<br />

Fax 089 / 4 50 51-207<br />

fuchs@oiv.de<br />

September 2011<br />

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

Personen<br />

NACHRICHTEN<br />

Björn Berg verstärkt numetris Geschäftsführung in<br />

neuen Geschäftsräumen<br />

numetris Unternehmensgründer<br />

Joachim Pyras verstärkt mit<br />

Björn Berg die Geschäftsführung.<br />

Seit Juli 2011 setzt der Wirtschaftsinformatiker<br />

neue Impulse in der<br />

Unternehmensleitung. Er wird vorrangig<br />

für die Bereiche Software-<br />

Entwicklung, Messdienstleistung<br />

und Marketing verantwortlich sein.<br />

Bereits 2009 stieß Björn Berg als<br />

Software-Entwickler zu numetris<br />

und war maßgeblich an der Weiterentwicklung<br />

der numetris Software-<br />

Lösungen beteiligt. Nach verschiedenen<br />

IT-Stationen in NRW Landesorganisationen<br />

sieht Björn Berg den<br />

aktuellen Herausforderungen der<br />

Energiewirtschaft im Hinblick auf<br />

das Energiedatenmanagement ge -<br />

spannt entgegen. Um den eingeschlagenen<br />

Wachstumskurs weiter<br />

voranzutreiben, wurde nun auch<br />

der Umzug in neue Geschäftsräume<br />

im Essener Westviertel vollzogen.<br />

Fußläufig zur Innenstadt und dem<br />

Einkaufszentrum Limbecker Platz<br />

gelegen, bietet der neue Unternehmensstandort<br />

an der Frohnhauser<br />

Straße 69 eine zentrale Lage und<br />

viel Raum für die Entwicklung ausgereifter<br />

Software-Lösungen und<br />

professioneller Messdienstleistungen<br />

rund um einen sicheren Energiedatenfluss.<br />

Henning R. Deters wird Vorstandsvorsitzender<br />

der GELSENWASSER AG<br />

Henning R. Deters ist vom Aufsichtsrat<br />

der GELSENWASSER<br />

AG zum neuen Vorstandsvorsitzenden<br />

des Unternehmens bestellt<br />

worden. Er wird seine Tätigkeit voraussichtlich<br />

zum 1. Oktober 2011<br />

bei dem traditionsreichen Wasserund<br />

Energieversorgungsunternehmen<br />

in Gelsenkirchen aufnehmen.<br />

Henning R. Deters ist 42 Jahre alt<br />

und derzeit als Vorstand für den<br />

Bereich Technik/Infrastruktur bei<br />

E.ON Ruhrgas AG tätig, zuvor verantwortete<br />

er dort den Bereich Vertrieb.<br />

Nach dem Studium der<br />

Betriebswirtschaft an der Universität<br />

Münster begann er seine Laufbahn<br />

bei der Ruhrgas AG. Seit 1997<br />

im Bereich <strong>Gas</strong>einkauf eingesetzt,<br />

zeichnete er ab 2002 als Direktor<br />

des <strong>Gas</strong>einkaufs Zentraleuropa verantwortlich.<br />

Es folgte eine zweijährige<br />

Zeit als Sprecher der <strong>Gas</strong>transportgesellschaft,<br />

der heutigen Open<br />

Grid Europe, und die anschließende<br />

Bestellung als Vorstand der Muttergesellschaft.<br />

Der bisherige Vorstandsvorsitzende<br />

Dr. Manfred Scholle wird zum<br />

30. September 2011 mit Vollendung<br />

des 65. Lebensjahres aus dem Amt<br />

ausscheiden.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 523

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

<strong>Biogas</strong>erzeugung aus Nebenprodukten<br />

der RME-Herstellung<br />

<strong>Biogas</strong>, <strong>Biogas</strong>erzeugung, Glycerin, industrielle Reststoffe, Biodiesel, Fermentation, Biomethan,<br />

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

Erik Ferchau, Heike Fischer, Hartmut Krause, Robert Manig, Jörg Nitzsche, Corina Protze,<br />

Dimosthenis Trimis und Saskia Wesolowski<br />

Im Jahr 2010 betrug die Produktion an biogenen Kraftstoffen<br />

in Deutschland 3,8 Millionen Tonnen (Bioethanol,<br />

Pflanzenöl und Biodiesel) [1]. Der jährliche<br />

Absatz von Biodiesel wurde in den Jahren 2000 bis<br />

2007 von 0,3 auf 3,3 Mio. t gesteigert, hat sich jedoch<br />

seitdem auf 2,6 Mio. t im Jahre 2010 verringert (Bild 1)<br />

[2]. Grund hierfür ist die steigende Besteuerung des<br />

Reinkraftstoffes, die den Markt für dieses Produkt<br />

zum Erliegen brachte. Die im gleichen Zeitraum<br />

erfolgte Anhebung der Beimischquote für Biokraftstoffe<br />

zu mineralischen Kraftstoffen konnte den Ausfall<br />

nicht kompensieren.<br />

Bei der Herstellung von Biodiesel fallen im Produktionsprozess<br />

Rohglycerin und Seifenwässer an. Diese<br />

Nebenprodukte betragen je nach Art der angewandten<br />

Technologie bis zu ca. 20 % der Produktionsmenge<br />

an Biodiesel. Eine Vermarktung der Nebenprodukte<br />

ist zwingend für die Wirtschaftlichkeit der<br />

Biodieselproduktion erforderlich. Ein möglicher Verwertungspfad<br />

ist die Umwandlung in <strong>Biogas</strong>.<br />

Stand der Technik ist der Einsatz von Rohglycerin als<br />

Kosubstrat in <strong>Biogas</strong>anlagen bis zu einem Masseanteil<br />

von 5 %. Über die Verwendung von Seifenwässern<br />

ist bislang nichts bekannt. Das Ziel des hier vorgestellten<br />

Entwicklungsprojektes ist ein Verfahren<br />

zur alleinigen Fermentation der Nebenprodukte. Problematisch<br />

ist dabei die Zusammensetzung der Substanzen<br />

(vgl. Tabelle 1). Nährstoff- und Stickstoffmangel,<br />

hohe pH-Werte und in den vorliegenden<br />

Konzentrationen für bestimmte Bakterien toxische<br />

Inhaltsstoffe (z. B. Methanol) stellen hohe Ansprüche<br />

an die Verfahrensgestaltung, um den Prozess stabil<br />

betreiben zu können.<br />

Ergebnis des Prozesses soll ein hochwertiges <strong>Biogas</strong><br />

mit einem überdurchschnittlich hohen Methangehalt<br />

sein, das in einem <strong>Gas</strong>motor vor Ort verstromt<br />

(BHKW) oder mit wenig Reinigungsaufwand ins <strong>Erdgas</strong>netz<br />

eingespeist werden kann.<br />

An diesem Verbundprojekt sind die Firmen DBI –<br />

<strong>Gas</strong>- und Umwelttechnik GmbH, Biowerk Sohland<br />

GmbH, G.E.O.S. Ingenieurgesellschaft mbH sowie das<br />

Institut für Wärmetechnik und Thermodynamik der<br />

TU Bergakademie Freiberg beteiligt.<br />

<strong>Biogas</strong> generation using glycerine and soap-water<br />

from FAME Production<br />

Over 300,000 tons of raw-glycerine and other byproducts,<br />

e. g. soap water, accrue during the production<br />

of biodiesel in Germany every year. Currently<br />

only the raw-glycerine is further used as feed additive,<br />

co-substrate in biogas plants or is purified for<br />

pharmaceutical applications.<br />

The usage of all by-products at the place of production<br />

would be favourable. A part of the necessary energy<br />

for the FAME production process can be produced by<br />

biogas, which increases the profitability. The special<br />

composition of the raw-glycerine (high content of fatty<br />

acids and methanol) is problematic, but also promising<br />

in view of the high energy content. Lack of nitrogen<br />

and nutrients, high pH values, and comparatively<br />

high concentrations of toxic substances (e.g. methanol)<br />

are hard conditions for a long term stable process.<br />

Experiments with eudiometers and laboratory fermenters<br />

showed that a monofermentation of by-products<br />

of the RME-production is possible. Because of<br />

inhibitions through easily degradable substances<br />

only low volume loads are possible for a single stage<br />

process, which means huge fermenters. By using a<br />

double stage process, you could increase the volume<br />

load approximately two times.<br />

With the aforementioned results a plant concept was<br />

developed and verified in a small scale plant. The<br />

small scale plant consists of a hydrolysis stage, fermenter,<br />

gas cleaning, and gas storage. Scenarios for<br />

economic implementation were developed based on<br />

the data from laboratory tests and the first experiences<br />

from the small scale plant. A profitable operation<br />

is given for medium and big biodiesel plants. The<br />

economic efficiency depends on the expected data for<br />

Methane concentration and production, but additionally<br />

on the intensity of heat usage, e.g. a CHP process.<br />

As forecast there are long-term experiments planned<br />

for the small scale plant, to increase the biogas production<br />

continuously up to over 2 m³ biogas per m³<br />

fermenter content and day. Further aims are to maintain<br />

the high quality of the gas, to increase the biogas<br />

yield over 1 m³ biogas per kg VOA, and to achieve a<br />

long-term stable process.<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

1. Vorversuche im Labormaßstab<br />

Da je nach eingesetztem Verfahren zur RME-Produktion<br />

glycerinhaltige Nebenprodukte unterschiedlicher Qualität<br />

anfallen, wurden Proben ausgewählter RME-Hersteller<br />

analysiert und Informationen über die jeweils<br />

eingesetzten Rohstoffe sowie prozesstechnischen Hilfsmittel<br />

beschafft und aufbereitet.<br />

In Batch- und in kontinuierlichen Versuchen wurde<br />

die Verwertbarkeit des im Biowerk Sohland als Nebenprodukt<br />

anfallenden Rohglycerins und Seifenwassers<br />

zur Erzeugung von Methan getestet. Rohglycerin und<br />

Seifenwasser wurden in unterschiedlichen Konzentrationen<br />

einzeln und als Mischung untersucht. Als Animpfmaterial<br />

diente in ersten Versuchen der Gärrest einer<br />

<strong>Biogas</strong>anlage, später ein Inokulum aus Vorversuchen.<br />

Die Zugabe von Nährmedium, Spurenelementen und<br />

Vitaminen sowie der Einsatz von Trägerkörpern zur<br />

Immobilisierung der Mikroorganismen wurden geprüft.<br />

Folgende Größen wurden bestimmt:<br />

gebildete <strong>Biogas</strong>menge<br />

Methan- und Kohlendioxidkonzentration<br />

im gebildeten <strong>Gas</strong><br />

pH-Wert und Redoxpotenzial des Gärsubstrates<br />

Ammonium- und Phosphatkonzentrationen<br />

Konzentrationen von Glycerin, organischen<br />

Säuren (FOS)<br />

Pufferkapazität (TAC)<br />

FOS/TAC-Wert<br />

TOC-Wert<br />

DIN 38414-8 getestet [4]. Der Versuchsaufbau ist aus<br />

Bild 2 ersichtlich.<br />

Aus den Versuchen geht hervor, dass sowohl Rohglycerin<br />

als auch Seifenwasser und Mischungen daraus<br />

zu <strong>Biogas</strong> umgewandelt werden können.<br />

Bild 3 zeigt die <strong>Biogas</strong>ausbeute von Rohglycerinund<br />

Seifenwassergemischen mit einem Mischungsver-<br />

Bild 1. Entwicklung der Absatzmenge von Biodiesel in Deutschland [2].<br />

Der TOC-Wert (total organic carbon bzw. gesamter<br />

organischer Kohlenstoff) wird als Bezugsgröße für die<br />

Raumbelastung und die <strong>Biogas</strong>ausbeute verwendet,<br />

weil leicht flüchtige organische Bestandteile bei der<br />

gravimetrischen Bestimmung der organischen Trockensubstanz<br />

(oTS) nicht erfasst werden können. Die eingesetzten<br />

Substrate Rohglycerin und Seifenwasser enthalten<br />

erhebliche Anteile dieser Bestandteile, wodurch<br />

eine oTS-Bestimmung so fehlerhaft ist, dass die organische<br />

Trockensubstanz als Bezugsgröße für diese Substrate<br />

nicht verwendet werden sollte. Dagegen gibt der<br />

TOC-Wert die Summe des gesamten organisch gebundenen<br />

Kohlenstoffs in einer Probe an, welcher in Form<br />

von Eiweißen, Zuckern, Alkoholen u. a. vorliegen kann.<br />

1.1 Batchversuche<br />

Um Aussagen über <strong>Gas</strong>ausbeute, zum Gärverlauf und<br />

zur Verwertbarkeit von Rohglycerin und Seifenwasser<br />

zu gewinnen, wurden Versuche entsprechend [3] und<br />

[4] im mesophilen Temperaturbereich durchgeführt.<br />

Batchversuche in Eudiometern<br />

Die Vergärung von Rohglycerin und Seifenwasser zu<br />

Methan wurde in Eudiometerapparaturen, deren Gärrestgefäß<br />

mit 300 ml Substrat befüllt war und Eudiometerrohren,<br />

die bis zu 400 ml <strong>Gas</strong> fassen konnten, nach<br />

Tabelle 1. Beispielhafte Zu sa mmensetzung von<br />

Rohglycerin und Seifenwasser in Masseprozent.<br />

Rohglycerin Seifenwasser<br />

Glycerin 57 % – 75,5 % 1,1 % – 3,1 %<br />

Kaliseife 17,1 % – 33,7 % 1,5 % – 3,6 %<br />

Methanol 1,5 % – 7,1 % 10,8 % – 26,3 %<br />

Wasser 0,37 % – 17,8 % 70,8 % – 92,8 %<br />

davon Asche 4 % – 23,4 % 0,3 % – 11,1 %<br />

Bild 2. Versuchsaufbau<br />

n ach DIN<br />

38414-8.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 525

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

Spezifische <strong>Gas</strong>ausbeute [l/ kg TOC]<br />

2000<br />

1500<br />

1000<br />

500<br />

0<br />

0 200 400 600 800<br />

Prozesszeit [h]<br />

0,5 % Rohglycerin + Seifenwasser 1 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

1,33 % Rohglycerin + Seifenwasser 2 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

3 % Rohglycerin + Seifenwasser 4 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

Bild 3. Spezifische <strong>Biogas</strong>a usbeute von Rohglycerin- und<br />

Seifenwassergemischen (Mischungsverhältnis Rohglycerin<br />

zu Seifenwasser 1:1, Masseanteil der Mischung am Gesamtansatz<br />

von 0,5 bis 5 %).<br />

hältnis Rohglycerin zu Seifenwasser von 1:1 für verschiedene<br />

Konzentrationen bzw. Masseanteile der Substratmischung<br />

am Gesamtansatz.<br />

Mit steigender Konzentration von Rohglycerin und<br />

Seifenwasser treten deutliche Hemmungen der Methanbildung<br />

auf. Glycerin und Fettsäuren und damit der<br />

organische Kohlenstoffanteil werden nicht mehr vollständig<br />

abgebaut, wie aus Bild 3 hervorgeht.<br />

Zunehmende Konzentrationen von Rohglycerin und<br />

Seifenwasser führen zur Versäuerung des Ansatzes. Die<br />

Grenze liegt bei maximal 2 %. Um den Prozess zu intensivieren,<br />

wird ein zweistufiges Verfahren vorgeschlagen,<br />

das sich aus einer Hydrolysestufe und einer Methanbildungsstufe<br />

zusammensetzt. Die Stufen sind in getrennten<br />

Behältern zu realisieren, um jeweils optimale Prozessbedingungen<br />

einstellen zu können. In der Hydrolysestufe<br />

werden Rohglycerin und Seifenwasser hydrolytisch<br />

gespalten und zu organischen Säuren abgebaut. Diese<br />

Säuren werden dem Methanreaktor zugeführt.<br />

FOS und TAC [mg/l]<br />

7000<br />

6000<br />

5000<br />

4000<br />

3000<br />

2000<br />

1000<br />

spezifische <strong>Gas</strong>ausbeute [l /kg TOC]<br />

2000<br />

1500<br />

1000<br />

500<br />

0<br />

0 93 175 227 240 249<br />

1 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

2 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

Prozesszeit [h]<br />

3 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

5 % Rohglycerin + Seifenwasser<br />

Bild 4. Spezifische <strong>Biogas</strong>ausbeute von Rohgly c erinund<br />

Seifen wassergemischen (Mischungsverhältnis Rohglycerin<br />

zu Seifenwasser 1:1, Masseanteil der Mischung<br />

am Gesamtansatz von 1 bis 5 %).<br />

0<br />

0<br />

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500<br />

Prozesszeit [h]<br />

FOS TAC FOS/TAC<br />

Bild 5. FOS- und TAC-Werte der Hydrolysestufe.<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

FOS/TAC<br />

Batchversuche nach dem Bergedorfer Gärtest<br />

Parallel dazu wurden Batchversuche nach dem Bergedorfer<br />

Gärtest [3] durchgeführt. Die Ergebnisse bestätigen<br />

die Aussagen der Eudiometerversuche. Es wurden 5<br />

temperierte Glasgefäße mit jeweils 2 Liter Volumen verwendet,<br />

ergänzt um jeweils einen Mikrogaszähler, ein<br />

Kondensatgefäß und eine <strong>Gas</strong>auffangeinrichtung (<strong>Gas</strong>beutel<br />

siehe Bild 7 rechts).<br />

Die optimale Zugabemenge an Rohglycerin und Seifenwasser<br />

liegt zwischen 1 und 2 Masseprozent. Die<br />

<strong>Gas</strong>ausbeute beträgt maximal 1965 l/kg TOC bei gleichzeitig<br />

sehr hohen Methangehalten zwischen 60 und<br />

68 Vol.-%. Zum Vergleich: beim Einsatz landwirtschaftlicher<br />

Substrate wie Wirtschaftsdünger (Gülle) und<br />

nachwachsenden Rohstoffen (Nawaros) liegen die<br />

Methangehalte meist zwischen 45 bis 55 Vol.-%. Ab<br />

einem Masseanteil von 3 % der Rohglycerin-Seifenwassermischung<br />

im Batchansatz wird der <strong>Biogas</strong>bildungsprozess<br />

durch zunehmende Säurebildung gehemmt<br />

und die <strong>Gas</strong>ausbeute ist entsprechend gering (Bild 4).<br />

1.2 Hydrolyse<br />

Da in den Versuchen nur geringe Mengen Rohglycerin<br />

und Seifenwasser eingesetzt werden konnten, ohne dass<br />

eine Hemmung eintrat, wurde eine separate Hydrolysestufe<br />

aufgebaut. Die Hydrolyse erfolgte in einem offenen<br />

mit Trägerkörpern gefüllten Behälter mit einem Volumen<br />

von 254 cm³. Das mit Rohglycerin, Seifenwasser und<br />

Nährstoffen (Rohglycerin und Seifenwasser im Verhältnis<br />

1:1, 1,5 %; Gesamtvolumen 600 ml) versetzte Wasser<br />

wurde im Kreislauf durch die Trägerkörper geleitet.<br />

Wie in Bild 5 zu sehen ist, verlief die Bildung der<br />

organischen Säuren bis zu einem Gehalt von 6000 mg/l<br />

erfolgreich. Das entstandene Hydrolysat wurde<br />

anschließend im Eudiometer für die quasikontinuierlichen<br />

Versuche verwendet.<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

1.3 Quasikontinuierliche Versuche<br />

Quasikontinuierliche Versuche im Eud iometer mit<br />

Rohglycerin und Seifenwasser bzw. mit Hydrolysat<br />

Um den kontinuierlichen Prozess, der in den meisten<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen abläuft, im Eudiometer nachzuempfinden,<br />

wurden die Probengefäße für Eudiometerversuche<br />

mit Stutzen versehen und mit Gummikappen und Bördelringen<br />

verschlossen, so dass eine Zugabe und Entnahme<br />

von Proben mit Spritze und Kanüle möglich war<br />

und damit eine Analyse des Prozesses vorgenommen<br />

werden konnte (Bild 6).<br />

Durch die getrennten Stufen und die Zugabe von<br />

Hydrolysat zur Methanstufe kann die Belastung deutlich<br />

erhöht werden. Die Belastungsgrenze richtet sich nach<br />

der Konzentration der freien organischen Säuren (FOS),<br />

die 1000 mg/l nicht überschreiten sollten, sowie der<br />

Pufferkapazität, ausgedrückt durch den TAC-Wert, der<br />

bei mindestens 4500 mg/l liegen sollte. Durch die<br />

höhere mögliche Belastung bei Verwendung von Hydrolysat<br />

kann die gebildete <strong>Biogas</strong>menge und damit der<br />

Methanertrag etwa verdoppelt werden.<br />

Quasikontinuierliche Versuche mit Rohglycerin<br />

und Seifenwasser<br />

In Laborreaktoren mit 23 Liter Fassungsvolumen wurden<br />

quasikontinuierliche Fermentationsversuche im<br />

mesophilen Temperaturbereich durchgeführt. Der Versuchsaufbau<br />

ist in Bild 7 dargestellt. Zur Prozesscharakterisierung<br />

wurden unter anderem Temperatur, Druck,<br />

pH-Wert, gebildete <strong>Gas</strong>menge und Methangehalt<br />

online erfasst.<br />

Die Belastung mi t Substrat wurde stufenweise bis<br />

zur Grenze der Prozessstabilität erhöht (Bild 8).<br />

Im einstufigen Verfahren mit Benutzung von Trägerkörpern<br />

liegt die Grenze bei einer Raumbelastung von<br />

circa 1,6 bis 1,7 kg TOC je m 3 Fermentervolumen und<br />

Tag. Die untersuchte Raumbelastung von 1,66 kg TOC je<br />

m 3 Fermentervolumen und Tag entspricht einer Zugabe<br />

von 150 g Rohglycerin und Seifenwasser im Mischungsverhältnis<br />

1:1. Mit dieser Raumbelastung entstehen 2,5<br />

bis 3 m³ <strong>Biogas</strong>/m³ Fermentervolumen. Die <strong>Gas</strong>ausbeute<br />

liegt bei 1,5 bis 1,8 m³ <strong>Biogas</strong>/kg TOC.<br />

Der Methangehalt ist hier, wie auch in den Batchversuchen<br />

mit Werten zwischen 60 und 66 Vol.-% sehr hoch<br />

im Vergleich zu den Methangehalten beim Einsatz landwirtschaftlicher<br />

Substrate. Allerdings sind auch die<br />

Gehalte an Schwefelwasserstoff mit bis zu 1673 mg/m³<br />

<strong>Biogas</strong> vergleichsweise hoch. Die Werte, die die Prozessstabilität<br />

charakterisieren, wie der FOS/TAC-Wert, der<br />

FOS-Wert und der pH-Wert zeigen, dass der Prozess in<br />

dieser Phase noch stabil verläuft (FOS/TAC maximal<br />

0,25, FOS-Wert von maximal 4,8 g/l, pH-Wert überwiegend<br />

im Bereich um 7,6). Mit Erhöhung der Raumbelastung<br />

auf 2 kg TOC/m 3 Fermentervolumen (180 g/d) zeigen<br />

nicht nur die zurückgehende <strong>Gas</strong>bildungsrate und<br />

sinkende <strong>Gas</strong>ausbeute, sondern auch die steigenden<br />

Normvolumen [ml]<br />

14000<br />

12000<br />

10000<br />

8000<br />

6000<br />

4000<br />

2000<br />

0<br />

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000<br />

Prozesszeit [h]<br />

Rohglycerin + Seifenwasser<br />

Hydrolysat<br />

Bild 6. <strong>Biogas</strong>bildung aus Rohglycerin-Seifenwassermischung bzw.<br />

Hydrol ysat bei quasikontinuierlicher Zugabe.<br />

Bild 7. Labor mit Batch- und quasikontinuierlichen Reaktoren.<br />

r (BG) [m³/(d*m³)],<br />

<strong>Gas</strong>ausbeute [m³/kg TOC],<br />

Raumbelastung [kg TOC/m³]<br />

5,0<br />

4,5<br />

4,0<br />

3,5<br />

3,0<br />

2,5<br />

2,0<br />

1,5<br />

1,0<br />

0,5<br />

ab 1d: 60g/d ab 87d: 90g/d ab 117d: 120g/d ab 181d: 150g/d ab 221d bis 269d:<br />

180g/d<br />

r (BG) <strong>Gas</strong>ausbeute Raumbelastung Methangehalt<br />

0,0<br />

0<br />

1 16 31 46 61 76 91 106 121 136 151 166 181 196 211 226 241 256 271<br />

Prozesszeit [d]<br />

Bild 8. <strong>Biogas</strong>bildungsrate r(BG) bezogen auf m³ Fermenterinhalt<br />

und Tag, <strong>Biogas</strong>a u sbeute, Methangehalt und Raumbelastung bei<br />

Zugabe von Rohglycerin und Seifenwasser im einstufigen Prozess.<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

Methangehalt [Vol.-%]<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 527

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

FOS/TAC- und FOS-Werte sowie der sinkende pH-Wert<br />

die Überlastung des Prozesse deutlich an (ohne Abbildung).<br />

Die Ergebnisse der Vorversuche dienten als Grundlage<br />

für die Entwicklung der kleintechnischen Anlage.<br />

Für diese wurde ein kontinuierlicher zweistufiger Prozess<br />

unter Verwendung von Trägerkörpern vorgesehen.<br />

Bild 9. Fließbild der kleintechnischen Anlage.<br />

Bild 10. Fermenter.<br />

Bild 11. Hydrolysestufe,<br />

<strong>Gas</strong>reinigung<br />

und <strong>Gas</strong>speicher der<br />

kleintechnischen<br />

Anlage.<br />

2. Kleintechnische Anlage<br />

In Bild 9 ist der prinzipielle Aufbau der kleintechnischen<br />

Anlage dargestellt. Das Verfahren wird zweistufig kontinuierlich<br />

geführt, wobei Hydrolyse/Acidogenese und<br />

Acetogenese/Methanogenese (Fermenter) räumlich<br />

getrennt sind. Durch diese Anordnung ist es möglich,<br />

höhere Raumbelastungen und kürzere Verweilzeiten zu<br />

erreichen. Als Substrat dient ein Rohglycerin/Seifenwassergemisch<br />

im Verhältnis 1:1. Benötigte Nährmedien<br />

werden abhängig vom Substrat zugegeben.<br />

Der Fermenter ist in Bild 10 dargestellt. Er verfügt<br />

über ein Gesamtvolumen von 3 m³, wobei das Volumen<br />

der Kulturbrühe 2 m³ beträgt. Mit Hilfe umfangreicher<br />

Messtechnik wird der Prozess kontrolliert und gesteuert.<br />

Hierfür werden unter anderem Temperatur, Druck,<br />

pH-Wert, Redoxpotenzial, <strong>Gas</strong>menge und <strong>Gas</strong>zusammensetzung<br />

online gemessen.<br />

Die zwei Hydrolysebehälter verfügen über ein<br />

Gesamtvolumen von 0,2 m³. In Bild 11 ist der <strong>Gas</strong>speicher,<br />

ein 15 m³ fassender Foliensack, zu sehen. Das <strong>Biogas</strong><br />

wird vor der Speicherung mittels Kieselgel getrocknet<br />

und durch eine spezielle Aktivkohle entschwefelt.<br />

Hierdurch wird ein Taupunkt < –50 °C und eine nahezu<br />

vollständige Entschweflung erreicht.<br />

Um den sicheren Betrieb der Anlage zu gewährleisten,<br />

wurden eine <strong>Gas</strong>warnanlage und eine Zwangsquerbelüftung<br />

installiert. Beide Komponenten sind miteinander<br />

intelligent verknüpft, so dass im Falle eines<br />

<strong>Gas</strong>austrittes automatisch die Belüftung hochgeregelt<br />

(Luftstrom bis 3500 m³/h) und die elektrische Versorgung<br />

der Anlage abgeschaltet werden. Außerdem werden<br />

über einen Panel-PC Mitarbeiter per SMS über Störfälle<br />

informiert, wie <strong>Gas</strong>austritt, Stromausfall und Störungen<br />

der <strong>Gas</strong>warnanlage.<br />

In Anlehnung an die Daten der Vorversuche wurde<br />

die Anlage erfolgreich in Betrieb genommen.<br />

Bild 12 zeigt eine bisher erreichte maximale <strong>Biogas</strong>bildungsrate<br />

von 1,1 m³ <strong>Biogas</strong> pro Tag und m³ Fermenterinhalt.<br />

Die <strong>Gas</strong>ausbeute pro kg TOC liegt nach<br />

8-wöchiger Einfahrphase bei maximal 389 l <strong>Biogas</strong>,<br />

wobei ein deutlicher Aufwärtstrend zu verzeichnen ist.<br />

Durch den Einsatz der gesonderten Hydrolysestufe<br />

kann ein Teil des entstehenden Kohlenstoffdioxids<br />

schon in dieser Stufe abgetrennt werden. Dadurch<br />

steigt der Methangehalt des <strong>Biogas</strong>es deutlich. Bisher<br />

sind Methangehalte zwischen 70 und 80 Vol.-% festgestellt<br />

worden (Bild 13).<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Es wird erwartet, dass die <strong>Biogas</strong>bildungsrate im<br />

weiteren Versuchsverlauf noch deutlich ansteigt, da sich<br />

die Anlage derzeit in der Anfahrphase befindet.<br />

Die Zielstellungen für den weiteren Anlagenbetrieb<br />

lauten:<br />

Steigerung der <strong>Biogas</strong>produktion (> 2 m³ <strong>Biogas</strong> pro<br />

m³ Fermenterinhalt und Tag) unter Beibehaltung<br />

der hohen <strong>Gas</strong>qualität.<br />

Erhöhen der <strong>Biogas</strong>ausbeute (> 1 m³ <strong>Biogas</strong> pro kg<br />

TOC).<br />

Optimierung der Nährstoffzugaben.<br />

Einstellen eines dauerstabilen Prozesses.<br />

r(BG) [l/(m³*d)]<br />

1200<br />

1000<br />

800<br />

600<br />

400<br />

200<br />

480<br />

400<br />

320<br />

240<br />

160<br />

80<br />

<strong>Biogas</strong>ausbeute [l/(kg TOC)]<br />

3. Wirtschaftlichkeit<br />

Die Branche der Biodieselproduzenten ist in Deutschland<br />

sehr heterogen aufgestellt. Die Produktionskapazitäten<br />

liegen je nach Anlage zwischen 2000 und 275 000<br />

Tonnen pro Jahr. Da sich die Wirtschaftlichkeit von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

stark nach der Anlagengröße richtet, wurden<br />

für die Untersuchung vier Referenzfälle ausgewählt.<br />

Sie orientieren sich an der in Deutschland existierenden<br />

Herstellerstruktur (siehe Bild 14).<br />

Aus der Biodieselkapazität wurde die Glycerinproduktion<br />

unter der Annahme einer Anlagenauslastung<br />

von 75 % und eines Glycerinanfalls von 10 Masse-%<br />

bezogen auf den Biodieselausstoß berechnet. Neben<br />

Glycerin wurde die Vergärbarkeit von Methanol und<br />

Seifen einbezogen. Die <strong>Gas</strong>ausbeute wurde auf 350 m³<br />

je Tonne eingesetzter Frischmasse festgelegt. Dies entspricht<br />

den Messwerten aus den quasi-kontinuierlichen<br />

Gärversuchen aus dem Labor (siehe 2.3). Es wurde weiter<br />

von einer zunächst niedrigen Methankonzentration<br />

(62 %) im Rohbiogas ausgegangen.<br />

Untersucht wurden zwei Verwertungsrouten. Zum<br />

einen die Verstromung des erzeugten <strong>Biogas</strong>es in einem<br />

BHKW, zum anderen die Aufbereitung zu Bioerdgas mit<br />

anschließender Einspeisung ins <strong>Erdgas</strong>netz. Die Grunddaten<br />

der Referenzfälle und Verwertungsrouten sind in<br />

Tabelle 2 dargestellt.<br />

Ein Hauptargument für oder gegen die Wirtschaftlichkeit<br />

einer Verwertung von Glycerin und weiterer Nebenprodukte<br />

in einer <strong>Biogas</strong>anlage ist die Höhe der Investitionskosten.<br />

Unter Verwendung der erreichten Raum-Zeit-<br />

Ausbeuten und <strong>Gas</strong>erträge wurden die Behältervolumina<br />

und Rohrleitungen einer <strong>Biogas</strong>anlage berechnet. Auf<br />

Basis dieser Daten wurden Angebote für Hauptausrüstungen,<br />

Planungs- und Bauleistungen eingeholt sowie die<br />

Höhe der Genehmigungsgebühren abgeschätzt. Die<br />

Investitionskosten der BHKW- sowie der Aufbereitungsanlagentechnik<br />

wurden aktuellen Veröffentlichungen entnommen<br />

und teilweise durch Angebote ergänzt [5, 6].<br />

Als Aufbereitungsverfahren wurden Daten zur Aminwäsche<br />

verwendet. Bild 15 veranschaulicht die Höhe<br />

der Investitionskosten für die angeführten Referenzfälle<br />

und Verwertungsrouten.<br />

Summenanteil<br />

Zusammensetzung <strong>Biogas</strong> [Vol.-%]<br />

0<br />

0<br />

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400<br />

100<br />

90<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

<strong>Biogas</strong>bildungsrate r(BG)<br />

Prozesszeit [h]<br />

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

Bild 12. <strong>Biogas</strong>bil dungsrate r(BG) bezogen auf m³ Fermenterinhalt<br />

und Tag und <strong>Biogas</strong>ausbeute.<br />

0<br />

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400<br />

Prozesszeit [h]<br />

100%<br />

90%<br />

80%<br />

70%<br />

60%<br />

50%<br />

30%<br />

20%<br />

10%<br />

Methan<br />

Kohlenstoffdioxid<br />

Bild 13. <strong>Biogas</strong>zusamm ensetzung nach <strong>Gas</strong>reinigung.<br />

40% Referenzgröße 1<br />

Referenzgröße 2<br />

Referenzgröße 3<br />

0%<br />

0 50 100 150 200 250 300<br />

Anlagenkapazität [kt/a]<br />

Anlagenanzahl<br />

Anlagenkapazität<br />

Referenzgröße 4<br />

Bild 14. Kumulative Verteilung der Bio dieselanlagen in<br />

Deutschland (Datenbasis: FNR 2009).<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 529

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

Tabelle 2. Grunddaten der Wirtschaftlichkeitsbetracht ung zur <strong>Biogas</strong>produktion<br />

aus Nebenprodukten der RME-Herstellung.<br />

Referenzfälle 1 2 3 4<br />

Anlagenkapazität RME t/a 15 000 50 000 125 000 250 000<br />

Anlagen (D) 12 12 16 8<br />

Glycerinproduktion t/a 1250 3750 9375 18 750<br />

<strong>Biogas</strong>potential m³/h 89,9 312,5 749,1 1498,3<br />

P el (BHKW) kW 198 755 2091 4520<br />

h el (BHKW) – 33,9% 38,8% 43,1% 46,5%<br />

Bioerdgaspotential kWh/a 4,9 Mio 16,2 Mio 40,6 Mio 81,1 Mio<br />

Annahmen: 75 % Auslastung der Biodieselanlagen, 10 % Glycerin je t Biodiesel,<br />

62 % Methananteil im <strong>Biogas</strong>, 350 m³/t <strong>Biogas</strong>potential (bez. auf Frischmasse)<br />

Investitionskosten [Mio €]<br />

6<br />

5<br />

4<br />

3<br />

2<br />

1<br />

0<br />

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

BHKW<br />

Aufbereitung<br />

Fall 1<br />

15 kt/a<br />

Fall 2<br />

50 kt/a<br />

Fall 3<br />

125 kt/a<br />

Fall 4<br />

250 kt/a<br />

Bild 15. I nvestitionsvolumen für die Komponenten <strong>Biogas</strong>anlage,<br />

BHKW und Biomethanaufbereitung bei der Verwertung<br />

von Nebenprodukten der Biodieselherstellung in<br />

Abhängigkeit von der jährlichen Verarbeitungsmenge.<br />

Statische Amortisationsdauer [a]<br />

20<br />

18<br />

16<br />

14<br />

12<br />

10<br />

8<br />

6<br />

4<br />

2<br />

0<br />

0% 20% 40% 60% 80% 100%<br />

Anteil der genutzten Wärme an der<br />

im BHKW erzeugten Wärmemenge<br />

Fall 1 - 15 kt/a Fall 2 -50 kt/a Fall 3 -125 kt/a Fall 4 -250 kt/a<br />

Bild 16. Einf luss der Wärmenutzung auf die Wirtschaftlichkeit<br />

der Route – „Verstromung“.<br />

Statische Amortisationsdauer [a]<br />

20<br />

15<br />

10<br />

5<br />

0<br />

0,05 0,055 0,06 0,065 0,07 0,075 0,08<br />

Vergütung des eingespeisten Bioerdgases [€/kWh]<br />

Fall 1 - 15 kt/a Fall 2 - 50 kt/a Fall 3 - 125 kt/a Fall 4 - 250 kt/a<br />

Bild 17. Einfluss der Vergü tung des eingespeisten Bioerdgases<br />

auf die Wirtschaftlichkeit der Route – „Bioerdgas“.<br />

Um die Wirtschaftlichkeit der beiden Verwertungsrouten<br />

anschaulich vergleichen zu können, wurden sowohl<br />

die statischen Amortisationsdauern als auch die jährlichen<br />

Überschüsse unter Einbeziehung der Kapitalkosten<br />

bestimmt. Da Glycerin alternativ z. B. in der Pharmaindustrie<br />

Verwendung finden kann, wurde daneben auch der<br />

spezifische Erlös je Tonne eingesetztem Glycerin berechnet.<br />

Bei den beiden anderen Kennzahlen wurde mit spezifischen<br />

Glycerinkosten von 80 € pro Tonne gerechnet.<br />

Die Kosten bei der Route Verstromung umfassen folgende<br />

Positionen:<br />

BHKW<br />

Einhausung<br />

Elektrotechnik<br />

Grobentschwefelung sowie<br />

laufende Betriebsausgaben (Wartung, Revision, Versicherung,<br />

Verwaltung und Personal)<br />

Bei der Bioerdgaserzeugung fanden folgende Kosten<br />

Berücksichtigung:<br />

<strong>Gas</strong>wäsche<br />

Netzanschluss<br />

Konditionierung<br />

Grob- und Feinentschwefelung sowie<br />

laufende Betriebsausgaben (Wartung, Revision, Versicherung,<br />

Verwaltung und Personal)<br />

Die Ergebnisse der Berechnungen sind in Tabelle 3<br />

zusammengefasst.<br />

Wie man leicht erkennen kann, ist eine <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

in der kleinsten untersuchten Anlagenklasse<br />

(15 kt/a) bei beiden Verwertungsrouten unwirtschaftlich.<br />

Mit steigender Größe der Anlagen sinken jedoch<br />

die spezifischen Investitions- und Betriebskosten, was<br />

zu einem wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen führt.<br />

Die Verstromung weist gegenüber der Bioerdgasvariante<br />

höhere Erlöse und geringere Amortisationsdauern<br />

auf. Jedoch sind diese Zahlen stark von den in die<br />

Berechnungen eingeflossenen Parametern KWK-Anteil<br />

und Bioerdgasvergütung abhängig. Aus diesem Grund<br />

wurde eine Sensitivitätsanalyse der genannten Faktoren<br />

auf die Wirtschaftlichkeit der Anlagen durchgeführt.<br />

Die im BHKW erzeugte Wärme sollte möglichst im<br />

Biodieselprozess eingesetzt werden und dort die konventionelle<br />

Wärmeerzeugung entlasten beziehungsweise<br />

ersetzen. Daneben können die Verwaltungs- und<br />

Sozialgebäude der Biodieselproduktion beheizt und mit<br />

Warmwasser versorgt werden. Dadurch wird zum einen<br />

Brennstoff eingespart (<strong>Erdgas</strong>, Heizöl) und zum anderen<br />

ein zusätzlicher Erlös über den KWK-Bonus erzielt.<br />

Wie man in Bild 16 erkennen kann, ist die Wirtschaftlichkeit<br />

einer Investition in eine <strong>Biogas</strong>anlage zur Verwertung<br />

von Glycerin und anderen Substraten extrem von<br />

der Höhe des verwendeten Wärmeanteils abhängig. Die<br />

Erstellung eines schlüssigen Wärmekonzepts ist somit im<br />

Vorfeld einer Investitionsentscheidung essentiell.<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Für die Wirtschaftlichkeit der Bioerdgasvariante<br />

spielt die Höhe der Einspeisevergütung die Hauptrolle,<br />

da es keine feste Vergütung à la EEG in diesem Fall gibt.<br />

Für die Sensitivitätsanalyse wurden Einspeisevergütungen<br />

zwischen 5 und 8 EURO-Cent je eingespeister Kilowattstunde<br />

Bioerdgas angesetzt.<br />

Im Ergebnis (siehe Bild 17) zeigt sich der deutliche<br />

Einfluss dieses Wertes. Lediglich mit der kleinsten Anlagenklasse<br />

(15 000 t/a) kann kein sinnvoller Betrieb selbst<br />

bei einer sehr hohen Vergütung realisiert werden, wo -<br />

hingegen bei mittleren und besonders bei größeren<br />

Anlagen sehr kurze Amortisationsdauern erreicht werden<br />

können.<br />

Tabelle 3. Wirtschaftlichkei tsanalyse der <strong>Biogas</strong>produktion und der untersuchten<br />

