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

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3 / 2012<br />

Jahrgang 153<br />

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

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

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

Oldenbourg Industrieverlag München<br />

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

ISSN 0016-4909<br />

B 5398<br />

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

<strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peiseanlagen<br />

Alles aus einer Hand<br />

Planung, Errichtung und Inbetriebsetzung von<br />

schlüsselfertigen Anlagen durch die RMG-<br />

Tochter WÄGA Wärme-<strong>Gas</strong>technik. E<strong>ins</strong>atz von<br />

hauseigenen Produkten wie der Analyse-, Messund<br />

Automatisierungstechnik als Herzstück.<br />

Verdichtertechnik in Zusammenarbeit mit unserem langjährigen Partner<br />

FORNOVOGAS. Von der Planung bis hin zu Service und Wartung bietet<br />

RMG by Honeywell alles aus einer Hand.<br />

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

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

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

© 2012 Honeywell International Inc.

smart meter<br />

smart grid<br />

smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein<br />

neues Energiezeitalter<br />

30. – 31.05.2012, Dortmund • Hilton Hotel, Dortmund • www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Programm-Höhepunkte<br />

Wann und Wo?<br />

NEU<br />

NEU<br />

Themenblock 1 Politischer Rahmen und Standardisierungsprozesse<br />

• Rahmenbedingungen für Smart Meter + Smart Grid in Deutschland<br />

• Smart Metering aus metrologischer Sicht<br />

• Smart Grid Aktivitäten in Europa<br />

Themenblock 2 Lösungskonzepte – Smart Grids<br />

• Konzepte der europäischen Energiewirtschaft zu Smart Grids<br />

• Systembetrachtung – CO 2 -Vermeidungskosten<br />

• Power2gas: Konvergenz von <strong>Gas</strong> und Strom<br />

(<strong>Biogas</strong>, Wasserstoff und SNG-E<strong>ins</strong>peisung)<br />

Themenblock 3 Zukunft der <strong>Netz</strong>e / Datenschutz und Datensicherheit<br />

• Erneuerbare Energien – Keine Zukunft ohne <strong>Netz</strong>e?!<br />

• Schutzprofile – Das Konzept der Bundesregierung<br />

• Datenintegritätsmanagement in Transportnetzen<br />

• Technische Anforderungen an ein künftiges Mess- und Zählersystem<br />

Workshop 1 und Impulsreferate<br />

Smart Energy / Smart Home in der Praxis<br />

Moderation Dr. Norbert Burger<br />

• Primärkommunikation im Umfeld batteriebetriebener Geräte –<br />

<strong>Gas</strong>verwendung im häuslichen und gewerblichen Bereich<br />

• Umsetzung der Anforderungen im Umfeld von Multi-Utility-Prozessen<br />

• Kommunikationsanwendungen im Umfeld von Multi-Utility-Prozessen<br />

• Umsetzung von Kommunikationslösungen anhand des „30.000er roll<br />

out“ der RheinEnergie<br />

• Smart Home<br />

Workshop 2 und Impulsreferate<br />

Leuchtturmprojekte Smart Energy<br />

Moderation Dr. Bernhard Klocke<br />

• Die Rolle der KWK-Technologien in dezentralen Energieversorgungsstrukturen<br />

am Beispiel der Innovation City Ruhr<br />

• Optimierung des E<strong>ins</strong>atzes von <strong>Gas</strong>-BHKW in Energienetzen mit<br />

hohem Anteil fluktuierender Energien<br />

• Dezentral vernetzte Energiesysteme am Beispiel Mülheim<br />

• Intelligenz & Wirtschaftlichkeit – Steuerung und Vermarktung<br />

dezentraler Anlagen<br />

MIT REFERENTEN VON: Elster GmbH, Diehl Metering GmbH, Itron GmbH, <strong>Gas</strong>wärme<br />

Institut, RWE Effizienz GmbH, DVGW, BMWi, u.a.<br />

Thema:<br />

smart meter – smart grid – smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein neues Energiezeitalter<br />

Termin:<br />

• Mittwoch, 30.05.2012,<br />

10:00 – 18:00 Uhr Tagung<br />

19:00 – 22:00 Uhr Geme<strong>ins</strong>ame Abendveranstaltung<br />

• Donnerstag, 31.05.2012,<br />

09:00 – 13:00 Uhr Tagung<br />

Ort:<br />

Hilton Hotel Dortmund<br />

An der Buschmühle 1, 44139 Dortmund<br />

www.hilton.de/dortmund<br />

Zielgruppe:<br />

Mitarbeiter von Stadtwerken,<br />

Energieversorgungs unternehmen,<br />

Verteilnetz betreibern, Softwareunternehmen<br />

und der Geräteindustrie<br />

Teilnahmegebühr:<br />

<strong>gwf</strong>-Abonnenten /<br />

figawa-Mitglieder: 800,00 €<br />

Firmenempfehlung: 800,00 €<br />

Nichtabonnenten/-mitglieder: 900,00 €<br />

Im Preis enthalten sind die Tagungsunterlagen<br />

sowie das Catering (4x Kaffee, 2x Mittagessen,<br />

Abendveranstaltung).<br />

Veranstalter<br />

Mehr Information und Online-Anmeldung unter<br />

www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Fax-Anmeldung: 089 - 450 51-207 oder Online-Anmeldung: www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Ich bin <strong>gwf</strong>-Abonnent<br />

Ich bin figawa-Mitglied<br />

Ich zahle den regulären Preis<br />

Ich komme auf Empfehlung von Firma: ..........................................................................................................................................................................<br />

Workshops (bitte nur einen Workshop wählen):<br />

Workshop 1 und Impulsreferate Smart Energy / Smart Home in der Praxis oder<br />

Workshop 2 und Impulsreferate Leuchtturmprojekte Smart Energy<br />

Vorname, Name<br />

Telefon<br />

Telefax<br />

Firma/Institution<br />

E-Mail<br />

Straße/Postfach<br />

Land, PLZ, Ort<br />

Nummer<br />

✘<br />

Ort, Datum, Unterschrift

Standpunkt<br />

Gemischtes Bild in der <strong>Biogas</strong>wirtschaft<br />

Die Lage der <strong>Biogas</strong>wirtschaft ist von widersprüchlichen<br />

Entwicklungen gekennzeichnet. Allen<br />

Trends geme<strong>ins</strong>am ist jedoch: sie bleiben weit<br />

hinter den Erwartungen der Branche und hinter den<br />

Zielsetzungen der Bundesregierung zurück.<br />

Durch Vorzieheffekte konnte die Direktverstromung<br />

nach dem EEG 2009 im vergangenen Jahr noch einmal<br />

boomen. Demgegenüber ist der Auftragseingang beim<br />

Anlagenbau im Jahr 2012 zunächst um ein Drittel<br />

zurückgegangen. Die eher schlechtere Vergütung, neue<br />

Vorgaben für eine sehr hohe Wärmenutzung und die<br />

Begrenzung des Maisanteils an den E<strong>ins</strong>atzstoffen stellen<br />

die klassischen Konzepte der Direktverstromung<br />

infrage. Gegen diesen Trend führt die Nutzung der<br />

Marktprämie dazu, dass auf die Wärmenutzung verzichtet<br />

werden kann.<br />

Die <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung wurde durch das neue EEG<br />

etwas besser gestellt. Dazu trägt <strong>ins</strong>besondere der Aufbereitungsbonus<br />

bei, der durch das Parlament auf größere<br />

E<strong>ins</strong>peiseanlagen ausgeweitet wurde. Bedauerlich<br />

ist, dass dieser Fortschritt vom Präsidium des Deutschen<br />

Bauernverbandes in einem aktuellen Schreiben an die<br />

Bundesregierung in Frage gestellt wird. Das gefährdet<br />

nicht nur den Branchenkonsens, sondern ist auch ein<br />

Rückfall in die Subventionswelt der Ineffizienz nach<br />

dem Motto „Small is beautiful“. Glücklicherweise gibt es<br />

auch aus der Landwirtschaft lautstarken Protest. Die<br />

Branche geht davon aus, dass sich die Politik durch solche<br />

Vorstöße nicht den Schneid abkaufen lässt.<br />

Trotzdem bleibt die Entwicklung hinter den Erwartungen<br />

zurück. Die Inbetriebnahme neuer <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peiseanlagen<br />

vollzieht sich tröpfchenweise. Ein wesentlicher<br />

Hemmschuh liegt in der Komplexität der <strong>Biogas</strong>förderung<br />

mit vier Rohstoffklassen und Abrechnung<br />

nach Energiegehalt jedes einzelnen E<strong>ins</strong>atzstoffes. Das<br />

klappt bei der Vor-Ort-Verstromung, aber nicht auf<br />

einem anonymen Markt für ein homogenes Produkt. Der<br />

Investor einer KWK-Anlage will genau wissen, welchen<br />

EEG-Trauf er sicher bekommt. Das kann nur sichergestellt<br />

werden, wenn das <strong>Biogas</strong> nach Rohstoffklassen<br />

getrennt bilanziert und auch getrennt verkauft werden<br />

kann. Daher hat der <strong>Biogas</strong>rat geme<strong>ins</strong>am mit Branchenteilnehmern<br />

die Bundesregierung dringend gebeten, für<br />

eine Klarstellung zu sorgen. Auch reststoffstämmiges<br />

<strong>Biogas</strong>, das nach EEG nur schlecht vergütet wird, könnte<br />

in einem Prozess mit NawaRo-<strong>Gas</strong> hergestellt und z. B.<br />

auf dem Kraftstoffmarkt eingesetzt werden. Nur so<br />

würde der E<strong>ins</strong>atz von Reststoffen überhaupt noch<br />

abgesichert und zugleich die EEG-Umlage entlastet.<br />

Der Kraftstoffsektor ist der Treiber eines zunehmenden<br />

grenzüberschreitenden Handels mit Biomethan. Das<br />

regulatorische Regime der Biokraftstoffe ist europäisch<br />

und wird nicht durch nationale Besonderheiten gestört.<br />

Allerdings müssen noch einige zoll- und steuerrechtliche<br />

Hürden, die den freien Warenverkehr behindern, überwunden<br />

werden. Die Branche ist zuversichtlich, dass dies<br />

in Gesprächen mit dem Bundesfinanzminister und seinen<br />

Kollegen in Nachbarländern, wie z. B. der Schweiz,<br />

auch gelingt. Der <strong>Biogas</strong>rat hat in Abstimmung mit der<br />

dena ein Projekt aufgelegt, eine europäische Biomethanplattform<br />

dadurch zu schaffen, dass die nationalen Registerstellen<br />

und damit die vorgeschriebenen Massebilanzsysteme<br />

in interessierten Ländern kompatibel gemacht<br />

werden, damit sie sich gegenseitig anerkennen.<br />

Wichtig für die Zukunft des <strong>Biogas</strong>-Marktes ist die<br />

Öffnung des Wärmemarktes in Bestandsgebäuden für<br />

Biomethan. Die Regierungskoalition will im Jahr 2012<br />

ein neues Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz beschließen,<br />

dass den Bestand miteinbezieht. Der <strong>Biogas</strong>rat hat<br />

eine großangelegte Studie mit vier wissenschaftlichen<br />

Instituten und allen betroffenen Branchen abgeschlossen,<br />

die das Verhältnis von Energieeffizienz im Gebäudebestand<br />

und dem E<strong>ins</strong>atz erneuerbarer Energien zur<br />

Wärmeerzeugung beleuchtet und politische Empfehlungen<br />

abgibt. Da die energetische Gebäudesanierung vor<br />

sich hin dümpelt und sehr viel Geld in die Hand genommen<br />

werden muss, um das zu ändern, schlägt der <strong>Biogas</strong>rat<br />

eine flexiblere Strategie vor. In einem ersten<br />

Schritt sollten Bestandsgebäude bei Erneuerung ihrer<br />

Heizungsanlage verpflichtet werden, erneuerbare Energien<br />

einzusetzen. Welche das sind, bleibt dem Gebäudeeigentümer<br />

überlassen, der auch Rücksicht auf die wirtschaftliche<br />

Belastbarkeit seiner Mieter nehmen muss.<br />

Zugelassen werden alle erneuerbare Energien, mit<br />

denen Wärme erzeugt werden kann, auch Biomethan in<br />

einer hocheffizienten Brennwertheizung. Da knapp 80 %<br />

der <strong>Gas</strong>heizungen in Deutschland vor 1978 eingebaut<br />

wurden, kann durch deren Austausch allein ein hoher<br />

Effizienzgewinn realisiert werden. Mit einer Biomethanbeimischung<br />

von 15 % zum <strong>Erdgas</strong> in Verbindung mit<br />

dem Heizungsaustausch kann eine erhebliche CO 2 -Minderung<br />

erreicht werden, bei deutlich geringeren Kosten<br />

für alle Beteiligten. Wenn im Laufe der Jahre Schritt für<br />

Schritt auch die Außenhaut der Gebäude energetisch<br />

saniert wird, sinkt der Wärmeverbrauch drastisch ab.<br />

Entsprechend könnte bei gleichem E<strong>ins</strong>atz von Biomethan<br />

und sinkendem E<strong>ins</strong>atz von <strong>Erdgas</strong> eine allmähliche<br />