Verwertungsrouten.<br />

Referenzfälle 1 2 3 4<br />

Einnahmen 1 [€/a]<br />

BHKW 257 800 856 552 2 238 232 4 636 829<br />

Bioerdgas 316 481 1 054 936 2 637 341 5 274 682<br />

Ausgaben (Verbrauch, Betrieb, Personal) 2 [€/a]<br />

<strong>Biogas</strong>anlage 165 526 534 874 1 326 251 2 651 706<br />

BHKW 20 057 43 011 101 591 205 598<br />

Bioerdgas 103 651 236 279 536 595 1.018 995<br />

Kapitalkosten 3 [€/a]<br />

<strong>Biogas</strong>anlage 88 750 177 233 318 884 509 851<br />

BHKW 22 022 44 470 112 891 240 478<br />

Bioerdgas 98 941 121 226 169 508 248 487<br />

Erlöse [€/a]<br />

BHKW –38 555 56 965 378 615 1 029 196<br />

Bioerdgas v140 387 –14.675 286 103 845 643<br />

Statische Amortisationsdauer [a]<br />

BHKW 14,90 7,73 5,17 4,10<br />

Bioerdgas 38,54 10,21 6,12 4,59<br />

Spezifischer Gewinn je Tonne Glycerin<br />

BHKW 42,37 93,98 119,73 134,42<br />

Bioerdgas -44,79 76,09 110,52 125,10<br />

1 BHKW: KWK-Anteil an Wärmeproduktion 40 %; Bioerdgas: Vergütung 6,5 Cent/kWh<br />

2 Substratkosten: 80 €/t Glycerin<br />

3 Nach Annuitätenmethode (15 a Laufzeit, 6% Verzinsung)<br />

4. Zusammenfassung und Ausblick<br />

Bei der Herstellung von Biodiesel fallen jährlich in<br />

Deutschland ca. 300 Tausend Tonnen Glycerin und weitere<br />

Nebenprodukte, wie zum Beispiel Seifenwässer an.<br />

Von diesen Nebenprodukten wird derzeit nur das Rohglycerin<br />

genutzt. Je nach Größe der Anlagen erfolgt bei<br />

größeren Mengen eine Aufreinigung und der Verkauf an<br />

die Pharmaindustrie oder wenn es sich um kleinere<br />

Mengen handelt, die Verwendung als Futtermittelzusatz<br />

bzw. vereinzelt auch der Einsatz als Kosubstrat in<br />

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

Eine Umsetzung aller Nebenprodukte, nicht nur des<br />

Rohglycerins, sondern auch der Seifenwässer direkt am<br />

Ort der Erzeugung wäre vorteilhaft, da Transportkosten<br />

entfallen und über die <strong>Biogas</strong>erzeugung ein Teil der im<br />

Produktionsprozess benötigten Energie bereit gestellt<br />

werden könnte, was zur Wertschöpfung im Unternehmen<br />

beiträgt. Die besondere Zusammensetzung des<br />

Rohglycerins mit einem hohen Gehalt an Fettsäuren<br />

und dem hohen Methanolgehalt im Seifenwasser ist<br />

aufgrund des hohen Energieinhaltes im Hinblick auf die<br />

<strong>Biogas</strong>erzeugung vielversprechend, aber auch problematisch.<br />

Nährstoff- und Stickstoffmangel, hohe pH-<br />

Werte und vergleichsweise hohe Konzentrationen der<br />

für bestimmte Bakterien toxischen Inhaltsstoffe (z. B.<br />

Methanol) sind extrem schwierige Randbedingungen<br />

für einen langfristig stabilen Prozess.<br />

Versuche in Eudiometern nach [4] und Laborfermentern<br />

nach [3] haben den Nachweis erbracht, dass eine<br />

Monofermentation von Nebenprodukten der RME-<br />

Herstellung möglich ist. Hemmungen durch leicht<br />

abbaubare Bestandteile erlauben bei einstufiger Prozessführung<br />

nur geringe Raumbelastungen, was große<br />

Fermenterdimensionen erfordern würde. Durch zweistufige<br />

Prozessführung konnte die Raumbelastung<br />

erheblich, bis etwa auf das Doppelte, gesteigert werden.<br />

Dabei wurde gleichzeitig eine gute Prozessstabilität,<br />

basierend auf einer kontinuierlichen Kontrolle der<br />

FOS und TAC Konzentrationen, erreicht.<br />

Aus diesen Ergebnissen wurde ein Anlagenkonzept<br />

entwickelt und in einer kleintechnischen Anlage verifiziert.<br />

Die kleintechnische Anlage besteht aus Hydrolyse,<br />

Fermenter und <strong>Gas</strong>reinigung sowie einem <strong>Gas</strong>speicher.<br />

Für den Betrieb wurde ein umfassendes Sicherheitskonzept<br />

erstellt und umgesetzt. Die kleintechnische Anlage<br />

liefert derzeit erste, wertvolle Versuchsdaten, befindet<br />

sich aber noch in der Anfahrphase.<br />

Aus den Daten der Laborversuche und den ersten<br />

Erfahrungen mit dem Betrieb der kleintechnischen<br />

Anlage wurden Szenarien zur wirtschaftlichen Umsetzung<br />

des Verfahrens erarbeitet. Die gewählten Szenarien<br />

orientieren sich an den üblichen Anlagengrößen<br />

von Biodieselproduktionsanlagen. Ein wirtschaftlicher<br />

Betrieb lässt sich für mittlere und große Biodieselanlagen<br />

darstellen. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit<br />

ist neben der hohen Konzentration an Methan im <strong>Biogas</strong><br />

bei einer hohen <strong>Gas</strong>ausbeute, ob und in welchem<br />

Umfang die bei einer Verstromung im BHKW anfallende<br />

Wärme sinnvoll genutzt werden kann, z. B. im Biodieselprozess<br />

und in Sozialgebäuden, d. h. es muss ein<br />

ausgereiftes Wärmenutzungskonzept vorhanden sein.<br />

Alternativ kann das <strong>Biogas</strong> nach entsprechender Aufbereitung<br />

in das öffentliche <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist<br />

werden. In diesem Fall ist der Preis entscheidend, der<br />

für das Biomethan erzielt werden kann. Für beide Nut-<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 531

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

zungspfade spielt weiterhin der am Markt erzielbare<br />

Preis bei Direktabsatz des Glycerins eine entscheidende<br />

Rolle.<br />

In der kleintechnischen Anlage sind Langzeitversuche<br />

geplant mit dem Ziel, die <strong>Biogas</strong>produktion kontinuierlich<br />

auf über 2 m³ <strong>Biogas</strong> pro m³ Fermenterinhalt<br />

und Tag unter Beibehaltung der hohen <strong>Gas</strong>qualität zu<br />

steigern, gleichzeitig aber auch die <strong>Biogas</strong>ausbeute auf<br />

über 1 m³ <strong>Biogas</strong> pro kg TOC zu erhöhen und den Prozess<br />

mit diesen Vorgaben langfristig stabil zu betreiben.<br />

Wenn diese Zielvorgaben erreicht sind, ist die Errichtung<br />

einer Pilotanlage und die Erweiterung des Substratspektrums<br />

geplant.<br />

Das Projekt wurde unter dem Titel „Entwicklung<br />

eines Verfahrens zur mikrobiologischen Erzeugung<br />

eines hochwertigen regenerativen Energieträgers aus<br />

den bei der RME-Herstellung anfallenden Nebenprodukten<br />

Glycerin und Seifen“ durch das Land Sachsen<br />

und die SAB Sächsische Aufbaubank gefördert (Förderkennzeichen<br />

12489/2052). Die Autoren bedanken sich<br />

für die Unterstützung.<br />

Literatur<br />

[1] BMU-KI III 1: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik<br />

(AGEE-Stat). Erneuerbare Energien in Deutschland Stand<br />

23.03.2011.<br />

[2] Verband deutscher Biokraftstoffindustrie e. V.: Biokraftstoffe<br />

in Deutschland. März 2011.<br />

http://www.biokraftstoffverband.de/downloads/1896/<br />

VDB_Facts_Biokraftst.pdf Abruf am 13.7.2011.<br />

[3] VDI-Richtlinie 4630, Vergärung organischer Stoffe – Substratcharakterisierung,<br />

Probenahme, Stoffdatenerhebung,<br />

Gärversuche. VDI-Verlag, Düsseldorf 2006.<br />

[4] DIN 38 414-8 : 1985-06 Deutsche Einheitsverfahren zur Wasser-,<br />

Abwasser- und Schlammuntersuchung; Schlamm und<br />

Sedimente (Gruppe S); Bestimmung des Faulverhaltens (S8).<br />

Berlin: Beuth Verlag.<br />

[5] Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V.: Studie Einspeisung<br />

von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz. Leipzig 2006.<br />

[6] ASUE Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen<br />

Energieverbrauch e. V. BHKW-Kenndaten<br />

Module Anbieter Kosten Kaiserslautern Stand: Februar 2011.<br />

Autoren<br />

Dipl.-Ing. (FH) Erik Ferchau<br />

TU Bergakademie Freiberg |<br />

Institut für Wärmetechnik und Thermodynamik |<br />

Lehrstuhl für <strong>Gas</strong>- und Wärmetechnische Anlagen |<br />

Freiberg |<br />

Tel.: +49 3731 393635 |<br />

E-Mail: ferchau@iwtt.tu-freiberg.de<br />

Dr.-Ing. Jörg Nitzsche<br />

DBI-<strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH Freiberg |<br />

Freiberg |<br />

Tel.: (+49) 3731 / 4195 300 |<br />

E-Mail: joerg.nitzsche@dbi-gti.de<br />

Dr. Heike Fischer<br />

G.E.O.S. Ingenieurgesellschaft mbH |<br />

Freiberg |<br />

Tel.: +49 3731 369 310 |<br />

E-Mail: h.fischer@geosfreiberg.de<br />

Dipl.-Chemieingenieurin (FH) Corina Protze<br />

Biowerk Sohland GmbH |<br />

Tel.: +49 35936 45518<br />

E-Mail: c.protze@biowerk-sohland.de<br />

Dr.- Ing. Hartmut Krause<br />

DBI <strong>Gas</strong>- und Umwelttechnik GmbH |<br />

Freiberg |<br />

Tel.:+49 3731 4195 300 |<br />

E-Mail: Hartmut.Krause@dbi-gut.de<br />

Dipl.-Ing. (FH) Robert Manig<br />

DBI <strong>Gas</strong>- und Umwelttechnik GmbH |<br />

Freiberg |<br />

Tel.: +49 3731 4195 300 |<br />

E-Mail: robert.manig@dbi-gut.de<br />

Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis<br />

TU Bergakademie Freiberg |<br />

Institut für Wärmetechnik und Thermodynamik |<br />

Lehrstuhl für <strong>Gas</strong>- und Wärmetechnische Anlagen |<br />

Freiberg |<br />

Tel.: +49 3731 393940<br />

E-Mail: trimis@iwtt.tu-freiberg.de<br />

Dr.-Ing. Saskia Wesolowski<br />

TU Bergakademie Freiberg |<br />

Institut für Wärmetechnik und Thermodynamik |<br />

Lehrstuhl für <strong>Gas</strong>- und Wärmetechnische Anlagen |<br />

Freiberg |<br />

Tel.: +49 3731 393635 |<br />

E-Mail: saskia.wesolowski@iwtt.tu-freiberg.de<br />

September 2011<br />

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

INFORMATION & KOMMUNIKATION<br />

GASFACHLICHE AUSSPRACHETAGUNG<br />

l<br />

www.gat-dvgw.de<br />

gat 2011<br />

vom 25. bis 26. Oktober 2011<br />

in Hamburg<br />

Die breite Debatte um einen schnelleren Umbau<br />

der Energieversorgung erfordert innovative<br />

Ansätze und Lösungen beim Zusammenwirken<br />

vorhandener und neuer Strukturen. Der Energieträger<br />

<strong>Gas</strong> hat das Potenzial, hierbei eine<br />

Schlüsselrolle in technologischer Hinsicht zu<br />

übernehmen. Schwerpunkt auf der gat 2011<br />

wird daher wieder die Innovationsoffensive des<br />

DVGW sein. Zwei prominent besetzte Podiumsdiskussionen<br />

greifen das Thema von energiepolitischer<br />

und technologischer Seite auf:<br />

• Zukunftsenergie <strong>Gas</strong><br />

• Technologien für die neuen Energiesysteme –<br />

nachhaltiger Beitrag zum Klimaschutz<br />

Vertiefende Informationen bieten Ihnen Diskussionsforen<br />

u.a. zu folgenden Themen:<br />

• Speicherung von Strom aus regenerativen<br />

Energien/Wasserstoffelektrolyse<br />

• <strong>Biogas</strong><br />

• <strong>Gas</strong>technologie im kommunalen Energiekonzept<br />

• Smart <strong>Gas</strong> Grids/Smart Metering<br />

• Innovative <strong>Gas</strong>-Plus-Technologien<br />

• <strong>Erdgas</strong> im Markt/Regulierungsregime<br />

• <strong>Gas</strong>messung/Brennwertverfahren<br />

• Unkonventionelles <strong>Gas</strong><br />

• Versorgungssicherheit<br />

Die gat ist das größte deutschsprachige Forum für alle Themen rund um <strong>Erdgas</strong>.<br />

Kongress und Ausstellung sprechen aktuell rund 3.000 Teilnehmer an.<br />

Wir freuen uns auf Ihren Besuch in Hamburg.<br />

Hauptsponsor

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

Projektierung von <strong>Biogas</strong>einspeiseanlagen<br />

– Auf der Suche nach einem<br />

standardisierten Konzept<br />

<strong>Biogas</strong>, <strong>Biogas</strong>einspeisung, Projektierung, Einspeiseanlagen, Anlagentechnik<br />

Dirk Sattur<br />

Der Markt der Einspeisung von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

hat mit der ersten Novellierung der <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung<br />

(<strong>Gas</strong>NZV) im Jahr 2008 eine stetige<br />

Entwicklung erfahren. Waren im Jahr 2009 ca. 30<br />

<strong>Biogas</strong>einspeiseanlagen an das öffentliche <strong>Erdgas</strong>netz<br />

angeschlossen, so konnte diese Zahl bereits in<br />

2010 mehr als verdoppelt werden [1]. Für 2011 ist mit<br />

einem nahezu linearen Anstieg zu rechnen, wobei<br />

der hohe Preis für Einsatzstoffe sowie die Entwicklungen<br />

auf dem Finanzmarkt eine gegenläufige Wirkung<br />

hatten. Mit den Weichenstellungen basierend<br />

auf den Änderungen des EEG sowie dem definierten<br />

Ausstieg aus der Atomkraft ist mit einer weiteren<br />

rasanten Entwicklung zu rechnen, die vielleicht nur<br />

die Technik als limitierenden Faktor erfährt.<br />

Insbesondere die Projektierung der erforderlichen<br />

Einspeiseanlagen ist zu einem viel diskutierten<br />

Thema geworden. Von der baulichen Hülle, über die<br />

erforderliche Brennwertanpassung hinsichtlich der<br />

eichpflichtigen Abrechnung nach DVGW Arbeitsblatt<br />

G 685, bis hin zur Ausführung von <strong>Gas</strong>druckregelanlagen<br />

oder Verdichtern herrschen auf dem deutschen<br />

Markt unterschiedlichste Ansichten. Doch gibt es<br />

einen goldenen Pfad aus Sicht eines Netzbetreibers<br />

bei der technischen Umsetzung eines vorliegenden<br />

Netzanschlussbegehrens zur <strong>Biogas</strong>einspeisung?<br />

Project planning of biogas feeding systems<br />

– In search of a standardized concept<br />

The market of feeding biomethane into transport grids<br />

has grown continously since the amendment of the<br />

„<strong>Gas</strong>netzzugangsordnung“ (<strong>Gas</strong>NZV) in 2008. In 2009<br />

there were approximatly 30 upgrading plants operating,<br />

in 2010 the number of plants was doubled. For<br />

2011 calculation point out a linear increase, although<br />

prices for many of the commodities, for example corn,<br />

increases at the markets and in addition the situation<br />

on capital markets had a negative impact on many<br />

projects. With the position taken up by points to cut of<br />

nuclear plants in the future and the changes in EEG<br />

(renewable energy law) rapid developments in<br />

biomethane market can be prognosticated. Maybe the<br />

engineering is the only limiting factor.<br />

Especially the project planning of the requiered feeding<br />

systems is often in discussion. From the building<br />

casing to the utilization of gas pressure regulation<br />

and metering facilities and of cause the compressor<br />

are several points of opinion in the German market.<br />

This involves the necessary adjustment of the higher<br />

heating value for the custody transfer measurement<br />

in accordance with DVGW specification G 685. Is<br />

there a golden path from the standpoint of the grid<br />

operator for the technical implementation of linking<br />

the biomethane facilities to the grid?<br />

1. Prüfung des Netzanschlussbegehrens<br />

Ein Formblatt zur Einreichung eines Netzanschlussbegehrens<br />

welches dem Netzbetreiber neben den erforderlichen<br />

Kontaktdaten, Auskunft über Volumenströme,<br />

Drücke und <strong>Gas</strong>qualitäten des aufzunehmenden Biomethans<br />

gibt, steht bei einer Vielzahl von Netzbetreibern<br />

auf deren Homepage zum Download zur Verfügung.<br />

Nach Eingang der Anzahlung von 25 Prozent der<br />

Prüfkosten gemäß <strong>Gas</strong>NZV § 41 c [2], ist auch der Startschuss<br />

für die technische Betrachtung beim Netzbetreiber<br />

gefallen. Zu dieser Betrachtung sollte zwingend die<br />

Überprüfung des hydraulischen Netzvolumens sowie,<br />

insbesondere im Verteilnetz, eine Aktualiserung der vorliegenden<br />

Netzberechnung auf Basis von Lastgangsdaten<br />

der letzten drei Jahre gehören. Hierbei können kritische<br />

Zeitpunkte zur Einspeisung von <strong>Biogas</strong> in Phasen<br />

schwachen <strong>Gas</strong>bezugs identifiziert werden. Auf Basis<br />

der Berechnung und nach örtlicher Festlegung des<br />

Netzkoppelpunktes ist eine detaillierte Kalkulation der<br />

erforderlichen Anlagenkomponenten unerlässlich. Die -<br />

se sollte auch auf nachgelagerte Netzausbaumaßnahmen,<br />

wie Teilnetzverbindungen oder Rückverdichtungen<br />

in vorgelagerte Netze ausgedehnt werden, wenn<br />

die Erzeugung von <strong>Biogas</strong> den konventionellen <strong>Gas</strong>be-<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Bild 1. Ablauf<br />

eines Netzanschlussbegehrens<br />

nach <strong>Gas</strong>NZV<br />

§ 41 c.<br />

zug im vorliegenden <strong>Erdgas</strong>netz signifikant übersteigt.<br />

Ziel der Prüfung für den Netzbetreiber ist neben der<br />

Antwort an den Netzanschlusskunden binnen drei<br />

Monaten die Festlegung eines technischen Grobkonzeptes<br />

zur späteren Umsetzung (Bild 1).<br />

2. Durchführung der Genehmigungsverfahren<br />

Im Bereich der Genehmigung zum Bau von gastechnischen<br />

Anlagen zur <strong>Biogas</strong>einspeisung besteht auf Bundesebene<br />

derzeit kein exakt einheitliches Vorgehen.<br />

Zwischen den Bundesländern können Gewichtung und<br />

Detaillierungstiefe der Anträge variieren jedoch eint<br />

diese der formalistische Weg, der im Wesentlichen aus<br />

zwei Säulen besteht. Zum einen ist hier bei Leitungsdrücken<br />

größer 16 bar ü die Anzeigepflicht nach <strong>Gas</strong>HDrLtgV<br />

§ 5, Abs. 1 [3] zu nennen. Der Umfang der Genehmigungsunterlagen<br />

kann zusammengefasst wie folgt ausgedrückt<br />

werden:<br />

Genaue Bezeichnung des Bauvorhabens, Benennung<br />

des Errichters und Betreibers<br />

Mitteilung über die im Zusammenhang mit dem<br />

Bauvorhaben stehenden Einrichtungen<br />

Planunterlagen, Übersichtsplan 1: 25 000, Lageplan,<br />

Fließschema<br />

Daten der Anlage: Leitungsschema, Nennweiten,<br />

Zulässige Betriebsdrücke, Einrichtungen zum kathodischen<br />

Korrosionsschutz, Einbindung in das Leitungssystem,<br />

Anzahl der Verdichter, Art der Verdichter,<br />

Einrichtungen zur Messung und Regelung<br />

Sicherheitseinrichtungen, Geräteart, Beschreibung<br />

der Sicherheitseinrichtungen am Verdichter, Aussagen<br />

zum Brand- und Explosionsschutz<br />

Sicherheitstechnische Besonderheiten<br />

Erklärung des Errichters und Betreibers über die<br />

sachgemäße Errichtung und den späteren Betrieb<br />

Unterrichtung des Sachverständigen für die Prüfung<br />

nach § 6 der <strong>Gas</strong>HDrLtgV<br />

Betriebsüberwachung und Art des Bereitschaftsdienstes<br />

Sachverständigengutachten, Bauart und Betriebsweise<br />

gemäß Anforderungen § 3 <strong>Gas</strong>HDrLtgV<br />

In einem zweiten Schritt ist vom Errichter zu prüfen,<br />

inwieweit eine Flüssiggasbevorratung oberhalb einer<br />

Grenze von 2,9 Tonnen erforderlich ist, um das einzuspeisende<br />

<strong>Biogas</strong> zu konditionieren. Ist dies nicht der<br />

Fall unterliegt die <strong>Biogas</strong>einspeiseanlage dem Baurecht.<br />

Sollte jedoch eine <strong>Gas</strong>bevorratung oberhalb dieser<br />

Grenze stattfinden, was bei größeren Anlagen die Regel<br />

darstellt, so ist eine Genehmigung nach § 10 BimSchG<br />

[4] erforderlich. Die Genehmigungsbedürftigkeit wird<br />

hierbei in der 4. BimSchV Nr. 9.1 geregelt und mit folgendem<br />

Umfang definiert:<br />

Antrag, Kurzbeschreibung, Standort der Anlage,<br />

Begründung für den Antrag nach §§ 8a und 16 Abs. 2<br />

BImSchG<br />

Planwerk, Topographische Karte, Lageplan im Maßstab<br />

1: 250<br />

Bauvorlagen, Bauantragsunterlagen, Statiken<br />

Anlage und Betrieb, Prozessdiagramm, Verfahrensbeschreibung,<br />

Fließschema, Beschreibung des Betriebes,<br />

Gliederung in Betriebseinheiten<br />

Stoffe, Stoffmengen, Stoffdaten, Sicherheitsdatenblätter<br />

(z. B. für bevorratete Odorstoffe)<br />

Immissionen, Tangierung der TA Luft und TA Lärm<br />

Abwasser<br />

Abfälle, Verwertung und Entsorgung von Abfällen<br />

Umgang mit wassergefährdenden Stoffen<br />

Anlagensicherheit, Sicherheitskonzept, Arbeitsschutz,<br />

Brandschutz, Explosionsschutz<br />

Umweltverträglichkeitsprüfung, Tangierung oder<br />

Eingriff in den Naturschutz<br />

Nach individueller Festlegung der Träger öffentlicher<br />

Belange kann von dem oben benannten Umfang abgewichen<br />

werden, sollten bestimmte Bereiche als besonders<br />

kritisch oder nicht tangiert angesehen werden, aus<br />

diesem Grund ist ein früher Abstimmungtermin zwischen<br />

dem Errichter, in der Regel der Netzbetreiber, und<br />

den Trägern öffentlicher Belange zu suchen.<br />

3. Anlagenkonzept<br />

Eine <strong>Biogas</strong>einspeiseanlage setzt sich aus mehreren<br />

funktionalen Einheiten zusammen. Hierzu zählen neben<br />

der Regel- und Messeinheit, die Verdichtereinheit sowie<br />

die Konditioniereinheit. Schematisch ist eine Untergliederung<br />

somit in diese drei Blöcke möglich.<br />

3.1 Messung und Regelung<br />

Eingangsseitig befindet sich nach der pneumatisch<br />

oder elektrisch (abhängig von vorhandener Druckluft-<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 535

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

BGAA<br />

BGKA /<br />

BGEA<br />

FQI<br />

Kalorimeter<br />

PGC<br />

M<br />

Statischer Mischer<br />

Biomethan<br />

Staubfilter<br />

Mengenmessung Biomethan<br />

F<br />

Bild 2. Konzeptioneller Aufbau der Eingangsschiene in die <strong>Biogas</strong>einspeiseanlage.<br />

Wobbe-Index (W!"#) [kWh/m ]<br />

Hs,n am Einspeisepunkt ± 2% (Sollwertbereich) Betriebs-Istwert (Produktwert+Fehler)<br />

Ws Linie<br />

Punkt ohne LPG<br />

LPG Zumischung<br />

CH4 Verlauf in Abhängigkeit vom Heizwert<br />

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

Grenzen für H<br />

CH4 Linie<br />

s und W s nach DVGW G 260<br />

Hs Linie Linear (u. Brennwertgrenze (DVGW G 260))<br />

Brennwert (H s,n ) [MJ/m ]<br />

28,8 30,6 32,4 34,2 36,0 37,8 39,6 41,4 43,2 45,0 46,8 48,6 50,4<br />

16,0<br />

15,8<br />

100<br />

15,6<br />

99<br />

15,4<br />

98<br />

15,2<br />

15,0<br />

97<br />

14,8<br />

96<br />

14,6<br />

14,4<br />

95<br />

14,2<br />

14,0<br />

94<br />

13,8<br />

93<br />

13,6<br />

13,4<br />

92<br />

13,2<br />

91<br />

13,0<br />

12,8<br />

90<br />

8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,5 11,0 11,5 12,0 12,5 13,0 13,5 14,0<br />

Bild 3. Konditionierungsszenario für ein H-<strong>Gas</strong> Netz bei einer <strong>Biogas</strong>beschaffenheit<br />

von 96 % Ch 4 .<br />

CH 4 Volumenanteil [Vol.-%]<br />

anlage bei Luftkonditionierung) steuerbaren Armatur<br />

ein Staub- und Flüssigkeitsabscheider um Einträge aus<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitung auszuschließen. Nach der eichfähigen<br />

volumetrischen Messung erfolgen die Messabgriffe<br />

für den Prozessgaschromatographen (PGC) und<br />

bei Erfordernis des Kalorimeters oder ein anderes Insitu-<br />

Messprinzips. Dieses dient zur Verstetigung der diskontinuierlichen<br />

Messungen des PGC und ermöglicht somit<br />

eine gleichmäßige Regelung der Beimischung von Luft<br />

und/oder Flüssiggas (Bild 2).<br />

Das Messprinzip sollte in Abhängigkeit der Druckstufe,<br />

des Volumenstroms sowie dem Vorhandensein<br />

von <strong>Gas</strong>pulsationen aus vorgelagerten Anlagenbereichen<br />

gewählt werden. Grundsätzlich ist zu berücksichtigen,<br />

dass bei <strong>Gas</strong>pulsation aufgrund von vorgelagerten<br />

Kolbenmaschinen (z. B. Aufbereitungsverfahren der<br />

Druckwasserwäsche) keine Turbinenradzähler zum Einsatz<br />

gebracht werden sollten. Bei der Auswahl des Prozessgaschromatographen<br />

ist eine Zulassung des Gerätes<br />

nach Technischer Richtlinie für <strong>Gas</strong>messgeräte G14 „Einspeisung<br />

von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz“ (PTB TRG14) der<br />

Physikalisch-Technischen Bundesanstalt zu berücksichti-<br />

Option LPG-Konditionierung<br />

M<br />

M<br />

PT<br />

TZH<br />

PT<br />

FIC<br />

M<br />

M<br />

M<br />

PT<br />

SAV Regler<br />

LPG-Pumpe<br />

LPG Verdampfer<br />

LPG-Filter<br />

LI<br />

LPG-Tank<br />

M<br />

PT<br />

TZH<br />

PT<br />

FIC<br />

Bild 4. Konzeptioneller<br />

Aufbau<br />

Flüssigkeitskonditionierung.<br />

M<br />

LPG-Pumpe<br />

M<br />

M<br />

LPG Verdampfer<br />

LPG-Filter<br />

SAV Regler<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Bild 5. Konzeptioneller Aufbau<br />

Luftkonditionierung.<br />

Option Luft-Konditionierung<br />

M<br />

TISH<br />

PISH<br />

Zyklon<br />

Vorfilter<br />

Trocknungseinheit<br />

Instrumentenluftversorgung<br />

für pneum. Antriebe<br />

M<br />

M<br />

Luft<br />

Ansaugfilter<br />

FIC<br />

M<br />

gen. Es sollte sich zudem um ein<br />

zweiströmiges Gerät handeln welches<br />

eine Mengenbilanzierung der<br />

zugesetzten Luft- und Flüssiggasmengen<br />

qualitativ erfasst.<br />

Luft<br />

Ansaugfilter<br />

M<br />

Luft-Verdichter luftgekühlt<br />

M<br />

TISH<br />

PISH<br />

Zyklon<br />

Kondensatausschleusung<br />

Vorfilter Trocknungseinheit<br />

M<br />

Windkessel<br />

M<br />

FIC<br />

M<br />

M<br />

3.2 Konditionierung<br />

Ein viel diskutierter Punkt im Rahmen<br />

der Errichtung von <strong>Biogas</strong>einspeiseanlagen<br />

ist die Konditionierung<br />

des Biomethans. Die Entscheidung<br />

über das Konditionierungsszenario<br />

und die einzusetzenden<br />

Betriebsmittel kann hierbei theoretisch<br />

exakt ermittelt werden. Für die<br />

<strong>Erdgas</strong>netze der RWE Westfalen-<br />

Weser-Ems Verteilnetz GmbH sowie<br />

der heutigen Thyssengas GmbH<br />

wurde hierzu im Jahr 2008 eine<br />

Studie des <strong>Gas</strong>wärme Institut e. V.<br />

veröffentlicht. Exemplarisch ist in<br />

Bild 3 ein Szenario dargestellt.<br />

Das vom Einspeiser gelieferte,<br />

aufbereitete <strong>Biogas</strong> mit der Konzentration<br />

von 96 Prozent Methan<br />

besitzt einen Brennwert (H s,n ) = 10,6<br />

kWh/m 3 bei einem Wobbe-Index<br />

(W s,n ) = 13,82 kWh/m 3 und ist bei<br />

einem Referenzbrennwert im <strong>Gas</strong>leitungssystem<br />

von (H s,n ) = 11,4<br />

kWh/m 3 entsprechend mit Flüssiggas<br />

zu konditionieren, um den<br />

Brennwert anzuheben. Durch die<br />

ermittelte prozentuale Mengenbeigabe<br />

von Flüssiggas (95 Prozent<br />

Propan, 5 Prozent Butan) lassen sich<br />

unter Zuhilfenahme des <strong>Biogas</strong>volumenstroms<br />

auch Realverbräuche<br />

an Flüssiggas ableiten. Demnach ist<br />

der Tank so zu dimensionieren, dass<br />

eine ca. zweiwöchige Wiederbefüllung<br />

ausreichend ist. Dieser Zeitraum<br />

ist vor dem Hintergrund der<br />

Gefahrenpotenziale bei Belieferung<br />

mit Flüssiggas im Winter durchaus<br />

empfehlenswert, ohne das Risiko<br />

eines Anlagenstillstands und damit<br />

einer unterbrochenen <strong>Biogas</strong>einspeisung<br />

in Kauf zu nehmen. Schematisch<br />

sind die erforderlichen<br />

Luft-Verdichter luftgekühlt<br />

Kondensatausschleusung<br />

Schalldämpfer<br />

M<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 537

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

Pulsationsdämpfer<br />

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

Bypass<br />

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

<strong>Biogas</strong>austritt (Übergabestelle)<br />

Instrumente<br />

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

Antriebsmotor<br />

Nachkühler<br />

Bild 6. Aufbau einer <strong>Biogas</strong>verdichteranlage mittels eines Kolbenkompressors.<br />

Quelle: Fa. Neumann & Esser GmbH & Co KG, Produktpräsentation, Übach-<br />

Pahlenberg 2011.<br />

QIZH<br />

O2<br />

SAV<br />

PIZL<br />

M<br />

Bioerdgas-Verdichter<br />

M<br />

M<br />

M<br />

M<br />

M<br />

TIZH PIZH<br />

TIZH PIZH<br />

TIZH PIZH<br />

Wärmetauscher<br />

Bild 7. Konzeptioneller Aufbau der Verdichtereinheit und der<br />

Ausgangs messung.<br />

Betriebsmittel zur Konditionierung mit Flüssiggas in<br />

Bild 4 dargestellt.<br />

Handelt es sich um ein im Sinne des DVGW Arbeitsblattes<br />

G 260 [5] niederkalorisches <strong>Gas</strong>, welches in dem<br />

vorliegenden <strong>Gas</strong>netz geführt wird, so wird in der Regel<br />

bis zu einem Brennwert von (H s,n ) = 10,1 kWh/m 3 ausschließlich<br />

eine Konditionierung mit Umgebungsluft<br />

vorgenommen. Hier sollte auf eine entsprechende<br />

Dimensionierung, eine ausreichende Trocknung der<br />

angesaugten Umgebungsluft zur Vermeidung von<br />

Feuchteeinträgen sowie eine Rückflusssicherung von<br />

<strong>Erdgas</strong> führenden Anlagenteilen in die Luft führenden<br />

Anlagenbereiche geachtet werden. In Bild 5 ist skizziert<br />

über welche Betriebsmittel eine solche Konditionierung<br />

verfügen kann.<br />

FQI<br />

F<br />

Mengenmessung Bioerdgas<br />

Option 2. und 3. Verdichter<br />

M<br />

SAV<br />

Wie bereits erwähnt gibt es Fälle in denen es zu einer<br />

Verhältnisregelung von Luft und Flüssiggas kommen<br />

kann. Dieser Sachverhalt ist zutreffend für niederkalorische<br />

<strong>Erdgas</strong>netze, die in verschiedenen Jahreszeiten<br />

Brennwerte zwischen (H s,n ) = 10,1 kWh/m 3 und (H s,n ) =<br />

10,45 kWh/m 3 führen. Resultierend aus der Luftbeigabe<br />

sinken Wobbe-Index und Brennwert ab, eine simultane<br />

Beimischung von Flüssiggas nivelliert somit den Brennwertverlust<br />

bei gleichzeitger Einhaltung der vorgeschriebenen<br />

Grenzen des Wobbe-Index nach DVGW<br />

Arbeitsblatt G 260 von (W s,n ) = 13,0 kWh/m 3 für niederkalorische<br />

<strong>Gas</strong>qualitäten.<br />

3.3 Verdichtung<br />

Der aus Sicht der Maschinentechnik wohl interessanteste<br />

Faktor einer <strong>Biogas</strong>einspeiseanlage ist das Verdichterkonzept<br />

und dessen Peripherie. Von der Errichtung<br />

der ersten <strong>Biogas</strong>einspeiseanlagen im Jahr 2008 bis<br />

zum heutigen Tag kann in dieser Rubrik wohl die steilste<br />

Lern- und Erfahrungskurve angeführt werden. Ob<br />

Schrauben- oder Kolbenverdichter, ob elektrisch oder<br />

hydraulisch angetrieben, ob ölgeschmiert oder trockenlaufend,<br />

die Philosophien der Netzbetreiber differierten<br />

stark.<br />

Basierend auf der Novellierung der <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung<br />

und der Aufnahme einer garantierten Verfügbarkeit<br />

von 96 Prozent für die <strong>Biogas</strong>einspeiseanlage<br />

sind jedoch auffallende Gemeinsamkeiten bei der Spezifikation<br />

sichtbar. Werden bis zu einer Druckstufe von<br />

16 bar ü häufig öleingespritzte Schraubenverdichter eingesetzt,<br />

dessen Vorteil neben einer hohen Verfügbarkeit<br />

und einem geringen Krafteintrag in Fundamente und<br />

damit geringen Aufstellungsanforderungen auch der<br />

große Regelbereich ist, haben sich bei höheren Drücken<br />

in Fernleitungssysteme Kolbenverdichter durchgesetzt.<br />

Der exemplarische Aufbau eines Kolbenverdichters für<br />

<strong>Biogas</strong> ist in Bild 6 dargestellt.<br />

Wird durch den Netzanschlusskunden eine hohe<br />

Varianz der Volumenströme in Aussicht gestellt, so sind<br />

gerade im Bereich der Kolbenmaschinen Lösungsansätze<br />

zu suchen, da eine Regelbarkeit nur bis zur Halbierung<br />

der Leistung über einen Frequenzumrichter gegeben<br />

ist. Auswege können hier neben einer Bypass-Regelung<br />

oder Schadraumregelung auch die Ausrüstung des<br />

Verdichters mit einer Saugventilabhebung bieten.<br />

Jedoch einen diese Lösungen massive Verringerungen<br />

beim Wirkungsgrad. Aus diesem Anlass ist eine Abstimmung<br />

zu nominierten <strong>Biogas</strong>mengen zwischen Einspeiser<br />

und Netzbetreiber unerlässlich und führt bei passgenauer<br />

Auslegung im späteren Betrieb der Verdichtungsmaschine<br />

zu einem geringeren Verschleiß und einer<br />

niedrigeren Störanfälligkeit sowie einem effizienten<br />

Betrieb [6]. Resultierend aus den verschärften Anforderungen<br />

an die Verringerung von Methanimmissionen<br />

bei der <strong>Biogas</strong>einspeisung ist es vorteilhaft, Ausführungen<br />

mit technisch dichtem Gehäuse zu wählen, um<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Leckagen an die Umwelt zu vermeiden. Weiterhin ist<br />

neben einer Saugdruckregelung zur Harmonisierung<br />

von An- und Abfahrprozessen eine Begrenzung der <strong>Gas</strong>pulsation<br />

auf ein Prozent peak-to-peak sinnvoll. Hierdurch<br />

wird die vor- und nachgelagerte Messtechnik<br />

geschont sowie die Lebensdauer verbindender Rohrleitungen<br />

erhöht. Schematisch stellt sich das Verdichtungskonzept<br />

wie folgt dar (Bild 7):<br />

Neben der sicherheitsgerichteten Abschaltung sind<br />

steuerbare Einblockarmaturen vor und hinter dem Verdichter<br />

zu berücksichtigen. Eine Orientierung kann am<br />

DVGW Arbeitsblatt G 497 [7] respektive der vorläufigen<br />

Prüfgrundlage VP 265-1 [8] erfolgen.<br />

4. Fazit<br />

Der Markt der <strong>Biogas</strong>einspeisung bewegt sich nach den<br />

politischen Weichenstellungen rasant, wird dies zunehmend<br />

von einem steigenden <strong>Gas</strong>preis und somit einer<br />

erhöhten Wirtschaftlichkeit des eingespeisten Biomethans<br />

ergänzt, wird eine Vielzahl neuer Einspeiseanlagen<br />

entstehen. Bereits Ende 2010 verfügte Deutschland<br />

über eine Biomethaneinspeiseleistung von ca.<br />

60 000 m 3 /h.<br />

Werden bei der Planung und Errichtung bestimmte<br />

Grundregeln befolgt und der Fokus auf die elementaren<br />

Betriebsmittel und deren Engineering gelegt, wird dies<br />

in einen langfristigen effizienten Betrieb münden. Eine<br />

ausreichende Projektierungsphase sowie eine detaillierte<br />

Planung können über den Lebenszyklus einer<br />

<strong>Biogas</strong>einspeiseanlage Kosten minimieren und den<br />

gesamtökonomischen Nutzen fördern.<br />

[6] Eifler, W., Schlücker, E., Spicher, U. und Will, G.: Küttner Kolbenmaschinen,<br />