Durchdringung des Wärmemarktes mit einem<br />

hohen Anteil erneuerbarer Energien ohne neue Infrastruktur<br />

mit vertretbarem Aufwand erreicht werden. Dieser<br />

pragmatische Ansatz, der sofort umgesetzt werden<br />

kann, könnte nach einigen Jahren durchaus überführt<br />

werden in ein übergreifendes Steuerungssystem, z. B.<br />

analog der Biokraftstoffquote oder analog des Treibhausgashandelssystems<br />

durch Einführung so ge nannter<br />

weißer Zertifikate.<br />

Reinhard Schultz,<br />

GF <strong>Biogas</strong>rat<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 109

INhalt<br />

<strong>Biogas</strong>: <strong>Erdgas</strong> tankstelle. Ab Seite 154 Idealisierte Stoff- und Energieströme einer <strong>Biogas</strong>anlage<br />

mit <strong>Gas</strong>aufbereitung. Ab Seite 172<br />

Fachberichte<br />

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

154 I. Dübbel<br />

<strong>Biogas</strong> – Herkunftsnachweise für<br />

die Vergütung nach EEG und bei<br />

Verwendung als nachhaltiger<br />

Kraftstoff nach Biokraft-NachV<br />

<strong>Biogas</strong> – proofs of origin for gratification according<br />

to EEG (Renewable Energy Law) and in case<br />

of use as sustainable fuel according to Biokraft-<br />

NachVFactors of infl uence on the reliability of<br />

natural gas networks<br />

162 W. Köppel, F. Ortloff, R. Erler und F. Graf<br />

Vermeidung und Entfernung<br />

von Sauerstoff bei der E<strong>ins</strong>peisung<br />

von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

Prevention und removal of oxygen from the<br />

injection of biogas into the natural gas grid<br />

172 T. Trost, M. Jentsch, U. Holzhammer und S. Horn<br />

Die <strong>Biogas</strong>anlagen als zukünftige<br />

CO 2 -Produzenten für die Herstellung<br />

von erneuerbarem Methan<br />

<strong>Biogas</strong> plants as future CO 2 source for the<br />

production of renewable methane: Power-to-<br />

<strong>Gas</strong> as long-term energy storage and<br />

alternative fuel option<br />

180 U. Lubenau<br />

Aufbereitung von <strong>Erdgas</strong><br />

und <strong>Biogas</strong> mit Membranen<br />

<strong>Gas</strong> purification with membrane technology<br />

Neue Technologien<br />

186 H. Dörr<br />

μ-KWK aus Anwendersicht:<br />

Fokus auf Funktion statt Technik<br />

μ-CHP from users point of view:<br />

Focus on Function <strong>ins</strong>tead of Technology<br />

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

114 Smart Grids unter den Top-10 der<br />

wichtigsten Hightech-Trends 2012<br />

115 Greenpeace Energy liefert erstmals <strong>Gas</strong><br />

aus Windstrom<br />

116 MT-Biomethan plant Aufbereitungsanlage<br />

mit Hohlfasermembranen<br />

118 Schmack Carbotech entwickelt eigenes<br />

Druckwechseladsorptionsverfahren weiter<br />

118 Vertriebsstart des Brennstoffzellen-Mikro-<br />

KWK BlueGen<br />

119 Start der neuen Firma 4 pipes<br />

120 VOLTARIS erhält neue TÜV-Zertifizierung<br />

122 ÖKOBIT als Technologiepartner<br />

der <strong>Biogas</strong>forschung<br />

124 Der Markt für LNG bis 2020<br />

127 Personen<br />

März 2012<br />

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

Inhalt<br />

Schmack<br />

Carbotech<br />

entwickelt<br />

eigenes Druckwechseladsorptionsverfahren<br />

weiter.<br />

Seite 118<br />

Anlagenlayout einer SMARTFERM<br />

Trockenfermentationsanlage.<br />

Seite 203 <br />

<br />

Vielver sprechende<br />

Option: das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

als Speicher.<br />

Seite 194<br />

Veranstaltungen<br />

130 Wiesbadener Kunststoffrohrtage 2012<br />

130 12. ICG-Branchentreffen <strong>Gas</strong><br />

133 smart.grids.forum: Versorgungssicherheit<br />

im Fokus<br />

134 <strong>Erdgas</strong>speicher für<br />

<strong>Gas</strong>versorgungs unternehmen<br />

Verbände und Vereine<br />

136 Interoperabilität der OMS Zähler auf<br />

dem Weg zur Zertifizierung<br />

138 125 Jahre PTB: Metrologie auf höchstem<br />

Niveau<br />

141 DVGW-Studienpreis <strong>Gas</strong> 2012<br />

Sonderteil<br />

144 Sonderteil ptc 7. Pipeline<br />

Technology Conference<br />

Im Profil<br />

194 Energieeffizienz entscheidet – die Deutsche<br />

Energie-Agentur GmbH (dena)<br />

Technik Aktuell<br />

203 Direkte Energiegewinnung aus<br />

struktur reichen biogenen Reststoffen<br />

205 Wirkungssteigerung von <strong>Biogas</strong>-Anlagen<br />

mit neuer Abwärme-Technik<br />

206 Picolino – Notfackel für <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

bis 550 kW el<br />

206 Regelwerk<br />

Firmenporträt<br />

211 WELTEC BIOPOWER GmbH<br />

Rubriken<br />

109 Standpunkt<br />

112 Faszination <strong>Gas</strong><br />

197 Marktübersicht<br />

210 Termine<br />

212 Impressum<br />

Dieses Heft enthält folgende Prospekte:<br />

Fachverband Kathodischer Korrosionsschutz,<br />

Esslingen<br />

<strong>gwf</strong>_<strong>Gas</strong>_<strong>Erdgas</strong><br />

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informiert und folgen<br />

Sie uns über Twitter<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 111

Faszination <strong>Gas</strong>

Der E<strong>ins</strong>atz von Methanos-Hochleistungsbakterien<br />

führt zu einer deutlichen Steigerung der Effizienz<br />

und damit des Methan-Ertrags von <strong>Biogas</strong>anlagen.<br />

© Viessmann Werke

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

MPX und E.ON vereinbaren strategische<br />

Partnerschaft<br />

MPX, das für das Energie geschäft<br />

verantwortliche Tochterunternehmen<br />

des brasilianischen Konzerns<br />

EBX, und die E.ON AG haben<br />

eine Verein barung (term sheet) zur<br />

Gründung eines Joint Venture abgeschlossen.<br />

Das Ge me<strong>ins</strong>chaftsunternehmen,<br />

an dem beide Partner<br />

jeweils 50 % halten werden, soll<br />

Stromerzeugungs-Projekte mit einer<br />

Gesamtkapazität von rund 20 000<br />

MW in Brasilien und Chile erfolgreich<br />

weiterentwickeln sowie damit<br />

verbundene Versorgungs- und Handelsaktivitäten<br />

aufbauen. Mit einem<br />

Anteil von 20 % am gesamten brasilianischen<br />

Erzeugungsmarkt wäre<br />

das Gemein schafts unternehmen<br />

zukünftig der größte private Energieversorger<br />

in Brasilien.<br />

Das Joint Venture von MPX und<br />

E.ON wird für alle Kohle- und <strong>Gas</strong>kraftwerksprojekte,<br />

für Projekte im<br />

Bereich der Erneuerbaren Energien<br />

und für damit verbundene Versorgungs-<br />

und Handelsaktivitäten in<br />

Brasilien und Chile verantwortlich<br />

sein. MPX verfügt über bereits<br />

genehmigte Kraftwerksprojekte mit<br />

<strong>ins</strong>gesamt 11 000 MW Erzeugungskapazität,<br />

die teilweise in das Joint<br />

Venture eingebracht werden sollen:<br />

Açu (Rio de Janeiro, 5400 MW), Castilla<br />

(Chile, 2100 MW), Sul und Seival<br />

(Rio Grande do Sul, 1300 MW) und<br />

TPP Parnaíba (Maranhão, 2200 MW).<br />

Für das Açu-Kraftwerksprojekt<br />

wurde im Rahmen des Joint Venture<br />

für E.ON eine mögliche Aufstockung<br />

der Anteile um zusätzliche 38,9 %<br />

vereinbart, so dass dann beide Partner<br />

wirtschaftlich zu jeweils 50 % an<br />

dem Projekt beteiligt sein werden.<br />

In einem ersten Schritt können<br />

Kreditgeber ihre MPX-Wandelschuldverschreibungen<br />

in neue MPX-<br />

Aktien umwandeln. Anschließend<br />

sollen die kolumbianischen Kohleminen<br />

von MPX ausgegliedert und<br />

in das neue Unternehmen CCX eingebracht<br />

werden. Diese Aktivitäten<br />

werden somit kein Bestandteil der<br />

zukünftigen Partnerschaft sein. Die<br />

Ausgliederung wird auch Barmittel<br />

in Höhe von bis zu 814 Mio R$ beinhalten.<br />

Das neue Unternehmen<br />

wird an der brasilianischen Börse<br />

BM&F Bovespa Novo Mercado gelistet.<br />

Die Anteilseigener von MPX<br />

erhalten im Verhältnis 1 : 1 neue<br />

CCX-Aktien. Inhaber von MPX Wandelschuldverschreibungen,<br />

die ihre<br />

Papiere vor der Abspaltung der<br />

kolumbianischen Kohleminen nicht<br />

in MPX-Aktien um wandeln, werden<br />

keine CCX-Aktien erhalten.<br />

Im Zuge der Vereinbarung wird<br />

MPX durch eine Kapitalerhöhung<br />

rund 423 Mio. € erzielen. Dabei wird<br />

E.ON <strong>ins</strong>gesamt rund 350 Mio. €<br />

investieren und eine Beteiligung<br />

von rund 10 % an MPX erreichen.<br />

Durch diese Minderheitsbeteiligung<br />

erhält E.ON einen Sitz im Aufsichtsgremium<br />

von MPX.<br />

Smart Grids unter den Top-10<br />

der wichtigsten Hightech-Trends 2012<br />

E-Energy ist einer der wichtigsten<br />

Hightech-Trends 2012. Das er -<br />

mittelte der Bundesverbandes Informationswirtschaft,<br />

Telekommunikation<br />

und neue Medien e.V. (BITKOM)<br />

bei einer Umfrage unter deutschen<br />

IT-Unternehmen zu den wichtigsten<br />

Themen in den Informations- und<br />

Kommunikationstechnologien (IKT).<br />

Im Zuge der Energiewende ist laut<br />

BITKOM der Aufbau intelligenter<br />

Stromnetze stärker in den Blickpunkt<br />

gerückt. Smart Grid-Technologien,<br />

wie sie im Forschungsprogramm<br />

„E-Energy – Smart Grids<br />

made in Germany“ entwickelt und<br />

erprobt werden, ermöglichen den<br />

Umstieg auf erneuerbare Energien,<br />

indem sie den Stromverbrauch an<br />

die wetterbedingt schwankende<br />

Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom<br />

anpassen, sowie dessen Verteilung<br />

steuern. Dafür kommen spezielle<br />

IKT-Lösungen zum E<strong>ins</strong>atz.<br />

In sechs E-Energy-Modellregionen<br />

werden derzeit Schlüsseltechnologien<br />

für die intelligente Energieversorgung<br />

der Zukunft getestet.<br />

Mit dem grundlegenden<br />

Umbau der Energieversorgung<br />

wird sich die Struktur des Versorgungssystems<br />

in den nächsten<br />

Jahrzehnten stark verändern. Die<br />

Zahl kleiner und dezentraler Erzeuger<br />

mit stark schwankender, vom<br />

Wetter abhängiger Stromerzeugung<br />

wird zunehmen. Die IKT können<br />

hier einen entscheidenden Beitrag<br />

leisten. Schon heute zeigt<br />

E-Energy, dass mit der Hilfe von IKT<br />

das wachsende Stromangebot aus<br />

regenerativen und dezentralen<br />

Energiequellen mit der Stromnachfrage<br />

optimal in Einklang gebracht<br />

werden kann.<br />

Das Förderprogramm „E-Energy<br />

– Smart Grids made in Germany“ ist<br />

zentraler Bestandteil der Hightech-<br />

Strategie und des Programms<br />

„Informationsgesellschaft Deutschland<br />

2010“ der Bundesregierung<br />

März 2012<br />

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

Märkte und Unternehmen<br />

Nachrichten<br />

und wurde von Bundeskanzlerin<br />

Angela Merkel zum nationalen<br />

Leuchtturmprojekt erklärt. Technologiepartnerschaften<br />

in sechs<br />

Modellprojekten entwickeln und<br />

erproben Schlüsseltechnologien<br />

und Geschäftsmodelle für ein<br />

„Internet der Energie“. Die Modellprojekte<br />

werden in einer ressortübergreifenden<br />

Partnerschaft mit<br />

dem Bundesministerium für<br />

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit<br />

(BMU) mit <strong>ins</strong>gesamt<br />

60 Mio. € gefördert. Darüber hinaus<br />

steuert die Wirtschaft innerhalb der<br />

Modellprojekte weitere 80 Mio. €<br />

für die Erforschung und Erprobung<br />

neuer IKT-gestützter Energiesysteme<br />

bei. Damit wird ein Gesamtvolumen<br />

von rund 140 Mio. €<br />

mobilisiert.<br />

Greenpeace Energy liefert erstmals<br />

<strong>Gas</strong> aus Windstrom<br />

Als erster Energieversorger wird<br />

Greenpeace Energy seine <strong>Gas</strong>kunden<br />

teilweise mit Wasserstoff<br />

beliefern, der regenerativ und klimaneutral<br />

mit Windstrom erzeugt<br />

wurde. Die Energie-Genossenschaft<br />

unterzeichnete einen Abnahme-<br />

Vertrag mit der Firma Enertrag. Das<br />

Windenergie-Unternehmen be -<br />

treibt nördlich von Prenzlau (Brandenburg)<br />

eine Pilotanlage, die Wasser<br />

elektrolytisch in Wasserstoff und<br />

Sauerstoff aufspaltet. Mit dem so<br />

entstandenen Wasserstoff – dem<br />

Windgas – wird Greenpeace Energy<br />

seine aktuell 6.000 <strong>Gas</strong>kunden versorgen,<br />

sobald der Anschluss ans<br />

<strong>Gas</strong>netz hergestellt ist.<br />

Die Windgas-Technologie er -<br />

laubt es, überschüssige Windenergie<br />

zu verwenden, die sonst ungenutzt<br />

bliebe. Bislang werden Windanlagen<br />

bei stürmischem Wetter oft<br />

abgeschaltet, um das Stromnetz<br />

nicht zu überlasten. Hingegen lässt<br />

sich Windgas in das herkömmliche<br />

<strong>Erdgas</strong>netz e<strong>ins</strong>peisen, das mehrere<br />

Prozent Wasserstoff-Beimischung<br />

verträgt. Damit vermag es um Größenordnungen<br />

mehr Energie aufzunehmen<br />

als andere Speichertechnologien.<br />

Das Gemisch aus dem<br />

<strong>Gas</strong>netz lässt sich wie gewohnt zum<br />

Heizen oder Kochen sowie als Treibstoff<br />

für Autos verwenden. Vor allem<br />

ist es möglich, daraus in <strong>Gas</strong>kraftwerken<br />

wieder Strom zu machen.<br />

Greenpeace Energy bietet seit<br />

Oktober 2011 den Tarif proWindgas<br />

an. Neben dem Kauf von regenerativ<br />

erzeugtem Wasserstoff plant<br />

die Hamburger Energie-Genossenschaft<br />

auch den Bau eigener Elektrolyse-Anlagen,<br />

um den Windgas-<br />

Anteil sukzessive zu steigern.<br />

<strong>Biogas</strong> + Wasserstoff Kompressoren von HAUG<br />

Zur E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> und zur Wasserstoff-Speicherung<br />

KOMPRESSOREN<br />

HAUG Kompressoren AG<br />

Industriestrasse 6<br />

CH-9015 St. Gallen<br />

Tel. +41 71 313 99 55<br />

Fax +41 71 313 99 50<br />

verkauf@haug.ch<br />

www.haug.ch<br />

ölfrei + gasdicht<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 115

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Virtuelles Kraftwerk der TeraJoule Energy<br />

stabilisiert Übertragungsnetze<br />

Die auf Energieeffizienz und Energiemanagement<br />

im „Grünen<br />

Internet der Energie“ spezialisierte<br />

Unternehmensgruppe TeraJoule<br />

Energy (www.terajoule.de) wurde<br />

von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern<br />

(ÜNB) nun in die neu<br />

veröffentlichte Liste der in Deutschland<br />

zugelassenen Regelenergieanbieter<br />

aufgenommen. Clean Energy<br />

Sourcing – die Grünstromhandelstochter<br />

der TeraJoule Energy – war<br />

bereits vor vier Jahren einer der ersten<br />

Direktvermarkter von Grünstrom<br />

aus deutschen EEG-Anlagen. Mit der<br />

intelligenten Vernetzung von <strong>Biogas</strong>-<br />

und Biomasseanlagen leistet<br />

TeraJoule Energy ab sofort einen<br />

weiteren wichtigen Beitrag zur vollständigen<br />

Marktintegration erneuerbarer<br />

Energien. Diese als „virtuelle<br />

Kraftwerke“ agierenden Systeme<br />

übernehmen durch die Bereitstellung<br />

von Regelenergie eine bundesweit<br />

wichtige Ausgleichsfunktion<br />

bei kurzfristigen Nachfrageschwankungen<br />

im deutschen Stromnetz.<br />

Nach der Unterzeichnung des<br />

entsprechenden Rahmenvertrags<br />

Anfang Januar 2012 zählt TeraJoule<br />

Energy nun zu den offiziell präqualifizierten<br />

Regelenergieanbietern in<br />

Deutschland.<br />

MT-Biomethan plant Aufbereitungsanlage<br />

mit Hohlfasermembranen<br />

Parallel zu dem wärmegeführten<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitungsverfahren der<br />

drucklosen Aminwäsche arbeitet<br />

die MT-Biomethan GmbH jetzt an<br />

einem stromgeführten Aufbereitungsverfahren<br />

für <strong>Biogas</strong>.<br />

Zum E<strong>ins</strong>atz kommen soll die<br />

Technologie der membranbasierten<br />

<strong>Gas</strong>permeation. Dabei werden<br />

unterschiedliche Permeabilitäten<br />

(Durchlässigkeiten) von <strong>Gas</strong>en<br />

durch Membranen genutzt. MT-Biomethan<br />

setzt auf Membrane mit<br />

höchster Selektivität und einer<br />

geringen Plastifizierung. Bei diesem<br />

Verfahren wird das <strong>Biogas</strong> technisch<br />

effizient und mit geringem Energieaufwand<br />

getrocknet und entschwefelt.<br />

Das Kohlendioxid wird mittels<br />

der Membrane abgetrennt. Auf<br />

diese Weise erreicht das <strong>Biogas</strong> die<br />

Qualität von <strong>Erdgas</strong>. Es kann in das<br />

allgemeine <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist<br />

werden.<br />

Die Membranmodule sollen dieses<br />

Jahr in die MT-Technologie integriert<br />

werden und damit das Produktportfolio<br />

von MT-Biomethan<br />

erweiten. Im ersten Schritt ist der<br />

Bau einer <strong>Gas</strong>aufbereitungsanlage<br />

mit einer Leistung von 250 Nm³/h<br />

Rohbiogas geplant. Die Errichtung<br />

steht allerdings noch unter dem<br />

Vorbehalt der Bewilligung von<br />

öffentlichen Fördermitteln.<br />

Energiekosten mit iPhone-App im Blick<br />

EWE-Kunden können mit einer<br />

neuen Anwendung, einer sogenannten<br />

App, für das iPhone zu<br />

jeder Zeit den aktuellen Strom- und<br />

<strong>Erdgas</strong>verbrauch überprüfen. Die<br />

kostenlose „Energiemanager-App“<br />

des Oldenburger Energiedienstleisters<br />

soll vor allem dabei helfen,<br />

schnell und einfach einen Überblick<br />

über den eigenen Energieverbrauch<br />

zu bekommen, um gegebenenfalls<br />

zu hohen Verbräuchen und Kosten<br />

entgegensteuern zu können. Um<br />

mit der App den Energieverbrauch<br />

zu kontrollieren, muss der Kunde<br />

zunächst die Stände seines Stromund<br />

<strong>Erdgas</strong>zählers eingeben. Die<br />

Anwendung wertet die Messwerte<br />

dann aus und vergleicht diese mit<br />

ähnlichen Haushalten. Die Messwerte<br />

fallen umso genauer aus, je<br />

öfter der App-Nutzer die Verbrauchsstände<br />

eingibt. Die Entwicklung<br />

des Energieverbrauchs und der<br />

Energiekosten für ausgewählte Zeiträume<br />

werden den Nutzern in übersichtlichen<br />

Diagrammen dargestellt.<br />

Kunden, die sich den Gang zum<br />

Strom- und <strong>Erdgas</strong>zähler sparen wollen,<br />

können auch gleich zur EWE triosmartbox<br />

greifen. Hier wird der<br />

Strom- und <strong>Erdgas</strong>verbrauch im Webportal<br />

oder auf einem mobilen Display<br />

angezeigt. Beim Stromverbrauch<br />

ist dies sogar in Echtzeit möglich.<br />

März 2012<br />

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

Märkte und Unternehmen<br />

Nachrichten<br />

Sechs neue Lizenzen für VNG<br />

Dem norwegischen Tochterunternehmen<br />

der VNG – Verbundnetz<br />

<strong>Gas</strong> Aktiengesellschaft (VNG)<br />

wurden sechs weitere Produktionslizenzen<br />

auf dem norwegischen<br />

Kontinentalschelf zugeteilt. Im Rahmen<br />

der Lizenzrunde APA 2011 vergab<br />

die norwegische Regierung<br />

<strong>ins</strong>gesamt 60 Produktionslizenzen.<br />

VNG Norge wird in vier der Lizenzen<br />

als Betriebsführer künftig zwischen<br />

40 und 70 % der Anteile halten. An<br />

zwei weiteren Lizenzen wird VNG<br />

Norge mit 20 bzw. 30 % beteiligt<br />

sein. Von den sechs Lizenzbeteiligungen<br />

befindet sich der Großteil in<br />

der Norwegischen See, eine Lizenz<br />

liegt im nördlichen Teil der Nordsee.<br />

Die APA-Lizenzrunde, die mittlerweile<br />

zum neunten Mal stattfindet,<br />

bezieht sich auf zum Teil bereits<br />

erschlossene Lizenzgebiete des<br />

norwegischen Kontinentalschelfs,<br />

in denen schon geologische Untersuchungen<br />

stattgefunden haben<br />

und die über ein gewisses Maß an<br />

Infrastruktur verfügen.<br />

UNSER<br />

Produkt ist<br />

FARBLOS.<br />

Und Und steht doch für eine grüne Zukunft.<br />

Wer Menschen mit Energie versorgt, trägt auch Verantwortung für die Zukunft kommender Generationen.<br />