Vieweg und Teubner Verlag, Wiesbaden 2009<br />

[7] Deutsche Vereinigung des <strong>Gas</strong>- und Wasserfaches e. V.<br />

(DVGW) Arbeitsblatt G 497: Verdichteranlagen, 2008.<br />

[8] Deutsche Vereinigung des <strong>Gas</strong>- und Wasserfaches e. V.<br />

(DVGW) Prüfgrundlage VP 265-1: Anlagen für die Aufbereitung<br />

und Einspeisung von <strong>Biogas</strong> in <strong>Erdgas</strong>netze – Teil 1:<br />

Fermentativ erzeugte <strong>Gas</strong>e; Planung, Fertigung, Errichtung,<br />

Prüfung und Inbetriebnahme, 2008.<br />

Autor<br />

Dipl. Wirt.-Ing. Dirk Sattur<br />

RWE Westfalen-Weser-Ems Netzservice GmbH |<br />

Spezialservice <strong>Gas</strong> |<br />

Dortmund |<br />

Tel. +49 231-438 1922 |<br />

E-Mail: Dirk.Sattur@rwe.com<br />

Literatur<br />

[1] Deutsche Energie-Agentur GmbH: <strong>Biogas</strong>partner – Gemeinsam<br />

Einspeisen, H&P Druck, Berlin 2010, S. 8-10<br />

[2] Verordnung über den Zugang zu <strong>Gas</strong>versorgungsnetzen,<br />

Text in der Fassung des Artikels 1 Verordnung zur Änderung<br />

der <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung, der <strong>Gas</strong>netzentgeltverordnung,<br />

der Anreizregulierungsverordnung und der Stromnetzentgeltverordnung<br />

V. v. 8. April 2008 BGBl. I S. 693<br />

m.W.v. 12. April 2008, Teil 11a Sonderregelungen für die Einspeisung<br />

von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz, § 41c<br />

[3] Verordnung über <strong>Gas</strong>hochdruckleitungen (<strong>Gas</strong>HDrLtgV), Text<br />

in der Fassung vom 18. Mai 2011 (BGBl. I S. 928), § 5 Abs. 1<br />

[4] Bundes-Immissionsschutzgesetz, Text in der Fassung vom<br />

03. Mai 2010, § 10 ff Genehmigungsverfahren<br />

[5] Deutsche Vereinigung des <strong>Gas</strong>- und Wasserfaches e. V.<br />

(DVGW) Arbeitsblatt G 260: <strong>Gas</strong>beschaffenheit, 2008.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 539

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

<strong>Gas</strong>aufbereitung von Reststoff-<strong>Biogas</strong><br />

mit Membrantechnologie<br />

<strong>Biogas</strong>, <strong>Biogas</strong>aufbereitung, Membranaufbereitungsverfahren, Membranverfahren,<br />

Membranen, Reststoffbiogas, <strong>Gas</strong>reinigung<br />

York-Alexander Batsch und Rafael Dauven<br />

Bioenergien sind von allen Erneuerbaren Energien<br />

am ehesten dazu geeignet, KWK- bzw. Wärmeversorgungskonzepte<br />

auf regional-kommunaler Ebene<br />

umzusetzen. Aufbereitetes und eingespeistes <strong>Biogas</strong><br />

nutzt die vorhandene <strong>Erdgas</strong>infrastruktur und ermöglicht<br />

mit verschiedenen Nutzungspfaden eine hohe<br />

Energieeffizienz. Das Ziel der Bundesregierung sieht<br />

daher eine Einspeisemenge von 60 Mrd. kWh bis<br />

2020 vor. Derzeit sind in Deutschland mehr als<br />

50 Einspeiseanlagen mit verschiedenen technischen<br />

Konzepten in Betrieb, die überwiegend Nawaro-Substrate<br />

einsetzen. Als bis jetzt einzige Anlage in<br />

Deutschland verwendet die Anlage Kißlegg-Rahmhaus<br />

der Thüga Energie das Membranverfahren.<br />

Eingesetzt wird dabei Rohbiogas auf Basis biogener<br />

Reststoffe, aus dem rund 25 Mio. kWh aufbereitetes<br />

Bio-<strong>Erdgas</strong> erzeugt wird.<br />

Conditioning of organic-waste biogas using<br />

membrane technology<br />

Of all the forms of renewable energy, bio-energy is the<br />

most suitable for the implementation of CHP and<br />

heat-supply concepts at regional and municipal<br />

level. The existing natural gas infrastructure can be<br />

used for conveyance of conditioned biogas, permitting<br />

high energy-efficiency via a range of utilization<br />

routes. The federal government is therefore targeting<br />

a biogas grid-injection rate of 60 billion kWh/a by<br />

2020. More than fifty grid-injection stations employing<br />

various technical concepts, and primarily using<br />

regenerable-waste substrate, are currently in operation<br />

in Germany. Thüga Energie’s Kisslegg-Rahmhaus<br />

plant is up to now the only German installation using<br />

the membrane process. The feed biogas is obtained<br />

from biogenic waste, from which around 25 million<br />

kWh/a of treated bio-natural gas is generated.<br />

1. Ausgangslage<br />

In der überwiegenden Mehrzahl der rund 5800 bestehenden<br />

<strong>Biogas</strong>erzeugungsanlagen in Deutschland werden<br />

derzeit landwirt schaftliche Substrate wie z. B. Mais<br />

oder Grassilage (z.T. mit Gülleanteilen) eingesetzt, die<br />

zuvor als „Energiepflanzen“ angebaut wurden („Nawaros“).<br />

Demgegenüber steht der – eher seltene – Einsatz<br />

biogener Reststoffe bzw. Cofermente wie z. B. Speisereste<br />

oder überlagerte Lebensmittel, die im Fall der Verstromung<br />

ebenfalls einen EEG-Vergütungsanspruch<br />

enthalten und den Vorteil haben, keine Konkurrenz in<br />

der Nutzung landwirtschaftlicher Flächen zu verursachen.<br />

Die landwirtschaftlichen <strong>Biogas</strong>anlagen verstromen<br />

das erzeugte Rohbiogas in der Regel direkt vor Ort<br />

in BHKW-Anlagen, wobei die dabei erzeugte Wärme<br />

mangels Abnehmern überwiegend nicht genutzt werden<br />

kann (Bild 1).<br />

Dagegen sind in Deutschland derzeit nur etwas<br />

mehr als 50 Anlagen in Betrieb, die Rohbiogas auf <strong>Erdgas</strong>qualität<br />

aufbereiten und in das vorhandene <strong>Erdgas</strong>netz<br />

einspeisen. Das eingespeiste Bio-<strong>Erdgas</strong> (Biomethan)<br />

kann wie konventionelles <strong>Erdgas</strong> hocheffizient<br />

im KWK-Bereich, im Wärmemarkt oder als Kraftstoff<br />

verwendet werden.<br />

2. Projektentwickung<br />

Der Entsorgungsfachbetrieb BRV GmbH (Biologische<br />

Reststoffverwertung) erzeugt seit 17 Jahren <strong>Biogas</strong> aus<br />

Speiseresten und überlagerten Lebensmitteln. Die elektrische<br />

Leistung der installierten BHKW-Anlagen betrug<br />

rund 1 MW el , wobei nur ein Teil der erzeugten Wärme für<br />

den eigenen Prozessbedarf (Hygienisierung) eingesetzt<br />

werden konnte. Zusammen mit der Thüga Energie<br />

GmbH wurde ein Konzept für die Aufbereitung und Einspeisung<br />

des <strong>Biogas</strong>es entwickelt, das auch die Versorgung<br />

der <strong>Biogas</strong>erzeugungsanlage (Fermenter) mit<br />

Wärme berücksichtigt. Obwohl in Deutschland bereits<br />

erste Anlagen mit verschiedenen Aufbereitungsverfahren<br />

in Betrieb waren, entschied sich Thüga Energie<br />

für das bis dahin noch nicht eingesetzte Membranverfahren.<br />

Die Anlagentechnik lieferte die Bebra <strong>Biogas</strong><br />

GmbH als Generalunternehmer. Das Membranverfahren<br />

wurde von der TU Wien mit dem Ziel der Trennung von<br />

Methan- und Kohlendioxidströmen entwickelt und von<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

der Axiom Angewandte Prozesstechnik GmbH in einer<br />

<strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage umgesetzt (Bild 2).<br />

Den Netzanschluss erstellte die Thüga Energienetze.<br />

Die 5,7 km lange PE PN10-Leitung führt das aufbereitete<br />

<strong>Biogas</strong> dem Einspeiseverdichter zu, der das <strong>Gas</strong> auf bis<br />

zu 55 bar verdichtet und in eine PN70-Leitung einspeist.<br />

Der Einspeisepunkt liegt an einer Stichleitung mit konstanter<br />

Flussrichtung und wurde in Abstimmung mit den<br />

Eichbehörden so gewählt, um eine Flüssiggas-Konditionierung<br />

vermeiden zu können. Stattdessen wurde ein<br />

neuer Brenn wert bezirk definiert.<br />

3. Membrantechnikverfahren<br />

Der Aufbereitungsprozess bei der Membrantechnik ist<br />

eine Filtration auf molekularer Ebene. Die Filtermembrane<br />

bestehen aus 0,3 mm dünnen Hohlfasern aus Polyamid,<br />

die von dem Rohbiogas durchströmt werden.<br />

Das CO 2 und andere <strong>Gas</strong>e werden abgetrennt, während<br />

Methan als „Retentat“ in der Hohlfaser aufkonzentriert<br />

wird. Das Filtrationsergebnis hängt von der Druckdifferenz<br />

inner- (Retentat) und außerhalb (Permeat) der<br />

Hohlfaser ab. Um den notwendigen Druck des einströmenden<br />

<strong>Biogas</strong>es zu erreichen, wird das <strong>Gas</strong> verdichtet.<br />

Eine große Anzahl dieser Hohlfasern wird<br />

gebündelt in Membran modulen zusammengefasst<br />

Bild 1. Eingespeistes <strong>Biogas</strong> ermöglicht eine vielfältige und<br />

hocheffiziente Verwendung. Quelle: Thüga AG<br />

und eine definierte Anzahl dieser Module bildet die<br />

Gesamtmembranfläche der <strong>Biogas</strong>-Auf berei tungsanlage<br />

(Bild 3).<br />

Eine Vorbehandlung (Trocknung und Entschwefelung)<br />

des Rohgases ist notwendig, da die Kombination<br />

aus feuchtem, kondensierenden <strong>Gas</strong> und hohen Ammo-

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

Bild 2. Schema der Projektstruktur mit beteiligten Unternehmen.<br />

Quelle: Thüga AG<br />

Bild 3. Funktionsschema des Membranverfahrens. Quelle: Thüga AG<br />

Bild 4. Blick in den Reinigungscontainer: Membranmodule (links)<br />

und Verdichter.<br />

niak- oder Schwefel wasserstoffgehalten das Membranmaterial<br />

verblocken kann.<br />

Die Standzeiten der Membranen sind abhängig vom<br />

Setzungsprozess der Polyamide, der durch die Verdichtung<br />

des Rohbiogases ausgelöst wird. Zu Beginn sind<br />

die Ingenieure der Axiom GmbH von Standzeiten von<br />

mindestens zwei Jahren ausgegangen. Bedingt durch<br />

die Erfahrungen mit der österreichischen Pilotanlage in<br />

Bruck an der Leitha bei Wien, sowie den guten Betriebserfahrungen<br />

mit der Aufbereitungsanlage in Kißlegg<br />

kann derzeit von Standzeiten von mindestens fünf Jahren<br />

ausgegangen werden.<br />

Die Abtrennung des CO 2 erfolgt zweistufig: Ein Verdichter<br />

in der ersten Stufe verdichtet das Rohbiogas auf<br />

rund 7 bar. Bereits hier wird einspeisefähiges <strong>Gas</strong> mit<br />

einer Konzentration von 97 Vol.% Methan erzeugt. In<br />

der zweiten Stufe wird das Permeats der ersten Stufe auf<br />

8 bar verdichtet und durchläuft eine weitere Membranabtrennung.<br />

Das Retentat der ersten und zweiten Stufe<br />

wird zusammengeführt und bildet das Produktgas.<br />

Das Permeat der zweiten Stufe wird einer Schwachgas-Verbrennungsanlage<br />

zugeführt. Die Einheit aus<br />

Brenner und Abhitzekessel mit Brenn wert technik lieferte<br />

die E-flox GmbH. Das Schwachgas und die zugemischte<br />

Verbrennungsluft werden hier auf bis zu 500 °C<br />

vorgeheizt und bei einer Temperatur von rund 850–<br />

950 °C exotherm oxidiert. Im Winter wird aufgrund des<br />

erhöhten Wärmebedarfs der <strong>Biogas</strong>anlage das Permeat<br />

mit höherem Methangehalt in die Verbrennungsanlage<br />

geführt. Das System kommt nach der Anfahrphase ohne<br />

zusätzliche Brennstoffe aus und verwertet vollständig<br />

das im Permeat enthaltene Methan. Der Startbrenner<br />

der Brennereinheit wird mit gereinigtem Rohbiogas<br />

betrieben. Diese dient auch zur Stützfeuerung, wenn<br />

der Methangehalt des Permeats unter fünf Prozent sinkt<br />

(Bild 4).<br />

4. Betriebserfahrungen<br />

Die Betriebserfahrungen basieren zunächst noch auf<br />

einem Rohbiogasstrom in Teillast (300 … 350 m³/h), da<br />

der Lieferant Ende 2010 einen weiteren Fermenter in<br />

Betrieb genommen hat und diesen nun einfährt. Dies<br />

resultiert in schwankenden Mengen und Beschaffenheiten<br />

des Rohbiogases. Unabhängig davon fällt ein überdurchschnittlich<br />

hoher Anteil an Restkohlenwasserstoffen<br />

([R+]-Limonen) auf, der mit den verwendeten<br />

Einsatzstoffen zusammenhängt und die vorgelagerten<br />

Aktivkohlemodule belegt, was zu einer Optimierung<br />

des Entschwefelungskonzepts führen wird.<br />

Da der E-flox-Nachverbrenner sowie alle Regelungsund<br />

Steuerungssysteme stets eine konstante Stromaufnahme<br />

aufweisen, die Verdichter der <strong>Gas</strong>reinigung<br />

jedoch nur in Teillast laufen, ist der spezifische Stromverbrauch<br />

der Gesamtanlage mit unter 0,4 kWh el /Nm³<br />

Rohbiogas derzeit nicht repräsentativ. Im Nennlastbereich<br />

sollte sich dieser Wert noch deutlich verringern.<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Die erreichten Methangehalte im Produktgas sind<br />

regelbar zwischen 90 und 99,9 %. Der Zielwert ist eine<br />

Konzentration von rund 97 %, mit der das beste Verhältnis<br />

von Methangehalt und Verdichterstrom bedarf<br />

erreicht wird. Zusätzlich sind der Methangehalt im Restgasstrom<br />

und damit die Wärmeauskopplung aus der<br />

E-flox-Nachverbrennung über die Druckregelung der<br />

zweiten Membranstufe einstellbar. Die ausgekoppelte<br />

Wärmeleistung beträgt maximal rund 160 kW th und<br />

wird dem neuen Fermenter zugeführt (Bild 5).<br />

Die Beschaffenheit des Produktgases wird mit einem<br />

Neun-Komponenten-PGC der Marquis GmbH gemessen,<br />

der Ende 2010 die PTB-Zulassung für <strong>Biogas</strong> erhalten<br />

hat. Der Energie inhalt des Rohbiogases wird indirekt<br />

durch Summenbildung aus Produkt- und Restgasstrom<br />

ermittelt. Derzeit entwickelt Thüga zusammen mit Marquis<br />

ein neues Konzept für die direkte eichfähige Rohbiogasmessung.<br />

6. Fazit<br />

Die Gesamtanlage überzeugt besonders durch ihre<br />

Kompaktheit und Überschaubarkeit des Verfahrens. Die<br />

Optimierungstätigkeiten beziehen sich ausschließlich<br />

auf die Anlagenkomponenten der Peripherie.<br />

Das Membranaufbereitungsverfahren hat sich seit<br />

Beginn durch eine hohe Verfügbarkeit, sehr gute Be -<br />

dienbarkeit und Wartungsfreundlichkeit ausgezeichnet.<br />

Autoren<br />

Dipl.-Ing. York-Alexander Batsch<br />

Thüga AG |<br />

München |<br />

Tel.: +49 89 38197-1221 |<br />

E-Mail: york-alexander.batsch@thuega.de<br />

Dipl.-Wirt.-Ing. Rafael Dauven<br />

Thüga AG |<br />

München |<br />

Tel.: +49 89 38197-1237 |<br />

E-Mail: rafael.dauven@thuega.de<br />

Bild 5. <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage<br />

Rahmhaus:<br />

Außenanlagen,<br />

zwei<br />

<strong>Gas</strong>reinigungscontainer<br />

und<br />

E-flox-Container<br />

(mit<br />

Kamin).<br />

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September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 543

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

Entwicklung der <strong>Erdgas</strong>beschaffenheiten<br />

in Europa<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit, <strong>Erdgas</strong>e, LNG, Bio-<strong>Erdgas</strong>, Wasserstoff, Spurenstoffe, Wobbe Index,<br />

Methanzahl<br />

Klaus Altfeld und Peter Schley<br />

Die <strong>Erdgas</strong>beschaffenheiten in Europa werden<br />

zukünftig vielfältiger, Schwankungen der brenntechnischen<br />

Kenndaten (Wobbe Index, Methanzahl) nehmen<br />

zu. In dem Fachbeitrag werden die mittelfristig<br />

zu erwartenden <strong>Gas</strong>beschaffenheiten dargestellt und<br />

die Auswirkungen auf die zukünftige <strong>Gas</strong>verwendung<br />

analysiert und diskutiert.<br />

Es zeigt sich, dass – abgesehen von den schweren<br />

(hochkalorischen) LNG-Qualitäten – die sonstigen<br />

<strong>Erdgas</strong>e und Bio-<strong>Erdgas</strong>e in den meisten europäischen<br />

Ländern bei der Verwendung unproblematisch<br />

sind. Dies gilt mit Einschränkungen auch für die<br />

Zumischung von bis zu 10 % aus regenerativem Überschussstrom<br />

erzeugten Wasserstoff, wobei noch drei<br />

nennenswerte Restriktionen zu beachten sind: Tanks<br />

für komprimiertes <strong>Erdgas</strong> im Verkehrsbereich, <strong>Gas</strong>turbinen<br />

mit Vormischbrennern und Untertageporenspeicher.<br />

Hier besteht weiterer Forschungsbedarf.<br />

In Bio-<strong>Erdgas</strong>en, die aus verunreinigten Einsatzstoffen<br />

erzeugt werden, können unerwünschte Spurenstoffe<br />

auftreten. In diesen Fällen ist eine besonders<br />

sorgfältige Aufbereitung und Qualitätskontrolle erforderlich.<br />

Aus regenerativem Überschussstrom erzeugter<br />

Wasserstoff oder Methan wird in hoher Reinheit<br />

vorliegen und trägt ebenso wie Bio-<strong>Erdgas</strong> zu einer<br />

weiteren Verringerung der relevanten CO 2 -Emissionen<br />

bei. Dadurch wird <strong>Erdgas</strong> zukünftig noch klimaschonender<br />

im Vergleich zu den anderen fossilen<br />

Energieträgern.<br />

Development of natural gas qualities in Europe<br />

Natural gas qualities in Europe will become increasingly<br />

diverse and combustion characteristics (Wobbe<br />

index, methane number) will vary over wider ranges.<br />

The article presents the gas qualities to be expected<br />

over the medium term and analyses and discusses<br />

their effects on future gas utilisation.<br />

Aside from rich (high-calorific) LNG qualities, future<br />

natural gas and biomethane qualities are not<br />

expected to cause problems in gas utilisation in most<br />

European countries. This also applies where up to<br />

10 % of hydrogen produced from renewable surplus<br />

electricity is admixed except for three important<br />

applications: tanks for compressed natural gas used<br />

as a motor fuel, gas turbines with premixed burners<br />

and underground porous rock storage facilities; here<br />

further R&D input is still required.<br />

Biomethane produced from contaminated feedstock<br />

may carry undesirable trace substances. Particularly<br />

careful treatment and quality control are then necessary.<br />

Hydrogen or methane produced from renewable<br />

surplus electricity will have a high purity level and,<br />

like biomethane, will contribute to further reducing<br />

CO 2 emissions. This will make natural gas an even<br />

more climate-protecting fuel compared with other<br />

fossil fuels.<br />

1. Einleitung<br />

Die Vielfalt der in das europäische <strong>Gas</strong>transportsystem<br />

eingespeisten <strong>Gas</strong>e wird zunehmen: Neben den „klassischen“<br />

Pipelinegasen aus der Nordsee, Russland, Holland,<br />

Algerien etc., bei denen eine signifikante Veränderung<br />

eher nicht zu erwarten ist, wird Liquified Natural<br />

<strong>Gas</strong> (LNG) weiter an Bedeutung gewinnen, es wird<br />

zunehmend Bio-<strong>Erdgas</strong> eingespeist und mittelfristig<br />

auch Wasserstoff oder Methan aus regenerativem Überschussstrom<br />

sowie <strong>Gas</strong>e aus der Vergasung von fester<br />

Biomasse. Diese Entwicklung ist zu begrüßen, denn<br />

durch die Diversifizierung erhöht sich die Versorgungssicherheit.<br />

Außerdem führen die <strong>Gas</strong>e aus regenerativen<br />

Quellen zu einer Verminderung der relevanten CO 2 -<br />

Emissonen („Greening of <strong>Gas</strong>“).<br />

Allerdings wird sich die Bandbreite der <strong>Gas</strong>beschaffenheiten<br />

erhöhen und es werden größere Schwankungen<br />

auftreten, wodurch die Flexibilität der <strong>Gas</strong>geräte<br />

stärker in Anspruch genommen wird. Die zuverlässige<br />

Funktion der mehr als 160 Millionen <strong>Gas</strong>geräte in<br />

Europa darf nicht beeinträchtigt werden.<br />

Im Folgenden werden die unterschiedlichen <strong>Gas</strong>arten<br />

diskutiert und die Auswirkungen auf die zukünftige<br />

<strong>Gas</strong>verwendung dargestellt.<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Tabelle 1. <strong>Gas</strong>beschaffenheitsparameter verschiedener <strong>Erdgas</strong>e, LNG und Bio-<strong>Erdgas</strong>e.<br />

Symbol Einheit Russland<br />

H<br />

Nordsee<br />

H<br />

tät (Bio-<strong>Erdgas</strong>) in Deutschland ein spürbares Wachstum<br />

gezeigt. Inzwischen speisen mehr als 50 Anlagen Bio-<br />

<strong>Erdgas</strong> ins <strong>Erdgas</strong>netz ein, ohne dass dieses für die Einspeisenetze<br />

und die angeschlossenen Verbraucher zu<br />

Problemen führt.<br />

Bio-<strong>Erdgas</strong> aus fermentativen Prozessen ist ein sehr<br />

„einfaches“ <strong>Gas</strong>: Es besteht bei Einspeisung in H-<strong>Gas</strong><br />

Netze zu 96 % bis 98 % aus Methan sowie CO 2 und<br />

etwas Luft. Brennwert und Wobbe Index sind niedrig<br />

(Tabelle 1). Durch die Konditionierung mit Flüssiggas<br />

(LPG) kann bei Bedarf der Brennwert des Bio-<strong>Erdgas</strong>es<br />

an den Netzbrennwert angepasst werden.<br />

Bei der Einspeisung in Hochdruck-Transportnetze<br />

kann der Sauerstoffgehalt (0,1 %–0,5 %) problematisch<br />

sein, denn schon sehr geringe Mengen Sauerstoff (z. B.<br />

0,01 %) können in feuchten Untertagespeichern erhebliche<br />

Probleme verursachen: Korrosion in den Stahlrohren<br />

sowie die Schädigung der Speichereigenschaften<br />

durch die Bildung von Elementarschwefel und Verstopfung<br />

von Poren [1]. Weitere unerwünschte <strong>Gas</strong>begleitstoffe<br />

und Spurenstoffe sind bei <strong>Biogas</strong>anlagen, die mit<br />

qualitätsgesicherten Einsatzstoffen (nachwachsende<br />

Rohstoffe, Gülle, Grünabfälle) beschickt werden und eine<br />

geeignete <strong>Gas</strong>aufbereitung haben, nicht bekannt [2, 3].<br />

Bei verunreinigten Einsatzmaterialien können allerdings<br />

Spurenstoffe vorhanden sein (z. B. Silizium-Verbindungen,<br />

Halogene), die bei der <strong>Gas</strong>verwendung zu<br />

Problemen führen: z. B. Siliziumablagerungen auf Turbinenschaufeln.<br />

Da in Deponiegasen eine fast unübersehbar<br />

große Anzahl potenziell gefährlicher Stoffe vorhan-<br />

<strong>Gas</strong>zusammensetzung<br />

Dänemark<br />

H<br />

Libyen<br />

LNG<br />

(schwer)<br />

Nigeria<br />

LNG<br />

(mittel)<br />

Ägypten<br />

LNG<br />

(leicht)<br />

Bio-<strong>Erdgas</strong><br />

Bio-<br />

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

+LPG<br />

Methan CH 4 Mol% 96,96 88,71 90,07 81,57 91,28 97,70 96,15 90,94<br />

Stickstoff N 2 Mol% 0,86 0,82 0,28 0,69 0,08 0,08 0,75 0,69<br />

Kohlenstoffdioxid CO 2 Mol% 0,18 1,94 0,60 2,90 2,68<br />

Ethan C 2 H 6 Mol% 1,37 6,93 5,68 13,38 4,62 1,80<br />

Propan C3H 8 Mol% 0,45 1,25 2,19 3,67 2,62 0,22 5,00<br />

n-Butan n-C 4 H 10 Mol% 0,15 0,28 0,90 0,69 1,40 0,20 0,50<br />

n-Pentan n-C 5 H 12 Mol% 0,02 0,05 0,22<br />

n-Hexan n-C 6 H 14 Mol% 0,01 0,02 0,06<br />

Wasserstoff H 2 Mol%<br />

Sauerstoff O 2 Mol% 0,20 0,19<br />

Summe Mol% 100 100 100 100 100 100 100 100<br />

Brennwert H sv MJ/m³ 40,3 41,9 43,7 46,4 44,0 40,7 38,3 41,9<br />

Brennwert H sv kWh/m³ 11,2 11,6 12,1 12,9 12,2 11,3 10,6 11,6<br />

relative Dichte d – 0,574 0,629 0,630 0,669 0,624 0,569 0,587 0,641<br />

Wobbe Index W s MJ/m³ 53,1 52,9 55,0 56,7 55,7 53,9 50,0 52,3<br />

Wobbe Index W s kWh/m³ 14,8 14,7 15,3 15,8 15,5 15,0 13,9 14,5<br />

Methanzahl MZ – 92 79 73 65 71 92 103 77<br />

2. Liquified Natural <strong>Gas</strong> (LNG)<br />

LNG gibt es in den Qualitäten leicht, mittel und schwer.<br />

Während die leichte/mittlere Qualität in etwa den heutigen<br />

Pipelinegasen aus Russland/der Nordsee entsprechen,<br />

zeichnet sich die schwere Qualität durch hohe<br />

Brennwerte, Wobbe Indizes und niedrige Methanzahlen<br />

aus (Tabelle 1). Dadurch können Probleme bei der <strong>Gas</strong>verwendung<br />

in Kesseln und Motoren entstehen. Aufgrund<br />

des hohen Wobbe Index ist eine direkte Verwendung<br />

des schweren LNG aus Sicherheitsgründen problematisch.<br />

Durch Zugabe von etwas Stickstoff kann der<br />

Wobbe Index allerdings leicht auf in vielen Ländern<br />

akzeptable Werte (55–56 MJ/m³) abgesenkt werden<br />

(Bild 1; Bezugstemperaturen 25 °C/0 °C). Dies ist gängige<br />

Praxis und hat sich bei vielen Regasifizierungsterminals<br />

bewährt.<br />

Die Methanzahl ist eine wichtige Kenngröße für die<br />

Klopffestigkeit bei der motorischen Verbrennung und<br />

vergleichbar mit der Oktanzahl beim Benzin. Eine Stickstoffzumischung<br />

von wenigen Prozent beeinflusst die<br />

Methanzahl des schweren LNG praktisch nicht. Eine<br />

Möglichkeit zur Steigerung der Methanzahl (Erhöhung<br />

der Klopffestigkeit) ist aber die Mischung mit leichtem<br />

LNG oder Pipelinegasen, in denen nur wenig höhere<br />

Kohlenwasserstoffe vorhanden sind (Bild 2). Auch dies<br />

wird bereits praktiziert.<br />

3. Bio-<strong>Erdgas</strong><br />

Nach der Inbetriebnahme der ersten Anlagen im Jahr<br />

2006 hat die Aufbereitung von <strong>Biogas</strong> auf <strong>Erdgas</strong>quali-<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 545

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

Wobbe Index in MJ/m³<br />

60<br />

58<br />

56<br />

54<br />

52<br />

50<br />

48<br />

46<br />

0 1 2 3 4 5<br />

Stickstoffzumischung in Mol%<br />

Bild 1. Wobbe Index für ein Gemisch aus schwerem<br />

LNG (Libyen) und Stickstoff in Abhängigkeit des<br />

Stickstoffanteils (25 °C/0 °C).<br />

Methanzahl<br />

100<br />

95<br />

90<br />

85<br />

80<br />

75<br />

70<br />

65<br />

60<br />

0 20 40 60 80 100<br />

Anteil des leichten LNG in %<br />

Bild 2. Methanzahl für ein Gemisch aus schwerem<br />

(Libyen) und leichtem (Ägypten) LNG in Abhängigkeit<br />

des Mischungsverhältnisses.<br />

den ist, sollte Deponiegas – auch nach Aufbereitung –<br />

aus Sicherheitsgründen nicht in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

eingespeist werden.<br />

4. Wasserstoff<br />

Vor dem Hintergrund des rasanten Ausbaus insbesondere<br />

der Windenergie erreicht das alte Problem der<br />

Stromspeicherung neue Dimensionen. Pumpspeicherkraftwerke<br />

werden seit Jahrzehnten benutzt, um größere<br />

Strommengen zu speichern. Anzahl und Potenziale<br />

sind in vielen Ländern allerdings begrenzt. Daher gibt es<br />

konkrete Überlegungen, den zeitweilig anfallenden<br />

Überschussstrom zur Erzeugung von Wasserstoff mittels<br />

Elektrolyse zu nutzen und diesen direkt in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

einzuspeisen. Die <strong>Erdgas</strong>- und Strominfrastrukturen<br />

werden dadurch noch stärker zusammenwachsen<br />

(Bild 3).<br />

Die enorme Transportkapazität und das große Speichervolumen<br />

der vorhandenen <strong>Erdgas</strong>infrastruktur einschließlich<br />

Untertagespeicher wird bei diesem Verwendungspfad<br />

direkt genutzt (Beispiel Deutschland: ca.<br />

500 000 km Leitungen und mehr als 20 Milliarden Kubikmeter<br />

Arbeitsgas in den Speichern). Damit kann ein signifikanter<br />

Beitrag für den Transport und die Speicherung<br />

von überschüssigem bzw. nicht transportierbarem<br />

regenerativem Strom geleistet werden. Be sonders<br />

attraktiv wird die Wasserstoffoption, wenn auf den Bau<br />

neuer Stromleitungen verzichtet werden kann.<br />

Allerdings darf dem <strong>Erdgas</strong> nicht in beliebiger<br />

Menge Wasserstoff zugemischt werden. Untersuchungen<br />

[4] haben gezeigt, dass eine Zumischung von<br />

10–15 Mol % in den meisten Fällen unkritisch ist, aber es<br />

gibt noch drei nennenswerte Restriktionen:<br />

Moderne <strong>Gas</strong>turbinen mit Vormischbrennern (viele<br />

Hersteller begrenzen derzeit den Anteil auf 5 %)<br />

Tanks in <strong>Erdgas</strong>fahrzeugen und -tankstellen (die<br />

Limitierung liegt noch bei 2 %, Aktivitäten zur Erhöhung<br />

des Grenzwertes laufen)<br />

Untertage-Porenspeicher (hier wurden ebenfalls<br />

Untersuchungen zur Ermittlung eines belastbaren<br />

Grenzwertes gestartet).<br />

Natürlich könnte man aus Wasserstoff auch Methan<br />

– Hauptbestandteil des <strong>Erdgas</strong>es – herstellen, aber<br />

durch den Prozess entstehen weitere Investitionskosten<br />

und Energieverluste. Daher wird aus wirtschaftlichen<br />

Gründen diese Option nur eingeschränkt zum Tragen<br />

kommen.<br />

Was bedeuten 10 % Wasserstoff im <strong>Erdgas</strong>netz? Dazu<br />

zwei Beispiele:<br />

In Deutschland werden jährlich fast 1000 TWh (10 12<br />

kWh) Energie in Form von <strong>Erdgas</strong> transportiert, das<br />

ist nahezu doppelt so viel wie der Stromverbrauch.<br />

10 % Wasserstoff im <strong>Erdgas</strong> entsprechen einer Energiemenge<br />

von etwa 30 TWh. Zum Vergleich: Die<br />

Kapazität aller Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland<br />

beträgt pro Zyklus ca. 0,04 TWh (40 000 MWh).<br />

Eine mittelgroße <strong>Erdgas</strong>-Transportleitung hat eine<br />

Kapazität von z. B. 1 Mio. m³/h. Die Einspeisung von<br />

10 % (100 000 m³/h) Wasserstoff würde eine elektrische<br />

Leistung von über 400 MW für die Elektrolyse<br />

erfordern, also die maximale Leistungsabgabe mehrerer<br />

großer Windparks.<br />

Die Beispiele verdeutlichen, dass schon die gering<br />

erscheinende Menge von 10 % Wasserstoff im <strong>Erdgas</strong>netz<br />

einen erheblichen Beitrag zur Lösung des Problems<br />

des Transports und der Speicherung von regenerativem<br />

Überschussstrom leisten kann.<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Bild 3. Zusammenwachsen der Strom- und <strong>Gas</strong>infrastrukturen.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 547

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

Tabelle 2. <strong>Gas</strong>beschaffenheitsparameter verschiedener <strong>Erdgas</strong>e, LNG und Bio-<strong>Erdgas</strong>e bei Zumischung von 10 Mol % Wasserstoff.<br />