Nachhaltigkeit ist bei WINGAS gelebte Unternehmenskultur. Denn <strong>Erdgas</strong> ist definitiv der grünste aller<br />

konventionellen Energieträger – mit der besten CO 2<br />

-Bilanz. Und hat damit im Mix mit erneuerbaren<br />

Energien seinen festen Platz. So steht WINGAS für eine ökonomisch und ökologisch nachhaltige Zukunft.<br />

Neugierig? Rufen Sie uns einfach an unter 0561 301-1180.<br />

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Geme<strong>ins</strong>am mehr Energie.<br />

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13.10.2010 17:25:52 Uhr

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Schmack Carbotech entwickelt eigenes<br />

Druckwechseladsorptionsverfahren weiter<br />

schonende Aufbereitung von <strong>Biogas</strong><br />

zur Bio-<strong>Erdgas</strong>. Das selbst<br />

entwickelte Verfahren der Druckwechseladsorption<br />

– im Markt auch<br />

als PSA-Verfahren bekannt – ist in<br />

den vergangenen zwei Jahren konsequent<br />

weiterentwickelt worden.<br />

Im Fokus standen dabei die<br />

Reduzierung des Methanverlusts<br />

und die Senkung des Strombedarfs<br />

für den Aufbereitungsprozess.<br />

Durch effizienzorientierte Optimierung<br />

des Aufbereitungsprozesses<br />

und E<strong>ins</strong>atz verbesserter Adsorptionsmittel<br />

wurde der Methanverlust<br />

– unabhängig vom gewünschten<br />

CO 2 -Gehalt des Bioerdgases – auf<br />

1,5 Prozent gesenkt. Gleichzeitig<br />

konnte der Strombedarf pro Normkubikmeter<br />

Rohbiogas auf Werte<br />

unter 0,22 kWh minimiert werden<br />

Die verbesserten Leistungsdaten<br />

des modifizierten Druckwechseladsorptionsverfahrens<br />

wurden mit<br />

<strong>Biogas</strong> in einer Pilotanlage mit Hilfe<br />

von umfangreichen Testreihen<br />

bestätigt. In der zweiten Jahreshälfte<br />

2011 erfolgte die Verifizierung<br />

dieser Leistungsdaten durch<br />

Umstellung des Betriebsprozesses<br />

von bestehenden Aufbereitungsanlagen<br />

im Feld.<br />

Die unabhängige Überprüfung<br />

durch einen Messtechnik-Spezialisten<br />

an einer umgestellten Aufbereitungsanlage<br />

belegt auch in der Praxis<br />

eine Methanausbeute von mindestens<br />

98,5 % sowie einen<br />

Strombedarf von unter 0,22 kWh<br />

pro Normkubikmeter Rohbiogas.<br />

Schmack Carbotech setzt seine<br />

intensiven F&E-Arbeiten im Bereich<br />

des Druckwechseladsorptionsprozesses<br />

fort. Schon jetzt ist weiteres<br />

Verbesserungspotenzial erkennbar,<br />

<strong>ins</strong>besondere soll der Strombedarf<br />

noch einmal signifikant reduziert<br />

werden. Im zweiten Quartal 2012<br />

wird dazu eine neue Anlagenlinie<br />

vorgestellt.<br />

Vertriebsstart des<br />

Brennstoffzellen-Mikro-KWK BlueGen<br />

Ceramic Fuel Cells, ein führender<br />

Hersteller von Mikrokraftwerken<br />

auf Brennstoffzellenbasis, und sein<br />

• ELEKTROTECHNIK • MSR-TECHNIK • MES •<br />

• AUTOMATION • CONSULTING • ENGINEERING •<br />

• MONTAGE • INBETRIEBNAHME • SERVICE •<br />

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Schmack Carbotech zählt zu den<br />

Pionieren der <strong>Biogas</strong>aufbereitung.<br />

Das Unternehmen verfügt<br />

über langjährige Erfahrung in den<br />

Bereichen Entwicklung und Engineering<br />

sowie in der Fertigung<br />

schlüsselfertiger Aufbereitungsanlagen.<br />

Know-how aus über 40<br />

industriellen Anlagen in Verbindung<br />

mit kontinuierlicher Verbesserung<br />

garantiert hocheffiziente, ressourcen-<br />

und vor allem umwelt-<br />

Vertriebspartner Saveno haben den<br />

Vertrieb von BlueGen in Deutschland<br />

erfolgreich gestartet. BlueGen ist eine<br />

erdgasbetriebene Mikro-Kraft-<br />

Wärme-Kopplungsanlage (Mikro-<br />

KWK) auf Brennstoffzellenbasis. Für<br />

die ersten 100 dieser innovativen<br />

Geräte liegen bereits sechs Wochen<br />

nach Start der Angebotsphase Reservierungen<br />

von Stadtwerken und Endkunden<br />

vor, darunter auch von den<br />

Stadtwerken Aalen. Die Lieferung<br />

und Inbetriebnahme soll im ersten<br />

Halbjahr dieses Jahres erfolgen.<br />

BlueGen-Anlagen haben einen<br />

elektrischen Wirkungsgrad von bis<br />

zu 60 %. Durch die zusätzliche Nutzung<br />

des Anteils der thermischen<br />

Energie zur Warmwassererwärmung<br />

steigt der Gesamtwirkungsgrad auf<br />

bis zu 85 %. Mit einer elektrischen<br />

Leistung von 1,5 kW el und einer thermischen<br />

Leistung von 0,6 kW th eignet<br />

sich BlueGen für die Versorgung<br />

mit Strom und Wärme von Wohngebäuden,<br />

öffentlichen Einrichtungen<br />

und kleinen Unternehmen.<br />

Das Markteinführungsangebot<br />

von Ceramic Fuel Cells und Sanevo<br />

beinhaltet neben der BlueGen-An -<br />

lage und der benötigten Zusatzapparatur<br />

für die modulare Anbindung<br />

an bestehende Heizungssysteme<br />

sowie der Lieferung und Montage<br />

auch einen drei- oder zehnjährigen<br />

Vollwartungsvertrag. Dieser gibt die<br />

erforderliche Betriebssicherheit für<br />

den Praxise<strong>ins</strong>atz.<br />

März 2012<br />

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

Märkte und Unternehmen<br />

Nachrichten<br />

B<strong>Netz</strong>A bestätigt Szenariorahmen<br />

zum <strong>Netz</strong>entwicklungsplan<br />

Die B<strong>Netz</strong>A hat den Szenariorahmen<br />

der zwölf deutschen<br />

Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)<br />

für die Erstellung des <strong>Netz</strong>entwicklungsplans<br />

bestätigt und veröffentlicht.<br />

Dieser bildet die Grundlage<br />

für die Modellierung der <strong>Gas</strong>flüsse<br />

im deutschen <strong>Gas</strong>netz für die<br />

nächsten 10 Jahre. Die Prognos AG<br />

hatte den Szenariorahmen im<br />

Auftrag der zwölf deutschen<br />

Fern leitungsnetzbetreiber erarbeitet.<br />

Ende 2011 wurde der im Rahmen<br />

eines öffentlichen Konsultationsverfahrens<br />

überarbeitete und<br />

angepasste Szenariorahmen inklusive<br />

der von Marktteilnehmern eingereichten<br />

Stellungnahmen zur<br />

Bestätigung an die B<strong>Netz</strong>A übermittelt.<br />

Auf der Grundlage des nun<br />

verabschiedeten Szenariorahmens<br />

werden die zwölf deutschen<br />

Fernleitungsnetzbetreiber bis zum<br />

1. April 2012 den <strong>Netz</strong>entwicklungsplan<br />

2013 bis 2022 für das<br />

deutsche <strong>Gas</strong>-Fernleitungsnetz<br />

erarbeiten. Ein Entwurf des <strong>Netz</strong>entwicklungsplans<br />

liegt bereits auf<br />

der Webseite www.netzentwicklungsplan-gas.de<br />

vor.<br />

Start der neuen Firma<br />

4 pipes GmbH<br />

pipes liefert Zubehörprodukte für<br />

4 den Rohrleitungsbau. Für das<br />

renommierte Gleitkufen System raci<br />

hat die Firma die Vertriebsrechte in<br />

Deutschland.<br />

Durch die langjährige Erfahrung<br />

der Mitarbeiter und der Geschäftsleitung<br />

(Frank Hellmann und Jörg Klingenberg)<br />

bietet 4pipes Beratung und<br />

Service mit dem Ziel Problemlöser<br />

und Komplettanbieter für die Kunden<br />

zu sein. Eine umweltfreundliche<br />

Unternehmenspolitik steht im Fokus<br />

der Aktivitäten.<br />

Die Schwerpunkte der neuen<br />

Firma mit ihren Produkten 4pipes liegen<br />

in den Bereichen:<br />

""<br />

Mauerdurchführungen für Rohre<br />

(Gliederketten InnerLinks,<br />

Pressio-Ringraumdichtungen,<br />

Mauerkragen, Mauerhülsen,<br />

Mauerdichtringe)<br />

""<br />

Produkte für den passiven<br />

Korrosionsschutz (Schrumpfprodukte<br />

und Korrosionsschutzbänder)<br />

""<br />

Mechanischer Rohrschutz zum<br />

zusätzlichen mechanischen<br />

Schutz von Pipeline, z. B. bei<br />

Bohrungen (Fibercoat-UVcure,<br />

Pipecast-Watercure, Rohrschutzgitter,<br />

Rohrschutzvlies)<br />

""<br />

Gleitkufen für Doppelrohrverlegung<br />

(System raci und<br />

Stahlgleitkufen individual)<br />

""<br />

Endmanschetten zum staub- und<br />

feuchtigkeitsdichten Verschluss<br />

des Ringraumes zwischen<br />

Schutz- und Mantelrohr<br />

""<br />

Flanschisolierungen und<br />

-dichtungen<br />

""<br />

Hinweisschilder und Zubehör<br />

Kontakt:<br />

www.4pipes.de

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

VOLTARIS erhält neue TÜV-Zertifizierung<br />

Nach dem EDM-Prozess Strom<br />

erhielt VOLTARIS nun auch für<br />

den EDM-Prozess der <strong>Erdgas</strong>bilanzierung<br />

eine TÜV-Zertifizierung.<br />

Die TÜV-zertifizierten Prozesse<br />

beinhalten unter anderem sowohl<br />

die Datenkommunikation als auch<br />

die Bilanzierung von <strong>Gas</strong>mengen.<br />

Dabei entsteht ein enges Geflecht<br />

zwischen den beteiligten <strong>Netz</strong>betreibern,<br />

dem Bilanzkreis verantwort<br />

lichen und dem Transportkunden.<br />

Tilo Bornheimer und Teamleiter EDM <strong>Gas</strong> Johannes Muhs präsentieren<br />

das Zertifikat mit den beiden Geschäftsführern Peter Zayer und Karsten<br />

Vortanz (v. l.).<br />

Das Unternehmen bietet seinen<br />

Kunden im Bereich des EDM-Prozesses<br />

der <strong>Erdgas</strong>bilanzierung ein<br />

umfassendes Dienstleistungsportfolio.<br />

Dies beginnt bei der Datenkommunikation<br />

an sich. VOLTARIS<br />

übernimmt die Stammdaten per<br />

Standardschnittstelle und sorgt für<br />

den täglichen Datenversand von<br />

Allokationen und Einzelzeitreihen.<br />

Auch das <strong>Netz</strong>konto wird permanent<br />

überwacht und analysiert, je<br />

nach Turnus werden auch Mehr<br />

-oder Mindermengenermittlungen<br />

durchgeführt und externe Tagesparameter,<br />

wie die Temperaturwerte<br />

von Wetterstationen, in die<br />

Analyse mit einbezogen. Einen<br />

besonders wichtigen Teil nimmt<br />

die jetzt zertifizierte <strong>Netz</strong>bilanzierung<br />

nach GABi <strong>Gas</strong> ein. In diesem<br />

Regelwerk der Bundesnetzagentur<br />

sind die wesentlichen Richtlinien<br />

der Bilanzierung im <strong>Gas</strong>sektor hinterlegt.<br />

Startschuss für Mini-Brennstoffzellen-Heizung<br />

Die EnBW Energie Baden-Württemberg<br />

AG und der Heiz-, Lüftungs-<br />

und Klimatechnikspezialist<br />

Vaillant Group haben im Januar<br />

2012 in Karlsdorf bei Bruchsal die<br />

erste wandhängende Brennstoffzellen-Heizung<br />

offiziell in Betrieb<br />

genommen. Das Gerät auf Basis von<br />

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) er -<br />

zeugt gleichzeitig Wärme und Strom<br />

und ist speziell für den E<strong>ins</strong>atz in<br />

Ein- und Zweifamilienhäusern konzipiert.<br />

Im Vergleich zu derzeit üblichen<br />

KWK-Systemen erzielt die<br />

Brennstoffzellen-Heizung vor allem<br />

eine deutlich höhere Effizienz. Damit<br />

verringern sich die Energiekosten im<br />

Haushalt signifikant. Ferner lässt<br />

sich der CO 2 -Ausstoß mit dem System<br />

klar reduzieren. Die Installation<br />

erfolgt im Rahmen des von der Bundesregierung<br />

geförderten Brennstoffzellen-Praxistests<br />

Callux.<br />

Das neue wandhängende Brennstoffzellen-Heizgerät<br />

erzeugt gleichzeitig<br />

1 kW Strom und 2 kW Wärme.<br />

Das Herzstück des Systems bilden<br />

Hochtemperatur-Brennstoffzellen,<br />

die aus dem eingesetzten <strong>Erdgas</strong><br />

Wasserstoff gewinnen. Bei der<br />

anschließenden Reaktion von Wasserstoff<br />

mit Sauerstoff entstehen<br />

Wärmeenergie und Gleichstrom,<br />

welche direkt am Ort des Bedarfs<br />

verwendet werden können. Da sie<br />

sehr hohe Wirkungsgrade erzielen<br />

und nahezu geräuschlos arbeiten,<br />

gelten Brennstoffzellen als die<br />

Zukunft der Kraft-Wärme-Kopplung.<br />

Zudem kann eine Vielzahl von<br />

KWK-Anlagen zu einem „virtuellen<br />

Kraftwerk“ verbunden werden.<br />

Dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung<br />

kann damit eine wichtige Rolle bei<br />

der Ergänzung und Optimierung<br />

des bestehenden Energieversorgungssystems<br />

spielen.<br />

Callux ist der bundesweit größte<br />

Praxistest von Brennstoffzellen-<br />

Heizgeräten fürs Eigenheim. Das<br />

Projekt wird geme<strong>ins</strong>am von Partnern<br />

aus der Energiewirtschaft und<br />

Heizgeräteindustrie mit Unterstützung<br />

des Bundesministeriums für<br />

Verkehr, Bau und Stadtentwicklung<br />

(BMVBS) getragen. Im Rahmen des<br />

Nationalen Innovationsprogramms<br />

Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie<br />

investiert die Industrie<br />

geme<strong>ins</strong>am mit dem BMVBS eine<br />

Milliarde Euro, um den E<strong>ins</strong>atz der<br />

innovativen Technologie voranzutreiben.<br />

März 2012<br />

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

NEU:<br />

DVGW-ZERTIFIZIERUNG VON BIOERDGAS<br />

UND BIOGAS ALS KRAFTSTOFF.<br />

Wir bieten unseren Kunden jetzt auch:<br />

die Prüfung und Bestätigung von<br />

<strong>Biogas</strong>-Anlagen und <strong>Biogas</strong>-Chargen<br />

nach dem Erneuerbaren Energiengesetz<br />

(EEG)<br />

die Zertifizierung von <strong>Biogas</strong> als<br />

nachhaltige Biomasse nach Biokraft-<br />

NachV und BioSt-NachV für die<br />

Verwendung als Biokraftstoff in Fahrzeugen<br />

oder für die Verstromung und<br />

als Heizgas<br />

Die DVGW CERT GmbH ist:<br />

registriertes Prüfunternehmen für das<br />

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

von der Bundesanstalt für Landwirtschaft<br />

und Ernährung anerkannte<br />

Zertifizierungsstelle nach der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

zugelassene Zertifizierungsstelle nach<br />

dem REDcert-System<br />

DVGW CERT GmbH –<br />

Der Branchenzertifizierer mit über 70 Jahren Erfahrung<br />

DVGW CERT GmbH · Josef-Wirmer-Str. 1-3 · 53123 Bonn · Tel. +49 228 9188-888 · Fax +49 228 9188-993<br />

Büro Berlin · Robert-Koch-Platz 4 · 10115 Berlin · Tel. +49 30 27 58 07 10 · Fax +49 228 9188-92 781<br />

info@dvgw-cert.com · Internet www.dvgw-cert.com<br />

<strong>gwf</strong>, 187 x 252 mm (Satzspiegel)

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

ÖKOBIT als Technologiepartner<br />

der <strong>Biogas</strong>forschung<br />

Die im Auftrag der Fraunhofer<br />

Gesellschaft (Institut IWES) und<br />

des Landesbetriebs Hessen von der<br />

ÖKOBIT GmbH errichtete großtechnische<br />

Forschungsbiogasanlage am<br />

Landwirtschaftszentrum Eichhof in<br />

Bad Hersfeld hat ihren Regel betrieb<br />

wieder aufgenommen.<br />

Biomasse und <strong>Biogas</strong> sind<br />

speicherbar. Sie können „e<strong>ins</strong>pringen“,<br />

wenn Wind- und Solarstrom<br />

nicht produziert werden können. Je<br />

mehr Windenergie- und Photovoltaikanlagen<br />

die Stromproduktion in<br />

Deutschland übernehmen, umso<br />

stärker wächst die Bedeutung von<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen für den optimalen<br />

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

sind für diesen Zweck aber noch<br />

nicht ausgelegt.<br />

Wie bedarfsgerecht produzierende<br />

Anlagen aussehen können<br />

und wie sie sich mit Hinblick auf<br />

einen optimalen Energiemix in das<br />

Energiesystem der Zukunft integrieren<br />

lassen, soll daher in den kommenden<br />

Jahren im neuen Hessischen<br />

<strong>Biogas</strong>-Forschungszentrums<br />

(HBFZ) auf dem Gelände des Eichhofs<br />

ermittelt werden, zu dem auch<br />

die neue Forschungsanlage gehört.<br />

Die Bad Hersfelder Forschungsanlage<br />

besteht aus einem Versuchsfermenter,<br />

einem Nachgärer und<br />

einem Pumpcontainer. Das Veredelungskonzept<br />

ermöglicht die Nutzung<br />

des produzierten <strong>Biogas</strong>es zur<br />

Stromerzeugung im Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) und zur Beheizung<br />

der Stall- und Betriebsgebäude der<br />

LLVA Eichhof. Die Anlagenleistung<br />

beträgt 200 kW el . Erzeugt werden<br />

0,8 Mio. Nm³ <strong>Biogas</strong> pro Jahr, die<br />

Stromproduktion beläuft sich auf<br />

1,6 Mio. kWh und die CO 2 -E<strong>ins</strong>parung<br />

auf 1200 Tonnen jährlich.<br />

Die Anlage ist, wie alle ÖKOBIT-<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen, substratflexibel ausgelegt,<br />

das heißt es können alle vergärbaren<br />

Biomassestoffe eingesetzt<br />

werden.<br />

Eine besondere Herausforderung<br />

bestand für die Anlagenbauer<br />

in der Einbindung der Bestandsbiogasanlage<br />

und der Integration der<br />

bestehenden Infrastruktur mit Mi -<br />

krogasturbine und anderen Energieerzeugern<br />

in das Forschungsvorhaben.<br />

Neben erprobten Technologiekonzepten<br />

und bewährten<br />

Komponenten setzte das Unternehmen<br />

auch Eigenentwicklungen ein.<br />

ÖKOBIT SMARTCONTROL, ein<br />

Modul des ÖKOBIT Prozessleitsystems,<br />

steht für eine neue Generation<br />

der Monitoring- und Überwachungsapplikationen<br />

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

Die Software ist eine Art lernendes<br />

Web-Portal. Sie erstellt automatisch<br />

Wochen-, Monats-, Quartals- und<br />

Jahresberichte, übernimmt das komplette<br />

Wartungsmanagement inklusive<br />

Kommunikation, prüft Prozessparameter<br />

und gibt daraufhin<br />

Handlungsempfehlungen. Prozesskennzahlen<br />

und die Prozessentwicklung<br />

werden vorausberechnet und<br />

sind als Forecast abrufbar. Für eine<br />

optimale Betriebsführung sorgt die<br />

Automatisierung unterschiedlicher<br />

Prozesse, zum Beispiel der Fütterung,<br />

der Rührzeiten, des Substratmanagements<br />

innerhalb der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

sowie der BHKW-Leistung.<br />

Eine Anpassung an Leistungsvorgaben<br />

des EVU/SDL unter Berücksichtigung<br />

des gespeicherten <strong>Gas</strong>volumens<br />

ist ebenfalls möglich.<br />

Mit ihrem Engagement in Forschungs-<br />

und Entwicklungsprojekten<br />

wie der Anlage in Bad Hersfeld<br />

will die ÖKOBIT GmbH aktiv die technologische<br />

Entwicklung zur Nutzung<br />

von <strong>Biogas</strong> fördern. Vernetzt in<br />

der Forschungslandschaft, arbeitet<br />

das Unternehmen mit unterschiedlichen<br />

Projektpartnern der Branche<br />

und mehreren renommierten Forschungseinrichtungen<br />

- neben dem<br />

Fraunhofer Institut der DBU - an<br />

Lösungen für die Energieversorgung<br />

zukünftiger Generationen.<br />

Baubeginn der South-Stream soll bereits<br />

2012 erfolgen<br />

Die geplante Mega-Pipeline<br />

South-Stream, die jährlich in<br />

etwa 63 Mrd. m 3 <strong>Gas</strong> durch das<br />

Schwarze Meer nach Europa liefern<br />

soll, könnte früher als geplant fertig<br />

gestellt werden. Der Baubeginn,<br />

der für 2013 geplant war, soll<br />

nun bereits in den Dezember 2012<br />

vorgezogen werden. Die Pipeline<br />

soll 35 % der gesamten russischen<br />

<strong>Gas</strong>lieferungen nach Europa<br />

sicherstellen. Die Kosten für das<br />

Projekt, an welchem Gazprom zu<br />

50 % beteiligt ist und unter anderem<br />

der italienische Energiekonzern<br />

ENI Anteile in Höhe von 20 %<br />

hält, belaufen sich voraussichtlich<br />

auf etwa 15,5 Mrd €.<br />

Im Dezember 20111 erteilte die<br />

Türkei die Genehmigung für die Verlegung<br />

der Mega-Pipeline durch<br />

das Schwarze Meer. Somit konnten<br />

die Pläne für einen früheren Baubeginn<br />

in die Wege geleitet werden.<br />

März 2012<br />

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

Märkte und Unternehmen<br />

Nachrichten<br />

WELTEC BIOPOWER kooperiert mit<br />

Direktvermarkter „Next Kraftwerke“<br />

Der<br />

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

WELTEC BIOPOWER aus Vechta<br />

hat einen Kooperationsvertrag mit<br />

der Next Kraftwerke GmbH aus Köln<br />

geschlossen. Durch die Teilnahme<br />

am „Next Pool“ können die WELTEC-<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen von Landwirten mit<br />

anderen Anlagen zu einem virtuellen<br />

Kraftwerkeverbund vernetzt<br />

werden. Die gebündelte Stromkapazität<br />

der Anlagen bringt das Angebot<br />

und die Nachfrage von Strom<br />

besser <strong>ins</strong> Gleichgewicht, sodass auf<br />

den Strombörsen ein höherer Preis<br />

erzielt werden kann. Die Optimierung<br />

des Preises basiert auf verschiedenen<br />

Optionen, die der Anlagenbetreiber<br />

hat: Allein durch eine<br />

Direktvermarktung des produzierten<br />

Stroms innerhalb des Marktprämien-Modells<br />

kann ein Preisaufschlag<br />

erzielt werden. Darüber hinaus<br />

ergibt sich durch die Vernetzung<br />

der Anlagen die Möglichkeit, den<br />

produzierten oder zurückgehaltenen<br />

Strom als Flexibilitätsreserve auf<br />

dem Regelenergiemarkt zu attraktiven<br />

Preisen anzubieten. Unter dem<br />

Strich werden landwirtschaftliche<br />

die Anlagen noch effizienter und<br />

speisen den Strom zu höheren Preisen<br />

<strong>ins</strong> <strong>Netz</strong> ein. Bei gleichbleibendem<br />

Substrate-E<strong>ins</strong>atz erzielen die<br />

Landwirte somit höhere Erlöse. Mit<br />

der Integration in den „Next Pool“<br />

erhalten die Betreiber ein jährliches<br />

Bereitstellungsentgelt. Auch bei vorübergehender<br />

Abschaltung der<br />

Anlage ist eine vollständige Kompensation<br />

der entgangenen E<strong>ins</strong>peisevergütung<br />

fällig, sodass keine<br />

finanziellen Einbußen entstehen.<br />

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sowie Filter und Heateranlagen, Ingenieurdienstleistungen und Instandhaltungen.<br />