Symbol Einheit Russland<br />

H<br />

Nordsee<br />

H<br />

<strong>Gas</strong>zusammensetzung<br />

Dänemark<br />

H<br />

Libyen<br />

LNG<br />

(schwer)<br />

Nigeria<br />

LNG<br />

(mittel)<br />

Ägypten<br />

LNG<br />

(leicht)<br />

Bio-<strong>Erdgas</strong><br />

Bio-<br />

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

+LPG<br />

Methan CH 4 Mol% 87,26 79,84 81,06 73,41 82,15 87,93 86,54 81,85<br />

Stickstoff N 2 Mol% 0,77 0,74 0,25 0,62 0,07 0,07 0,67 0,62<br />

Kohlenstoffdioxid CO 2 Mol% 0,16 1,75 0,54 2,61 2,41<br />

Ethan C 2 H 6 Mol% 1,23 6,24 5,11 12,04 4,16 1,62<br />

Propan C3H 8 Mol% 0,41 1,13 1,97 3,30 2,36 0,20 4,50<br />

n-Butan n-C 4 H 10 Mol% 0,14 0,25 0,81 0,62 1,26 0,18 0,45<br />

n-Pentan n-C 5 H 12 Mol% 0,02 0,05 0,20<br />

n-Hexan n-C 6 H 14 Mol% 0,01 0,02 0,05<br />

Wasserstoff H 2 Mol% 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00<br />

Sauerstoff O 2 Mol% 0,18 0,17<br />

Summe Mol% 100 100 100 100 100 100 100 100<br />

Brennwert H sv MJ/m³ 37,5 39,0 40,6 43,0 40,9 37,8 35,7 38,9<br />

Brennwert H sv kWh/m³ 10,4 10,8 11,3 12,0 11,4 10,5 9,9 10,8<br />

relative Dichte d – 0,523 0,573 0,574 0,609 0,568 0,519 0,535 0,583<br />

Wobbe Index W s MJ/m³ 51,8 51,5 53,5 55,1 54,2 52,5 48,8 51,0<br />

Wobbe Index W s kWh/m³ 14,4 14,3 14,9 15,3 15,1 14,6 13,6 14,2<br />

Methanzahl MZ – 83 74 68 62 67 83 97 71<br />

5. <strong>Gas</strong>e aus Vergasung von fester Biomasse<br />

Auch diese Option der Erzeugung regenerativer <strong>Gas</strong>e<br />

wird zunehmend diskutiert, Versuchsanlagen sind im<br />

Bau bzw. in Betrieb [5]. Je nach Prozessführung kann die<br />

<strong>Gas</strong>zusammensetzung sehr unterschiedlich sein. Neben<br />

Methan können auch H 2 , CO, CO 2 und andere unerwünschte<br />

Spurenstoffe im <strong>Gas</strong> vorhanden sein. Somit ist vor Einspeisung<br />

in das <strong>Erdgas</strong>netz eine strikte Qualitätskontrolle<br />

erforderlich. Nennenswerte Betriebserfahrungen mit<br />

größeren Anlagen liegen allerdings noch nicht vor.<br />

6. Bandbreiten der brenntechnischen<br />

Kenndaten<br />

Die wichtigsten brenntechnischen Kenndaten sind:<br />

Wobbe Index, relative Dichte, Brennwert und Methanzahl.<br />

In Tabelle 1 sind diese für ausgewählte H-<strong>Gas</strong>e,<br />

wie sie heute in Europa zu finden sind, angegeben.<br />

Tabelle 2 zeigt die Kenndaten der <strong>Gas</strong>e aus Tabelle 1,<br />

wenn jeweils 10 % Wasserstoff beigemischt sind. Die<br />

Zahlenwerte wurden mit dem Programm <strong>Gas</strong>Calc [6]<br />

berechnet, die Methanzahlen nach [7, 8] (Bezugstemperaturen<br />

25 °C/0 °C).<br />

Bild 4 stellt den Brennwert in Abhängigkeit vom<br />

Wobbe Index dar, wobei die EASEE-gas-Empfehlung [9]<br />

für den Bereich des Wobbe Index (49/57 MJ/m³) eingezeichnet<br />

ist (rote Linien). Die blau eingefärbten Symbole<br />

stehen für die <strong>Gas</strong>e mit Wasserstoffzumischung.<br />

Aus Bild 4 ist ersichtlich, dass alle <strong>Gas</strong>e ohne Wasserstoffzumischung<br />

die EASEE-gas-Empfehlungen einhalten.<br />

Wie schon vorher erwähnt ist aber der sehr hohe<br />

Wobbe Index des schweren LNG (knapp 57 MJ/m³) in den<br />

meisten europäischen Ländern aus Sicherheitsgründen<br />

nicht akzeptabel. Das aufbereitete Bio-<strong>Erdgas</strong> ohne LPG-<br />

Zumischung (CH 4 -Gehalt ca. 96 %) liegt im unteren<br />

Bereich des Wobbe Index. Die Zumischung von 10 % Wasserstoff<br />

führt bei allen <strong>Gas</strong>en zu einer Verringerung des<br />

Wobbe Index. Bei <strong>Gas</strong>en mit sehr hohem CH 4 -Anteil kann<br />

die EASEE-gas-Empfehlung für den Minimalwert der<br />

relativen Dichte (0,555) leicht unterschritten werden<br />

(s. Tabelle 2). Dies ist nach unseren Erfahrungen und den<br />

Erkenntnissen aus [4] aber für das Verbrennungs verhalten<br />

in haushaltlichen <strong>Gas</strong>geräten unproblematisch.<br />

Bild 5 zeigt die Methanzahl in Abhängigkeit vom<br />

Wobbe Index, berechnet auf Basis der AVL-Methode [7]<br />

mit einem Programm des DGC [8]. Die Genauigkeit liegt<br />

bei etwa ± 2 Methanzahlen. Beachtenswert ist die große<br />

Bandbreite mit Werten zwischen 103 (Bio-<strong>Erdgas</strong> ohne<br />

LPG) und 62 (schweres LNG mit 10 % Wasserstoff). Aber<br />

auch ohne Wasserstoffzumischung liegen manche LNGund<br />

Pipelinegase im Bereich von 65 bis 75. Dies muss<br />

bei der Konzeption von <strong>Gas</strong>motoren für Blockheizkraftwerke<br />

und Kraftfahrzeuge berücksichtigt werden. So<br />

könnte als Auslegungswert eine Methanzahl von 70<br />

zugrunde gelegt werden, wobei in der Praxis in der<br />

Regel höhere Methanzahlen auftreten werden, aber<br />

auch vereinzelt zeitweilig Werte um 65.<br />

Da die <strong>Gas</strong>verwendung in Motoren immer mehr an<br />

Bedeutung gewinnt, muss die Methanzahl zukünftig in<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Wobbe Index in kWh/m³<br />

12,8 13,3 13,9 14,4 15,0 15,6 16,1 16,7<br />

48<br />

13,3<br />

Wobbe Index in kWh/m³<br />

12,8 13,3 13,9 14,4 15,0 15,6 16,1 16,7<br />

110<br />

46<br />

12,8<br />

100<br />

Brennwert in MJ/m³<br />

44<br />

42<br />

40<br />

38<br />

12,2<br />

11,7<br />

11,1<br />

10,6<br />

Brennwert in kWh/m³<br />

Methanzahl<br />

90<br />

80<br />

36<br />

10,0<br />

70<br />

34<br />

9,4<br />

46 48 50 52 54 56 58 60<br />

Wobbe Index in MJ/m³<br />

<strong>Erdgas</strong> LNG Bio-<strong>Erdgas</strong><br />

<strong>Erdgas</strong>+10%H2 LNG+10%H2 Bio-<strong>Erdgas</strong>+10%H2<br />

60<br />

46 48 50 52 54 56 58 60<br />

Wobbe Index in MJ/m³<br />

<strong>Erdgas</strong> LNG Bio-<strong>Erdgas</strong><br />

<strong>Erdgas</strong>+10%H2 LNG+10%H2 Bio-<strong>Erdgas</strong>+10%H2<br />

Bild 4. Brennwert in Abhängigkeit des Wobbe Index<br />

für verschiedene <strong>Gas</strong>e mit und ohne Zumischung<br />

von 10 % Wasserstoff (25 °C/0 °C).<br />

Bild 5. Methanzahl in Abhängigkeit des Wobbe<br />

Index für verschiedene <strong>Gas</strong>e mit und ohne Zumischung<br />

von 10 % Wasserstoff (25 °C/0 °C)<br />

die internationalen <strong>Gas</strong>qualitätsspezifikationen einfließen<br />

und wird auch ein wichtiger Parameter bei der<br />

europäischen Normung der <strong>Gas</strong>qualität sein.<br />

7. <strong>Gas</strong>begleitstoffe und Spurenstoffe<br />

Eine wichtige Basis für die europäische Normung der<br />

<strong>Gas</strong>qualität (CEN TC 234, 408) sind die Empfehlungen<br />

von EASEE-gas bezüglich <strong>Gas</strong>begleit- und Spurenstoffe:<br />

Gesamtschwefel: 30 mg/m³<br />

H 2 S+COS: 5 mg/m³ (S)<br />

Merkaptane (RSH): 6 mg/m³ (S)<br />

O 2 : 0,001 Mol % (in Ausnahmefällen 0,01 Mol %)<br />

CO 2 : 2,5 Mol %<br />

Wassertaupunkt: –8 °C bei 70 bar<br />

Kohlenwasserstoff-Taupunkt: –2 °C (1 bis 70 bar).<br />

In den kommenden Diskussionen werden die folgenden<br />

Aspekte eine besondere Bedeutung haben:<br />

Grenzwert Gesamtschwefel<br />

Der Wert von 30 mg/m³ erscheint unzeitgemäß<br />

hoch, denn die meisten in Europa transportierten<br />

<strong>Erdgas</strong>e und Bio-<strong>Erdgas</strong>e (unodoriert) sind praktisch<br />

schwefelfrei (1 bis 3 mg/m³).<br />

Bei der Verwendung von <strong>Erdgas</strong> als Kraftstoff dürften<br />

zukünftig in Europa ähnliche Anforderungen wie<br />

beim Diesel und Benzin gelten (10 mg/kg, das entspricht<br />

beim odorierten <strong>Erdgas</strong> etwa 8 mg/m³).<br />

Sauerstoff (O 2 )<br />

<strong>Erdgas</strong> – wenn es aus dem Bohrloch strömt – enthält<br />

keinen Sauerstoff. Bei der Aufbereitung kann Sauerstoff<br />

eingetragen werden, ist üblicherweise aber<br />

nicht der Fall. Bei der Erzeugung von Bio-<strong>Erdgas</strong> hingegen<br />

ist O 2 prozessbedingt in geringen Mengen<br />

(z. B. 0,2 %) vorhanden.<br />

Eine Abscheidung auf Werte von 0,01 % bzw. 0,001 %<br />

ist mit zusätzlichen Investitionen und Betriebskosten<br />

verbunden. Daher sollte sorgfältig ermittelt werden,<br />

welcher Sauerstoffgrenzwert – insbesondere im Hinblick<br />

auf feuchte Untertagespeicher – wirklich angemessen<br />

ist.<br />

Wasserstoff<br />

Wie in Kapitel 4 dargestellt gibt es in der <strong>Erdgas</strong>infrastruktur<br />

noch einige wenige „sensible Komponenten“,<br />

bei denen auch geringe Wasserstoffgehalte<br />

unter 10 % problematisch sein können. Untersuchungen<br />

an CNG-Tanks, <strong>Gas</strong>turbinen und Untertagespeicher<br />

sind somit erforderlich.<br />

Nach Vorliegen der Ergebnisse sollte bei zukünftigen<br />

<strong>Gas</strong>qualitätsspezifikationen und Normen Wasserstoff<br />

berücksichtigt werden.<br />

Siloxane, Halogene und andere Spurenstoffe<br />

Wie vorher ausgeführt besteht bei Bio-<strong>Erdgas</strong>, welches<br />

aus verunreinigten Einsatzstoffen erzeugt wird,<br />

die Gefahr des Auftretens von unerwünschten Spurenstoffen.<br />

Daher ist eine sorgfältige <strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

und Qualitätskontrolle vor der Einspeisung in<br />

das <strong>Erdgas</strong>netz unabdingbar. Die sehr hohe <strong>Erdgas</strong>qualität<br />

darf nicht beeinträchtigt werden, sowohl<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 549

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

hinsichtlich des Verbraucherschutzes als auch des<br />

<strong>Erdgas</strong>images. Untersuchungen haben gezeigt, dass<br />

<strong>Erdgas</strong> bezüglich des Gehalts an Metallen, Halogenen<br />

etc. eine ähnliche Reinheit hat wie die Luft [10].<br />

8. Schlussfolgerungen und Ausblick<br />

Die <strong>Erdgas</strong>e in Europa werden zukünftig vielfältiger,<br />

Schwankungen der brenntechnischen Kenndaten<br />

(Wobbe Index, Methanzahl) werden zunehmen. Abgesehen<br />

von den schweren LNG-Qualitäten sind die<br />

ansonsten zu erwartenden <strong>Erdgas</strong>e und Bio-<strong>Erdgas</strong>e in<br />

den meisten europäischen Ländern bei der Verwendung<br />

unproblematisch, da sie in einem Wobbe Index<br />

Bereich von 49 MJ/m³ (13,6 kWh/m³) bis knapp 56 MJ/<br />

m³ (15,5 kWh/m³) liegen. Dies gilt mit Einschränkungen<br />

auch für die Zumischung von bis zu 10 % Wasserstoff,<br />

abgesehen von wenigen Restriktionen (CNG-Tanks, <strong>Gas</strong>turbinen<br />

mit Vormischbrennern, Untertage-speicher).<br />

Hier besteht noch Forschungsbedarf.<br />

In Bio-<strong>Erdgas</strong>en, welche aus verunreinigten Einsatzstoffen<br />

erzeugt werden, können unerwünschte Spurenstoffe<br />

auftreten. In diesen Fällen ist eine besonders sorgfältige<br />

Aufbereitung und Qualitätskontrolle erforderlich.<br />

Aus regenerativem Überschussstrom erzeugter Wasserstoff<br />

oder Methan liegt in hoher Reinheit vor und<br />

trägt ebenso wie Bio-<strong>Erdgas</strong> zu einer weiteren Verringerung<br />

der relevanten CO2-Emissionen bei. Dadurch wird<br />

<strong>Erdgas</strong> zukünftig noch klimaschonender im Vergleich zu<br />

den anderen fossilen Energieträgern. Für den reibungslosen<br />

grenzüberschreitenden <strong>Erdgas</strong>handel ist die Normung<br />

(Harmonisierung) der <strong>Gas</strong>qualitässpezifikationen<br />

hilfreich.<br />

Literatur<br />

[1] Gronemann, U.; Forster, R.; Wallbrecht, J. und Schlerkmann, H.:<br />

Oxygen Content in Natural <strong>Gas</strong> Infrastructure. <strong>gwf</strong> International<br />

2010, S. 26–30.<br />

[2] Graf, F. und Köppel, W.: Ergebnisse des DVGW Messprogramm<br />

„<strong>Biogas</strong>erzeugung und –aufbereitung“. <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong> 151<br />

(2010), S. 110–119.<br />

[3] Graf, F. und Bajohr, S.: <strong>Biogas</strong>-Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung.<br />

Oldenbourg Industrieverlag GmbH, 2010.<br />

[4] Florisson, O. et al.: NaturalHy – Preparing for the hydrogen<br />

economy by using the existing natural gas system as a catalyst;<br />

an integrated project, final publishable activity report:<br />

http://www.naturalhy.net/docs/project_reports/Final_<br />

Publishable_Activity_Report.pdf<br />

[5] Kopyscinski, J.: Production of synthetic natural gas (SNG)<br />

from coal and dry biomass – a technology review from 1950<br />

to 2009. Paul Scherrer Institut; Fuel, 89 (2010) 8,S. 1763–<br />

1783.<br />

[6] www.gascalc.de<br />

[7] Christoph, K.; Cartellieri, W. und Pfeiffer, U.: Bewertung der<br />

Klopffestigkeit von Kraftgasen mittels der Methanzahl und<br />

deren praktische Anwendung bei <strong>Gas</strong>motoren. MTZ 33,<br />

(1972) Nr. 10, Seite 389–429.<br />

[8] DGC – Danish <strong>Gas</strong> Technology Centre. Methane number calculation<br />

of natural gas mixtures. Software Version 1.0.<br />

[9] EASEE-gas Common Business Practice Nr. 2005-001/02, (harmonisation<br />

of gas quality) EASEE-gas: European Association<br />

for the Streamlining of Energy Exchange – gas.<br />

[10] van Almsick, T. und Kaesler, H.: Bestimmung von Spurenkomponenten<br />

in Erd- und <strong>Biogas</strong>en. <strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong> 150 (2009).<br />

Autoren<br />

Dr. Klaus Altfeld<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

Essen | Germany |<br />

Tel. +49 201 184-8385 |<br />

E-Mail: klaus.altfeld@eon-ruhrgas.com<br />

Dr. Peter Schley<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

Essen | Germany |<br />

Tel. +49 201 184-8323 |<br />

E-Mail: Peter.Schley@eon-ruhrgas.com<br />

Parallelheft <strong>gwf</strong>-Wasser | Abwasser<br />

In der Ausgabe 9/2011 lesen Sie u. a. fol gende Bei träge:<br />

Lorz u. a.<br />

Die Bedeutung von Landnutzungsänderungen für ein Integriertes Wasser ressourcen-<br />

Management – eine Fallstudie im westlichen Zentral-Brasilien<br />

Gawel/Fälsch Wasserentnahmeentgelte zwischen Wassersparen und Wasserdargebot –<br />

Ist Ressourcenschonung eine sinnvolle Zielsetzung für Wasserentnahme entgelte?<br />

Kotowski/Wójtowicz<br />

Csontos/Konrad<br />

Optimierung der geometrischen Parameter der walzenförmigen und<br />

kegelförmigen Wirbelkammer in Wirbeldrosselanlagen<br />

Kalkprodukte für die Wasserbehandlung<br />

September 2011<br />

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

In association with<br />

European <strong>Gas</strong> Infrastructure<br />

for Interconnectivity<br />

and Interoperability Forum<br />

29 November - 1st December 2011<br />

Rome Cavalieri Waldorf Astoria Hotel | Rome | Itlay<br />

The European <strong>Gas</strong> Infrastructure for Interconnectivity and Interoperability<br />

Forum is designed to review the commercial, regulatory, financial and political<br />

issues inherent in building a well-functioning gas market for Europe.<br />

Distinguished speakers include:<br />

Carlo Crea,<br />

Chairman of the<br />

VWG Security<br />

of Supply (SoS),<br />

International<br />

Confederation<br />

of Energy Regulators<br />

Inge Bernaerts,<br />

Head of Unit - Electricity<br />

and <strong>Gas</strong>,<br />

European Commission<br />

Michael<br />

Schmöltzer,<br />

Head of the <strong>Gas</strong><br />

Department,<br />

E-Control<br />

Dr. Stefanie<br />

Neveling,<br />

Head of Unit for access to<br />

gas transmission network<br />

and international gas trade,<br />

Bundesnetzagentur<br />

Adri Pols,<br />

TAQA<br />

Dr. Dirk von<br />

Ameln,<br />

Permitting Director,<br />

Nord Stream AG<br />

Steering committee includes:<br />

Ana Stanic,<br />

E&A Law<br />

Dr. Peter<br />

Poptchev,<br />

Ambassador at large<br />

for Energy Security -<br />

National Coordinator<br />

for the Nabucco<br />

Project,<br />

Ministry of Foreign<br />

Affairs, Bulgaria<br />

Peter Taff,<br />

Independent<br />

Consultant<br />

Former Head<br />

of European<br />

<strong>Gas</strong> Operations,<br />

Centrica<br />

Programme highlights:<br />

• Third energy package: Laws and their<br />

practical implementation<br />

• Understanding the outcome of new gas<br />

infrastructure operations on trading and<br />

pricing<br />

• Financing methodologies for energy<br />

infrastructure projects<br />

• National EIAs and permitting procedures<br />

combined with international consultations<br />

(Espoo process): Case study by Nord Stream<br />

• Investor’s perspective on achieving ROI in the<br />

light of current regulations<br />

• Standardising gas quality specifications to<br />

ensure efficient interoperability<br />

www.eugasinfrastrucutreforum.com<br />

CONFERENCE REGISTRATION IS OPEN<br />

To book your conference please call delegate team below<br />

Morteza Ghaffar or Darya Manaenkova<br />

T: +44 (0)203 180 6511 T: +44 (0)203 180 6521<br />

E: mortezaghaffar@dmgevents.com E: daryamanaenkova@dmgevents.com

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

Brennwertverfolgung in Verteilnetzen<br />

Teil 1 – Entwicklung und Validierung des Verfahrens<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit, <strong>Gas</strong>messung, <strong>Gas</strong>beschaffenheit, Brennwertverfolgung, Verteilnetze,<br />

Abrechnung, Lastprofile<br />

Peter Schley, Joachim Schenk und Andreas Hielscher<br />

Es wird ein Verfahren zur Verfolgung des Brennwertes<br />

in Regional- und Verteilnetzen vorgestellt. Das<br />

Verfahren verwendet Standardlastprofile in Kombination<br />

mit einem neuartigen Korrekturalgorithmus<br />

um das Abnahmevolumen an den Ausspeisestellen<br />

des Netzes zu bestimmen. Unter Verwendung weiterer<br />

Eingangsinformationen lässt sich so für jeden<br />

Netzknoten ein Brennwert ermitteln, der sich auf die<br />

geeicht gemessenen Brennwerte an den Einspeisestellen<br />

zurückführen lässt. Auf Basis dieser Methode<br />

können zukünftig Kunden in Versorgungsgebieten<br />

mit mehreren <strong>Erdgas</strong>- bzw. Bioerdgaseinspeisungen<br />

wirtschaftlich abgerechnet werden. Dadurch lässt<br />

sich bei der Einspeisung von Bioerdgas die kostenintensive<br />

Konditionierung vermeiden und so der Betrieb<br />

von <strong>Biogas</strong>anlagen wirtschaftlicher machen.<br />

Die Erprobung des Verfahrens erfolgt anhand eines<br />

Regionalnetzes der E.ON Avacon in dem zwei unterschiedliche<br />

<strong>Gas</strong>qualitäten – <strong>Erdgas</strong>-H und Bioerdgas<br />

– eingespeist werden. Validiert werden die Berechnungsergebnisse<br />

mit Hilfe eines mobilen Prozessgaschromatographen,<br />

der an verschiedenen Stellen im<br />

Netz aufgebaut werden kann und seit Dezember 2010<br />

in Betrieb ist.<br />

<strong>Gas</strong> quality tracking in distribution grids<br />

The paper presents a method for tracking the superior<br />

calorific value (SCV) of gas in regional and local<br />

distribution grids. The method uses standard load<br />

profiles in combination with a new correction algorithm<br />

to determine the volumes taken at exit points.<br />

Including further input information it is possible to<br />

determine for each network node an SCV which can<br />

be traced to verified SCVs measured at entry points.<br />

The method will allow accurate and selective invoicing<br />

of customers in supply areas with several natural<br />

gas and/or biomethane injection points. Cost-intensive<br />

conditioning of biomethane to be injected into<br />

the grid will then no longer be necessary, thus improving<br />

the economics of biogas plants.<br />

The method is being tested on a regional distribution<br />

grid of E.ON Avacon into which both group H-gas<br />

and biomethane are injected. The calculation results<br />

are validated with a mobile process gas chromatograph<br />

(PGC) commissioned in December 2010 and<br />

installed at several points along the grid.<br />

1. Einleitung<br />

Durch das Zusammenwachsen der nationalen Märkte<br />

zu einem europäischen <strong>Gas</strong>markt in Verbindung mit<br />

einem steigenden Import von verflüssigtem <strong>Erdgas</strong><br />

(LNG), das per Schiff nach Europa transportiert wird,<br />

werden seit einigen Jahren zunehmende Schwankungen<br />

der <strong>Gas</strong>beschaffenheit und somit auch des Brennwertes<br />

der transportierten <strong>Erdgas</strong>e beobachtet.<br />

Hinzu kommt die zunehmende Erzeugung von <strong>Biogas</strong>,<br />

das in der Regel in die Regional- oder Verteilnetze<br />

eingespeist wird und derzeit auf den im Netz vorherrschenden<br />

Brennwert konditioniert wird. In H-<strong>Gas</strong> Gebieten<br />

erfolgt dies heute durch Zumischung von Flüssiggas.<br />

Die Bestimmung des Brennwertes in Regional- oder<br />

Verteilnetzen beruht in der Regel auf Messwerten, die<br />

der Vorlieferant für die Einspeisestellen zur Verfügung<br />

stellt. Das DVGW-Arbeitsblatt G685 [1] legt fest, dass der<br />

zur Abrechnung verwendete Brennwert des Kunden<br />

nicht mehr als 2 % von dem tatsächlich anstehenden<br />

Brennwert abweichen darf. Bei Mehrfacheinspeisung mit<br />

<strong>Erdgas</strong>en unterschiedlicher Qualität gilt diese Anforderung<br />

als erfüllt, wenn die über den Abrechnungszeitraum<br />

volumengewichteten Mittelwerte der eingespeisten<br />

Brennwerte nicht mehr als 2 % voneinander abweichen.<br />

Bereits seit einigen Jahren haben sich sogenannte<br />

Brennwertrekonstruktionsysteme für Transportnetze<br />

etabliert und sind heute Stand der Technik [2]. Diese<br />

Systeme erlauben eine rechnerische Bestimmung des<br />

Brennwertes zu jeder Zeit und an jedem Ort im gesamten<br />

Netz. Voraussetzung hierfür sind geeichte Messwerte<br />

des Brennwertes an den Einspeisestellen sowie<br />

der Volumina an den Ein- und Ausspeisestellen. Für Verteilnetze<br />

konnte eine rechnerische Verfolgung des<br />

Brennwertes bisher nicht mit einer für die <strong>Gas</strong>abrech-<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

nung ausreichenden Genauigkeit realisiert werden. Problematisch<br />

ist dabei, dass insbesondere an den Ausspeisestellen<br />

häufig unzureichende Messwerte der Volumina<br />

vorliegen.<br />

Bei dem hier vorgestellten Verfahren werden die<br />

Ausspeisevolumina auf Basis von Standardlastprofilen,<br />

ausgehend von den kundenspezifischen Verbrauchsdaten<br />

eines zurückliegenden Abrechnungszeitraums und<br />

der aktuellen Umgebungstemperatur, den gemessenen<br />

Einspeisevolumen und den Einspeisedrücken, nach<br />

einem neuartigen Algorithmus bestimmt.<br />

2. Bestimmung der Ausspeisevolumina<br />

Für eine rechnerische Verfolgung des Brennwertes in<br />

einem Regionalnetz wie in Bild 1 skizziert werden<br />

neben den Einspeisebrennwerten, die Volumina an den<br />

Ein- und Ausspeisestellen des betrachteten Netzes<br />

benötigt. Für die Brennwerte und die Volumina an den<br />

Einspeisestellen liegen in der Regel geeichte Messwerte<br />

auf Basis von Stundenmittelwerten vor. Die Ausspeisevolumina,<br />

die in der Regel nicht direkt gemessen werden,<br />

ergeben sich aus der Summe aller Letztverbraucher<br />

in dem nachgeschalteten Ortsnetz. Hierbei wird<br />

unterschieden zwischen<br />

Verbrauchern mit registrierender Leistungsmessung<br />

– sogenannte RLM-Kunden, und<br />

Verbrauchern, deren aktueller Energieverbrauch mittels<br />

Standard-Lastprofilen ermittelt wird – sogenannte<br />

SLP-Kunden.<br />

Eine registrierende Leistungsmessung kommt in der<br />

Regel bei Verbrauchern mit einer stündlichen Leistung<br />

von mehr als 500 kW oder einer jährlichen Abnahme<br />

von 1,5 Million kWh zum Einsatz. Für kleinere Abnahmevolumina<br />

werden vereinfachte Methoden – sogenannte<br />

Standardlastprofile – verwendet, die im Auftrag von<br />

BGW (Bundesverband der deutschen <strong>Gas</strong>- und Wasserwirtschaft)<br />

und VKU (Verband kommunaler Unternehmen<br />

e. V.) an der TU München entwickelt wurden [3].<br />

Über die Sigmoid-Funktion h(υ) wird dabei der relative<br />

Verbrauch in Abhängigkeit der gewichteten Tagesmitteltemperatur<br />

dargestellt.<br />

A<br />

h( ϑ)=<br />

+ D<br />

(1)<br />

C<br />

⎛ B ⎞<br />

1+<br />

⎜ ⎟<br />

⎝ ϑ–40°<br />

C ⎠<br />

Die Parameter A, B, C und D wurden für verschiedene<br />

Lastprofiltypen (z. B. Einfamilienhaus, Mehrfamilienhaus,<br />

Gebietskörperschaften, Einzelhandel) festgelegt.<br />

Ferner lässt sich bei Kenntnis eines zurückliegenden<br />

Ableseintervalls eines Kunden – dem sogenannten Periodenverbrauch<br />

Q – ein Kundenwert KW (in kWh) ermitteln,<br />

der den spezifischen, normierten Verbrauch des<br />

Kunden wiedergibt. Bei Kenntnis der prognostizierten<br />

Temperatur, die z. B. vom Deutschen Wetterdienst<br />

bereitgestellt wird, lässt sich schließlich der zu erwartende<br />

stündliche Energieverbrauch (in kWh) eines Kunden<br />

wie folgt bestimmen:<br />

( )= ⋅ ( )⋅ ( )⋅ ( )<br />

QSLP h KW h ϑ F d SF h,<br />

ϑ (2)<br />

Darin ist F(d) der Wochentagsfaktor und SF(h, υ) der<br />

Stundenfaktor. Die Umrechnung des Energieverbrauchs<br />

auf das <strong>Gas</strong>volumen erfolgt über den volumenbezogenen<br />

Brennwert H s und ergibt sich zu<br />

Q<br />

VSLP ( h) =<br />

SLP<br />

H s<br />

( h)<br />

Die Nutzung von Standardlastprofilen im Hinblick<br />

auf eine <strong>Gas</strong>netzsimulation bietet sich insofern an, da<br />

hierdurch eine Aufrüstung der Messinfrastruktur, die<br />

mit erheblichen Kosten verbunden ist, vermieden wird.<br />

Allerdings entspricht die Genauigkeit der mittels SLP<br />

ermittelten Volumina zunächst noch nicht der Qualität,<br />

die für eine abrechnungsfähige Brennwertverfolgung<br />

erforderlich wäre. Aus diesem Grunde wurde das im<br />

Folgenden beschriebene Korrekturverfahren entwickelt,<br />

auf dessen Basis sich die Genauigkeit der ermittelten<br />

Volumina deutlich verbessern lässt.<br />

Zunächst wird davon ausgegangen, dass in dem<br />

betrachteten <strong>Gas</strong>netz die Normvolumina an allen Einspeisestellen<br />

auf Basis von Stundenwerten gemessen<br />

werden und somit die Summe des Einspeisevolumens<br />

genau bekannt ist.<br />

∑<br />

( )= ( )<br />

(3)<br />

VE<br />

h VE, i<br />

h<br />

(4)<br />

i<br />

Das Abnahmevolumen ergibt sich aus der Summe<br />

der gemessenen Volumina der RLM-Kunden sowie der<br />

nach Gleichung (3) bestimmten Volumina der SLP-Kunden.<br />

( )= ( )+ ( )=<br />

∑<br />

V h V h V h V<br />

∑<br />

( h)+ V ( h)<br />

(5)<br />

A A, RLM A, SLP A, RLMi<br />

, ASLPi , ,<br />

i<br />

i<br />

Bild 1. Vereinfachte Darstellung<br />

einer <strong>Erdgas</strong>-/Bioerdgaseinspeisung<br />

in ein Regionalnetz mit nachgeschalteten<br />

Ortsnetzen.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 553

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

Volumenstrom V n in m³/h<br />

Da es in einem <strong>Gas</strong>netz zu Druckschwankungen<br />

kommen kann, wird die zeitliche Änderung des im Netz<br />

vorhandenen <strong>Gas</strong>volumens – die sogenannte Netzatmung<br />

– nach folgender Gleichung bestimmt.<br />

ΔV h V h V h 1<br />

Netz Netz Netz<br />

p h<br />

( )= ( )− ( − )= ( )−<br />

p h−1<br />

p<br />

n<br />

( ) ⋅ ⋅<br />

Tn<br />

T<br />

V Geo<br />

(6)<br />

Der mittlere Netzdruck kann durch Messungen des<br />

Druckes an repräsentativen Stellen im Netz bestimmt<br />

werden. Die <strong>Gas</strong>temperatur kann vereinfacht als konstant<br />

(z. B. 8 °C) angenommen werden.<br />

Unter Berücksichtigung der Netzatmung und unter<br />

der Annahme, dass die <strong>Gas</strong>dichten im betrachteten <strong>Gas</strong>netz<br />

bzw. Netzabschnitt als konstant angenommen<br />

werden können, lässt sich die folgende Volumenbilanz<br />

aufstellen.<br />

( )= ( )− ( )− ( )<br />

ΔVBilanz h VE h VA ,<br />

h ΔVNetz<br />

h<br />

(7)<br />

Die Unsicherheitsbeiträge der Netzatmung und der<br />

gemessenen Volumina V E bzw. V A,RLM sind vergleichsweise<br />

gering, weshalb mögliche Bilanzabweichungen<br />

600<br />

400<br />

200<br />

0<br />

1.7 2.7 3.7 4.7 5.7 6.7 7.7 8.7 9.7 10.7 11.7 12.7 13.7 14.7 15.7<br />

1400<br />

1200<br />

1000<br />

800<br />

600<br />

400<br />

1.12 3.12 5.12 7.12 9.12 11.12 13.12 15.12<br />

Tabelle 1. Benötigte Eingangsinformationen für die Brennwertverfolgung.<br />

Eingangsinformation<br />

für die Brennwertverfolgung<br />

Brennwerte an den Einspeisestellen<br />

Normvolumina an den<br />

Einspeisesstellen<br />

gemessen SLP-berechnet SLP-korrigiert<br />

Bild 2. Vergleich gemessener Volumenströme an einem Ausspeiseknoten<br />

mit Werten, die auf Basis von Standardlastprofilen<br />

nach Gleichung (3) (unkorrigiert) bzw. Gleichung (8) (korrigiert)<br />

bestimmt wurden für zwei exemplarisch ausgewählte<br />

Zeiträume (Sommer/Winter).<br />

Normvolumina an den<br />

Ausspeisestellen<br />

Leitungsdrücke<br />

Topologiedaten (u. a. Leitungslängen,<br />

Leitungsdurchmesser, Rohrrauhigkeit)<br />

Datenherkunft<br />

Messwerte (geeicht)<br />

Messwerte (geeicht)<br />

Messwerte (RLM Kunden) sowie SLP-<br />

Daten, durch Volumenbilanz korrigiert<br />

Messwerte an repräsentativen Stellen<br />

Bereitstellung der Daten durch den<br />

Netzbetreiber<br />

im Wesentlichen auf Ungenauigkeiten bei der Ermittlung<br />

der Volumina der SLP-Kunden zurückzuführen<br />

sind. Infolgedessen lässt sich das nach Gleichung (7)<br />

bestimmte Differenzvolumen nutzen, um die Volumina<br />

der SLP-Kunden proportional zum Verbrauch zu korrigieren.<br />

ˆ<br />

V ASL , Pi ,<br />

⎛<br />

⎜<br />

( h)= 1+<br />

⎜<br />

⎝<br />

ΔV<br />

V<br />

∑<br />

i<br />

Bilanz<br />

ASLPi , ,<br />

( h)<br />

( h)<br />

⎞<br />

⎟<br />

⋅ VASLPi<br />

, , ( h)<br />

⎟<br />

⎠<br />

Das Gesamtvolumen an einer Ausspeisestelle ergibt<br />

sich schließlich aus der Summe der Verbraucher hinter<br />

diesem Knoten.<br />

Zur Bewertung des beschriebenen Korrekturverfahrens<br />

wurden im Netz der E.ON Avacon Auswertungen<br />

an Knoten durchgeführt, die über eine Volumenmessung<br />

verfügen. Exemplarisch ist in Bild 2 das Ergebnis<br />

für einen Knoten im Netzabschnitt „Schladen-Hordorf“<br />

für zwei verschieden Zeiträume aus dem Jahr 2008<br />

(a) 1.–15. Juli, b) 1.–15. Dezember) dargestellt. In den<br />

Diagrammen werden die gemessenen Volumina mit<br />

den auf Basis von Standardlastprofi len ermittelten<br />

Werte verglichen, wenn diese zunächst ohne Korrektur<br />

nach Gleichung (3) sowie mit Korrektur nach Gleichung<br />

(8) bestimmt werden. Das Ergebnis zeigt, dass sich die<br />

Abweichung durch Anwendung des Korrekturverfahrens<br />

deutlich reduzieren lässt.<br />

3. Brennwertverfolgung<br />

Durch das in Kapitel 2 beschriebene Verfahren zur<br />

Bestimmung der Ausspeisevolumina wurde eine grundlegende<br />

Voraussetzung geschaffen, um die <strong>Gas</strong>flüsse in<br />

einem Netz – insbesondere die Strömungsgeschwindigkeiten<br />

– zu berechnen und somit eine Verteilung der<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit zu simulieren. Für eine genaue<br />

Bestimmung der zeitlichen und örtlichen Verteilung des<br />

Brennwertes werden – analog zu den etablierten Brennwertrekonstruktionssystemen<br />