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März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 123

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Der Markt für LNG bis 2020<br />

Flüssigerdgas (LNG) gilt als die am<br />

schnellsten wachsende Energiequelle<br />

der Zukunft. Bis 2030 sollen<br />

50 % des internationalen <strong>Gas</strong>handels<br />

über LNG abgewickelt werden,<br />

erwartet das BMWi. Führende<br />

Marktplayer wie ExxonMobil rechnen<br />

mittelfristig mit einer Verdopplung<br />

der Nachfrage. Insbesondere<br />

Asien plant seinen wachsenden<br />

Energiehunger mit LNG zu stillen.<br />

Doch auch für Deutschland und<br />

Europa bietet sich Potenzial im LNG-<br />

Markt. Bei einer rückläufigen <strong>Gas</strong>förderung<br />

innerhalb der EU wird der<br />

Importbedarf mittelfristig wachsen.<br />

Zudem wird gerade in Deutschland<br />

die Stromerzeugung aus <strong>Erdgas</strong><br />

zunehmen. Da LNG zur Verteilung<br />

nicht auf Pipelines angewiesen ist,<br />

sondern flexibel per LKW oder Schiff<br />

transportiert werden kann, ermöglicht<br />

es eine notwendige Diversifikation<br />

der Bezugsquellen zur Verringerung<br />

der Abhängigkeit vom russischen<br />

<strong>Erdgas</strong>. Dabei sorgt LNG<br />

zudem für eine Integration der regionalen<br />

<strong>Gas</strong>märkte und dynamisiert<br />

auf diese Weise das <strong>Gas</strong>geschäft<br />

zusehends. Die Verknappung der<br />

Erdölreserven rückt LNG als Erdölsubstitut<br />

bei der Energiegewinnung<br />

zudem in den Fokus einer langfristigen<br />

Versorgungsstrategie. Aufgrund<br />

der im Vergleich zu Erdöl und<br />

<strong>ins</strong>besondere zur Kohle deutlich<br />

besseren CO 2 -Bilanz gewinnt LNG<br />

als Energiequelle auch aus Klimaschutzgründen<br />

beständig an<br />

Bedeutung. Für die Zukunft ist<br />

angesichts der anhaltend hohen<br />

Nachfrage nach <strong>Erdgas</strong> mit weiter<br />

steigenden Umsätzen im Bereich<br />

LNG zu rechnen.<br />

Trotz dieser Entwicklungen<br />

bestehen Unsicherheiten: Zwar sind<br />

die Kosten der LNG-Herstellung in<br />

den letzten Jahren um knapp 20 %<br />

gesunken, dennoch sind die Investitionen<br />

in die LNG-Kette mit Verflüssigung,<br />

Seetransport und Wiederverdampfung<br />

hoch. Zudem haben<br />

sich viele Marktteilnehmer für<br />

Investitionen in Pipeline-Projekte<br />

wie Nord und South Stream statt in<br />

den LNG-Markt entschieden.<br />

Die Studie der trend:research<br />

analysiert die Marktentwicklungen<br />

und beantwortet u.a. auf Basis von<br />

rund 60 Experteninterviews folgende<br />

Fragestellungen:<br />

""<br />

Welche Einflüsse gehen von der<br />

zunehmenden LNG-Nutzung auf<br />

den internationalen und<br />

europäischen <strong>Gas</strong>markt aus?<br />

""<br />

Wie wird sich die LNG-Produktion<br />

in den unterschiedlichen<br />

Förderländern entwickeln?<br />

""<br />

Welche technologischen<br />

Entwicklungen in der<br />

LNG- Produktion, Transport und<br />

Regasifizierung beeinflussen<br />

den Markt?<br />

""<br />

Wie werden sich die<br />

gehan delten Umsatzvolumina<br />

für LNG entwickeln?<br />

""<br />

Welche Transportkapazitäten<br />

und Importterminals werden in<br />

Zukunft zur Verfügung stehen?<br />

""<br />

Mit welchen Auswirkungen auf<br />

die Wettbewerber im <strong>Gas</strong>markt<br />

ist zu rechnen?<br />

""<br />

Wie positionieren sich die<br />

einzelnen Marktteilnehmer<br />

im LNG-Geschäft?<br />

""<br />

Welche Strategien und<br />

Handlungsoptionen bieten<br />

sich für Handel und Beschaffung<br />

von LNG an?<br />

""<br />

Ziele und Nutzen<br />

Die Studie gibt Antworten auf<br />

wichtige Fragen, die im Zusammenhang<br />

mit dem wachsenden Einfluss<br />

von LNG im internationalen und<br />

nationalen <strong>Erdgas</strong>geschäft zu stellen<br />

sind.<br />

Ausgehend von den aktuellen<br />

Rahmenbedingungen und dem Status<br />

quo im Markt für LNG werden<br />

die Auswirkungen des steigenden<br />

Einflusses von LNG auf <strong>Gas</strong>handel<br />

und -beschaffung – u. a. Handelsvolumina,<br />

<strong>Gas</strong>preise, Marktteilnehmer,<br />

Liquidität, Lieferverträge – aufgezeigt<br />

und eine transparente Prognose<br />

der erwarteten Entwicklungen<br />

vorgenommen.<br />

Auf Basis einer umfangreichen<br />

Befragung der Zielkundengruppen<br />

werden Chancen und Risiken im<br />

Markt identifiziert. Eine Analyse des<br />

Wettbewerbs und der Marktstrukturen<br />

unterstützt strategische und<br />

operative Entscheidungen der<br />

Marktakteure und gibt Empfehlungen<br />

zum Aufbau bzw. Ausbau der<br />

eigenen Marktposition.<br />

Information:<br />

www.trendresearch.de<br />

März 2012<br />

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

l<br />

www.www.betriebssicherheitstage.de<br />

Jetzt anmelden unter:<br />

www.betriebssicherheitstage.de<br />

9. DVGW-Betriebssicherheitstage 2012<br />

Im Fokus: Umbau der Energiesysteme<br />

17. & 18. April 2012 in Bonn<br />

Themenschwerpunkte<br />

- Betriebssicherheit<br />

- Anlagensicherheit<br />

- Arbeitsschutz<br />

- Arbeitsmedizin<br />

Zielgruppen<br />

- Technische Führungskräfte<br />

- Betriebsingenieure<br />

- Sicherheitsfachkräfte<br />

- Betriebsärzte<br />

Kontakt<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung<br />

Caroline Ohlmeyer<br />

Josef-Wirmer-Straße 1-3<br />

53123 Bonn<br />

T +49 228 9188-734<br />

F +49 228 9188-92-734<br />

best@dvgw.de<br />

Medienpartner

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Wintershall startet Maria Appraisalbohrung<br />

Wintershall hat mit einer Erweiterungsbohrung<br />

des Maria<br />

Fundes in der Norwegischen See<br />

begonnen. Maria enthält laut Schätzung<br />

zwischen 60 und 120 Millionen<br />

Barrel an gewinnbarem Öl<br />

sowie 2 bis 5 Milliarden Standard-<br />

Kubikmeter (sm 3 ) an gewinnbarem<br />

<strong>Gas</strong>. Die Lagerstätte stellt einen der<br />

bedeutendsten Erdölfunde der vergangenen<br />

Jahre in Norwegen dar<br />

und befindet sich rund 200 km vor<br />

der Küste von Trondheim. Wintershall<br />

Norge ist mit einem Anteil<br />

von 50 % Betriebsführer der Lizenz<br />

PL 475 BS, die weiteren beteiligten<br />

Partner sind Petoro (30 %) und<br />

Centrica (20 %).<br />

nodig-bau.de wird 10 Jahre alt<br />

Im Jahr 2012 feiert nodig-bau.de<br />

sein 10-jähriges Bestehen. Das<br />

Portal startete im Jahr 2002 als<br />

Competence-Center für „Grabenloses<br />

Bauen“ und entwickelte sich<br />

über die Jahre schnell zum führenden<br />

Fachportal für Leitungsbau und<br />

grabenloses Bauen. Im Gründungsjahr<br />

besuchten rund 17.000 Fachbesucher<br />

nodig-bau.de. Im Jahr 2011<br />

waren es bereits knapp über 1 Mio.<br />

Besucher.<br />

Heute ist nodig-bau.de eine sehr<br />

beliebte Anlaufstelle für Kanalbauer,<br />

Rohrleitungsbauer, Kabeltiefbauunternehmen,<br />

Sanierer, öffentliche<br />

und private <strong>Netz</strong>betreiber, Ingenieure,<br />

Planer, Zulieferer, Studenten<br />

und weitere Interessierte. Das Portal<br />

setzt auf praxisgerechte und aktuelle<br />

Informationen und Leistungen<br />

aus der Leitungsbaubranche. Es<br />

werden alle Bereiche über <strong>Gas</strong>-,<br />

Wasser-, Strom-, Abwasserleitungen,<br />

Erdkabel, Pipelines, vom Verteilernetz<br />

bis hin zum Hausanschluss<br />

berücksichtigt.<br />

Seit Ende 2011 können die Besucher<br />

in Themenwelten der Leitungsbaubranche<br />

eintauchen und<br />

sich kompakt und schnell per Mausklick<br />

über die Themen, die Sie wirklich<br />

interessieren informieren. Alle<br />

Informationen, von der Planung bis<br />

zur Bauausführung, den Bauverfahren<br />

bis hin zu den entsprechenden<br />

Maschinen und Komponenten wie<br />

Rohre, Armaturen oder Schächte<br />

sind abrufbar als News, Baustellenbericht,<br />

Fachbericht, Video, Termin,<br />

Buch, Adresse oder Information auf<br />

der Pinnwand.<br />

Zum 10-jährigen Jubiläum von<br />

nodig-bau.de wird im Jahr 2012 ein<br />

großes Gewinnspiel veranstaltet.<br />

Mit dem Gewinnspiel-Partner Metten<br />

Fleischwaren geht es im Jubiläumsjahr<br />

sprichwörtlich um die<br />

Wurst. Jeden Monat kann man fünf<br />

tolle Preise gewinnen. Dazu muss<br />

einfach die monatliche Gewinnspielfrage<br />

richtig beantwortet werden.<br />

Unter allen Teilnehmern werden<br />

die jeweiligen fünf Gewinner<br />

ausgelost. Als besonderes Bonbon<br />

wird am Jahresende unter allen Teilnehmern<br />

eine Ballonfahrt mit dem<br />

Metten-Heißluftballon verlost.<br />

Information:<br />

www.nodig-bau.de<br />

März 2012<br />

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

Personen<br />

Nachrichten<br />

Daniela Decurt<strong>ins</strong> wird Direktorin beim Verband<br />

der <strong>Gas</strong>industrie<br />

Im Sommer 2012 übernimmt<br />

Daniela Decurt<strong>ins</strong> die operative<br />

Führung des Verbands der Schweizerischen<br />

<strong>Gas</strong>industrie (VSG), der<br />

die Interessen der <strong>Erdgas</strong>-Wirt schaft<br />

auf nationaler Ebene vertritt. Sie löst<br />

Jean-Marc Hensch ab, der nach<br />

neun Jahren zum ICT-Verband<br />

Swico wechseln wird.<br />

Daniela Decurt<strong>ins</strong> war beim<br />

Tages-Anzeiger unter anderem zu -<br />

ständig für die Regionalisierungsstrategie<br />

im Kanton Zürich, für die<br />

Optimierung der Kooperation mit<br />

dem „Bund“, die Einführung eines<br />

neuen Redaktionssystems sowie für<br />

die Kooperation zwischen den Bundeshausredaktionen<br />

von Tamedia<br />

und Edipresse. 2011 hat sie ein<br />

berufsbegleitendes Management-<br />

Studium an der Universität St. Gallen<br />

erfolgreich absolviert und als<br />

Executive Master in Business Administration<br />

in General Management<br />

abgeschlossen. Als Direktorin wird<br />

Daniela Decurt<strong>ins</strong> den VSG in<br />

Zukunft in den wichtigsten brancheninternen<br />

Gremien und Verwaltungsräten<br />

sowie in den zahlreichen<br />

wirtschaftspolitischen Organisationen<br />

im In- und Ausland vertreten,<br />

denen der Verband angehört. Der<br />

VSG-Verwaltungsrat ist überzeugt,<br />

mit Daniela Decurt<strong>ins</strong> die richtige<br />

Persönlichkeit gefunden zu haben,<br />

mit der sich die <strong>Erdgas</strong>-Wirtschaft<br />

sowohl bei der Entwicklung der<br />

Energiestrategie 2050 als auch bei<br />

der anvisierten Teilmarktöffnung<br />

erfolgreich positionieren kann. Der<br />

Verband der Schweizerischen <strong>Gas</strong>industrie<br />

mit Geschäftsstellen in<br />

Zürich und Lausanne betreibt im<br />

Auftrag der <strong>Erdgas</strong>-Versorgungsunternehmen<br />

Public Affairs, Marketing<br />

und Kommunikation für die<br />

umweltschonenden Energieträger<br />

<strong>Erdgas</strong> und <strong>Biogas</strong>. Diese haben<br />

einen Marktanteil von rund 12 % am<br />

gesamten Schweizer Energieverbrauch.<br />

Daniela<br />

Decurt<strong>ins</strong>.<br />

Mit rund 1.000 Mitgliedsunternehmen ist die figawa der Verband der Hersteller und Errichter für die <strong>Gas</strong>- und Wasserversorgung.<br />

Durch F+E-Projekte, Standardisierungs- und Normungsarbeit, Seminare und Kongresse stellen wir die Weichen für die sichere,<br />

wirtschaftliche und umweltverträgliche Versorgung mit <strong>Gas</strong> und Wasser auf nationaler, europäischer und internationaler Ebene<br />

und für den wirtschaftlichen Erfolg unserer Mitglieder.<br />

Für unsere Geschäftsstelle in Köln suchen wir einen Dipl. Ing. (TU, FH) oder Naturwissenschaftler (w/m) als<br />

Geschäftsführer/-in in spe<br />

zur eigenständigen Betreuung von Gremien und Projekten im Bereich Wasser und Rohrleitungen, zur Identifikation und zielgruppengerechten<br />

Aufbereitung aktueller Informationen und Themen der Branche und zur Beratung unserer Mitgliedsunternehmen.<br />

Unsere Anforderungen:<br />

• Erfolgreich abgeschlossenes ingenieur- oder naturwissenschaftliches Studium<br />

• Mindestens 10 Jahre Berufserfahrung in Unternehmen oder Verbänden<br />

• Kommunikationsstärke, Eigeninitiative, ausgeprägte Fähigkeiten im Networking<br />

• Verständnis für infrastrukturgebundene Technologien<br />

• Ausgeprägte Serviceorientierung, verhandlungssicheres Englisch und Deutsch<br />

• Erfahrungen im Marketing/Vertrieb, in der Normungsarbeit und der Zusammenarbeit<br />

mit europäischen Partnern sind von Vorteil<br />

Neben der engen Zusammenarbeit mit marktführenden Unternehmen bieten wir anspruchsvolle, mit großer Eigenständigkeit zu<br />

erledigende Aufgaben. Nach gründlicher Einarbeitung ist bei Bewährung im Jahr 2014 die Berufung zum Geschäftsführer der<br />

figawa vorgesehen.<br />

Bitte senden Sie Ihre vollständigen Bewerbungsunterlagen e<strong>ins</strong>chließlich Ihrer Gehaltsvorstellungen schriftlich oder per E-Mail an<br />

den Hauptgeschäftsführer der figawa e. V., Herrn Gotthard Graß, Marienburger Straße 15, 50968 Köln, E-Mail: gf1@figawa.de.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 127