– die in Tabelle 1 dargestellten<br />

Eingangsinformationen benötigt.<br />

Für die Umsetzung des Verfahrens wurde bei E.ON<br />

Ruhrgas eine Software auf Basis von MATLAB [4] entwickelt.<br />

Als Rechenkern wird dabei derzeit die Simulationssoftware<br />

SIMONE [5] eingesetzt, die über eine<br />

Schnittstelle angesteuert wird und im Wesentlichen<br />

dazu dient die Strömungsgeschwindigkeiten an allen<br />

Netzknoten zu bestimmen. Die Auswertung der Standardlastprofile,<br />

die Datenein- und -ausgabe sowie die<br />

Visualisierung der Ergebnisse werden mit dem auf Basis<br />

von MATLAB entwickelten Softwaretool realisiert. Als<br />

Ergebnis der Berechnung werden die Brennwerte an<br />

allen Netzknoten als Stundenmittelwerte bestimmt.<br />

4. Validierung des Verfahrens<br />

Die Validierung des Verfahrens wird derzeit in Zusammenarbeit<br />

mit E.ON Avacon durchgeführt. Ausgewählt<br />

wurde hierzu das Netz „Lüchow-Dannenberg“ in Nieder-<br />

(8)<br />

September 2011<br />

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

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

FACHBERICHTE<br />

Bild 3. Netzabschnitt<br />

„Lüchow-Dannenberg“<br />

mit<br />

drei <strong>Erdgas</strong>einspeisungen<br />

sowie einer<br />

Bioerdgaseinspeisung.<br />

sachsen, in das zum einen <strong>Erdgas</strong>-H an drei verschiedenen<br />

Stellen mit einem Brennwert von ca. 11,3 kWh/m³<br />

sowie Bioerdgas der <strong>Biogas</strong>anlage Lüchow (ca. 600<br />

m³/h) eingespeist wird. Der Brennwert des Bioerdgases<br />

beträgt nach der Aufbereitung etwa 10,8 kWh/m³. Derzeit<br />

wird das Bioerdgas durch Zumischung von Propan<br />

auf den Brennwert des <strong>Erdgas</strong>es konditioniert.<br />

In Bild 3 ist die 16-bar-Stufe des Netzes dargestellt,<br />

wobei der Druck teilweise auch bis auf 8 bar heruntergeregelt<br />

wird. Das Netz weist eine Länge von 80 km auf<br />

und verfügt über 40 Ausspeisestellen, hinter denen sich<br />

weitere, bei 1 bar betriebene Ortsnetze anschließen.<br />

Das Netz ist für eine Validierung der Simulationsergebnisse<br />

vor allem deshalb gut geeignet, da sich über eine<br />

Variation der eingespeisten <strong>Erdgas</strong>mengen verschiedenste<br />

Flusssituationen einstellen lassen.<br />

Für die Bewertung der Simulationsergebnisse befindet<br />

sich seit Dezember 2010 ein mobiler Prozessgaschromatograf<br />

(Bild 4) der Open Grid Europe im Einsatz,<br />

der seitdem an verschiedenen Stellen im Netz aufgebaut<br />

wird. Exemplarisch sind in B ild 5 Ergebnisse für<br />

Bild 4. Mobiler Messanhänger der Open Grid Europe mit eichfähigem<br />

Prozessgaschromatografen des Typs GC9000 der Fa. RMG.<br />

den Zeitraum vom 12.–26. Januar 2011 dargestellt. Das<br />

Diagramm zeigt einen Vergleich zwischen berechneten<br />

und mittels PGC gemessenen Brennwerten über die<br />

Zeit. Zusätzlich sind die Brennwerte der eingespeisten<br />

<strong>Erdgas</strong>e bzw. des Bioerdgases eingezeichnet. Am<br />

17. Januar wurde die Konditionierungsanlage durch<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 555

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

Brennwert Hs in kWh/m³<br />

11,8<br />

11,6<br />

11,4<br />

11,2<br />

11<br />

10,8<br />

Ausspeisestelle LA42<br />

Propanzumischung reduziert<br />

12.1. 14.1. 16.1. 18.1. 20.1. 22.1. 24.1. 26.1.<br />

Einspeisung Bioerdgas Einspeisung Lüchow Einspeisung Dannenberg<br />

Ausspeisung berechnet PGC mobil PGC mobil +/ -2%<br />

Bild 5. Exemplarischer Vergleich gemessener und berechneter<br />

Brennwerte an der Ausspeisestelle LA42 (Dannenberg) für den<br />

Zeitraum vom 12. bis 26. Januar 2011.<br />

n Normbedingungen (pn = 1013,25 Pa; Tn = 273,15 K)<br />

RLM registrierende Leistungsmessung<br />

SLP Standard-Lastprofil<br />

Literatur<br />

[1] DVGW Arbeitsblatt G685: <strong>Gas</strong>abrechnung, DVGW Technische<br />

Regel, September 2008.<br />

[2] Altfeld, K., Bödeker, J., Frieling, H., Schley, P. und Uhrig, M.:<br />

Modelling of <strong>Gas</strong> Flow in Pipelines Tracking <strong>Gas</strong> Quality. Proceedings<br />

of the 2008 International <strong>Gas</strong> Research Conference,<br />

Paris (2008).<br />

[3] Hellwig, M.: Entwicklung und Anwendung parametrisierter<br />

Standard-Lastprofile, Technische Universität München, Dissertation<br />

(2003).<br />

[4] MATLAB: The Language of Technical Computing – using<br />

MATLAB Version 7.6.0.32 R 2008a, The MathWorks (2008).<br />

[5] Simone Software Benutzerhandbuch Version 5, Fa. Liwacom<br />

(2007).<br />

Autoren<br />

Reduzierung der Propanzumischung auf einen Sollwert<br />

von 10,9 kWh/m³ eingestellt. Es zeigt sich über den<br />

gesamten Zeitraum eine sehr gute Übereinstimmung<br />

zwischen den berechneten und gemessenen Brennwerten,<br />

die in der Regel kleiner als 0,2 % ist.<br />

Eine Veröffentlichung der vollständigen Feldtestergebnisse<br />

ist für die Oktober-Ausgabe dieser Zeitschrift<br />

geplant.<br />

Formelzeichen<br />

h Sigmoid-Funktion<br />

p <strong>Gas</strong>druck (absolut)<br />

Q Energieverbrauch in kWh<br />

T <strong>Gas</strong>temperatur in K<br />

υ Umgebungstemperatur in °C<br />

V Normvolumen<br />

Indizes<br />

A<br />

E<br />

i<br />

h<br />

d<br />

Ausspeisung<br />

Einspeisung<br />

Laufindex<br />

bezogen auf Stundenmittelwerte<br />

bezogen auf Tagesmittelwerte<br />

Dr. Peter Schley<br />

Kompetenzcenter <strong>Gas</strong>technik und<br />

Energiesysteme (Netztechnik) |<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

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Tel. +49 201 184-8323 |<br />

E-Mail: Peter.Schley@eon-ruhrgas.com<br />

Dr.-Ing. Joachim Schenk<br />

Kompetenzcenter <strong>Gas</strong>technik und<br />

Energiesysteme (Netztechnik) |<br />

E.ON Ruhrgas AG |<br />

Essen |<br />

Tel. +49 201 184-8406<br />

E-Mail: Joachim.Schenk@eon-ruhrgas.com<br />

Andreas Hielscher<br />

E.ON Service AG |<br />

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Tel. +49 201 184-8100 |<br />

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September 2011<br />

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

WISSEN für die ZUKUNFT<br />

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

Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung<br />

Dieses Standardwerk behandelt sämtliche Aspekte rund um<br />

das Thema <strong>Biogas</strong> von der Erzeugung über die Aufbereitung<br />

bis zur Einspeisung.<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> einspeisung befasst sind. Es trägt sowohl konkreten,<br />

praktischen Aspekten Rechnung und fungiert zugleich als Einstiegswerk<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>einspeisung<br />

∙ Abrechnung und Messtechnik<br />

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BIOG1Zs0410

FACHBERICHTE Neue Technologien<br />

Elektromobiles <strong>Erdgas</strong> –<br />

Stromspeicherung und Steigerung<br />

der Energieeffizienz durch elektrische<br />

Verdichterantriebe<br />

Neue Technologien, <strong>Erdgas</strong>infrastruktur, Verdichterstationen, Energieeffizienz,<br />

Energiespeicherung, Lastverschiebung<br />

Holger Derlien und Joachim Müller-Kirchenbauer<br />

Der überwiegende Teil der Verdichterstationen in<br />

Deutschland ist mit <strong>Gas</strong>turbinen oder -motorenantrieben<br />

ausgerüstet, die ca. 0,8 % des gesamten deutschen<br />

<strong>Erdgas</strong>bedarfs verbrauchen. Mit einer Umrüstung<br />

auf elektrische Antriebe und der Verlagerung<br />

des <strong>Gas</strong>verbrauchs in moderne <strong>Gas</strong>-und-Dampfkraftwerke<br />

kann der Energiebedarf der Verdichterstationen<br />

um ca. 20-50 % reduziert werden. Gleichzeitig<br />

wird das <strong>Gas</strong>netz zu einem hocheffizienten Stromspeicher.<br />

Denn elektrische Verdichterantriebe können<br />

die Stromüberschüsse erneuerbarer Energien verwenden,<br />

wodurch das eingesparte Antriebsgas in<br />

wind- und sonnenarmen Zeiten zur zusätzlichen<br />

Stromerzeugung zur Verfügung steht. Außerdem<br />

kann der Netzpuffer mit einer Veränderung der Verdichter-Betriebszeiten<br />

für Demand Side Management<br />

genutzt werden. Elektrische Verdichterantriebe, die<br />

weltweit immer häufiger eingesetzt werden, sind deshalb<br />

eine hocheffiziente „Power to <strong>Gas</strong>“-Technologie,<br />

mit der die deutsche <strong>Erdgas</strong>-Infrastruktur einen<br />

erheblichen Beitrag zur Steigerung der Energieeffizienz<br />

und zur Integration erneuerbarer Energien leisten<br />

kann (Bild 1).<br />

Power storage and increased efficiency by electric<br />

compressor drives<br />

Most compressor stations in Germany are equipped<br />

with gas turbines or gas driven internal combustion<br />

engines that use 0.8 % of the total annual gas consumption<br />

in Germany. Repowering these stations<br />

with electric drives, associated with a transfer of the<br />

fuel gas usage to modern combined cycle power<br />

plants (CCPP), may reduce energy consumption by 20<br />

to 50 %. Additionally the gas grid becomes a highly<br />

efficient power storage device as electric motors are<br />

able to use the surplus of intermittent renewable electricity<br />

generation, saving the fuel gas for power generation<br />

in times with low wind speeds and low solar<br />

radiation. Line Pack may also be used for Demand<br />

Side Management by shifting the compressor’s hours<br />

of operation. Electric drives, increasingly used<br />

throughout the world, are therefore a highly efficient<br />

“Power to <strong>Gas</strong>” technology that allows its operators<br />

to increase efficiency and to integrate variable energy<br />

resources.<br />

Bild 1. Hocheffizienter Stromspeicher: Verdichterstation Bunde mit<br />

elektrischen Antrieben. (Quelle: Wingas GmbH)<br />

1. Einleitung<br />

Der von der Bundesregierung beabsichtigte Ausstieg aus<br />

der Kernenergie bis zum Jahr 2022 soll mit einem<br />

beschleunigten Ausbau erneuerbarer Energien verbunden<br />

werden. Dieser Ausbau erfordert hohe Kapazitäten<br />

für die langfristige Stromspeicherung, da Strom aus<br />

Wind- und Sonnenenergie nicht zuverlässig zur Verfügung<br />

steht. Mit der Aufnahme von „Speichergas“, d. h. aus<br />

diesem Strom hergestelltem Wasserstoff und synthetischem<br />

Methan in die Novellierung des Erneuerbare Energien-Gesetzes<br />

soll die deutsche <strong>Erdgas</strong>-Infrastruktur den<br />

Ausbau erneuerbarer Energien unterstützen. Der Baubeginn<br />

einer ersten größeren Anlage in Niedersachsen zur<br />

Einspeisung von synthetischem Methan, das mit Hilfe<br />

September 2011<br />

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

Neue Technologien<br />

FACHBERICHTE<br />

Tabelle 1. Emissionshandelspflichtige Anlagen der <strong>Erdgas</strong>infrastruktur in Deutschland (Quelle: Eigene Darstellung mit Daten von DEHSt, BMWi,<br />

AG Energiebilanzen).<br />

Anlagen 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />

Pipelineverdichter 40 1 178 057 1 333 955 1 091 431 1 212 490 1 020 516 929 156 t CO 2<br />

<strong>Gas</strong>feldverdichter 3 146 729 167 069 154 117 158 284 174 906 171 641 t CO 2<br />

Speicherverdichter 13 321 497 367 902 299 515 262 077 395 059 297 882 t CO 2<br />

Heizkessel Anlandestationen 2 79 358 93 130 86 353 87 931 78 973 80 601 t CO 2<br />

Heizkessel Speicher 6 26 732 24 463 22 912 35 630 27 541 25 213 t CO 2<br />

Summe 64 1 752 373 1 986 519 1 654 328 1 756 412 1 696 995 1 504 493 t CO 2<br />

<strong>Erdgas</strong>bedarf Verdichter in m³ 816,6 927,0 766,4 809,9 788,9 693,8 Mio. m³<br />

<strong>Erdgas</strong>bedarf Verdichter in PJ 29,40 33,37 27,59 29,16 28,40 24,98 PJ<br />

<strong>Erdgas</strong>bedarf Deutschland 3 229 3 261 3 122 3 060 2 907 3 063 PJ<br />

Eigenbedarf Verdichter 0,91 % 1,02 % 0,88 % 0,95 % 0,98 % 0,82 %<br />

Eigenbedarf nur Pipelines 0,70 % 0,78 % 0,67 % 0,76 % 0,68 % 0,59 %<br />

Importpreis <strong>Erdgas</strong> 4 479 5 926 5 550 7 450 5 794 5 725 €/TJ<br />

Importwert Antriebsgas 131,7 197,8 153,1 217,2 164,6 143,0 Mio. €<br />

von Offshore-Windstrom hergestellt wurde, wurde für<br />

Juli angekündigt. Auch Greenpeace Energy plant, ab<br />

2013 „Windgas“ anzubieten, das aus erneuerbarer Energie<br />

hergestellten Wasserstoff enthält. Die ebenfalls von<br />

der Bundesregierung geförderte Elektromobilität im<br />

Straßenverkehr verfolgt das Ziel, neben der Senkung<br />

lokaler Schadstoffemissionen in Ballungszentren die<br />

erneuerbare Energieerzeugung in das Energiesystem zu<br />

integrieren. Die Möglichkeiten des deutschen <strong>Gas</strong>versorgungssystems,<br />

mit dem Energiebedarf seiner Verdichterstationen<br />

zu dieser Integration beizutragen, wurden<br />

jedoch bislang nicht untersucht.<br />

2. Der Eigenverbrauch der deutschen<br />

<strong>Erdgas</strong>-Infrastruktur<br />

Die nach dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz<br />

(TEHG) meldepflichtigen 1 Anlagen der deutschen <strong>Erdgas</strong>-Infrastruktur<br />

emittierten im Jahr 2010 etwa 1,5 Mio.<br />

Tonnen CO 2 . Dies entspricht einem äquivalenten <strong>Erdgas</strong>verbrauch<br />

von ca. 750 Mio. m³ oder einem Eigenanteil<br />

von ca. 0,9 % des gesamten deutschen <strong>Erdgas</strong>bedarfs<br />

(vgl. Tabelle 1).<br />

Der Eigenanteil für <strong>Erdgas</strong>transportanlagen (TEHGpflichtige<br />

Verdichterstationen und Anlandestationen<br />

von <strong>Erdgas</strong>pipelines) ohne Speicherung und <strong>Gas</strong>förderung<br />

lag im Jahr 2010 bei 0,59 % des deutschen <strong>Erdgas</strong>bedarfs.<br />

Hinzu kommt der nicht vom TEHG erfasste<br />

Wärmebedarf der GDRM-Stationen sowie der mittelbare<br />

<strong>Gas</strong>bedarf der Stromerzeugung für die im geringen<br />

Maße ebenfalls in Deutschland vorhandenen elektrische<br />

Pipeline-Verdichterantriebe, sodass der Eigenverbrauch<br />

des deutschen <strong>Erdgas</strong>transports (ohne<br />

1 Verdichterstationen sowie Heizkessel von <strong>Gas</strong>speichern und<br />

Anlandestationen unterliegen dem TEHG, wenn die installierte<br />

Feuerungswärmeleistung mehr als 20 MW beträgt.<br />

Speicherung) auf mehr als 0,6 % des transportierten<br />

<strong>Erdgas</strong> geschätzt werden kann. Dieser Wert liegt deutlich<br />

höher als vor etwa 20 Jahren von Fasold [1] mit 0,4 %<br />

des <strong>Gas</strong>verbrauchs für die alten Bundesländer errechnet,<br />

obwohl der spezifische Energiebedarf des <strong>Erdgas</strong>transports<br />

durch verbesserte Antriebseffizienz der<br />

<strong>Gas</strong>turbinen sowie größere Leitungsdurchmesser und<br />

höhere Betriebsdrücke der seitdem installierten Rohrleitungen<br />

deutlich reduziert worden ist. Anzunehmen ist,<br />

dass der Anstieg des Eigenverbrauchs gegenüber 1990<br />

durch die längeren Transport- und Transitwege auf dem<br />

durch die Wiedervereinigung vergrößerten Untersuchungsgebiet<br />

verursacht wird. Der Ausbau Deutschlands,<br />

zu einer Drehscheibe für den europäischen <strong>Erdgas</strong>transit<br />

beispielsweise durch die Inbetriebnahme der<br />

Ostseepipeline „Nord Stream“ und den Ausbau der <strong>Erdgas</strong>speicherkapazitäten<br />

wird den Eigenanteil ebenso<br />

erhöhen wie der zunehmende <strong>Erdgas</strong>handel. Verbrauchsmindernd<br />

könnten anstehende Modernisierungen<br />

älterer Verdichterstationen wirken (Bild 2).<br />

3. Elektromotoren als Verdichterantrieb<br />

3.1. Historische Entwicklung<br />

Bereits in den Anfangsjahren des Ferngastransports<br />

wurden neben Kolbenmotoren und Dampfmaschinen<br />

auch elektrische Verdichterantriebe eingesetzt. Die steigenden<br />

Leistungsanforderungen durch zunehmende<br />

Durchmesser und Betriebsdrücke der Pipelines sowie<br />

die hohen Drehzahlen der Turboverdichter waren jedoch<br />

durch die in den 1950er Jahren eingeführten <strong>Gas</strong>turbinen<br />

leichter zu erfüllen [2], sodass sich diese als bevorzugter<br />

Verdichterantrieb für Pipelines durchsetzten.<br />

Aufgrund von Weiterentwicklungen können seit den<br />

1970er Jahren auch Elektromotoren den hohen Drehzahl-<br />

und Leistungsanforderungen der Verdichterstationen<br />

entsprechen [3] und sind seitdem weltweit zuneh-<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 559

FACHBERICHTE Neue Technologien<br />

mend im Einsatz. Beispielsweise wurden in der damaligen<br />

Sowjetunion und der Tschechoslowakei in den<br />

Jahren 1985-1989 insgesamt 21 Antriebseinheiten mit<br />

jeweils 25 MW Leistung installiert [4]. Eine Auswertung<br />

aller US-amerikanischen Genehmigungsverfahren für<br />

Interstate-<strong>Gas</strong>leitungen seit 1997 mit insgesamt<br />

4250 MW beantragter Antriebsleistung zeigt auch dort<br />

einen signifikant steigenden Marktanteil von Elektromotoren<br />

(vgl. Bild 3).<br />

Auch in Frankreich wird derzeit im Rahmen des<br />

Modernisierungs- und Ausbauprogramms OSCAR<br />

(„Optimisation des Stations de Compression et Adaptation<br />

du Réseau“) der Anteil der elektrischen Antriebsleistung<br />

deutlich erhöht [5] und in der Ukraine wurden<br />

im Jahr 2010 einige Verdichterantriebe von <strong>Gas</strong>turbinen<br />

auf Elektromotoren umgerüstet [6]. Weitere Installationen<br />

großer Elektromotoren sind aus Kanada, Großbritannien,<br />

den Niederlanden und China bekannt.<br />

Obwohl diese Antriebe teilweise sogar in Deutschland<br />

produziert wurden, sind sie hierzulande nicht zu finden;<br />

nur Anlagen mit einer Leistung unter 20 MW sind in<br />

Deutschland im Einsatz.<br />

Bild 2. Emissionshandelspflichtige Verdichterstandorte in Deutschland.<br />

(Quelle: Eigene Darstellung)<br />

100%<br />

80%<br />

60%<br />

40%<br />

3.2. Vergleich der Antriebsalternativen<br />

Vorliegende Untersuchungen [2, 4, 7, 8, 9] zum Vergleich<br />

der Antriebsalternativen zeigen verschiedene<br />

Vor- und Nachteile der elektrischen Verdichterantriebe<br />

gegenüber gasbasierten Antrieben, die folgendermaßen<br />

zusammengefasst werden können:<br />

Wartungsärmer aufgrund niedrigerer Temperaturen<br />

und geringerer Reibung im Antriebssystem.<br />

Durch fehlende lokale Schadstoffemissionen sowie<br />

geringere Lärmemissionen, geringeren Flächenbedarf<br />

und geringeren Landschaftsverbrauch ohne<br />

Schornsteine und sichtbare Abgasfahnen höhere<br />

Akzeptanz bei der lokal betroffenen Bevölkerung.<br />

Einfachere Genehmigungsverfahren.<br />

Einfachere Auslegung durch besseres Teillast-Verhalten<br />

und fehlende Leistungseinbußen bei hoher<br />

Umgebungstemperatur, Betriebsdauer und relativer<br />

Luftfeuchtigkeit.<br />

Geringere Investitionskosten für den Antrieb, jedoch<br />

abhängig von der Anbindung an die Stromversorgung.<br />

Energiekosten werden maßgeblich durch die Steuerund<br />

Abgabenbelastung beeinflusst, deshalb in<br />

Deutschland deutliche Nachteile für Elektromotoren.<br />

20%<br />

0%<br />

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 beantragt<br />

Energieeffizienz, CO 2 -Emissionen und Zuverlässigkeit<br />

werden im Folgenden genauer behandelt:<br />

Elektromotor <strong>Gas</strong>motor <strong>Gas</strong>turbine<br />

Bild 3. Genehmigte Antriebsleistung für <strong>Erdgas</strong>pipeline-Verdichterantriebe<br />

in den USA nach Antriebsart, Stand: 01.10.2010.<br />

(Quelle: Eigene Darstellung)<br />

3.2.1. Energieeffizienz<br />

Ein einfacher Vergleich von Elektromotor und <strong>Gas</strong>turbine<br />

ist nicht sachgerecht, da es sich um unterschiedliche<br />

Energieträger handelt. Dem einfachen <strong>Gas</strong>turbinenantrieb<br />

sowie dem <strong>Gas</strong>turbinenantrieb mit Abhitzenut-<br />

September 2011<br />

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

Neue Technologien<br />

FACHBERICHTE<br />

Bild 4. Vergleich<br />

der<br />

Antriebsalternativen.<br />

(Quelle: Eigene<br />

Darstellung)<br />

zung durch eine Dampfturbine muss deshalb die Energiekette<br />

<strong>Gas</strong>( und Dampf-)kraftwerk – Stromtransport zur<br />

Verdichterstation – Transformator – Umrichter – Elektromotor<br />

gegenübergestellt werden. Es zeigt sich, dass die<br />

Kombination von Elektromotor mit Stromerzeugung in<br />

einem modernen GuD-Kraftwerk den Energieeinsatz und<br />

damit auch die CO 2 -Emissionen gegenüber einer modernen<br />

<strong>Gas</strong>turbine um knapp 30 % und gegenüber einer<br />

<strong>Gas</strong>turbine mit Abhitzenutzung durch eine Dampfturbine<br />

auch noch um 16 % verringert (vgl. Bild 4).<br />

Da in deutschen Verdichterstationen viele ältere<br />

Antriebseinheiten mit einem Wirkungsgrad von<br />

20–30 % installiert sind, kann bei einer Umrüstung dieser<br />

Antriebe auf Elektromotoren der Energieeinsatz um<br />

mehr als 50 % reduziert werden. Ein weiterer Vorteil der<br />

elektrischen Antriebe ist, dass der Standort des <strong>Gas</strong>kraftwerks<br />

unabhängig vom Verdichterstandort dort<br />

gewählt werden kann, wo die Abwärme des Kraftwerks<br />

sinnvoll für Kraft-Wärme-Kopplung genutzt wird, und<br />

damit auch eine (ggf. auch zeitlich) vom Verdichtereinsatz<br />

entkoppelte Abwärmenutzung ermöglicht wird.<br />

3.2.2. CO 2 -Emissionen<br />

Mit Blick auf die CO 2 -Emissionen ist zu beachten, dass<br />

CO 2 -Emissionen vom Verdichterantrieb auf die Stromerzeugung<br />

verlagert werden. Bei einem Vergleich zur<br />

Stromerzeugung in Kohlekraftwerken (vgl. z. B. [10])<br />

würde dies zu einer vermeintlichen Erhöhung der CO 2 -<br />

Emissionen führen. Bei einem korrekten Vergleich auf<br />

identischer Energieträgerbasis führen hingegen die Effizienzvorteile<br />

des Stromantriebs auf Basis der Stromerzeugung<br />

in GuD-Kraftwerken zu einer insgesamt deutlich<br />

verbesserten Klimabilanz des <strong>Gas</strong>transports, wobei<br />

das eingesparte Antriebsgas sogar noch zusätzlich dazu<br />

beitragen kann, die klimaschädliche Stromerzeugung<br />

aus Kohle einzuschränken. Bei einer Stromversorgung<br />

mit ausschließlich erneuerbarer Energie ist sogar ein<br />

vollständig CO 2 -freier <strong>Gas</strong>transport möglich.<br />

3.2.3. Zuverlässigkeit und Versorgungssicherheit<br />

Die Zuverlässigkeit elektrischer Verdichterantriebe ist<br />

trotz einzelner Betriebsstörungen z. B. in den Niederlanden<br />

deutlich höher als von <strong>Gas</strong>antrieben. Nachteilig auf<br />

die Verfügbarkeit von Elektromotoren wirkt jedoch die<br />

Abhängigkeit von der Zuverlässigkeit des Stromnetzes.<br />

Diese ist in Deutschland aber sehr hoch. Die durchschnittliche<br />

Unterbrechungsdauer je Kunde und Jahr<br />

(SAIDI-Wert, System Average Interruption Duration<br />

Index) liegt unter zwanzig Minuten. Eine Verlagerung<br />

des Antriebsgasverbrauchs in zusätzliche GuD-Kraftwerke<br />

könnte diese hohe Energie-Versorgungssicherheit<br />

weiter verbessern.<br />

4. Integration erneuerbarer Energien durch<br />

elektrische Verdichterantriebe<br />

Stromspeicher leisten einen wesentlichen Beitrag zur<br />

Integration erneuerbarer Energien, indem sie zu Zeiten<br />

mit hoher Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien<br />

und geringem Strombedarf Strom einspeichern und<br />

diesen zu Zeiten mit geringer Stromerzeugung und<br />

erhöhtem Strombedarf zusätzlich bereitstellen. Durch<br />

Preisdifferenzen zwischen diesen Zeiten ist der systemstützende<br />

Speicherbetrieb trotz Energieverlusten bei<br />

der Ein- und Ausspeicherung auch wirtschaftlich und<br />

über den Regelmarkt organisatorisch etabliert. Elektrische<br />

Verdichterantriebe können die Stromspeicherfunktion<br />

auf zwei unterschiedliche Weisen darstellen und<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 561

FACHBERICHTE Neue Technologien<br />

Speicherung durch „Elektromobiles <strong>Erdgas</strong>“ allerdings<br />

nicht beliebig skalierbar und an die Standorte der Verdichterstationen<br />

gebunden. Die Konzepte „Elektromobiles<br />

<strong>Erdgas</strong>“ und „Speichergas“ stehen daher nicht in<br />

Konkurrenz zueinander. Sie können sich mit ihren jeweiligen<br />

Vorteilen ergänzen, um die Stromspeicher-Potentiale<br />

der deutschen <strong>Erdgas</strong>-Infrastruktur vollständig zu<br />

erschließen.<br />

Bild 5. Der Stromspeichereffekt von elektrischen Verdichterantrieben.<br />

(Quelle: Eigene Darstellung)<br />

die heutzutage diese Funktion wahrnehmenden Pumpspeicherkraftwerke<br />

unterstützen.<br />

4.1. Zeitliche Verlagerung des Antriebsgasverbrauchs<br />

Elektromotoren können – anders als <strong>Gas</strong>antriebe –<br />

direkt mit Stromüberschüssen erneuerbarer Energien<br />

betrieben werden, die anderenfalls in konventionellen<br />

Stromspeichern wie Pumpspeicherkraftwerken oder<br />

auch als „Speichergas“ eingespeichert werden müssten.<br />

Das eingesparte Antriebsgas, das durch den Einsatz des<br />

Stromüberschusses im <strong>Gas</strong>netz verbleibt, stellt das<br />

Stromspeichermedium dar. Zu Zeiten ungenügender<br />

Stromerzeugung durch erneuerbare Energien kann dieses<br />

eingesparte Antriebsgas zusätzlich in Strom umgewandelt<br />

werden, womit der Stromspeicher-Zyklus vervollständigt<br />

wird.<br />

So kann mit der räumlichen Verlagerung der<br />

Antriebsgasnutzung von den Verdichterstationen in<br />

Kraftwerkeauch eine zeitliche Verlagerung verbunden<br />

werden. Diese zeitliche Verlagerung hat den gleichen<br />

Stromspeichereffekt wie die Methanisierung von überschüssigem<br />

Strom, weshalb elektrische Verdichterantriebe<br />

zu den „Power-to-<strong>Gas</strong>“-Technologien zu zählen<br />

sind. Ein mit diesen Antrieben ausgerüstetes <strong>Erdgas</strong>netz<br />

kann in Kopplung mit <strong>Gas</strong>kraftwerken auch als virtuelles<br />

Stromspeicherkraftwerk betrachtet werden, das<br />

durch die Stabilisierung des Stromnetzes einen wesentlichen<br />

Beitrag zur Energie-Versorgungssicherheit leistet.<br />

Aufgrund der Vermeidung von Wandlungsverlusten<br />

und der effizienten <strong>Erdgas</strong>verwendung in GuD-Kraftwerken<br />

kann die Ausrüstung der Verdichterstationen mit<br />

Elektromotoren eine Nutzungsverbesserung von 145 %<br />

zur Folge haben, da bei dem Einsatz von 1 MWh Stromüberschuss<br />

aus erneuerbaren Energien mit dem eingesparten<br />

Antriebsgas zu einem späteren Zeitpunkt ca.<br />

1,45 MWh Strom bei nicht ausreichender erneuerbarer<br />

Stromerzeugung produziert werden kann (vgl. Bild 5).<br />

Ein Vergleich mit dem Wirkungsgrad der „Speichergas“-<br />

Konzepte [11] würde die Elektromobilität im <strong>Gas</strong>transport<br />

deshalb zur vorrangigen Umsetzung empfehlen.<br />

Anders als die „Power-to-<strong>Gas</strong>“-Stromspeicherung<br />

durch Wasserstoff oder synthetisches Methan ist die<br />

4.2. Demand Side Management durch Line Packing<br />

Der <strong>Gas</strong>inhalt einer Pipeline erhöht sich proportional<br />

zum Druck. <strong>Erdgas</strong> wird deshalb durch Erhöhung des<br />

Drucks in Pipelines gespeichert, um schwankende<br />

Abnahmemengen auszugleichen. Diese als „Line<br />

Packing“ oder „Pack and Draft“ [12] bezeichnete<br />

Betriebsweise bedeutet, dass unabhängig vom <strong>Gas</strong>fluss<br />

auch zu geringen <strong>Gas</strong>bedarfszeiten Verdichter mit<br />

hoher Last betrieben werden und somit mehr <strong>Erdgas</strong> in<br />

den nachgelagerten Pipeline-Abschnitt fließt als aus<br />

ihm entnommen wird. Betreiber von elektrischen Verdichterantrieben<br />

können zur Senkung ihrer Energiekosten<br />

zu Schwachlastzeiten, in denen Antriebsenergie<br />

kostengünstig zur Verfügung steht, den Leitungsdruck<br />

erhöhen und die Verdichter dafür zu entsprechend teuren<br />

Spitzenlastzeiten abschalten oder mit geringerer<br />

Last betreiben [13]. Mit dieser Lastverlagerung durch<br />

stromnetzorientiertes Line Packing können die <strong>Gas</strong>netzbetreiber<br />

Demand Side Management-Dienstleistungen<br />

und somit eine zusätzliche Stromspeicherfunktion<br />

anbieten. Eine Kooperation der Betreiber von <strong>Erdgas</strong>speichern<br />

und -pipelines über Unternehmens-, Marktgebiets-<br />

und Ländergrenzen hinweg durch eine Flexibilisierung<br />

des Übergabedrucks könnte die Bewirtschaftung<br />

des Netzpuffers zum Zweck des Demand Side<br />

Managements weiter optimieren. Allerdings sind<br />

andere Zielsetzungen und Rahmenbedingungen ebenfalls<br />

zu beachten, insbesondere die Bereitstellung frei<br />

zuordenbarer Ein- und Ausspeisekapazitäten in vergrößerten<br />

Marktgebieten und die Beachtung der Entflechtungsvorschriften.<br />

Ebenso wie für die im nächsten<br />

Abschnitt behandelte Schnittstelle zwischen Stromund<br />

<strong>Gas</strong>netzen sind auch hier komplexe Fragen zu klären<br />

und Schnittstellen zu gestalten.<br />

4.3. Bereitstellung von Regelleistung<br />

Indem Verdichterbetreiber auf Anforderung der Stromnetzbetreiber<br />

kurzfristige Leistungsanpassungen vornehmen<br />

und damit unerwartete Schwankungen der<br />

Lastsituation im Stromnetz ausgleichen, ermöglicht der<br />

Netzpuffer des <strong>Erdgas</strong>netzes zusätzlich das Angebot<br />

von Regelleistung zur Stabilisierung des Stromnetzes.<br />

Das <strong>Gas</strong>netz kann damit auch eine weitere wertvolle<br />

und lukrative Dienstleistungsfunktion für das Stromnetz<br />

übernehmen[14].<br />

Hierfür sind jedoch nicht nur die Lastflusszusagen im<br />

<strong>Gas</strong>netz, sondern auch technische Beschränkungen der<br />

September 2011<br />

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

Neue Technologien<br />

FACHBERICHTE<br />

Verdichter, Pipelines und <strong>Erdgas</strong>speicher zu beachten.<br />

Die häufigeren Start- und Stopp-Vorgänge können ferner<br />

zu höherem Verschleiß von Verdichter und Elektromotor<br />

führen. Jedenfalls wäre bei Neubauvorhaben die<br />

Auslegung des Verdichter- und Antriebssystems auf<br />

häufigere Lastwechsel zu überprüfen.<br />

5. Fazit/Ausblick<br />

Elektromobilität kann bei <strong>Erdgas</strong>transport und -speicherung<br />

im Gegensatz zum Straßenverkehr recht einfach<br />

ermöglicht werden, da die stationären Antriebe<br />

ohne teure und in der Kapazität bzw. Reichweite<br />

begrenzte Stromspeicher direkt mit dem Stromnetz verbunden<br />

sind. Elektrische Verdichterantriebe erschließen<br />

die Potentiale der deutschen <strong>Erdgas</strong>-Infrastruktur für<br />

eine hocheffiziente Stromspeicherung und tragen<br />

damit zu den energiepolitischen Zielen Energieeffizienz,<br />

Reduzierung der CO 2 -und Schadstoffemissionen und<br />

Integration erneuerbarer Energien bei.<br />

Im Rahmen eines Forschungsvorhabens am Lehrstuhl<br />

für <strong>Gas</strong>versorgungssysteme der TU Clausthal werden<br />

diese Potentiale auf Basis laufender <strong>Gas</strong>netz-Modellierungsarbeiten<br />

quantifiziert, technische Chancen und<br />

Risiken der elektrischen Verdichterantriebe untersucht<br />

und betriebswirtschaftliche sowie volkswirtschaftliche<br />

Kosten und Nutzen der elektrischen Antriebstechnologie<br />

bewertet. Die Voruntersuchungen zeigen, dass die<br />

volkswirtschaftlichen und ökologischen Vorteile ausgeprägt<br />

sind.<br />

Auf Basis weiterführender und vertiefter Untersuchungen<br />

sollen auch die Umsetzungsprobleme<br />

an gegangen werden, die einer realen Nutzung des vielversprechenden<br />

Potenzials entgegenstehen. Eine Überprüfung<br />

der Steuerbelastung von elektrischer Antriebsenergie,<br />

die vom Bundesfinanzhof bereits als „mögliche<br />

Fehleinschätzung des Gesetzgebers“ bezeichnet wurde,<br />

könnte deshalb auch zu erheblichen Kostensenkungen<br />

für <strong>Gas</strong>netzbetreiber führen.<br />

Weiterhin zeigt der vorliegende Vergleich der Verdichter-Antriebsalternativen,<br />

dass vor dem Hintergrund<br />

einer zunehmend regenerativen Ausrichtung des<br />

gesamten Energieversorgungssystems mit einem zeitweisen<br />

Überangebot von elektrischer Energie die Energieeffizienz<br />

und die CO 2 -Emissionen von Energietechnologien<br />

nicht nur anhand der Höhe, sondern verstärkt<br />

auch hinsichtlich des Zeitprofils ihres Energieträger-Einsatzes<br />

bewertet werden müssen.<br />

6. Literatur<br />

[1] Fasold, H.-G. und Wahle, H.-N.: Der Antriebsgasverbrauch in<br />

Turboverdichterstationen für den <strong>Erdgas</strong>transport. <strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong><br />

<strong>Erdgas</strong> 133 (1992) Nr. 6, S. 303-312.<br />

[2] Riall, E.C., Jr.: Electric or gas turbine power – Which is better for<br />

gas lines? The Oil and <strong>Gas</strong> Journal 60 (1962) Nr. 37, S. 141-142.<br />

[3] Moore, J.C.: Electric Drives for Large Compressors. IEEE Transactions<br />

on Industry Applications 13 (1977) Nr. 5, S. 441-449.<br />

[4] Datskovskii et al.: High-Speed Frequency-Controlled Drives<br />

for <strong>Gas</strong>-Line Compressors; in: Russian Electrical Engineering<br />

72 (2001) Nr. 1, S. 17-26.<br />

[5] GRTgaz: OSCAR – Huit nouvelles stations de compression.<br />

GRTgaz point com N° 10 (Oktober 2009). http://www.grtgaz.<br />

com/fileadmin/user_upload/Newsletters/Raccordement/<br />

GRTgazpointcom10_RVS.pdf<br />

[6] UkrTransGaz: ДК «Укртрансгаз» переводить потужності на<br />

електроенергію („UkrTransGaz transportiert jetzt <strong>Gas</strong>leistung<br />

mit elektrischer Energie”), Pressemitteilung vom<br />

06.12.2010. http://www.utg.ua/uk/press/news/perevod_<br />

moschnostey_na_elektroenergiu/<br />

[7] Kennedy, J.L.: Oil and gas pipeline fundamentals. 2. Auflage;<br />

PennWell Publishing, Tulsa, 1993.<br />

[8] Heyer, W. (1998): Auswahl unter technischen und wirtschaftlichen<br />

Aspekten von Verdichtern und Antriebsmaschinen für<br />

die <strong>Erdgas</strong>speicherung und den <strong>Erdgas</strong>transport; in: Erdöl,<br />

<strong>Erdgas</strong>, Kohle 114 (1998) 11<br />

[9] Grapow, M.: Why Electric Compression or otherwise why still<br />

<strong>Gas</strong> Engine driven Compression? Electric Compression Economics<br />

2009 Special Workshop, 27. August 2009. http://<br />

www.gaselectricpartnership.com/eegrabow.pdf<br />

[10] Brun, K. und Kurz, R.: Pipeline Compression Using <strong>Gas</strong> Turbines<br />

or Electric Motors – CO 2 Footprint. Global <strong>Gas</strong> Turbine<br />

News 48 (2008) 2, S. 5.<br />

[11] Sterner, M.: Bioenergy and renewable power methane in<br />

100 % renewable energy systems – Limiting global warming<br />

by transforming energy systems. Kassel University Press,<br />

Kassel, 2009.<br />

[12] de Nevers, N. und Day, A.: Packing and drafting in natural gas<br />

pipelines. Journal of Petroleum Engineering 35 (1983) Nr. 2,<br />

S. 655-658.<br />

[13] Schmeal, R.W., Royall, D. und Wrenn, K.F. Jr.: The <strong>Gas</strong>/Electric<br />

Partnership. Proceedings from the Nineteenth Industrial<br />

Energy Technology Conference, Houston, TX, April 23-24,<br />

1997.<br />

[14] Oliver, J.A. und Samotyj, M.J.: Electrification of Natural <strong>Gas</strong><br />

Pipeline – A Great Opportunity for Two Capital Intensive<br />

Industries. IEEE Transactions on Energy Conversion 14 (1999)<br />

Nr. 4; S. 1502-1506.<br />

Autoren<br />

Prof. Dr.-Ing. Joachim Müller-Kirchenbauer<br />

Lehrstuhl für <strong>Gas</strong>versorgungssysteme |<br />

Institut für Erdöl- und <strong>Erdgas</strong>technik |<br />

Technische Universität Clausthal und Forschungsbereich Energienetze<br />

Energie-Forschungszentrum Niedersachsen |<br />

GoslarTel.: +49 5323 72 2631 |<br />

E-Mail: joachim.mueller-kirchenbauer@tu-clausthal.de<br />

Dipl.-Ing. Holger Derlien<br />

Tel.: +49 5321 3816 8089 |<br />

E-Mail: holger.derlien@efzn.de<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 563

IM PROFIL Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.<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<br />

sich der Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V. im Profil.<br />

Folge 4:<br />

20 Jahre Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.<br />

Bild 1. Die <strong>Biogas</strong>produktion<br />

ist in Deutschland<br />

eine<br />

Erfolgsgeschichte.<br />

Ende 2011<br />

werden etwa<br />

7000 Anlagen<br />

Ökostrom ins<br />

Netz einspeisen.<br />

Am 14. Februar 2012 feiert der<br />

Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V. sein<br />

20-jähriges Bestehen. Was vor zwei<br />

Jahrzehnten als unausgegorene<br />

Idee nach der ersten <strong>Biogas</strong>-Jahrestagung<br />

im baden-württembergischen<br />

Weckelweiler ins Leben gerufen<br />

wurde, hat sich bis heute zu<br />

einem Verband mit knapp 4500 Mitgliedern<br />

und bald 30 hauptamtlichen<br />

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern<br />

in einer Geschäftsstelle,<br />

einem Hauptstadtbüro und drei<br />

Regionalbüros entwickelt. Eine beispielhafte<br />

Erfolgsgeschichte, die<br />

sich vor allem in den vergangenen<br />

zehn Jahren sehr dynamisch weiterentwickelt<br />

hat.<br />

Gründung und Entwicklung<br />

<strong>Biogas</strong> spielte in den Achtzigerjahren<br />

in Deutschland eine untergeordnete<br />

Rolle: einige Dutzend Landwirte<br />

– vor allem aus dem Ökolandbau<br />

– hatten in Eigenregie und in<br />

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

neben ihren Höfen aufgestellt.<br />

Es gab keine festgeschriebene Vergütung<br />

für den erzeugten Strom,<br />

wenn man ihn überhaupt verkaufen<br />

konnte war man schon zufrieden. In<br />

dieser Phase beschlossen ein paar<br />

dieser Pioniere, den kleinen Haufen<br />

<strong>Biogas</strong>-Begeisterter zusammenzutrommeln,<br />

um im gegenseitigen<br />

Austausch die Idee <strong>Biogas</strong> voranzubringen.<br />

Und so kam es Ende 1991 zur<br />

ersten <strong>Biogas</strong>-Jahrestagung. Rund<br />

50 Pioniere folgten der Einladung ins<br />

baden-württembergische Weckelweiler,<br />

um sich mit den wenigen<br />

Gleichgesinnten im Land auszutauschen.<br />

Man verabredete sich zum<br />

Abschluss der drei Tage für den<br />

14. Februar 1992, um einen Fachverband<br />

<strong>Biogas</strong> zu gründen. 17 Personen<br />

trafen sich am an diesem Tag auf<br />

dem Hof des Landwirtes Erich Holz,<br />

um den Verband aus der Taufe zu<br />

heben. Geschäftsführer und einziger<br />

Mitarbeiter wurde Michael Köttner,<br />

erster Vorsitzender des Fachverbandes<br />

Erwin Köberle.<br />

Aus den 50 Teilnehmern der ersten<br />

Jahrestagung wurden 20 Jahre<br />

später mehr als 6000, die zur<br />

20. Jahrestagung Anfang 2011 nach<br />

Nürnberg kamen und neben den<br />

Vorträgen im Plenum die über 350<br />

ausstellenden Firmen auf der parallel<br />

stattfindenden größten reinen<br />

<strong>Biogas</strong>-Fachmesse besuchten. Aus<br />

den 17 Gründungsmitgliedern sind<br />

mittlerweile knapp 4500 Fachverbands-Mitglieder<br />

geworden: Betreiber<br />

und Firmen, Privatpersonen,<br />

Institute und Kommunen.<br />

Diese Entwicklung hat natürlich<br />

ihre entscheidenden Eckpfeiler. Mit<br />

dem Stromeinspeisegesetz im Jahr<br />

1992 wurde eine erste grobe Richtung<br />

für die Nutzung regenerativer<br />

Energien in Deutschland eingeschlagen.<br />

Den entscheidenden<br />

Durchbruch für die <strong>Biogas</strong>-Branche<br />

brachte aber die Verabschiedung<br />

des Erneuerbare-Energien-Gesetzes<br />

(EEG) im April 2000.<br />

Zu dieser Zeit herrschte beim<br />

Fachverband <strong>Biogas</strong> eine Um- und<br />

Aufbruchstimmung: Der Sitz des Verbandes<br />

wurde von Weckelweiler<br />

nach Freising verlegt, der langjährige<br />

Geschäftsführer Michael Köttner<br />

verließ den Verband, ab April 2000<br />

übernahm der heutige Geschäfts-<br />

September 2011<br />

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

Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.<br />

IM PROFIL<br />

führer Dr. Claudius da Costa Gomez<br />

die Leitung des Fachverbandes.<br />

Mit der Wahl von Josef Pellmeyer<br />

als Präsident des Fachverbandes und<br />

den vier Mitarbeitern des Fachverbandes<br />

<strong>Biogas</strong> in Freising kam erst<br />

mal wieder Ruhe in den Verband. Der<br />

Ausbau der <strong>Biogas</strong>branche wurde in<br />

dieser Zeit intensiviert. Mit der<br />

Einführung des NawaRo-Bonus für<br />

den Einsatz von Energiepflanzen in<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen im Rahmen der ersten<br />

EEG-Novelle im Jahr 2004 bekam<br />

die Branche den entscheidenden<br />

Anschub. Mit den Energiepflanzen<br />

konnte eine neue Energiequelle<br />

erschlossen werden, die neben der<br />

ursprünglichen Vergärung von biogenen<br />

Abfällen ein viel größeres<br />

Leistungsvermögen besaß.<br />

Die Branche wuchs weiter – und<br />

mit ihr der Fachverband <strong>Biogas</strong>. Aus<br />

den vier Mitarbeitern wurden schon<br />

im Jahr 2005 acht, drei Jahre später<br />

hatte sich diese Zahl erneut verdoppelt.<br />

Neben der Eröffnung eines<br />

Hauptstadtbüros mit aktuell drei<br />

Kollegen wurden zudem Regionalbüros<br />

im Norden (Hannover), im<br />

Süden (Bräunlingen im Schwarzwald)<br />

und Osten (Erfurt) eingerichtet.<br />

Damit ist der Fachverband <strong>Biogas</strong><br />

für alle seine Mitglieder in einer<br />

überschaubaren Entfernung zu<br />

erreichen.<br />

Denn auch hier blieb die Entwicklung<br />

nicht stehen: mit der<br />

wachsenden Anzahl an <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

in Deutschland – die bereits<br />

Ende letzten Jahres die 6000er<br />

Marke überschritten hat und mittlerweile<br />

zur Versorgung von knapp<br />

vier Millionen Haushalten mit klimaneutralem<br />

Strom beiträgt – stieg<br />

auch die Zahl der Mitglieder. Wurde<br />

auf der 18. Tagung 2009 in Hannover<br />

noch das 3000ste Mitglied<br />

Bild 2. Das<br />

Team der<br />

hauptamtlichen<br />

Mitarbeiterinnen<br />

und Mitarbeiter<br />

des<br />

Fachverbandes<br />

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

<br />

10.01. – 12.01.2012<br />

BREMEN<br />

· Plenarvorträge zu 9 Themenblöcken<br />

· Große <strong>Biogas</strong>-Fachmesse<br />

· 11 praxisrelevante Workshops<br />

· Parallelveranstaltungen „<strong>Biogas</strong> für<br />

Kommunen“ und „<strong>Biogas</strong> für Neueinsteiger“<br />

· Lehrfahrt<br />

21. JAHRESTAGUNG UND FACHMESSE<br />

www.biogastagung.org<br />

BIOGAS KANN´S –<br />

DEZENTRAL, EFFIZIENT, NACHHALTIG<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 565

IM PROFIL Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.<br />

Bild 3. Ende<br />

April 2010 war<br />

der Fachverband<br />

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

dem Velomobil<br />

in Nordrhein-<br />

Westfalen unterwegs,<br />

um im<br />

Vorfeld der<br />

Landtagswahl<br />

für den Energieträger<br />

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

werben.<br />

geehrt, so konnte zur 20. Tagung in<br />

Nürnberg bereits Nummer 4000 feierlich<br />

begrüßt werden.<br />

Eine große Lobby – die es in den<br />

letzten Jahren auch immer wieder<br />

gebraucht hat, um die positive Entwicklung<br />

beim Ausbau der <strong>Biogas</strong>nutzung<br />

voranzubringen. Denn es<br />

war keineswegs durchweg nur ein<br />

steiler und gerader Weg nach oben.<br />

Als die Mais- und Getreidepreise in<br />

den Jahre 2007 und 2008 explodierten<br />

und zudem die Debatte um die<br />

zweite Novelle des EEG in vollem<br />

Gange war, befand sich die <strong>Biogas</strong>branche<br />

in großen Schwierigkeiten.<br />

Statt der prognostizierten 500 An -<br />

lagen pro Jahr wurden in beiden<br />

Jahren zusammen weniger als 400<br />

Biokraftwerke neu aufgestellt. Viele<br />

Hersteller hatten Probleme, ihre<br />

Mitarbeiter zu halten; ein paar Firmen<br />

mussten Insolvenz anmelden,<br />

einige Betreiber standen am Rande<br />

ihrer Existenz. Der im damaligen<br />

ersten EEG-Entwurf enthaltene Vorschlag<br />

zur Absenkung der Grundvergütung<br />

und zur Beschneidung<br />

des NawaRo-Bonus sorgte für weitere<br />

Verunsicherung.<br />

Letztendlich war es maßgeblich<br />

dem Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V. und<br />

seinen vielen haupt- und ehrenamtlichen<br />

Mitarbeitern zu verdanken,<br />

dass aus dem ersten Entwurf<br />

schließlich doch noch ein Gesetz<br />

ausgearbeitet wurde, das nach einer<br />

kurzen Anlaufphase seit Mitte 2009<br />

zu einem neuen Boom mit Anlagenzubauzahlen<br />

von knapp 1000 in den<br />

Jahren 2009 und 2010 führte.<br />

Aktuelle Situation und<br />

Arbeitsschwerpunkte<br />

Mittlerweile wird <strong>Biogas</strong> als ernstzunehmende<br />

regenerative Energiequelle<br />

akzeptiert – mit allen dazugehörigen<br />

Konsequenzen. Lange<br />

Zeit wurde die Vergärung von biogenen<br />

Stoffen in luftdicht abgeschlossenen<br />

Fermentern als kleine<br />

Randerscheinung im Spiel der<br />

Erneuerbaren Energien wahrgenommen.<br />

Wind und Solar waren die<br />

Player, die von der Öffentlichkeit<br />

registriert wurden – und gegen die<br />

sich der erste Widerstand bereits zu<br />

Beginn des 21. Jahrhunderts regte.<br />

Von der Verspagelung der Landschaft,<br />

von Übersubventionierung<br />

der Solaranlagen wurde geschrieben<br />

– kaum von <strong>Biogas</strong>anlagen. Das<br />

hat sich seit circa zwei Jahren geändert.<br />

Mit der zunehmenden Bedeutung<br />

kamen auch die Skeptiker auf<br />

den Plan. Von „Vermaisung“ kann<br />

man immer wieder lesen – eines der<br />

Hauptargumente, gegen die sich die<br />

<strong>Biogas</strong>branche wehren muss. Tatsächlich<br />

hat sich die Maisanbaufläche<br />

in den letzten Jahren erhöht –<br />

allerdings landet nach wie vor<br />

knapp zwei Drittel der Maisernte in<br />

den Trögen der Tiere und nicht in<br />

der <strong>Biogas</strong>anlage. Der Mais ist unbestritten<br />

die derzeit ertragreichste<br />

Energiepflanze für den Einsatz in<br />

den Fermentern. Doch zahlreiche<br />

Institute und Hochschulen forschen<br />

schon seit Jahren an Alternativen,<br />

zum Teil mit beachtlichem Erfolg. In<br />

absehbarer Zeit wird es neben dem<br />

Mais eine Vielzahl an Energiepflanzen<br />

geben, die sich für den Einsatz in<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen anbauen lassen und<br />

die Biodiversität auf den Feldern<br />

verbessern werden.<br />

Darüber hinaus wird den An -<br />

lagen eine schlechte Klimabilanz<br />

nach gesagt; und sie sollen verantwortlich<br />

sein für Krankheitserreger<br />

und Nitratauswaschungen – Argumente,<br />

die sich widerlegen lassen,<br />

aber trotzdem in den Köpfen der<br />

Menschen hängen bleiben.<br />

Für den Fachverband <strong>Biogas</strong> und<br />

seine Mitarbeiter hat sich der<br />

Arbeitsschwerpunkt im Laufe der<br />

vergangenen Jahre geändert. Es gilt<br />

nicht mehr, <strong>Biogas</strong> grundsätzlich ins<br />

Gespräch zu bringen – es gilt nun,<br />

den Energieträger zu verteidigen.<br />

Oft sind es haltlose Behauptungen,<br />

manchmal aber auch ernst zu nehmende<br />

Bedenken und Sorgen von<br />

Nachbarn und Anwohnern, mit<br />

denen sich der Verband auseinander<br />

zu setzen hat.<br />

Projekte und Aktivitäten<br />

Mit dem Projekt „Farbe ins Feld“ (FiF)<br />

hat der Fachverband bereits im letzten<br />

Jahr auf den Vorwurf der „Vermaisung“<br />

reagiert: Mit FiF fordert<br />

der Verband die Anlagenbetreiber<br />

auf, in oder um das Maisfeld Wildpflanzen<br />

zu säen, um einerseits eine<br />

Diversität der Landschaft zu er -<br />

weitern und damit mehr Raum für<br />

wildlebende Tiere zu schaffen,<br />

andererseits auch zur optischen<br />

Auflockerung des Landschaftsbildes<br />

– das Maisfelder wird mit einer<br />

Wildpflanzen-Umrandung nachweislich<br />

als weniger störend empfunden.<br />

In diesem Jahr wurde das<br />

Projekt ausgeweitet: mit dem „Wettbewerb<br />

der Regionen“ will der Verband<br />

seine Regionalgruppen animieren,<br />

so viele Blühstreifen wie<br />

möglich anzupflanzen. Auf der<br />

21. Jahrestagung Anfang 2012 wird<br />

die Regionalgruppe mit den meisten<br />

Fläche einen Preis erhalten.<br />

Darüber hinaus hat der Fachverband<br />

<strong>Biogas</strong> beispielsweise über<br />

einen „Aktionstag“ in Schleswig-<br />

Holstein das Gespräch mit der kriti-<br />

September 2011<br />

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

Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.<br />

IM PROFIL<br />

schen Bevölkerung gesucht oder<br />

mit dem neu erschienenen PR-<br />

Guide „Wie sag ich’s meinem Nachbarn?“<br />

Betreibern und Herstellern<br />

eine Broschüre an die Hand gegeben,<br />

mit der sich Konflikte beim Bau<br />

von <strong>Biogas</strong>anlagen möglichst schon<br />

vor dem ersten Spatenstich aus der<br />

Welt räumen lassen.<br />

Struktur<br />

Für ein positives Image und den<br />

weiteren Ausbau der Branche ist der<br />

Verband neben der Arbeit der<br />

Hauptamtlichen natürlich maßgeblich<br />

auf die ehrenamtlichen Mitglieder<br />

angewiesen. Diese sind in 23<br />

Regionalgruppen organisiert, die<br />

sich je nach Engagement des<br />

zuständigen Regionalgruppensprechers<br />

mehrmals im Jahr treffen, um<br />

über die neuesten Entwicklungen in<br />

ihren jeweiligen Regionen zu diskutieren.<br />

Neben diesen Betreibern, die<br />

darüber hinaus von einem Betreiberbeirat<br />

vertreten werden, gibt es<br />

auch einen Firmenbeirat, in dem<br />

Vertreter wichtiger <strong>Biogas</strong>firmen<br />

über die Belange der Branche aus<br />

Unternehmersicht beraten.<br />

Darüber hinaus gibt es im Fachverband<br />

Arbeitskreise, wie den<br />

Arbeitskreis Sicherheit oder den<br />

Arbeitskreis Genehmigung sowie<br />

Beiräte, wie den juristischen Beirat<br />

oder den Finanziererbeirat. Hier treffen<br />

sich in regelmäßigen Abständen<br />

Vertreter aus Firmen und Instituten,<br />

um über aktuelle Entwicklungen zu<br />

sprechen und sich in wichtige Entscheidungsgremien<br />

einzubringen.<br />

Ausblick<br />

Auch die im Juli verabschiedete<br />

dritte Novelle des EEG wurde entscheidend<br />

vom Fachverband <strong>Biogas</strong><br />

e. V. mit beeinflusst. Durch die<br />

konsequente Arbeit in den Büros<br />

und an der Basis, über zahlreiche<br />

Gespräch mit Entscheidungsträgern<br />

und viel Überzeugungsarbeit<br />

konnte der erste Entwurf zum<br />

Gesetz schließlich noch in eine<br />

Richtung abgeändert werden,<br />

der für die Branche zwar nicht optimal<br />

ist, aber dem weiteren Ausbau<br />

auch nicht grundsätzlich entgegen<br />

steht.<br />

Der Fachverband <strong>Biogas</strong> erwartet<br />

für die nächsten Jahre eine<br />

Zahlen und Fakten zum Fachverband<br />

Gegründet am 14.02.1992<br />

Mitglieder aktuell: rund 4500<br />

Mitarbeiter: 26<br />

Büros: Hauptgeschäftsstelle in Freising,<br />

Hauptstadtbüro in Berlin, drei Regionalbüros<br />

im Norden, Süden und Osten<br />

Struktur: 23 Regionalbüros, 4 Arbeits kreise,<br />

4 Beiräte<br />

moderate Entwicklung: bei den<br />

Anlagenzahlen, den Mitgliedern<br />

und den Mitarbeitern im Verband.<br />

Kontakt:<br />

Fachverband <strong>Biogas</strong> e. V.,<br />

Angerbrunnenstraße 12,<br />

85356 Freising,<br />

Tel. (08161) 984660,<br />

Fax (08161) 984670,<br />

E-Mail: info@biogas.org ,<br />

www.biogas.org<br />

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Herausforderungen. Nach der Katastrophe im japanischen Fukushima ist fast nichts mehr wie es war. In<br />

Deutschland widmen Politik und Gesellschaft dem Thema einer zuverlässigen, umweltgerechten und sicheren<br />

Energieversorgung so viel Aufmerksamkeit, wie selten zuvor. Bis zum Jahr 2050 soll der Anteil an erneuerbaren<br />

Energien am Bruttoenergieverbrauch auf 60 Prozent anwachsen – so der Wille der Bundesregierung. Doch ein<br />

solch neues Stromversorgungssystem mit einem hohen Anteil fluktuierender Energien auf der einen Seite<br />

braucht eine hohe Flexibilität und Regelbarkeit auf der anderen Seite. <strong>Erdgas</strong> kann in diesem Szenario eine<br />

optimale Symbiose mit erneuerbaren Energien eingehen.<br />

Bioerdgas ist darüber hinaus eine<br />

besondere Möglichkeit, regenerative<br />

Energien zu nutzen. Es lässt<br />

sich gut speichern und umweltschonend<br />

über das bestehende <strong>Erdgas</strong>netz<br />

zum Nutzer transportieren.<br />

Gleichzeitig liegt das Problem<br />

jedoch auf der Hand: die NawaRo-<br />

Anlagen stehen oftmals in direkter<br />

Konkurrenz zur Nahrungsmittelindustrie.<br />

Außerdem sind die Anbauflächen,<br />

beispielsweise für Mais in<br />

Deutschland begrenzt. Ein weiteres<br />

Problem: Lange Anfahrtswege verschlechtern<br />

die Ökobilanz. Einen<br />

Ausweg bietet das Konzept der <strong>Biogas</strong>-Anlage<br />

in Frankfurt-Höchst. Die<br />

Firma Infranova Bioerdgas GmbH<br />

bereitet hier seit Kurzem <strong>Biogas</strong> zu<br />

<strong>Erdgas</strong>qualität auf. <strong>Biogas</strong> aus der<br />

Infranova Anlage ist dank der kurzen<br />

Wege und des Einsatzes von<br />

organischen Reststoffen nahezu klimaneutral.<br />

Außerdem steht die<br />

Anlage nicht in Konkurrenz zur Nahrungsmittelindustrie.<br />

Bioerdgas aus Klärschlamm<br />

In Höchst steht bereits seit mehreren<br />

Jahren die Frage im Raum, wie<br />

sich das Energieversorgungskonzept<br />

für den Industriepark optimieren<br />

ließe. Wichtige Eckpfeiler sind<br />

hier eine höhere Effizienz und regenerative<br />

Energieträger. In diesem<br />

Zusammenhang entstand das Konzept<br />

für eine <strong>Biogas</strong>anlage. 2007<br />

konnte durch ein von der Firma Infraserv<br />

Höchst entwickeltes Verfahren<br />

erstmal <strong>Biogas</strong> gewonnen werden.<br />

Die Anlage ist eine der größten<br />

ihrer Art in Deutschland. Das Be -<br />

sondere daran: Es kommen vor<br />

allem industrielle Klärschlämme<br />

und organische Abfälle zum Einsatz,<br />

so genannte Co-Substrate wie Fermentationsrückstände,<br />

überlagerte<br />

Lebensmittel oder andere vergärfähige<br />

Abfälle. Futtermais oder andere<br />

nachwachsenden Rohstoffen bleiben<br />

außen vor. Ein weiteres Plus für<br />

die Ökologie: Die Bildung von<br />

Monokulturen, die so genannte Vermaisung<br />

wird hier nicht vorangetrieben.<br />

Das im Industriepark entstandene<br />

<strong>Biogas</strong> wurde zunächst in zwei<br />

Blockheizkraftwerken verstromt.<br />

Wesentlich effizienter und auch ökologisch<br />

sinnvoller ist jedoch eine<br />

Veredelung des <strong>Biogas</strong>es auf <strong>Erdgas</strong>qualität.<br />

Hierfür baute die Mainova<br />

AG gemeinsam mit dem Industrieparkbetreiber<br />

Infraserv GmbH &<br />

Co. Höchst KG die neu konzipierte<br />

Anlage. Beide Unternehmen gründeten<br />

im Jahr 2009 gemeinsam die<br />

Infranova Bioerdgas GmbH. Infranova<br />

hat insgesamt fünf Millionen<br />

Euro in das Vorhaben investiert und<br />

ist offizieller Betreiber der neuen<br />

Bioerdgas-Aufbereitungsanlage. Die<br />

Zusammenarbeit ist ein gelungenes<br />

Beispiel für die Kombination eines<br />

regionalen Energiedienstleisters mit<br />

industrieller Energieversorgung. Die<br />

Kernkompetenzen der Partner er -<br />

gänzen sich optimal.<br />

Die Infranova-<br />

Anlage mit<br />

Blick auf<br />

Fackel und<br />

Waschkolonnen.<br />

Modernste Verfahrenstechnik<br />

Innerhalb der Anlage werden dem<br />

<strong>Biogas</strong> zunächst alle unerwünschten<br />

Begleitstoffe entzogen. Im<br />

Anschluss wird das entstandene<br />

Rohbiogas auf Netzdruck verdichtet,<br />

der Brennwert mittels LPG-Beigabe<br />

erreicht, odoriert und in das<br />

öffentliche <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist.<br />

Die Anlage der Infranova zeichnet<br />

sich besonders durch zwei hochmoderne<br />

Komponenten aus. Zum<br />

September2011<br />

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

AUS DER PRAXIS<br />

einen kommt die Aminwäsche zum<br />

Einsatz, um das Rohbiogas auf <strong>Erdgas</strong>qualität<br />

zu bringen. Das Verfahren<br />

an sich ist altbekannt, wurde in<br />

der Vergangenheit allerdings nicht<br />

zur Aufbereitung von <strong>Biogas</strong> eingesetzt.<br />

Das physikalische Prinzip mit<br />

speziell dafür ausgelegten Adsorbern<br />

und einer Tiefkälteabscheidung<br />

sorgt für die Abtrennung von<br />

Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff<br />

und anderen Begleitstoffen aus<br />

dem <strong>Biogas</strong>. Durch die leicht alkalischen,<br />

wässrigen Lösungen von<br />

Aminen wird das Kohlendioxid<br />

reversibel absorbiert.<br />

Anschließend wird das <strong>Gas</strong> thermisch<br />

vom Amin getrennt und das<br />

so zurück gewonnene Amin erneut<br />

zur Wäsche eingesetzt. Die Aminwäsche<br />

ist damit ein effizientes Verfahren,<br />

um <strong>Biogas</strong> aufzubereiten.<br />

Die zweite Komponente, die die<br />

Anlage in Höchst auszeichnet, ist<br />

der besonders geringe Methanschlupf.<br />

Dieses unkontrollierte Entweichen<br />

von Methan wurde durch<br />

die hohe Trennfähigkeit des Aminwäscheverfahrens<br />

auf das technisch<br />

mögliche Minimum reduziert.<br />

Alle anderen Verfahren, wie<br />

die Druckwasserwäsche oder die<br />

Adsorption an Molekularsieben<br />

haben einen deutlich höheren<br />

Methanschlupf. Der diesen Verfahren<br />

immanente Methanschlupf von<br />

2–5 Prozent zehrt den Klimavorteil<br />

der <strong>Biogas</strong>nutzung weitgehend auf<br />

oder führt sogar zu einer negativen<br />

Klimawirkung. Zudem benötigen<br />

diese Verfahren eine Abluftverbrennung,<br />

um die gesetzlichen<br />

Vorgaben einzuhalten. Die <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung<br />

(<strong>Gas</strong>NZV)<br />

sieht einen maximalen Methanschlupf<br />

von 0,5 Prozent vor. Ende<br />

nächsten Jahres liegt der Grenzwert<br />

sogar bei 0,2 Prozent.<br />

Probetrieb läuft vielversprechend<br />

Gerade das Aminwäscheverfahren<br />

läuft nach der bisherigen Auswertung<br />

sehr gut. Ein paar Punkte müssen<br />

jedoch noch verbessert werden.<br />

Dies betrifft zum Beispiel den Tief-<br />

<br />

Die Adsorber für die Trocknung und Abtrennung von Schwefelwasserstoff<br />

und Kohlenwasserstoffen.<br />

Grundsteinlegung der <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage im November 2010<br />

(v. l. n. r.) Dr. Heinrich Lienkamp, Geschäftsführer Infranova; Dr. Roland<br />

Mohr, Geschäftsführer Infraserv Höchst; Dr. h. c. Petra Roth, Oberbürgermeisterin<br />

der Stadt Frankfurt; Dr. Constantin H. Alsheimer, Mainova-Vorstandsvorsitzender<br />

und Sabine Kuhlus, Geschäfts führerin<br />

Infranova.<br />

Info<br />

Infraserv Höchst mit Sitz in Frankfurt am Main betreibt anspruchsvolle technische Infrastrukturen<br />

für Chemie, Pharma und verwandte Prozessindustrien und ist Betreiber des<br />

Industrieparks Höchst. Infraserv Höchst versorgt Unternehmen mit Energien und<br />

Medien, übernimmt Entsorgungsleistungen und stellt Flächen sowie Infrastrukturen zur<br />

Verfügung.<br />

Die Mainova AG ist einer der größten regionalen Energieversorger Deutschlands. Das börsennotierte<br />

Unternehmen mit Sitz in Frankfurt am Main versorgt rund eine Million Menschen<br />

in Hessen und den angrenzenden Bundesländern täglich mit Strom, <strong>Erdgas</strong>, Wärme<br />

und Wasser. Hinzu kommen zahlreiche Firmenkunden im gesamten Bundesgebiet.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 569

AUS DER PRAXIS<br />

CO 2<br />

-Abscheider<br />

Waschkolonne<br />

Propantank<br />

Einspeiseanlage<br />

Die Fachzeitschrift<br />

für <strong>Gas</strong>versorgung<br />

und <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

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Analytik,<br />

Steuerung<br />

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Modellbild <strong>Biogas</strong>anlage Höchst.<br />

Prozessleitsystem<br />

Abscheider sonstiger Schadstoffe<br />

kühler. In diesem Verfahrenselement müssen noch die<br />

Zykluszeiten für das Ausfrieren und Auftauen optimiert<br />

werden. Auch bei den regeltechnischen Einrichtungen<br />

wird noch justiert, um die Anlage energetisch und<br />

wirtschaftlich auf das höchst mögliche Niveau zu<br />

bekommen. Die Produktqualität des Bioerdgases ist<br />

schon jetzt hervorragend.<br />

Ab September 2011 wird die Mainova ihre Kunden<br />

aus der neuen Anlage mit bis zu 80 Millionen Kilowattstunden<br />

Bioerdgas pro Jahr versorgen. Durch den<br />

Ersatz von konventionellem <strong>Erdgas</strong> durch klimafreundlich<br />

gewonnenes Bioerdgas aus dem Industriepark<br />

Höchst wird die begrenzt verfügbare Ressource <strong>Erdgas</strong><br />

geschont und damit die Kohlendioxid-Emissionen<br />

jährlich um rund 16 000 Tonnen reduziert. Der Vision<br />

den Anteil von Bioerdgas auf 30-40 Prozent zu erhöhen,<br />

kommt das Gemeinschaftsunternehmen ein kleines<br />

Stück näher.<br />

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Autorenteam:<br />

Julia Adelhütte,<br />

Tilo Maier,<br />

Mainova AG, Konzernkommunikation,<br />

Frankfurt am Main,<br />

Te. (069) 213-83514,<br />

E-Mail: j.adelhuette@mainova.de, t.maier@mainova.de<br />

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

Oldenbourg Industrieverlag<br />

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

<strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong> erscheint in der Oldenbourg Industrieverlag GmbH, Rosenheimerstr. 145, 81671 München

AUS DER PRAXIS<br />

Überprüfung von Explosionsschutzbereichen durch<br />

detaillierte Dokumentation<br />

Ex-Bereiche für vertikale und horizontale<br />

<strong>Gas</strong>freisetzungen sind in<br />

der Praxis meist zu klein dimensioniert.<br />

Zur Überprüfung der notwendigen<br />

Abmessungen ist eine detaillierte<br />

Bestandsaufnahme und ein<br />

anschließender Abgleich mit einer<br />

vereinfachten Rechenmethode un -<br />

erlässlich.<br />

Die notwendigen Abmessungen<br />

von ausreichend großen Ex-Bereichen<br />

werden häufig unterschätzt.<br />

Deshalb werden in der Praxis immer<br />

wieder zu kleine Sicherheitsbereiche<br />

bei Anlagenüberprüfungen<br />

angetroffen.<br />

Mit Rundschreiben G 01/06 des<br />

DVGW wurden alle <strong>Gas</strong>versorgungsunternehmen<br />

über die<br />

Zoneneinteilung explosionsgefährdeter<br />

Bereiche an Ausblaseöffnungen<br />

von Leitungen zur Atmosphäre<br />

von <strong>Gas</strong>anlagen informiert. In diesem<br />

Rundschreiben wurde nochmals<br />

darauf hingewiesen, dass im<br />

DVGW-Regelwerk das gefahrlose<br />

Ableiten von freigesetzten <strong>Gas</strong>mengen<br />

an die Atmosphäre durch<br />

Atmungsleitungen, Abblaseleitungen<br />

und Entspannungsleitungen<br />

gefordert ist.<br />

Eine Rechenmethode, die im<br />

Auftrag des DVGW und der BFGW<br />

von der E.ON Ruhrgas AG entwickelt<br />

wurde, gibt den Praktiker ein Werkzeug<br />

an die Hand, mit dessen Hilfe<br />

die Größenabschätzung von Ex-<br />

Bereichen schnell und auf einfache<br />

Art und Weise durchgeführt werden<br />

kann. Im Fokus dieser Methode<br />

steht ein vereinfachtes Modell, das<br />

übliche Entspannungssysteme der<br />

Praxis repräsentiert. Der Ex-Bereich<br />

für vertikale und horizontale <strong>Gas</strong>freisetzungen<br />

basiert auf dem Kreiszylinder.<br />

Das Verfahren ist auf vertikale,<br />

nach oben gerichtete und<br />

horizontale <strong>Gas</strong>freisetzungen an -<br />

wendbar.<br />

Anhand einer beispielhaft<br />

durchgerechneten Anlage wurde<br />

deutlich, dass die Anwendung der<br />

neuen Rechenmethode zu einem<br />

größeren Ex-Bereich führt, als bisher<br />

angenommen.<br />

Auch zur Überprüfung der Soll-/<br />

Ist-Größen von Ex-Bereichen erstellt<br />

<br />

Die notwendigen Abmessungen von ausreichend großen<br />

Ex-Bereichen werden häufig unterschätzt.<br />

Anlässlich der Veranstaltung „Löschen von <strong>Gas</strong>bränden“<br />

beim DVGW-Bildungszentrum in Rohr, Thüringen<br />

wurden Tests durchgeführt.<br />

Foto: Thomas Wingereter Erlanger Stadtwerke<br />

Die B.I.K. Anlagentechnik GmbH hat sich darauf spezialisiert, Explosionsschutzdokumente<br />

für Anlagen der <strong>Gas</strong>versorgung (R+M – Anlagen, <strong>Erdgas</strong>tankstellen,<br />

Verdichteranlagen) zu erstellen. Dabei werden nicht nur die<br />

Risiken bewertet, die durch das Freisetzen von <strong>Gas</strong>en in die Atmosphäre<br />

entstehen, sondern auch Vorschläge zum Anlagenumbau für das gefahrlose<br />

Abblasen erarbeitet. Zeichnung/Foto: B.I.K. Anlagentechnik GmbH<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 571

AUS DER PRAXIS<br />

die B.I.K. Anlagentechnik GmbH<br />

unter Einbeziehung modernster<br />

Erfassungsmethoden detaillierte<br />

Dokumentationen. Durchgeführt<br />

werden Dokumentationen ausschließlich<br />

durch eigene, sachkundige<br />

Mitarbeiter der B.I.K. Anlagentechnik<br />

GmbH.<br />

Die Anlagendokumentation vor<br />

Ort erfolgt sowohl grafisch als auch<br />

schriftlich zur Erfassung sämtlicher<br />

Anlagen-, Bauteil- und Gebäudedaten.<br />

Im Zuge der Ist-Aufnahme<br />

erfolgt durch den Sachkundigen<br />

der B.I.K. eine Beurteilung des<br />

An lagen- und Gebäudezustandes.<br />

Gleichzeitig wird die Einhaltung der<br />

Vorschriften der technischen Regelwerke<br />

und der Berufsgenossenschaft<br />

überprüft. Anhand der durch<br />

die Dokumentation festgestellten<br />

Ist-Größe kann im Anschluss mittels<br />

der von der E.ON Ruhrgas AG entwickelten<br />

Berechnungsmethode ein<br />

Vergleich stattfinden.<br />

Anlagenbetreiber, die ihre Anlagen<br />

durch die B.I.K.-Anlagentechnik<br />

GmbH dokumentieren lassen, kommen<br />

damit in vollem Umfang den<br />

Vorgaben und Vorschriften der<br />

Betriebssicherheitsverordnung<br />

nach § 6 und den DVGW-Regelwerken<br />

G 440 und G 442 rechtssicher<br />

nach. Denn <strong>Gas</strong>druckregel- und<br />

Messanlagen mit Explosionspotenzial<br />

bedürfen der besonderen Überwachung<br />

und der Anlagenbetreiber<br />

ist verpflichtet Explosionsschutzdokumente<br />

aktuell zu erstellen und<br />

ständig bereit zu halten.<br />

Kontakt:<br />

B.I.K. Anlagentechnik GmbH,<br />

Büro für Ingenieur- & Konstruktionswesen,<br />

Erwin Reith,<br />

Tel. (02601) 9203-0,<br />

E-Mail:info@bik-anlagentechnik.de<br />

www.bik-anlagentechnik.de<br />

Biologische Aktivität von Bakterien in <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

Optimierter Anlagenbetrieb dank ORGA-Test<br />

Der Stoffwechsel bestimmt die biologische Aktivität von Bakterien in <strong>Biogas</strong>anlagen. Je besser Bakterien organische<br />

Stoffe zu <strong>Biogas</strong> umsetzen, desto höher fallen deren biologische Aktivität und damit die <strong>Biogas</strong>ausbeute<br />

aus. Jedoch ist die biologische Aktivität derzeit meist noch eine Unbekannte in <strong>Biogas</strong>anlagen. Fraunhofer<br />

UMSICHT entwickelt einen Test, der die Stoffwechselaktivität der Bakterien im Gärbehälter misst und hilft, die<br />

Effizienz von <strong>Biogas</strong>anlagen zu steigern.<br />

In Deutschland gibt es rund 6000<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen. Der Großteil davon<br />

steht in landwirtschaftlichen Betrieben.<br />

Viele <strong>Biogas</strong>anlagen laufen gut.<br />

Doch sie könnten noch besser laufen,<br />

denn das Potenzial der meisten<br />

Anlagen wird nicht voll ausgeschöpft.<br />

Bild 1. Bestimmung der <strong>Gas</strong>produktion in Gärtests.<br />

Um ein ideales Ergebnis beim<br />

Vergärungsprozess zu erzielen, müssen<br />

sich die Bakterien in der Fermenterbrühe<br />

wohl fühlen. Nur dann läuft<br />

ihr Stoffwechsel auf Hochtouren,<br />

ihre biologische Aktivität ist hoch,<br />

und damit auch die <strong>Biogas</strong>ausbeuten<br />

und -qualitäten. Mangelt es an<br />

Nährstoffen oder sind andere Parameter<br />

im Gärbehälter nicht optimal,<br />

verringert sich die biologische Aktivität<br />

der Bakterien. Die Folge: Eine<br />

niedrigere <strong>Gas</strong>ausbeute der <strong>Biogas</strong>anlage.<br />

Um <strong>Biogas</strong>anlagen optimal<br />

betreiben zu können, müssen die<br />

Vorgänge im Fermenter bekannt<br />

sein. Doch an den meisten Anlagen<br />

sind nur wenige Parameter messbar,<br />

wie pH-Wert und <strong>Gas</strong>qualität. Häufig<br />

fehlen schon Angaben zu Methanoder<br />

Kohlendioxid-Gehalten im <strong>Gas</strong>.<br />

Viele Betreiber steuern ihre Anlagen<br />

so allein aufgrund ihrer Erfahrungen.<br />

Biologische Aktivität meist<br />

noch eine Unbekannte<br />

Bisher konnte die Stoffwechselaktivität<br />

von Bakterien in <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

nicht gemessen werden. Fraunhofer<br />

UMSICHT (Oberhausen) hat in<br />

Kooperation mit der Universität<br />

Rostock und der Hochschule für<br />

angewandte Wissenschaft und<br />

Kunst (HAWK, Göttingen) eine<br />

Methode entwickelt, mit der sich<br />

die bislang unbekannte biologische<br />

Aktivität der Bakterien feststellen<br />

lässt. Mehr noch: Das Testsystem<br />

kann Nährstoffmängel in der Fermentationslösung<br />

aufdecken. Fehlen<br />

Spurenelemente, wie Kobalt,<br />

Molybdän und Nickel, wirkt sich<br />

dies negativ auf den Stoffwechsel<br />

der Bakterien aus und die biologische<br />

Aktivität sinkt. Erhält der Anlagenbetreiber<br />

Kenntnisse darüber,<br />

welche Elemente fehlen und in wel-<br />

September2011<br />

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

AUS DER PRAXIS<br />

chen Mengen, kann er durch die<br />

gezielte Zufuhr den Betrieb seiner<br />

Anlagen steuern.<br />

Angaben über optimale<br />

Nährstoffmengen kaum<br />

auffindbar<br />

Bisher ähnelt der Fermenter einer<br />

Black-Box. Die Umsetzung organischer<br />

Materialien zu <strong>Biogas</strong> läuft in<br />

einer Nahrungskette ab, an der verschiedene<br />

Bakterien beteiligt sind.<br />

Am Ende dieser Kette stehen die<br />

Bakterien, die das <strong>Biogas</strong> erzeugen.<br />

Über die Aktivität der verschiedenen<br />

Bakteriengruppen ist nur wenig<br />

bekannt. Zwar weiß man, dass speziell<br />

bei Anlagen, die keine Gülle mit<br />

einsetzen, ein gewisser Nährstoffmangel<br />

auftreten kann und Kobalt,<br />

Nickel oder Molybdän zu Mangelfaktoren<br />

werden können – jedoch<br />

sind Angaben über Nährstoffmengen,<br />

die Bakterien für einen optimalen<br />

Stoffwechsel benötigen, in der<br />

Literatur kaum auffindbar.<br />

Messprinzip des Aktivitätstests<br />

(ORGA)<br />

Der nach den Standorten der Projektpartner,<br />

Oberhausen, Rostock<br />

und Göttingen, benannte Aktivitätstest<br />

(ORGA-Test) hilft bei der<br />

Beschreibung und Erfassung der<br />

Aktivität der anaeroben mikrobiellen<br />

Nahrungskette in <strong>Biogas</strong>fermentern.<br />

Die Einheit der biologischen<br />

Aktivität wird dabei in Milliliter <strong>Gas</strong><br />

pro Gramm organischer Trockensubstanz<br />

pro Tag angegeben.<br />

Der ORGA-Test basiert auf einem<br />

kommerziellen <strong>Biogas</strong>messsystem<br />

zur Bestimmung der <strong>Gas</strong>produktion<br />

in Gärtests (Bild 1). Die Wissenschaftler<br />

entnehmen zur Durchführung<br />

des Tests Proben aus der Fermenterbrühe,<br />

geben sie in das Testsystem<br />

und versetzen die Suspensionen mit<br />

definierten Mengen verschiedener<br />

Modellsubstrate. Im Fokus der Untersuchung<br />

steht, wie schnell die Substrate<br />

in <strong>Biogas</strong> umgesetzt werden.<br />

Bei der Entwicklung des ORGA-<br />

Tests wurden drei Modellsubstrate<br />

verwendet. Als Standardsubstrat<br />

wurde Maissilage eingesetzt. Sie<br />

zählt zu einer sehr häufig genutzten<br />

Biomasse in <strong>Biogas</strong>anlagen und<br />

bildet die Realität am besten ab<br />

(Bild 2). Stärke wurde als leicht verwertbares<br />

Modellsubstrat eingesetzt,<br />

das zwar wie Maissilage die<br />

gesamte Nahrungskette durchläuft,<br />

um abgebaut zu werden, jedoch<br />

wesentlich besser definiert ist, da es<br />

nur aus einer Komponente besteht.<br />

Erstmals in der Literatur be -<br />

schrieben wurde im Rahmen der<br />

Testreihe Essigsäure als Substrat eingesetzt.<br />

Essigsäure wird nur von den<br />

Methanbakterien am Ende der Nahrungskette<br />

abgebaut, wodurch die<br />

spezifische Bestimmung der Aktivität<br />

der Methanbildner möglich wurde.<br />

Um die Gehalte an Makronährstoffen,<br />

wie Stickstoff, Phosphor<br />

und Schwefel, und Mikronährstoffen,<br />

wie Kobalt, Molybdän, Nickel, in<br />

den Fermenterbrühen bestimmen<br />

zu können, wurden umfangreiche<br />

Analysen durchgeführt.<br />

Die Beprobung fand an über 35<br />

verschiedenen <strong>Biogas</strong>anlagen an<br />

Standorten in Nordrhein-Westfalen,<br />

Mecklenburg-Vorpommern und<br />

Niedersachsen statt. Neben den<br />

klassischen Fermenterbrühen aus<br />

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

wurden Fermenterinhalte von <strong>Biogas</strong>anlagen,<br />

die Maissilage mit Gülle<br />

fermentieren, und Fermenterbrühen<br />

aus Monoanlagen, die nur<br />

Maissilage fermentieren, untersucht.<br />

Die Herausforderung besteht<br />

nun darin, die unterschiedlichen<br />

biologischen Aktivitäten mit den<br />

jeweiligen Nährstoffkonzentrationen<br />

in Zusammenhang zu bringen.<br />

Dieser Punkt bildet den momentanen<br />

Forschungsschwerpunkt, da<br />

eine direkte Korrelation zwischen<br />

Aktivität und Nährstoffgehalten bisher<br />

nicht feststellbar war.<br />

Der ORGA-Test hilft, <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

optimaler zu betreiben und<br />

trägt damit zu mehr Energieeffizienz<br />

bei. Das Projekt wird aus den<br />

Haushaltsmitteln des BMWi über<br />

die AiF gefördert. IGF-Vorhaben-Nr.<br />

16103 BG, Laufzeit 01.06.2009-<br />

31.08.2011<br />

Dr. Ute Merrettig-Bruns erhielt<br />

für ihre Leistung bei der Entwicklung<br />

des ORGA-Tests den <strong>Biogas</strong>-<br />

Innovationspreis 2011, der am 12.<br />

Mai 2011 im Rahmen des <strong>Biogas</strong>-<br />

Innovationskongresses in Osnabrück<br />

verliehen wurde.<br />

Kontakt:<br />

Fraunhofer UMSICHT,<br />

Dr. rer. nat. Ute Merrettig-Bruns,<br />

Osterfelder Straße 3,<br />

46045 Oberhausen,<br />

Tel. (0208) 8598-1229,<br />

E-Mail: ute.merrettig-bruns@<br />

umsicht.fraunhofer.de<br />

Bild 2. Unterschiedliche<br />

Abbaugeschwindigkeiten<br />

verschiedener<br />

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

mit Substrat<br />

Maissilage im<br />

ORGA-Test.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 573

AUS DER PRAXIS<br />

Neue <strong>Gas</strong>-Hochdruckleitung verbindet<br />

Spenge und Bünde<br />

Die <strong>Gas</strong>versorgung in der Stadt Spenge war bis September 2010 durch eine in die Jahre gekommene Übernahmestation<br />

als Insellösung von der Energie- und Wasserversorgung Bünde (EWB) gewährleistet. Um die umfangreiche<br />

Sanierung dieser Station zu vermeiden und um die im Jahr 2004 begonnene Optimierung und Effizienzsteigerung<br />

der Hochdruckleitungssysteme abzuschließen wurde über eine Strecke von ca. 8 km eine neue<br />

<strong>Gas</strong>-Hochdruckleitung von Bünde nach Spenge gebaut. Dabei gehörten die extrem kurze Planungs- und Realisierungsphasen<br />

und die unter- und oberirdische Infrastruktur zu den größten Herausforderungen.<br />

Bild 1. Die<br />

Trasse für die<br />

<strong>Gas</strong>hochdruckleitung<br />

nach<br />

Spenge.<br />

Im Jahr 2004 entstand die Idee zum<br />

Bau einer <strong>Gas</strong>hochdruckverbindung<br />

mit einem Betriebsdruck von<br />

8,0 bar vom bestehenden Hochdrucknetz<br />

in Bünde zur bisherigen<br />

Inselversorgung in Spenge. Für den<br />

Neubau der Leitung sprachen u. a.<br />

die anstehenden Sanierungen an<br />

der bestehenden <strong>Gas</strong>-Übernahmestation<br />

in Spenge aber auch der<br />

notwendige Rückbau der vorhandenen<br />

Hochdruckleitung DN 200 ST<br />

aus dem Jahr 1969. Für eine vernünftige<br />

Trassenlösung wurden die<br />

Hauptaugenmerke auf die Baulängen,<br />

auf Art und Wertigkeit der<br />

Oberflächen und auf die Besiedelungsdichte<br />

gelegt. Zudem sollte<br />

ein Trassenverlauf an Bundes- und<br />

Landstraßen vermieden werden,<br />

um Verkehrsbehinderungen und<br />

kostenintensive Oberflächenwiederherstellungen<br />

zu vermeiden.<br />

Des Weiteren stand auf Grund<br />

der Lage des Konzessionsgebietes<br />

nur ein begrenzter Korridor zur Verfügung.<br />

Dennoch war die Kreuzung<br />

dreier Ferngasleitungen, eine Flusskreuzung<br />

(die Else) und mehrere<br />

Bachlaufkreuzungen nicht zu vermeiden.<br />

Nach der Festlegung des Verlaufs<br />

und unter Berücksichtigung<br />

der Ergebnisse der durchgeführten<br />

Rohrnetzberechnungen wurde entschieden,<br />

die neuen Rohrleitungen<br />

in DN 200 zu verlegen.<br />

Parallel wurde die Materialauswahl<br />

diskutiert: aufgrund der geringeren<br />

Bauzeit und -kosten gegenüber<br />

Stahlrohren sprach letztlich<br />

alles für Rohre aus Polyethylen.<br />

Neben den wirtschaftlichen Aspekten<br />

hatte ein Höchstmaß an Sicherheit<br />

für den Bau und den Betrieb<br />

dieser Leitung oberste Priorität.<br />

Durch die Bodenbeschaffenheiten<br />

wie felsiger Untergrund bei der<br />

gewählten Trasse sowie erforderlicher<br />

Querungen, fiel die Wahl auf<br />

Schutzmantelrohre aus Polyethylen,<br />

Fabrikat egeplast SLM RCplus. Dieses<br />

Rohrsystem hat zusätzlich zur<br />

drucktragenden Rohrwand einen<br />

aufextrudierten Schutzmantel und<br />

kann somit auch bei schwierigen<br />

Bodenverhältnissen ohne Sandbettung<br />

oder grabenlos verlegt werden.<br />

Nachgewiesen ist die Eignung dieser<br />

Rohrsysteme für solche Einsatzzwecke<br />

durch die uneingeschränkte Zertifizierung<br />

nach PAS 1075. Schutzmantelrohre<br />

entsprechen dem Typ 3<br />

der Klassifizierung nach PAS.<br />

September2011<br />

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

AUS DER PRAXIS<br />

Unter Beteiligung des Rohrherstellers<br />

wurde ein Gesamtkonzept<br />

erarbeitet, bei dem im Bereich der<br />

Horizontalbohrstrecken ein zusätzlicher<br />

Sicherheitsbaustein mit der<br />

Verwendung des SLM-DCT-Rohres<br />

eingebaut wurde: bei diesem Rohrsystem<br />

kann durch integrierte Leiterbänder<br />

zwischen Rohrwand und<br />

Schutzmantel zusätzlich die Leitung<br />

nach der Verlegung auf Nichtbeschädigung<br />

überprüft werden.<br />

Nach Ausschreibung der Bauleistungen<br />

stand mit der Firma PRT<br />

Rohrtechnik Spenge GmbH ein<br />

leistungsfähiges und qualifiziertes<br />

Fachunternehmen aus der Region<br />

für dieses Projekt zur Verfügung.<br />

Im April 2010 begannen die Baumaßnahmen<br />

und verliefen dank der<br />

guten Zusammenarbeit zwischen<br />

Auftraggeber, Auftragnehmer und<br />

Rohrhersteller sowie des optimalen<br />

Wetters reibungslos. Auch der teilweise<br />

felsige Untergrund war kein<br />

großes Hindernis, so dass Mitte<br />

August 2010 die gesamten 7940<br />

Meter bereits verlegt waren. Mit der<br />

Lieferung der neuen <strong>Gas</strong>-Druckregel-<br />

und Messanlage, die zur Regelung<br />

des Vordrucks von 8,00 bar auf<br />

den im Hochdrucknetz von Spenge<br />

verwendeten Druck von 4,00 bar<br />

benötigt wurde, war ein weiterer<br />

Meilenstein gesetzt.<br />

Somit musste nur noch die letzte<br />

Hürde genommen werden. Durch<br />

einen Fußweg wurde auf einer<br />

Länge von ca. 280 Metern eine SLM<br />

RCplus-Leitung der Nennweite<br />

OD 355 mm verlegt. Auch hier verlief<br />

die Verlegung reibungslos. Nach<br />

erfolgter Druckprüfung konnte<br />

Anfang September 2010 mit der<br />

letzten Einbindung in Spenge die<br />

Leitung in Betrieb genommen werden.<br />

Insgesamt versorgt die EWB rd.<br />

90 000 Einwohner der Orte Bünde,<br />

Rödinghausen, Kirchlengern und<br />

Spenge mit <strong>Erdgas</strong>. Die Gesamtfläche<br />

des Gebiets beträgt ca. 170<br />

km², die Rohrnetzlänge der <strong>Gas</strong>leitungen<br />

in diesem Gebiet beträgt<br />

dabei 450 km. Dabei blickt das<br />

Unternehmen auf eine 120-jährige<br />

Geschichte in der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

zurück.<br />

Kontakt:<br />

Energie- und Wasserversorgung Bünde<br />

GmbH,<br />

Frank Hüffmeier,<br />

E-Mail: hueffmeier@ewb.aov.de<br />

egeplast Werner Strumann GmbH & Co. KG,<br />

Andreas Regeling,<br />

E-Mail: Andreas.Regeling@egeplast.de<br />

Bild 2. Die Verbindung<br />

der<br />

Rohrenden<br />

und die Verlegung<br />

durch<br />

den Rohrleitungsbau<br />

wurde sowohl<br />

von den Projektverantwortlichen<br />

als auch<br />

vom Lieferanten<br />

betreut.<br />

Bild 3. Bei den<br />

Trassen in offener<br />

Verlegung<br />

wurde das<br />

Schutzmantelrohr<br />

unter Wiederverwendung<br />

des Bodenaushubs<br />

verlegt.<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 575

TECHNIK AKTUELL<br />

WELTEC Rechner optimiert <strong>Biogas</strong>anlagen online<br />

Mit dem<br />

WELTEC Kalkulator<br />

erfährt<br />

man nach der<br />

Eingabe weniger<br />

Kennzahlen,<br />

wie effizient<br />

eine <strong>Biogas</strong>anlage<br />

ist.<br />

WELTEC BIOPOWER ermöglicht<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen-Betreibern<br />

und Investoren mit einem neuen<br />

Online-Rechner die Wirtschaftlichkeit<br />

ihrer Anlagen zu überprüfen.<br />

Der Kalkulator verarbeitet die eingegebenen<br />

Daten vollkommen Hersteller-unabhängig.<br />

Unter www.<br />

weltec-biopower.de erfahren die<br />

Nutzer durch die Eingabe weniger<br />

Kennzahlen in eine Maske umgehend,<br />

wie effizient ihre Anlage<br />

arbeitet und wie sich der Energieertrag<br />

steigern lässt.<br />

Die Eingabe der Daten in den<br />

Feldern ist standardisiert; die grafische<br />

Auswertung erfolgt schnell,<br />

neutral und kostenfrei. Bei falschen<br />

Angaben wird der Nutzer umgehend<br />

zur Korrektur aufgefordert.<br />

Auf Basis der Ergebnisse kann ein<br />

kostenloses Beratungsgespräch an -<br />

gefordert werden. Nach der Eingabe<br />

der Daten zeigt eine graphische<br />

Auswertung, wie die Anlage<br />

optimiert werden kann. Auf Wunsch<br />

ist es möglich, die Zahlen anonym<br />

zu archivieren, um einen Datenabgleich<br />

zu einem späteren Zeitpunkt<br />

zu erleichtern. Über ein Betriebstagebuch<br />

können die Anwender<br />

täglich Daten zur Biologie oder zu<br />

Laufzeiten der Anlage eingeben.<br />

Das Instrument stellt zudem die Verbindung<br />

mit dem WELTEC Service<br />

her, sodass die Mitarbeiter ständig<br />

ein aktuelles Bild von der Anlage<br />

und möglichen Problemen in der<br />

Anlagenführung haben.<br />

Den <strong>Biogas</strong>-Rechner gibt es in<br />

zwei Versionen:<br />

Der Standard-<strong>Biogas</strong>-Rechner<br />

Anonyme Eingabe der Daten<br />

Gesamtwirkungsgrad der<br />

Anlage wird kalkuliert und<br />

angezeigt<br />

<strong>Biogas</strong>ausbeute wird kalkuliert<br />

und angezeigt<br />

Gesamtstromausbeute wird<br />

kalkuliert und angezeigt<br />

Zusammenfassung aller Daten<br />

in einer Übersicht<br />

Auf Wunsch: Beratungsgespräch.<br />

Der erweiterte <strong>Biogas</strong>-Rechner<br />

Potenziale werden tabellarisch<br />

und grafisch angezeigt<br />

Empfehlungen werden ausgesprochen<br />

Teilnahme am Ranking „Effizienteste<br />

Anlage des Quartals“<br />

Auf Wunsch: Beratungsgespräch<br />

Auf Wunsch: Besuch eines<br />

WELTEC Mitarbeiters, Beratung<br />

zu Optimierungsmöglichkeiten.<br />

Kontakt:<br />

WELTEC BIOPOWER GmbH,<br />

Tel. (04441) 99978-0,<br />

E-Mail: info@weltec-biopower.de,<br />

www.weltec-biopower.de<br />

<strong>Gas</strong>-Kolbenkompressoren mit Magnetkupplung für<br />

die <strong>Biogas</strong>aufbereitung und -einspeisung<br />

Nur ein gasdichter <strong>Biogas</strong> Kompressor<br />

hilft der Umwelt, damit<br />

<strong>Biogas</strong> auch umweltfreundlich<br />

bleibt. Bereits geringe <strong>Gas</strong>leckagen<br />

verursachen in der Atmosphäre eine<br />

um Faktor 23 größere Umweltbelastung<br />

als CO 2 . Deshalb ist bei der Planung<br />

einer <strong>Biogas</strong>anlage darauf zu<br />

achten, dass <strong>Biogas</strong>anlagen inklusiv<br />

Kompressor technisch dicht ausgeführt<br />

sind. Diese Anforderung erfüllt<br />

ein HAUG <strong>Gas</strong>-Kolbenkompressor<br />

mit Magnetkupplung. Der <strong>Gas</strong>verdichter<br />

mit Aufladungsgebläse vereint<br />

die Vorteile eines Kolbenkompressors<br />

mit den Vorteilen eines<br />

Rotationsverdichters. Die Drehzahlregelung<br />

lässt sich variabel an die<br />

Liefermenge anpassen und sorgt<br />

damit für Einsparungen von Betriebskosten.<br />

Die kompakte Ausführung<br />

des Geräts basiert auf einem modular<br />

aufgebauten Baukastensystem.<br />

Weitere technische Daten:<br />

Liefermengen: 120 – 450 Nm 3 /h<br />

Ansaugdruck: 1 bar(abs)<br />

Endrücke: 8 – 10 bar(abs)<br />

Motorleistungen: 39 – 60 kW<br />

Abmessungen: L x B x H = 2.3 x<br />

1.5 x 1.9 m (ca. Angaben)<br />

EX-Zone: zugelassen für Zone 2,<br />

Gerätekategorie Ex II/inside 2G/<br />

outside 3G c IIB T2.<br />

Kontakt:<br />

HAUG Kompressoren AG,<br />

Ueli Eigenmann,<br />

Tel. +41 (0) 71 313 99 64,<br />

E-Mail: ueli.eigenmann@haug.ch,<br />

www.haug.ch<br />

September2011<br />

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

TECHNIK AKTUELL<br />

Mobile HAASE Biomethanfackel<br />

passt auf einen PKW-Anhänger<br />

Die neue Biomethanfackel LTO 7,8 von HAASE Energietechnik<br />

passt zusammengeklappt auf einen PKW-Anhänger und steht<br />

als Mietanlage für Inbetriebnahmen zur Verfügung. Die erste dieser<br />

Art war während der Inbetriebnahme des <strong>Biogas</strong>Verstärkers<br />

Merzig im Einsatz und begleitet derzeit die Inbetriebnahme der<br />

Biomethananlage Euskirchen. Die Anlage verbrennt bis zu 800<br />

Nm³/h Biomethan mit 98 Vol.-% CH 4 und einer Feuerungsleistung<br />

von max. 7,8 MW. Samt Anhänger wiegt sie knapp 2 t.<br />

Kontakt:<br />

HAASE Energietechnik AG & Co. KG,<br />

Tel. (04321) 878-0,<br />

www.haase-energietechnik.de<br />

Energie Textil Elektro<br />

Medienerzeugnisse<br />

Die BG ETEM ist eine der größten gewerblichen Berufs -<br />

genos senschaften in der Bundesrepublik Deutschland.<br />

Als Träger der gesetzlichen Unfallversicherung beraten und<br />

betreuen wir ca. 3,6 Mio. Versicherte in rund 237.000 Mitgliedsbetrieben<br />

bei der Verhütung von Arbeitsunfällen und<br />

Berufskrankheiten.<br />

Unterstützen Sie Sicherheit und Gesundheit am Arbeitsplatz!<br />

Für den Außendienst unserer Präventionsabteilung suchen wir für die<br />

Fachkompetenz Energie- und Wasserwirtschaft<br />

DIPLOM-INGENIEURE/INNEN<br />

der Fachrichtungen Maschinenbau/Verfahrenstechnik, Elektrotechnik<br />

oder eines vergleichbaren Studienganges mit Hoch- oder Fachhochschulabschluss.<br />

Ihre Aufgabe ist die Beratung und Unterstützung unserer Mitgliedsunternehmen<br />

in allen Angelegenheiten der Arbeitssicherheit und<br />

des Gesundheitsschutzes. Bei Problemen und Fragen stehen Sie<br />

den Mitgliedsunternehmen partnerschaftlich zur Seite und erarbeiten<br />

gemeinsam Lösungen. Sie setzen sich für die Einhaltung der geforderten<br />

Sicherheitsstandards durch die von Ihnen betreuten Unternehmen<br />

ein. Darüber hinaus schulen Sie Unternehmer/innen und<br />

deren Mitarbeiter/innen auf dem Gebiet des Arbeits- und Gesundheitsschutzes.<br />

Ihr Wohnort sollte in Ihrem zukünftigen Einsatzbereich in den Großräumen<br />

Berlin/Magdeburg, München, Braunschweig, Schwerin/Ham -<br />

burg/Rostock, Stuttgart/Freiburg oder Würzburg/Frankfurt liegen.<br />

Sie haben Ihr Studium erfolgreich abgeschlossen und waren im Anschluss<br />

mindestens drei Jahre bevorzugt in einem Unternehmen der<br />

Versorgungswirtschaft tätig. Sie zeichnen sich durch Eigeninitiative und<br />

-verantwortung, gute Kommunikationsfähigkeit und Zuverlässigkeit<br />

aus. Sie können komplexe Zusammenhänge verständlich und überzeugend<br />

darstellen und zeigen in der Zusammenarbeit mit Anderen<br />

Teamgeist und die richtige Balance zwischen Kooperations- und Konfliktfähigkeit.<br />

Sicheres und souveränes Auftreten runden Ihr Profil ab.<br />

Mit einer umfassenden zweijährigen Ausbildung zur Aufsichtsperson<br />

bereiten wir Sie auf Ihre zukünftige Tätigkeit vor.<br />

Wir bieten Ihnen einen abwechslungsreichen Arbeitsbereich mit einer<br />

qualifikations- und leistungsgerechten Vergütung nach den für<br />

Bundesbeamte geltenden Bestimmungen.<br />

Auf einen PKW-Anhänger ist die mobile HAASE Biomethanfackel<br />

montiert. Für den Transport wird sie zusammengeklappt.<br />

Ein einziger Mann stellt sie vor Ort auf. Ein Kran<br />

ist dafür nicht erforderlich.<br />

Wir verfolgen das Ziel der beruflichen Gleichstellung von Frauen<br />

und freuen uns daher besonders über deren Bewerbungen.<br />

Schwerbehinderte Bewerber/innen werden bei gleicher Eignung<br />

bevorzugt berücksichtigt.<br />

Fragen zu Ihrem künftigen Aufgabengebiet beantwortet Ihnen Dipl.-<br />

Ing. Thomas Gindler, Tel. 0211 9335-4257.<br />

Informationen über uns finden Sie im Internet unter www.bgetem.de.<br />

Sie sind interessiert? Dann senden Sie uns schriftlich oder elektronisch<br />

Ihre aussagekräftige Bewerbung.<br />

BG ETEM<br />

Dieter Wirges (Personalabteilung)<br />

Auf’m Hennekamp 74<br />

40225 Düsseldorf<br />

0211/9335-4371<br />

Wirges.Dieter@bgetem.de<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 577

TECHNIK AKTUELL<br />

Mobiler Feststoffdosierer für <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

Mit der Mobile Feeding Unit<br />

(MFU) hat die Hugo Vogelsang<br />

Maschinenbau GmbH, eine mobile<br />

und schnell anschließbare Fermenterbeschickungseinheit<br />

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

entwickelt. Das Modulbauteil<br />

ist komplett vormontiert, erfordert<br />

daher wenig Montagearbeiten<br />

und ist schnell einsatzfähig. Damit<br />

eignet es sich sowohl für die Anlagenmodernisierung<br />

als auch als<br />

Notfalleinheit oder als Teststation<br />

für die Eignung neuer Kofermente.<br />

Die Entwicklung der MFU wurde<br />

maßgeblich von der Teilnahme<br />

Vogelsangs am Projekt EU-AGRO-<br />

BIOGAS begünstigt: Die europäische<br />

Initiative zur nachhaltigen Verbesserung<br />

der Effizienz von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

untersuchte die Kombination<br />

Die anschlussfertig montierte Einheit ist nach kurzer<br />

Zeit einsatzbereit.<br />

aus QuickMix II und RotaCut als Einbringtechnik<br />

– dabei kam bereits ein<br />

Prototyp der MFU zum Einsatz.<br />

Im Gegensatz zur konventionellen<br />

Vorgehensweise, bei der die<br />

Komponenten einzeln auf der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

installiert werden, wird<br />

die MFU komplett vormontiert.<br />

Geliefert wird ein einsatzbereites<br />

Modul. Wenn <strong>Biogas</strong>anlagen erweitert<br />

oder modernisiert werden sollen,<br />

kann die MFU im laufenden<br />

Betrieb aufgestellt werden. Sobald<br />

der Anschluss an die bestehenden<br />

Strom- und Rohrleitungen erfolgt<br />

ist, kann die Umschaltung erfolgen<br />

und es entstehen keine Einschränkungen.<br />

Als Notfalleinheit fängt die MFU<br />

Verluste durch den plötzlichen Ausfall<br />

der anlageneigenen Fermenterbeschickung<br />

auf. Diese Nutzung ist<br />

insbesondere für Betreiber mehrerer<br />

Anlagen oder für Zusammenschlüsse<br />

von mehreren <strong>Biogas</strong>anlagenbetreibern<br />

interessant. Die MFU<br />

wird mit einem normalen LKW<br />

innerhalb kürzester Zeit zum Einsatzort<br />

gefahren. Zusätzliche Ma -<br />

schinen zum Be- und Entladen sind<br />

nicht erforderlich. Anstehende Re -<br />

paraturen oder Revisionsarbeiten<br />

können gründlich erledigt werden,<br />

ohne dass die <strong>Gas</strong>produktion heruntergefahren<br />

werden muss.<br />

Neben dem Verkauf der Fermenterbeschickungseinheit<br />

als einsatzbereites<br />

Modulbauteil, vermietet<br />

Vogelsang die MFU auch als Teststation,<br />

so dass zu überschaubaren<br />

Kosten neue Kofermente getestet<br />

werden können. Denn häufig ist die<br />

installierte Technik einer <strong>Biogas</strong>anlage<br />

auf einige wenige Kofermente<br />

ausgelegt (meist Maissilage oder<br />

Getreide). Andere wie Grassilage,<br />

Rüben, Kartoffeln, Zwiebeln oder<br />

Möhren können dann nicht verarbeitet<br />

werden. Schon für einen Versuch<br />

mit alternativen Kofermenten<br />

sind oft kostenintensive Baumaßnahmen<br />

erforderlich – ohne Garantie<br />

auf den erhofften Erfolg.<br />

Die Erfahrungen im Rahmen des<br />

Forschungsprojektes EU-AGRO-BIO-<br />

GAS haben die Vorteile der modernen<br />

Form der Nassbeschickung<br />

bewiesen: Einem reduzierten Energieverbrauch<br />

fürs Anmaischen und<br />

Rühren (bis zu 40 %) steht ein höherer<br />

<strong>Gas</strong>ertrag (bis zu 8 % mehr als<br />

mit trockener Feststoffdosierung)<br />

gegenüber.<br />

Kontakt:<br />

Hugo Vogelsang Maschinenbau GmbH,<br />

Holger Eggert,<br />

Tel. (05434) 83-231,<br />

E-Mail: eggert@vogelsang-gmbh.com,<br />

www.vogelsang-gmbh.com<br />

Ihr Kontakt zur Redaktion<br />

Volker Trenkle<br />

Tel. 089 / 4 50 51-388<br />

Fax 089 / 4 50 51-323<br />

trenkle@oiv.de<br />

September2011<br />

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

TECHNIK AKTUELL<br />

Software <strong>Gas</strong>Calc – neue Version 2.3 verfügbar<br />

Schwankende <strong>Gas</strong>beschaffenheiten<br />

und deren Einfluss auf die<br />

relevanten brenntechnischen und<br />

thermodynamischen Kennwerte<br />

spielen zunehmend auch auf der<br />

Ebene der Verteilnetze eine wichtige<br />

Rolle.<br />

Die aktuelle <strong>Gas</strong>Calc Version 2.3<br />

bietet eine Reihe von Funktionen,<br />

die sowohl für Transport- und Verteilnetzbetreiber<br />

als auch für industrielle<br />

<strong>Erdgas</strong>anwender sehr nützlich<br />

sind. Beispielhaft sei hier die<br />

Bestimmung des CO 2 -Emissionsfaktor<br />

genannt, der aus der Analyse<br />

oder aus Abrechnungsgrößen nach<br />

dem DVGW-Arbeitsblatt G 693<br />

berechnet wird und so für die<br />

Berichterstattung im Rahmen des<br />

Emissionshandels verwendet werden<br />

kann. Mit dem neuen Modul<br />

„Heater“ lässt sich die erforderliche<br />

Temperaturerhöhung und die Leistung<br />

bei der Vorwärmung an Druckreglern<br />

sehr genau bestimmen. Eine<br />

Übersicht sämtlicher Berechnungsmodule<br />

zeigt Tabelle 1.<br />

Die modulare Programmstruktur<br />

in Verbindung mit der flexiblen Einbindung<br />

der Funktionen in verschiedenen<br />

Windows-Anwendungen<br />

ermöglicht dem Anwender die<br />

einfache Erstellung eigener, maßgeschneideter<br />

Applikationen. Nach<br />

der Installation stehen alle Funktionen<br />

automatisch in Excel zur Verfügung<br />

und können über ein eigenes<br />

Menü ausgewählt werden. Die<br />

Benutzung wird durch zahlreiche<br />

Anwendungsbeispiele verdeutlicht.<br />

Tabelle 1. Übersicht der verschiedenen <strong>Gas</strong>Calc Module mit Anwendungsbeispielen.<br />

Module (Berechnungsgrößen)<br />

1. <strong>Gas</strong>kennwerte nach ISO 6976<br />

Brennwert, Wobbezahl, Normdichte,<br />

molare Masse u. a.<br />

2. Verbrennung<br />

Luftbedarf, Analyse des Abgases u. a.<br />

3. CO 2 -Emissionsfaktor<br />

Berechnung aus einer <strong>Gas</strong>analyse oder auf<br />

Basis von Abrechnungsdaten<br />

4. Methanzahl<br />

Berechnung auf Basis der AVL-Methode<br />

und der „vereinfachten“ Methode<br />

5. SGERG<br />

Thermische Zustandsgrößen<br />

(Realgasfaktor, Kompressibilitätszahl,<br />

Dichte) nach ISO 12213-3<br />

6. AGA 8<br />

Thermische Zustandgrößen nach ISO<br />

12213-2, kalorische Zustandgrößen (spez.<br />

Wärmekapazität, Enthalpie, Entropie u. a.)<br />

nach ISO 20765-1<br />

7. GERG 2004 Referenzgleichung<br />

Thermische und kalorische Zustandsgrößen<br />

im gesamten fluiden Gebiet (<strong>Gas</strong>gebiet,<br />

Flüssigkeitsgebiet, 2-Phasen Gebiet)<br />

8. GERG Water<br />

Wassertaupunkt nach ISO 18453<br />

9. Transportgrößen<br />

Dynamische Viskosität, kinematische<br />

Viskosität, Wärmeleitfähigkeit u. a.<br />

10. Verdichter<br />

Isentrope/polytrope Zustandsänderung<br />

auf Basis der AGA8-Gleichung<br />

11. Vorwärmer (Heater)<br />

Erforderliche Temperaturerhöhung, Vorwärmleistung<br />

und <strong>Gas</strong>verbrauch an erdgasbetriebenen<br />

Vorwärmern nach ISO<br />

20765-1<br />

12. Blendenberechnung<br />

nach ISO 5167<br />

Anwendungsbeispiele<br />

Energieabrechnung, Umrechnung von Bezugszuständen<br />

(Brennwert, Normdichte)<br />

Überwachung/Einhaltung DVGW-Arbeitsblatt<br />

G260 (Wobbe-Index) z. B. für <strong>Biogas</strong>einspeisungen<br />

Auslegung / Steuerung von Verbrennungsprozessen<br />

Bestimmung der emittierten CO 2 -Menge gemäß<br />

DVGW-Arbeitsblatt G 693 im Rahmen des Emissionshandels<br />

Vermeidung des „Motorenklopfens“ bei <strong>Gas</strong>motoren/BHKW<br />

Einhaltung/Überwachung der <strong>Erdgas</strong>qualität an<br />

CNG-Tankstellen<br />

Energieabrechnung – Umwertung des Betriebsvolumens<br />

auf Normbedingungen (DVGW-<br />

Arbeitsblatt G 486)<br />

Energieabrechnung gemäß Modul 4 auf Basis<br />

einer Vollanalyse (DVGW-Arbeitsblatt G 486,<br />

2. Beiblatt)<br />

Auslegung von Wärmetauschern, Entspannungs-,<br />

Verdichtungsprozesse<br />

Berechnung für verflüssigtes <strong>Erdgas</strong> (LNG)<br />

Berechnung von Taupunkten, Siedepunkten<br />

Berechnungen unter extremen Temperatur- und<br />

Druckbedingungen (Speicher)<br />

Berechnung von Reinstoffdaten<br />

Überwachung/Einhaltung DVGW-Arbeitsblatt<br />

G 260<br />

Druckverlustberechnung in Rohrleitungen<br />

Strömungsberechnungen (Reynoldszahl)<br />

Auslegung/Optimierung von <strong>Erdgas</strong>verdichtern<br />

Verdichterwirkunsgrad<br />

Auslegung und Betrieb von Vorwärmern<br />

(Heatern) bei Druckreduzierstationen (Regler)<br />

Bestimmung des Normvolumens bei Wirkdruckmessanlagen<br />

<strong>Gas</strong>Calc 2.3 – Softwarepaket für<br />

die Berechnung von <strong>Erdgas</strong>kennwerten.<br />

Kontakt:<br />

E.ON Ruhrgas AG,<br />

Dr. Peter Schley,<br />

E-Mail: <strong>Gas</strong>Calc@eon-ruhrgas.com, www.<strong>Gas</strong>Calc.de<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 579

TECHNIK AKTUELL<br />

SIMONA® PE 100 – Werkstoff für die<br />

umweltfreundliche Energiegewinnung<br />

agriKomp GmbH ist ein europaweit<br />

tätiger Spezialist für die<br />

Entwicklung und Fertigung von <strong>Biogas</strong>anlagen.<br />

Alle wesentlichen Bauteile<br />

der Anlagen werden selbst<br />

gefertigt und sind durch die modulare<br />

Bauweise jederzeit erweiterbar.<br />

Darüber hinaus fließen die verschiedenen<br />

Parameter wie Anbaufläche,<br />

Einsatzstoffe, Betriebsentwicklungsplanung<br />

und weitere betriebliche<br />

Gegebenheiten in das Konzept der<br />

Fermenter und Nachfermenter mit SIMONA ® PE 100<br />

<strong>Gas</strong>rohren.<br />

individuellen <strong>Biogas</strong>anlagen mit ein.<br />

Vergärt werden Gülle, Mist, Grüngut,<br />

Silagen und Getreide. Da zu diesem<br />

Zweck für die Komponenten der<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen ein Werkstoff mit<br />

höchster Korrosionsbeständigkeit<br />

gefragt war, fiel die Wahl auf<br />

SIMONA® PE 100. <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

sind rund um die Uhr besonderen<br />

Bedingungen ausgesetzt und erfordern<br />

den Einsatz eines spezifischen<br />

Werkstoffes. Für die <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

sollten die Komponenten daher folgende<br />

Anforderungen erfüllen:<br />

hervorragende Korrosionsbeständigkeit<br />

chemische Widerstandsfähigkeit<br />

hohe Zähigkeit und Steifigkeit<br />

lange Lebensdauer.<br />

SIMONA® PE 100 Rohre und<br />

Formteile zeigten eine hohe Korrosionsbeständigkeit<br />

und UV-Stabilität.<br />

Die Schlagzähigkeit bei tiefen<br />

Temperaturen sowie die hohe Oberflächengüte<br />

der thermoplastischen<br />

SIMONA ® PE 100 Formteile.<br />

Rohrleitungskomponenten sind<br />

weitere Vorteile. Hierbei sorgen die<br />

vielfältigen <strong>Biogas</strong>anlagen für eine<br />

effiziente Umwandlung des produzierten<br />

<strong>Biogas</strong>es in Strom, Wärme<br />

und Treibstoff.<br />

Kontakt:<br />

SIMONA AG,<br />

Tel. (06752) 14-0,<br />

E-Mail: pipingsystems@simona.de,<br />

www.simona.de<br />

RFID-Tags auch in Ex-Zonen lesbar<br />

Bereits seit seiner Einführung im<br />

Herbst 2009 war das IP67-Gerät<br />

Getac PS 236 nach dem ATEX-<br />

Standard explosionsgeschützt<br />

und mit hohen technischen<br />

Leistung sowie umfangreichen<br />

Funktionalitäten bei 50 % weniger<br />

Gewicht ausgestattet. Nun<br />

bietet Getac eine weitere<br />

Lösung für das PS 236: der Einsatz<br />

seines HF-RFID-Lesers ist<br />

ab sofort auch in explosionsgefährdeten<br />

Bereichen realisierbar.<br />

Diese Anwendung kommt<br />

besonders dort zum Tragen,<br />

wo z. B. mit brennbaren Stoffen<br />

gearbeitet wird, wie in der<br />

Instandhaltung im Versorgerbereich,<br />

beim Pipeline Monitoring<br />

oder im Produktions- oder<br />

Logistikmanagement der Pharma-,<br />

Chemie-, Öl- und <strong>Gas</strong>industrie.<br />

Das PS 236 verfügt zudem über<br />

marktführende Rugged Eigenschaften<br />

(MIL-STD-810G Zertifizierung,<br />

Tumbling Test, Drop Proof, Wasserund<br />

Staub-Zertifizierung nach IP67),<br />

ein sonnenlichtlesbares, antireflektierendes<br />

wie blendgeschütztes<br />

Display, eine 3MPixel Kamera und<br />

einen GPS-Empfänger mit integriertem<br />

E-Kompass und Höhenmesser.<br />

Der technische Umfang des<br />

Handhelds beinhaltet einen<br />

800MHz Prozessor sowie die<br />

Microsoft Windows Mobile 6.1<br />

Oberfläche. Zudem verfügt das PS<br />

236 über eine internen 4GB Speicher<br />

für Masseninformationen,<br />

Datenübertragung oder –Speicherung<br />

(erweiterbar bis zu einer 16GB<br />

SDHC Memory Card) sowie ein 3.5“<br />

Display mit einer vierfach besseren<br />

Auflösung im Vergleich zu anderen<br />

QVGA-Geräten. Der PDA kann durch<br />

eine 3.5G HSDPA Kommunikation<br />

sowie integrierten WLAN b/g & Bluetooth<br />

und einer seriellen Schnittstelle<br />

(RS232) oder & USB-Schnittstelle<br />

außerdem unterschiedlichste<br />

Datenformate empfangen und verarbeiten.<br />

Für das Getac PS 236 optional<br />

erhältlich sind zudem ein Autoladegerät,<br />

eine Office Docking Station<br />

und weiteres Zubehör.<br />

Kontakt:<br />

Getac Technology GmbH,<br />

Tel. (0211) 984819-0,<br />

www.getac.de<br />

September2011<br />

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

Regelwerk <strong>Gas</strong><br />

REGELWERK<br />

DVGW-Arbeitsblatt G 264 „<strong>Erdgas</strong> als Kraftstoff<br />

– Probenahme und Analyse“<br />

überarbeitet<br />

Gegenüber der im Jahr 2009 erschienenen Ausgabe des<br />

Ar beitsblattes G 264 „<strong>Erdgas</strong> als Kraftstoff – Probenahme<br />

und Analyse“ ist nun ein bislang auch in internationalen<br />

Normen fehlendes, durch DVGW-Forschung am Engler-Bunte-Institut<br />

entwickeltes Verfahren zur Bestimmung<br />

des Ölgehalts im <strong>Erdgas</strong> aufgenommen worden.<br />

Des Weiteren ist das Probenahmeverfahren modifiziert<br />

worden, da sich erwiesen hat, dass die MSR-Technik mancher<br />

<strong>Erdgas</strong>tankstellen mit dem bisherigen Verfahren<br />

inkompatibel war.<br />

Auch neu ist die Berücksichtigung der eigenbetrieblichen<br />

Überwachung, die vor Allem durch den Einsatz mobiler<br />

Analyseeinheiten, von denen zwei seit Veröffentlichung<br />

der Erstausgabe in Betrieb gegangen sind, erfolgt und dem<br />

Tankstellenbetreiber ein Bild über die <strong>Gas</strong>zusammensetzung<br />

an der <strong>Erdgas</strong>tankstelle vermittelt, ohne dass im Rahmen<br />

einer behördlichen Überprüfung der Nachweis erfolgt.<br />

Preis:<br />

€ 15,97 + MwSt. und Versandkosten für DVGW-Mitglieder und € 21,29<br />

für Nichtmitglieder.<br />

Dipl.-Chem. Uwe Klaas<br />

Technische Prüfgrundlage G 5405 „Verdrehsicherung<br />

von lösbaren Rohrgewinden“<br />

Die Einspruchsfrist endet am 30.11.2011<br />

Das TK „Bauteile und Hilfsstoffe – <strong>Gas</strong>“ hat beschlossen, die<br />

VP 405 gemäß der Geschäftsordnung GW 100 in eine Technische<br />

Prüfgrundlage G 5405 zu überführen.<br />

Im Rahmen der Überführung wurde eine Anpassung an<br />

die aktuelle Regelwerksstruktur und eine redaktionelle<br />

Anpassung der zertifizierungsrelevanten Textpassagen vorgenommen.<br />

Die Prüfung der Schrumpfschläuche wurde um<br />

eine Demontageprüfung ergänzt.<br />

Für den Fall der äußeren Gewalteinwirkung wird gefordert,<br />

Rohrgewinde an Stopfen, Kappen und an Verschraubungen<br />

in der Hausinstallation zusätzlich gegen Losschrauben<br />

zu sichern.<br />

Hintergrund dieser Forderung ist es, die vorsätzliche<br />

Herbeiführung einer <strong>Gas</strong>explo sion, des <strong>Gas</strong>diebstahls sowie<br />

nicht autorisierte Betätigungen an den Installationen zu<br />

erschweren.<br />

Als passive Maßnahme wird in der TRGI unter anderem<br />

die Verwendung von Sicherheitsverschlüssen nach DVGW-<br />

VP 634 genannt. Verschlüsse mit Verdrehsicherung unter<br />

<br />

<br />

<br />

Die Fachzeitschrift für<br />

<strong>Gas</strong>versorgung und<br />

<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Jedes zweite Heft mit<br />

Sonderteil R+S<br />

Recht und Steuern im<br />

<strong>Gas</strong>- und Wasserfach<br />

Vom Fach fürs Fach<br />

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alle Fragen zur Gewinnung, Erzeugung, Verteilung<br />

und Verwendung von <strong>Gas</strong> und <strong>Erdgas</strong>.<br />

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<strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong> erscheint in der Oldenbourg Industrieverlag GmbH, Rosenheimer Str. 145, 81671 München, GF: Hans-Joachim Jauch<br />

Vorteilsanforderung per Fax: +49 (0)931 / 4170-492<br />

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Ja, senden Sie mir die nächsten beiden Ausgaben des Fachmagazins <strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong>/<br />

<strong>Erdgas</strong> gratis zu. Nur wenn ich überzeugt bin und nicht innerhalb von 14 Tagen<br />

nach Erhalt des zweiten Hefts schriftlich absage, bekomme ich <strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong><br />

für zunächst ein Jahr (12 Ausgaben) zum Preis von € 165,- zzgl. Versand<br />

(Deutschland: € 15,- / Ausland: € 17,50) pro Halbjahr. Vorzugspreis für Schüler<br />

und Studenten (gegen Nachweis) € 82,50 zzgl. Versand pro Halbjahr.<br />

Firma/Institution<br />

Vorname, Name des Empfängers<br />

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PLZ, Ort<br />

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zum<br />

Kennenlernen!<br />

PAGWFG1210<br />

Sie können Ihre Vertragserklärung innerhalb von zwei Wochen ohne Angabe von Gründen in Textform (z.B. Brief, Fax, E-Mail)<br />

oder durch Rücksendung der Sache widerrufen. Die Frist beginnt nach Erhalt dieser Belehrung in Textform. Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt<br />

die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an den Leserservice <strong>gwf</strong>, Postfach 91 61, 97091 Würzburg<br />

Für die Auftragsabwicklung und zur Pflege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene<br />

Daten erfasst, gespeichert und verarbeitet. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit einverstanden, dass ich vom Oldenbourg Industrieverlag<br />

oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante Fachangebote informiert und beworben<br />

werde. Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

REGELWERK<br />

Zuhilfenahme von „Gewinde-Dicht-<br />

Klebstoffen“ mit DVGW-Prüfzeichen<br />

gelten ebenfalls als Sicherheitsverschlüsse.<br />

Die G 5405 gilt für Anforderung<br />

und Prüfung von Mitteln, die Gewindeverbindungen<br />

R/Rp (z. B. an Stopfen<br />

und Kappen) und Befestigungsgewinden<br />

GB/G (z. B. an Rohrverschraubungen)<br />

an <strong>Gas</strong>innenleitungen<br />

nach DVGW-TRGI und TRF bis<br />

Nennweite DN 50 gegen Losschrauben<br />

sichern. Es wird insbesondere<br />

darauf hingewiesen, dass die<br />

Gewinde-Dicht-Klebstoffe nur an<br />

den Stellen eingesetzt werden dürfen,<br />

an denen eine Sicherung gegen<br />

Losschrauben gefordert ist. Für alle<br />

anderen Gewindeverbindungen<br />

gelten unverändert die Anforderungen<br />

der TRGI, dass nur nichtaushärtende<br />

Dichtmittel nach DIN EN 751,<br />

Teil 2 bzw. Dichtbänder nach<br />

DIN EN 751, Teil 3 eingesetzt werden<br />

dürfen.<br />

Preis:<br />

€ 15,97 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und € 21,29 für<br />

Nichtmitglieder.<br />

Dipl.-Ing. Peter Limbach<br />

Technische Prüfgrundlage G 5501 „Schläuche für <strong>Gas</strong>brenner für Laboratorien –<br />

Schlauchleitungen mit und ohne Bewehrung, mit Endmuffen“ als Entwurf<br />

Die Einspruchsfrist endet am<br />

30.11. 2011<br />

Das TK „Bauteile und Hilfsstoffe –<br />

<strong>Gas</strong>“ hat beschlossen, die VP 501<br />

gemäß der Geschäftsordnung<br />

GW 100 in eine Technische Prüfgrundlage<br />

G 5501 zu überführen.<br />

Im Rahmen der Überführung<br />

wurde eine Anpassung an die aktuelle<br />

Regelwerksstruktur und eine<br />

redaktionelle Anpassung der zertifizierungsrelevanten<br />

Textpassagen<br />

vorgenommen.<br />

Diese Technische Prüfgrundlage<br />

gilt für Anforderungen, Ausführung,<br />

Kennzeichnung und Prüfung von<br />

Schlauchleitungen mit Endmuffen<br />

aus Elastomeren für <strong>Gas</strong>brenner für<br />

Laboratorien nach DIN 30665, Teil 1,<br />

die für <strong>Gas</strong>e nach dem DVGW-<br />

Arbeitsblätter G 260 geeignet sind,<br />

mit einer Bewehrung versehen sein<br />

dürfen sowie bei Drücken bis<br />

100 mbar und Temperaturen bis<br />

70 °C verwendet werden.<br />

Preis:<br />

€ 15,97 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und € 21,29 für<br />

Nichtmitglieder.<br />

Dipl.-Ing. Peter Limbach<br />

Vorläufige Technische Prüfgrundlage DVGW G 5416 „Messverfahren zur Ermittlung des<br />

Strahlungsfaktors von Dunkel- und Hellstrahlern nach DIN EN 416/419 Teil 2 Methode B“<br />

Diese vorläufige Technische Prüfgrundlage<br />

wurde vom Projektkreis<br />

„<strong>Gas</strong>geräte“ im Technischen<br />

Komitee „Häusliche, gewerbliche<br />

und industrielle <strong>Gas</strong>anwendung“<br />

erarbeitet. Sie dient als ergänzende<br />

Grundlage für die Zertifizierung von<br />

Dunkel- und Hellstrahler nach DIN<br />

EN 416/419 Teil 2.<br />

Mit dieser Vorläufigen Technischen<br />

Prüfgrundlage G 5416 wird<br />

die Beschreibung des Prüfverfahrens<br />

zur Bestimmung des Strahlungswirkungsgrades<br />

von Dunkelund<br />

Hellstrahlern nach DIN EN<br />

416/419 Teil 2 Methode B präzisiert.<br />

Die Vorläufige Technische Prüfgrundlage<br />

dient zur Ergänzung der<br />

Beschreibung des Messverfahrens<br />

nach DIN EN 416/419-2 und ist im<br />

Zusammenhang mit den genannten<br />

Normen anzuwenden. Sofern in<br />

einzelnen Punkten dieser Vorläufigen<br />

Technischen Prüfgrundlage<br />

Vorgaben oder Festlegungen ge -<br />

troffen werden, die vom Normentext<br />

abweichen, sind die Vorgaben<br />

und Festlegungen der G 5416 anzuwenden.<br />

Diese Vorläufige Technische<br />

Prüfgrundlage gilt für die Prüfung<br />

des Strahlungsfaktors von<br />

Dunkelstrahlern nach DIN EN<br />

416 Teil 2 Methode B<br />

Hellstrahlern nach DIN EN 419<br />

Teil 2 Methode B<br />

im Zusammenhang mit den vorgenannten<br />

Normentexten. Diese VP<br />

gilt nicht für die Bestimmung des<br />

Strahlungsfaktors von Hell- oder<br />

Dunkelstrahlern nach DIN EN<br />

416/419 Teil 2 Methode A.<br />

Hell- und Dunkelstrahler, die<br />

nach den Festlegungen dieser VP<br />

geprüft werden, werden auf Antrag<br />

und Vorlage des Prüfberichtes einer<br />

anerkannten Prüfstelle vom DVGW<br />

zertifiziert.<br />

Nach Einarbeitung der Anforderungen<br />

aus dieser Vorläufigen Technischen<br />

Prüfgrundlage in DIN EN<br />

416/419 Teil 2 wird die VP zurückgezogen.<br />

Preis:<br />

€ 15,97 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und € 21,29 für<br />

Nichtmitglieder.<br />

Dipl.-Ing. Dieter Vass-Wolff<br />

September2011<br />

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

REGELWERK<br />

DVGW-Arbeitsblatt G 652 „<strong>Erdgas</strong>tankgeräte und <strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlagen“<br />

Das neue DVGW-Arbeitsblatt<br />

G 652 „<strong>Erdgas</strong>tankgeräte und<br />

<strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlagen“ deckt die<br />

Lücke, die durch die Herausnahme<br />

kleiner <strong>Erdgas</strong>anlagen zur Fahrzeugbetankung<br />

aus dem Arbeitsblatt<br />

G 651/VdTÜV M 510 „<strong>Erdgas</strong>tankstellen“<br />

entstanden ist, da dessen<br />

von der Erstausgabe zur<br />

Zweitausgabe deutlich angehobene<br />

Anforderungen für kleine <strong>Erdgas</strong>tankgeräte<br />

und <strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlagen<br />

ohne <strong>Erdgas</strong>speicher<br />

nicht zu erfüllen sind. Es gilt für Planung,<br />

Bau, Ausrüstung, Aufstellung,<br />

Prüfung, Inbetriebnahme und<br />

Betrieb von <strong>Erdgas</strong>tankgeräten und<br />

<strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlagen, die an<br />

das Netz der öffentlichen <strong>Gas</strong>versorgung<br />

angeschlossen sind und daraus<br />

versorgt werden.<br />

Es ist sowohl an den Hersteller<br />

gerichtet, der mit dieser technischen<br />

Regel Grundlagen für die<br />

Auslegung der Anlagen und An -<br />

lagenteile erhält, als auch an den<br />

Betreiber, für den die Mindestanforderungen<br />

an einen sicheren Betrieb<br />

aufgezeigt werden. Gleichzeitig<br />

dient es bei der Prüfung des <strong>Erdgas</strong>tankgerätes<br />

bzw. der <strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlage<br />

als Prüfgrundlage.<br />

Diese Richtlinie zeigt die Regeln<br />

der Technik auf, die im Ergebnis<br />

dazu führen, dass <strong>Erdgas</strong>tankgeräte<br />

und <strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlagen auf<br />

Dauer sicher zu betreiben sind. Da<br />

die Erlaubnis- bzw. Abnahmeverfahren<br />

der <strong>Erdgas</strong>tankgeräte bzw.<br />

<strong>Erdgas</strong>tankgeräteanlagen je nach<br />

Aufstellungsort unterschiedlich sind,<br />

sollten sich Hersteller und Betreiber<br />

frühzeitig abstimmen. Des Weiteren<br />

ist zu beachten, dass die Beschaffenheit<br />

des <strong>Erdgas</strong>es im Netz noch<br />

nicht flächendeckend und stets den<br />

gegenüber dem Arbeitsblatt G 260<br />

strengeren Anforderungen der<br />

Norm DIN 51624 entspricht, der das<br />

<strong>Erdgas</strong> jedoch bei Abgabe an ein<br />

Fahrzeug entsprechen muss.<br />

Preis:<br />

€ 20,59 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und € 27,45 für<br />

Nichtmitglieder.<br />

Dipl.-Chem. Uwe Klaas<br />

DVGW-Arbeitsblatt G 410 „Bestands- und Ereignisdatenerfassung <strong>Gas</strong>“ als Entwurf<br />

Die Einspruchsfrist endet<br />

am 31.10. 2011.<br />

Der Sachverständigenkreis „Sicherheit<br />

und Brandbekämpfung“ des<br />

Bundesministeriums für Forschung<br />

und Technologie hatte im Jahr 1979<br />

gefordert, seitens des <strong>Gas</strong>faches<br />

eine Schaden- und Unfallstatistik zu<br />

schaffen. Dieser Notwendigkeit ist<br />

der DVGW mit dem Rundschreiben<br />

G 5/1980 am 16. Juli 1980 nachgekommen<br />

und hat seine Mitglieder<br />

zur Wahrnehmung der Eigenverantwortlichkeit<br />

zur Teilnahme an einer<br />

Datenabfrage ab dem 1. Januar<br />

1981 aufgefordert.<br />

Die rechtlichen und technischen<br />

Rahmenbedingungen haben sich seit<br />

der Einführung der Schaden- und<br />

Unfallstatistik grundlegend verändert.<br />

Trotz fortlaufender Modifikation<br />

wurde 2010 durch das Lenkungskomitee<br />

„<strong>Gas</strong>versorgung“ eine grundlegende<br />

Überarbeitung und Modernisierung<br />

empfohlen, was durch die<br />

Veröffentlichung dieses Arbeitsblattes<br />

DVGW G 410 erfolgt ist.<br />

Dieses Arbeitsblatt wurde vom<br />

Projektkreis „Strukturdatenerfassung“<br />

im Lenkungskomitee „<strong>Gas</strong>versorgung“<br />

erarbeitet. Die in diesem<br />

Arbeitsblatt beschriebenen Datenerfassungskriterien<br />

ersetzen die bisherigen<br />

Datenabfragekriterien der<br />

Schaden- und Unfallstatistik <strong>Gas</strong><br />

des DVGW. Die neue Statistik<br />

umfasst nunmehr folgende Datenabfragekriterien:<br />

Bestandsdaten für <strong>Gas</strong>leitungen,<br />

Hausanschlüsse und gastechnische<br />

Anlagen<br />

Ereignisdaten für <strong>Gas</strong>leitungen,<br />

Hausanschlüsse, gastechnische<br />

Anlagen und Kundenanlagen<br />

der häuslichen und gewerblichen<br />

<strong>Gas</strong>verwendung<br />

<strong>Gas</strong>geruchsmeldungen<br />

Meldungen zu Versorgungsunterbrechungen<br />

nach EnWG<br />

Betreiber von <strong>Gas</strong>leitungen und<br />

gastechnischen Anlagen, die Energieanlagen<br />

nach dem EnWG betreiben,<br />

sind zur Datenabgabe nach<br />

den Grundsätzen dieses Arbeitsblattes<br />

verpflichtet.<br />

Im Rahmen der Erstellung des<br />

Arbeitsblattes wurde ein einheitliches,<br />

modulares und erweiterbares<br />

Datenmodell generiert. Die tatsächlich<br />

zu erfassenden Daten werden<br />

durch ein vom DVGW zur Verfügung<br />

gestelltes elektronisches Formular<br />

mit einer benutzergesteuerten Eingabeoberfläche<br />

bzw. einer elektronischen<br />

Schnittstelle (<strong>Gas</strong>-Wasser-<br />

Statistik – GaWaS) erhoben.<br />

Einsprüche sind unter Verwendung<br />

des elektronischen Formblattes<br />

(erhältlich unter http://www.<br />

dvgw.de/angebote-leistungen/<br />

regelwerk/) zu senden an: dietzsch@<br />

dvgw.de.<br />

Preis:<br />

€ 27,61 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und € 36,82 für<br />

Nichtmitglieder.<br />

Verm.-Ass. Dipl.-Ing. Frank Dietzsch<br />

Info zu den DVGW Regelwerken<br />

Bezug des<br />

DVGW-Regelwerks:<br />

Wirtschafts- und Verlagsgesellschaft <strong>Gas</strong> und Wasser mbH |<br />

Postfach 14 01 51 | D-53056 Bonn | Tel. 0049 (0) 228/91 91-40<br />

Einsprüche einreichen an<br />

DVGW | Deutscher Verein des <strong>Gas</strong>- und Wasserfaches e. V. |<br />

Postfach 14 03 62 | D-53058 Bonn | Tel. 0049 (0) 228 / 91 88-5 |<br />

(bitte in doppelter Ausfertigung)<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 583

TERMINE<br />

EW-Fachtagung „Baumanagement 2011“<br />

19.–20.9.2011, Mannheim<br />

EW Medien und Kongresse GmbH, Hélèn Seier, Tel. 0049 (0) 69 / 710 46 87-349, E-Mail: helene.seier@ew-online,<br />

www.ew-online.de<br />

<strong>Biogas</strong>einspeisung „Technische Grundlagen“<br />

22.9.2011, Bremen<br />

Projekthaus GmbH, Tel. (0421) 330 278-10, www.projekthaus.com<br />

12. Internationale Energiefachmesse RENEXPO®<br />

22.–25.9.2011, Augsburg<br />

www.renexpo.de<br />

Erfahrungsaustausch der Chemiker und Ingenieure<br />

22.–23.9.2011, Karlsruhe<br />

DVGW Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut (des KIT), Annette Klesse, Engler-Bunte-Ring 1–7,<br />

D-76131 Karlsruhe, Tel. 0049 (0) 721 / 964 02-20, E-Mail: klesse@dvgw-ebi.de, www.dvgw-ebi.de<br />

Expertenforum Netzdatenmanagement 2011<br />

4.–5.10.2011, Eberbach, Eltville<br />

EW Medien und Kongresse GmbH, Hélèn Seier, Tel. 0049 (0) 69 / 710 46 87-349, E-Mail: helene.seier@ew-online.de,<br />

www.ew-online.de<br />

<strong>Biogas</strong>-Rechtsseminar<br />

11.10.2011, Leipzig<br />

DBI – <strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH Freiberg, Emily Schemmel, Halsbrücker Str. 34, D-09599 Freiberg,<br />

Tel. 0049 (0) 3731 / 4195-339, E-Mail: kontakt@dbi-gti.de, www.dbi-gti.de/termine<br />

15. Workshop Kolbenverdichter 2011<br />

19.–20.10.2011, Rheine<br />

KÖTTER Consulting Engineers KG, Martina Brockmann, Tel. 0049 (0) 059 71 - 97 10 -65,<br />

E-Mail: martina.brockmann@koetter-consulting.com, www.koetter-consulting.com<br />

<strong>Gas</strong>fachliche Aussprachetagung (gat)<br />

25.–26.10.2011, Hamburg<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung, Ludmilla Krecker, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-601, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,<br />

E-Mail:krecker@dvgw.de, www.dvgw.de<br />

<strong>Biogas</strong> expo & congress<br />

26.–27.10. 2011, Offenburg<br />

Messe Offenburg-Ortenau GmbH, Sandra Kircher, Tel. 0049 (0) 781 / 9226-32, Fax +49 (0)781 / 9226-77,<br />

E-Mail: kircher@messeoffenburg.de, www.messeoffenburg.de<br />

DBI Fachforum – <strong>Biogas</strong><br />

8.–9.11.2011, Leipzig<br />

DBI – <strong>Gas</strong>technologisches Institut gGmbH Freiberg, Emily Schemmel, Halsbrücker Str. 34, D-09599 Freiberg,<br />

Tel. 0049 (0) 3731 / 4195-339, E-Mail: kontakt@dbi-gti.de, www.dbi-gti.de/termine<br />

Neuerungen zum Explosionsschutz für <strong>Gas</strong>versorgungsanlagen<br />

24.11.2011, Dresden<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,<br />

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

Oldenburger <strong>Gas</strong>tage<br />

29.11.–1.12.2011, Oldenburg<br />

www.oldenburger-gastage.de<br />

Neuerungen zum Explosionsschutz für <strong>Gas</strong>versorgungsanlagen<br />

7.12.2011, Hannover<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,<br />

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

September 2011<br />

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

Mertik Maxitrol GmbH & Co. KG<br />

FIRMENPORTRAIT<br />

Mertik Maxitrol GmbH & Co. KG<br />

Firmenname/Ort: Mertik Maxitrol GmbH & Co. KG, Thale<br />

Geschäftsführung: Larry C. Koskela<br />

Geschichte:<br />

Die Firmengeschichte von Mertik Maxitrol<br />

beschreibt eine 130-jährige Tradition<br />

in der Entwicklung, Produktion und<br />

dem Vertrieb technisch hochwertiger<br />

Regelungs- und Sicherheitskomponenten.<br />

Bereits 1903 wurde ein Patent für<br />

ein „bei Rohrbruch selbsttätig absperrendes<br />

Ventil mit einstellbarer Federbelastung“<br />

erteilt, einem Vorreiter für den<br />

heute vielfach eingesetzten <strong>Gas</strong>strömungswächter<br />

SENTRY GS. Der Hauptsitz<br />

des Unternehmens befindet sich in<br />

Thale (Sachsen-Anhalt). Weitere Niederlassungen<br />

sind in Senden (Nordrhein-<br />

Westfalen) und Abercynon (England) zu<br />

finden.<br />

Mitarbeiterzahl: Ca. 170<br />

Exportquote: Mertik Maxitrol agiert als ein weltweites<br />

Unternehmen und beliefert Kunden in<br />

mehr als 50 Ländern der Erde. Über 80 %<br />

der Produkte werden exportiert.<br />

Produktspektrum: Mertik Maxitrol und die amerikanische<br />

Partnerfirma Maxitrol Company zählen<br />

zu den internationalen Marktführern in<br />

der Herstellung von <strong>Gas</strong>-Mehrfachstellgeräten,<br />

<strong>Gas</strong>druckreglern, elektronischen<br />

<strong>Gas</strong>-Modulationssystemen, selbsttätig<br />

schließenden <strong>Gas</strong>absperrarmaturen<br />

und <strong>Gas</strong>filtern.<br />

Produktion: MADE IN GERMANY – Produkte wie z. B.<br />

die <strong>Gas</strong>strömungswächter SENTRY GS<br />

und die thermisch auslösenden Absperreinrichtungen<br />

SENTRY GT, sowie der<br />

Großteil der dazu benötigten Einzelteile<br />

werden an dem Firmenstandort Thale<br />

produziert. Die hergestellten Komponenten<br />

und Bauteile werden zu 100 %<br />

geprüft, um eine gleichbleibend hohe<br />

Qualität der Produkte zu gewährleisten.<br />

Wettbewerbsvorteile: Langjährige Erfahrung im <strong>Gas</strong>bereich<br />

und der Fokus auf die Entwicklung neuer<br />

Technologien und Kundenlösungen<br />

zeichnen das Unternehmen aus.<br />

Ca. 15 % der Mitarbeiter arbeiten im Bereich<br />

der Forschung und Entwicklung.<br />

Das Unternehmen kann heute mehr als<br />

250 Patente in 30 Ländern vorweisen.<br />

Zertifizierung: Als qualitäts- und umweltbewusstes Unternehmen<br />

ist es Ziel der Mertik Maxitrol<br />

GmbH & Co. KG allen Anforderungen der<br />

Kunden in allen Sparten gerecht zu werden.<br />

Das Qualitätsmanagementsystem<br />

der Firma ist gemäß DIN EN ISO<br />

9001:2008 und DIN EN ISO 14001:2004<br />

zertifiziert.<br />

Internetadresse: www.mertikmaxitrol.com<br />

Ansprechpartner: Thomas Wilkerling<br />

Prokurist Sales<br />

t.wilkerling@mertikmaxitrol.com<br />

September 2011<br />

<strong>gwf</strong>-gas <strong>Erdgas</strong> 585

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 Netz GmbH, Oldenburg<br />

Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe<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. 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.-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, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-<br />

Institut des Karlsruher Instituts 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 />

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 />

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 />

Dr.-Ing. Dieter Stirnberg, greEn-C, Lünen<br />

Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg<br />

Dr. Martin Uhrig, Open Grid Europe GmbH, Essen<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 51-3 23,<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 51-3 23,<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 51-323, 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, Hans-Joachim Jauch<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: € 360,– (€ 330,– + € 30,– Versandspesen)<br />

Ausland: € 365,– (€ 330,– + € 35,– Versandspesen)<br />

Einzelpreis: € 37,– + Versandspesen<br />

ePaper als PDF € 330,–, Einzelausgabe: € 37,–<br />

Heft und ePaper € 429,–<br />

(Versand Deutschland: € 30,–, Versand Ausland: € 35,–)<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@oldenbourg.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 />

September 2011<br />

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

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Claudia Fuchs<br />

Telefon 0 89/4 50 51-277<br />

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einschließlich 16 bar und für Nennweiten<br />

bis einschließlich DN 300,<br />

getrennt nach den Werkstoffen Stahl,<br />

Polyethylen und Gusseisen (G2 st,<br />

G2 pe, G2 ge)<br />

G3<br />

Rohrleitungen für Betriebsdrücke bis<br />

einschließlich 5 bar und für Nennweiten<br />

bis einschließlich DN 300,<br />

getrennt nach den Werkstoffen Stahl,<br />

Polyethylen, Kunststoff und Gusseisen<br />

(G3 st, G3 pe, G3 ku, G3 ge)<br />

W1<br />

Rohrleitungen für alle Drücke und<br />

Nenn weiten aus den Werkstoffen<br />

Gusseisen, Stahl und Kunststoff<br />

W2<br />

Rohrleitungen für alle Drücke und für<br />

Nennweiten bis einschließlich<br />

DN 400, getrennt nach den Werkstoffen<br />

Guss eisen, Stahl, Polyethylen<br />

und Kunststoff (W2 ge, W2 st,<br />

W2 pe, W2 ku)<br />

W3<br />

Rohrleitungen für Betriebsdrücke bis<br />

einschließlich 16 bar und für Nennweiten<br />

bis einschließlich DN 300,<br />

getrennt nach den Werkstoffen<br />

Gusseisen, Stahl, Polyethylen und<br />

Kunststoff (W3 ge, W3 st, W3 pe,<br />

W3 ku)<br />

Handel und Informationstechnologie<br />

Fernwirktechnik<br />

Das derzeit gültige Verzeichnis der Rohrleitungs-Bauunternehmen<br />

mit DVGW-Zertifikat<br />

kann im Internet unter www.dvgw.de in<br />

der Rubrik „Zertifizierung/Verzeichnisse“<br />

heruntergeladen werden.<br />

Rohrleitungsbau<br />

Filter<br />

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Unternehmen<br />

Der <strong>Gas</strong>-, Wasser- und Abwasserwirtschaft<br />

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Arbeit. Fragen Sie bitte bei uns an.<br />

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G1 Rohrleitungen für alle Drücke und<br />

Nennweiten aus den Werkstoffen<br />

Stahl und Gusseisen

<strong>Gas</strong>messgeräte<br />

Mini-Block-Heizkraftwerke<br />

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

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

3-Monats-<strong>Vorschau</strong> 2011<br />

Ausgabe Oktober 2011 November 2011 Dezember 2011<br />

Anzeigenschluss:<br />

Erscheinungstermin:<br />

01.09.2011<br />

04.10.2011<br />

Themen-Schwerpunkt gat Messe 2011<br />

04.10.2011<br />

04.11.2011<br />

<strong>Gas</strong>handel / IT<br />

04.11.2011<br />

05.12.2011<br />

Rohrleitungsbau<br />

Messe-Special<br />

gat 2011<br />

Messe-Special<br />

Oldenburger <strong>Gas</strong>tage 2011<br />

Messe-Special<br />

Oldenburger Rohr leitungsforum 2012<br />

Fachmessen/<br />

Fachtagungen/<br />

Veranstaltung<br />

(mit erhöhter Auflage und<br />

zusätzlicher Verbreitung)<br />

gat 2011<br />

25.10.–26.10.2011, Hamburg<br />

Oldenburger <strong>Gas</strong>tage<br />

29.11.– 01.12.2011, Oldenburg<br />

Oldenburger Rohrleitungstage<br />

Februar 2012, Oldenburg<br />

Änderungen vorbehalten

Als gedrucktes<br />

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3R International erscheint in der Vulkan-Verlag GmbH, Huyssenallee 52-56, 45128 Essen<br />

<strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> erscheint in der Oldenbourg Industrieverlag GmbH, Rosenheimerstr. 145, 81671 München<br />

Oldenbourg Industrieverlag · Vulkan-Verlag<br />

www.oldenbourg-industrieverlag.de · www.vulkan-verlag.de<br />

Vorteilsanforderung per Fax: +49 (0) 931 / 4170 - 492 oder im Fensterumschlag einsenden<br />

Ja, ich möchte clever kombinieren und bestelle für ein Jahr die Fachmagazine 3R (12 Ausgaben) und<br />

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Als Heft für 528,- zzgl. Versand (Deutschland: € 57,-/Ausland: € 66,50) pro Jahr.<br />

Als ePaper (PDF-Datei) für 528,- pro Jahr.<br />

Vorzugspreis für Schüler und Studenten (gegen Nachweis):<br />

Als Heft für 264,- zzgl. Versand (Deutschland: € 57,-/Ausland: € 66,50) pro Jahr.<br />

Als ePaper (PDF-Datei) für 264,- pro Jahr.<br />

Nur wenn ich nicht bis von 8 Wochen vor Bezugsjahresende kündige, verlängert sich der Bezug um<br />

ein Jahr. Die sichere und pünktliche Bezahlung per Bankabbuchung wird mit einer Gutschrift von € 20,–<br />

auf die erste Jahresrechnung belohnt.<br />

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97091 Würzburg<br />

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Rücksendung der Sache widerrufen. Die Frist beginnt nach Erhalt dieser Belehrung in Textform. Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Datum, Unterschrift<br />

PAGWFG0211<br />

Absendung des Widerrufs oder der Sache an den Leserservice 3R, Postfach 91 61, 97091 Würzburg.<br />

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INSERENTENVERZEICHNIS<br />

Firma<br />

Seite<br />

3S Consult GmbH, Grabsen 523<br />

applied technologies GmbH, Essen 507<br />

BG ETEM Energie,Textil Elektro, Düsseldorf 577<br />

BIS E.M.S GmbH, Cloppenburg 537<br />

corporate events for utilities GmbH & Co.KG, Oldenburg<br />

Beilage<br />

dmg events Ltd., London, England 551<br />

DVGW Cert GmbH, Bonn 509<br />

DVGW e.V., Bonn 533<br />

Fachverband <strong>Biogas</strong> e.V., Freising 565<br />

Ing.Büro Fischer-Uhrig, Berlin 578<br />

Flir Systems GmbH, Frankfurt a.M. 541<br />

hf sensor GmbH, Leipzig 539<br />

Messe Offenburg, Offenburg<br />

Beilage<br />

Nürnberger Messe, Nürnberg 519<br />

REECO GmbH, Reutlingen 513<br />

REECO GmbH, Reutlingen 567<br />

RMG Regel + Messtechnik GmbH, Kassel<br />

Titelseite<br />

Schütz Messtechnik GmbH, Lahr 543<br />

SOPTIM AG, Aachen 511<br />

Einkaufsberater 587 bis 591

WISSEN für die ZUKUNFT<br />

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

Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung<br />

Dieses Standardwerk behandelt sämtliche Aspekte rund um<br />

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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> einspeisung befasst sind. Es trägt sowohl konkreten,<br />

praktischen Aspekten Rechnung und fungiert zugleich als Einstiegswerk<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>einspeisung<br />

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Hrsg.: S. Bajohr / F. Graf<br />

1. Auflage 2010, ca. 300 Seiten, Farbdruck,<br />

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45039 Essen<br />

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