Nachrichten<br />

Personen<br />

<strong>gwf</strong> erweitert seinen Herausgeber- und<br />

Schriftleiterkreis<br />

Dipl.-Wirtschafts-Ing.<br />

Gotthard Graß.<br />

Dipl.-Kfm<br />

Dipl.-Volksw.<br />

Dr. Gerrit Volk.<br />

Prof. Dr. Ing.<br />

Joachim Müller-<br />

Kirchenbauer.<br />

Ing. Dipl. Kfm<br />

(Mag. rer. soc.<br />

oec) Hannes<br />

Fasching.<br />

Das <strong>gwf</strong> freut sich über den Beitritt<br />

von Herrn Gotthard Graß,<br />

figawa e.V. und Herrn Prof. Dr.<br />

Joachim Müller-Kirchenbauer, TU<br />

Clausthal in den Herausgeberkreis<br />

sowie von Herrn Hannes Fasching,<br />

Diehl <strong>Gas</strong> Metering GmbH und<br />

Herrn Dr. Gerrit Volk, Bundesnetzagentur,<br />

in den Schriftleiterkreis der<br />

Zeitschrift.<br />

Dipl.-Wirtschafts-Ing. Gotthard<br />

Graß war von 1991 bis 2008 für den<br />

ZVEI – Zentralverband Elektrotechnik-<br />

und Elektronikindustrie tätig,<br />

zwischen 2002 und 2008 war er<br />

Hauptgeschäftsführer des Verbandes.<br />

In dieser Funktion hat er unter<br />

anderem die strategische Ausrichtung<br />

maßgeblich mit gestaltet und<br />

Kernprojekte wie die Entwicklung<br />

des europaweit effizientesten Systems<br />

zur Elektrogeräteentsorgung,<br />

die Neuausrichtung der Hannover-<br />

Messe oder die Entwicklung sogenannter<br />

Technologie-Roadmaps<br />

maßgeblich erarbeitet. Im Mai 2011<br />

hat er die Hauptgeschäftsführung<br />

der Bundesvereinigung der Firmen<br />

im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach e. V. –<br />

figawa, Köln übernommen.<br />

Prof. Dr.-Ing. Joachim Müller-Kirchenbauer<br />

absolvierte sein Grundstudium<br />

Maschinenwesen an der<br />

TU München, das Hauptstudium<br />

Energie- und Verfahrenstechnik an<br />

der TU Berlin, ein Wirtschaftswissenschaftliches<br />

Zusatzstudium an der<br />

RWTH Aachen und sein Promotionsstudium<br />

an der Universität GH<br />

Essen. Stationen seiner beruflichen<br />

Laufbahn zwischen 1995 und 2009<br />

waren u. a.: IC Consult Industrie &<br />

Communal Consulting GmbH, Programmgruppe<br />

Systemforschung<br />

und Technologische Entwicklung<br />

(STE) des Forschungszentrums<br />

Jülich, BET Büro für Energiewirtschaft<br />

und Technische Planung<br />

GmbH, Bundesnetzagentur, Consentec<br />

Consulting für Energiewirtschaft<br />

und -technik GmbH, Aachen.<br />

Seit 2010 ist Joachim Müller-Kirchenbauer<br />

Professor für <strong>Gas</strong>versorgungssysteme<br />

am Institut für Erdöl-<br />

und <strong>Erdgas</strong>technik der Technischen<br />

Universität Clausthal.<br />

Herr Ing. Dipl. Kfm (Mag. rer. soc.<br />

oec.) Hannes Fasching ist nach<br />

einem Studium zum Ingenieur an<br />

der Höheren Technischen Bundesanstalt,<br />

Ferlach und einem Studium<br />

der Internationalen Wirtschaftswissenschaften<br />

an der Universität Innsbruck<br />

seit 1989 bei der Diehl Gruppe<br />

tätig. Innerhalb des Konzerns führte<br />

Hannes Fasching als Vertriebsmanager<br />

das Kompensationsgeschäft<br />

der Diehl Remscheid GmbH und des<br />

Teilkonzerns Diehl Defence, darauf<br />

war er als Direktor bei der Diehl<br />

Aerospace GmbH in Frankfurt für<br />

das komplette SCM zuständig und<br />

anschließend Alleingeschäftsführer<br />

für den Teilkonzern Diehl Hydrometer<br />

Metering Co ltd Jinan, China.<br />

Seit Januar 2011 ist Hannes Fasching<br />

Sprecher der Geschäftsführung und<br />

zuständig für das kfm. Ressort/Vertrieb<br />

bei der Diehl <strong>Gas</strong> Metering<br />

GmbH, Ansbach.<br />

Dipl.-Kfm Dipl.-Volksw. Dr. Gerrit<br />

Volk ist Leiter des Referates „Zugang<br />

zu <strong>Gas</strong>verteilnetzen, Technische<br />

Grundsatzfragen und Versorgungssicherheit“<br />

bei der Bundesnetzagentur<br />

in Bonn.<br />

Alexander Land leitet Externe Kommunikation<br />

bei Open Grid Europe<br />

Seit Dezember 2011 verantwortet<br />

Alexander Land die Externe<br />

Kommunikation der Open Grid<br />

Europe GmbH und übernimmt<br />

auch die Aufgabe des Pressesprechers.<br />

In seiner neuen Funktion<br />

ist Land für die Presse- und<br />

Öffentlichkeits arbeit bei Deutschlands<br />

größtem Ferngasnetzbetreiber<br />

zuständig. Zusätzlich wird er<br />

den Bereich Public and Political<br />

Affairs aufbauen, um den Gedankenaustausch<br />

mit externen Stakeholdern<br />

zu intensivieren und Open<br />

Grid Europe im Kontext der nationalen<br />

und internationalen Energiedebatte<br />

zu positionieren. Alexander<br />

Land verfügt über mehr als<br />

11 Jahre Berufserfahrung in der<br />

Energiewirtschaft. Er begann als<br />

Pressereferent bei der E.ON Energie<br />

AG, München. Mit dem Markteintritt<br />

der E WIE EINFACH Strom &<br />

<strong>Gas</strong> GmbH am 1. Februar 2007 verantwortete<br />

Land die Unternehmenskommunikation<br />

des ersten<br />

bundesweiten Strom- und <strong>Gas</strong>anbieters.<br />

Zum 1. August 2009 wechselte<br />

Land zur Open Grid Europe<br />

GmbH, Essen, und leitete die<br />

Interne Kommunikation und die<br />

Kundenkommunikation bis No -<br />

vember 2011.<br />

März 2012<br />

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

Personen<br />

Nachrichten<br />

Floren wird neuer <strong>Gas</strong>vorstand bei der OMV<br />

Hans-Peter Floren wird neuer<br />

Vorstandsdirektor für <strong>Gas</strong> &<br />

Power beim Mineralölkonzern OMV.<br />

Er folgt damit auf den Vorstandsdirektor<br />

Werner Auli, der mit Ende<br />

2011 sein Vorstandsmandat aus<br />

gesundheitlichen Gründen niedergelegt<br />

hat.<br />

Der 50-jährige Hans-Peter Floren<br />

kann auf eine langjährige Berufslaufbahn<br />

in der Energie- und <strong>Gas</strong>branche<br />

verweisen. Seit 1987 war er<br />

in unterschiedlichen Managementfunktionen<br />

tätig, zuletzt als Mitglied<br />

des Vorstandes der E.ON Ruhrgas<br />

AG (Essen) sowie der E.ON<br />

Energy Trading SE (Düsseldorf).<br />

Davor bekleidete er eine Reihe an<br />

Führungspositionen im Konzern,<br />

unter anderem in den für den <strong>Erdgas</strong>-Bereich<br />

strategisch wichtigen<br />

Geschäftsfeldern Transport- und<br />

Speichermanagement, Dispatching<br />

sowie Systemplanung.<br />

Vor Beginn seiner Karriere absolvierte<br />

Floren ein wirtschaftliches<br />

und technisches Doppelstudium an<br />

der Universität Essen, das er 1988<br />

als Diplom-Ingenieur und 1990 als<br />

Diplom-Kaufmann abschloss.<br />

Hans-Peter<br />

Floren.<br />

Foto: E.ON AG<br />

Cogenon erweitert Geschäftsführung<br />

Dr. Dieter Pruss wird neuer<br />

Geschäftsführer der Cogenon<br />

GmbH. Im Januar 2012 übernahm<br />

der vertriebserfahrene Manager<br />

neben Hasso von Kameke die Leitung<br />

des Hamburger BHKW-Spezialisten.<br />

In seiner neuen Aufgabe verantwortet<br />

Pruss den Vertrieb, den<br />

kaufmännischen Bereich, das Marketing,<br />

die IT sowie die Produktinnovationen.<br />

Neben dem Vertrieb über<br />

speziell geschulte, regional tätige<br />

Partner bedient Cogenon durch<br />

einen kompetenten Key-Account-<br />

Bereich noch ausgewählte und überregional<br />

tätige Großkunden.<br />

Der promovierte Diplom-Physiker<br />

Pruss begann seine Karriere<br />

1983 bei der Drägerwerk AG und<br />

durchlief zahlreiche Management-<br />

Stationen, bevor er 2008 zum Mitglied<br />

des Vorstands Drägerwerk<br />

Verwaltungs AG mit Verantwortung<br />

für Marketing und Vertrieb im<br />

Unternehmensbereich Sicherheitstechnik<br />

berufen wurde.<br />

Only here:<br />

Shale vs. Renewables<br />

European Leaders’ Summit<br />

Unconventional <strong>Gas</strong><br />

Market Scenarios<br />

21 – 23 May 2012 | Ramada Hotel Alexanderplatz, Berlin, Germany<br />

Economics, supply & pricing strategies for upstream and downstream operators<br />

T +49 (0)30 20 91 32 74 | F +49 (0)30 20 91 32 10 | E info@iqpc.de | www.unconventional-gas.com<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 129

Nachrichten<br />

Veranstaltungen<br />

Wiesbadener Kunststoffrohrtage 2012<br />

Neue<br />

Werkstoffeigenschaften,<br />

Her stellungs- und Verlegeverfahren<br />

und neue E<strong>ins</strong>atzgebiete –<br />

bei Kunststoffrohren ist die Innovationsdynamik<br />

weiterhin sehr hoch.<br />

Hinzu kommen neue Anforderungen<br />

aus dem E<strong>ins</strong>atz von Kunststoffrohren<br />

bei regenerativen Energien.<br />

Die 16. Wiesbadener Kunststoffrohrtage<br />

zeigen aktuelle Trends und<br />

Entwicklungen der Kunststoffindustrie<br />

auf. Die Fachtagung findet am<br />

26./27. April 2012 statt und wird<br />

bereits zum zweiten Mal von TÜV<br />

SÜD veranstaltet. Die Wiesbadener<br />

Kunststoffrohrtage gelten seit über<br />

15 Jahren als der Branchentreff für<br />

Planungs-, Bau- und Betriebsingenieure,<br />

Instandhalter, Schweißtechniker<br />

und Experten aus der Kommunal-<br />

und Energiewirtschaft. Initiator<br />

und Veranstalter dieser renommierten<br />

Fachtagung war Heiner Brömstrup,<br />

Geschäftsführer der Dipl.-Ing.<br />

Brömstrup Internationale Ingenieurberatung<br />

GmbH.<br />

Den Auftakt der zweitägigen<br />

Veranstaltung bilden Vorträge zu<br />

Trends bei neuen PE-Materialien,<br />

den relevanten Regelwerken und<br />

Fragen der Qualitätssicherung –<br />

von Schweißverbindungen über<br />

Transport und Lagerung bis zur<br />

Montage. Weitere Themen sind die<br />

Verwendung von Kunststoffrohren<br />

im Rahmen der regenerativen Energieerzeugung<br />

(z. B. Hockdruckleitungen<br />

bei <strong>Biogas</strong>anlagen, die Prüfung<br />

und Zertifizierung von Erdwärmesonden)<br />

oder die Ökobilanz von<br />

Leitungssystemen. Neben alternativen<br />

Verlegetechnologien steht auch<br />

der effiziente Energiee<strong>ins</strong>atz bei der<br />

Herstellung auf dem Programm.<br />

Der zweite Veranstaltungstag<br />

steht im Zeichen der Praxis mit<br />

Anwenderberichten aus den Be -<br />

reichen <strong>Gas</strong>, Wasser, Abwasser und<br />

der Verarbeitung und Verlegung<br />

von Kunststoffrohren. Optimierte<br />

Schweißtechniken, Polyethylen im<br />

erhöhten Temperaturbereich sowie<br />

das Verlegen von Glasfaser-Datenkabeln<br />

in bestehenden Rohrleitungen<br />

sind die programmatischen<br />

Stichpunkte. Die Teilnahme an der<br />

Veranstaltung gilt in Abstimmung<br />

mit dem DVGW als Verlängerung der<br />

Qualifikation nach DVGW-GW 331.<br />

Weitere Informationen, Programm<br />

und Anmeldung gibt es<br />

unter www.tuev-sued.de/wiesbadener-kunststoffrohrtage.<br />

12. ICG-Branchentreffen <strong>Gas</strong><br />

Das 12. ICG-Branchentreffen <strong>Gas</strong><br />

vom 21. bis 22. März 2012 in Berlin<br />

bietet die Gelegenheit die weitere<br />

Entwicklung in der <strong>Gas</strong>wirtschaft einzuschätzen.<br />

Von den Chancen und<br />

Risiken durch die „Energiewende“,<br />

über die Konsequenzen der Marktentwicklung<br />

für Beschaffung und Absatz,<br />

<strong>Netz</strong>themen bis hin zu den neuen<br />

Technologien im Wärmemarkt werden<br />

die Themen abgedeckt, die über den<br />

Unternehmenserfolg in den kommenden<br />

Jahren entscheiden werden. Die<br />

Schwerpunktthemen sind:<br />

""<br />

<strong>Erdgas</strong> vor dem Hintergrund des<br />

nationalen Energiekonzepts – wo<br />

liegen zukünftig die Geschäftsfelder<br />

für das Produkt <strong>Erdgas</strong>?<br />

""<br />

Vertriebs- und Beschaffungsstrategien<br />

bei stark steigenden<br />

Handelspreisen<br />

""<br />

<strong>Gas</strong>infrastruktur national/<br />

international und Regulierung<br />

Informationen:<br />

ICG, Sandra Harling, Tel. (0221) 934741-11,<br />

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

Datenmanagement in der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

Am 26. April richtet der DVGW<br />

die Fachtagung „Datenmanagement<br />

in der <strong>Gas</strong>versorgung“ in<br />

München aus. Die Themen:<br />

""<br />

Umsetzung der <strong>Gas</strong>versorgungssicherheitsverordnung<br />

(SoS-VO)<br />

""<br />

Neue Rahmenbedingungen<br />

durch Kooperationsvereinbarung<br />

IV und Leitfaden<br />

„Bilanzkreismanagement <strong>Gas</strong>“<br />

""<br />

Primär- und<br />

Sekundär kapazitätshandel<br />

""<br />

Auswirkungen des<br />

BSI-Schutzprofils auf die<br />

Marktkommu nikation<br />

""<br />

Europäische Entwicklungen:<br />

Erarbeitung von Network Codes<br />

bei ENTSO-G<br />

Der DVGW erarbeitet Nachrichtentypen<br />

zur Abwicklung von Handel,<br />

Transport und Bilanzkreismanagement<br />

mit <strong>Gas</strong>en auf Basis von<br />

vorhandenen EDIFACT-Datenformaten<br />

aus dem EDIG@S-Subset, ist<br />

codevergebende Stelle für das<br />

deutsche <strong>Gas</strong>fach und ist mit seinem<br />

Expertennetzwerk zentraler<br />

An sprechpartner für fachliche<br />

Anfragen aus den Bereichen Messtechnik,<br />

<strong>Gas</strong>abrechnung, Messdatenmanagement<br />

und Dispatching.<br />

Die Referenten sind Mitarbeiter aus<br />

<strong>Gas</strong>versorgungsunternehmen des<br />

Ferngastransportes, der Regionalund<br />

Endverteilung sowie branchennahen<br />

Dienstleistungsunternehmen.<br />

Die Veranstaltung wendet sich an<br />

Fach- und Führungskräfte aus den<br />

Bereichen Energiedaten- und Messdatenmanagement,<br />

Informationstechnik,<br />

<strong>Netz</strong>steuerung, Handel, Transport<br />

sowie Softwareunternehmen.<br />

Information und Anmeldung:<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung,<br />

Caroline Ohlmeyer, Tel. (0228) 9188-734,<br />

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

März 2012<br />

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

16. Euroforum-Jahrestagung<br />

24. bis 26. April 2012, Hotel InterContinental Berlin<br />

Dritter Tag:<br />

Fokus <strong>Gas</strong>markt!<br />

Stadtwerke im Jahr 1 der Energiewende:<br />

• Wann machen Investitionen in (konventionelle)<br />

Erzeugung für Stadtwerke Sinn?<br />

• Wie kann ein Stadtwerk die Wärmeversorgung<br />

der Zukunft mitgestalten?<br />

• Mit welchen Geschäftsmodellen kann<br />

Wachstum generiert werden?<br />

• Welche politischen und regulatorischen<br />

Rahmenbedingungen müssen für den<br />

weiteren <strong>Netz</strong>ausbau gesetzt werden?<br />

Hören Sie u.a.:<br />

Stadtwerke Hannover – Trianel –<br />

Stadtwerke Trier – MVV Energie –<br />

Stadtwerke Leipzig – RheinEnergie –<br />

Stadtwerke Kiel – Stadtwerke Rosenheim –<br />

Mainova – Stadtwerke München –<br />

Stadtwerke Krefeld – Thüga – u.v.m.<br />

Sowie:<br />

Jochen Homann,<br />

erstmalig als Präsident<br />

der Bundesnetzagentur<br />

Diskutieren Sie mit 700 Entscheidern, wie Sie zu den Gewinnern der Energiewende gehören!<br />

Infoline: 02 11/96 86–35 81<br />

www.stadtwerke-tagung.de<br />

Besuchen Sie die Stadtwerke-Expo:<br />

www.stadtwerke-expo.de<br />

Haupt-Sponsor:<br />

Sponsor des Dinners:<br />

Träger des Stadtwerke-Award:

Nachrichten<br />

Veranstaltungen<br />

smart.grids.forum: Versorgungssicherheit im Fokus<br />

Die Automatisierung und die<br />

Systemintegration intelligenter<br />

<strong>Netz</strong>e stehen im Mittelpunkt beim<br />

smart.grids.forum, das TÜV SÜD am<br />

20. und 21. März 2012 in München<br />

veranstaltet. Mit der Fachtagung<br />

bietet TÜV SÜD <strong>Netz</strong>betreibern und<br />

Herstellern von Automatisierungskomponenten<br />

ein neues Forum und<br />

unterstreicht damit seine Kompetenzen<br />

beim Zukunftsthema Versorgungssicherheit<br />

in der Energiewende.<br />

Wie kann die <strong>Netz</strong>sicherheit<br />

zukünftig sichergestellt werden?<br />

Wie werden Bauteile zur Automatisierung<br />

in die Systeme integriert?<br />

Wie „schlau“ müssen <strong>Netz</strong>e sein und<br />

wie steht es mit dem Datenschutz?<br />

Die starken Schwankungen von<br />

Wind- und Sonnenenergie, deren<br />

Anteil in den kommenden Jahren<br />

stark zunehmen wird, müssen durch<br />

intelligente Stromnetze, smart<br />

grids, ausgeglichen werden. Dazu<br />

wird eine Vielzahl an Informationen<br />

über den aktuellen Zustand des<br />

<strong>Netz</strong>es und über die angeschlossenen<br />

Stromerzeuger und Stromverbraucher<br />

gesammelt. Die Einzelheiten<br />

zum Datenaustausch sind beispielsweise<br />

in der Norm IEC 61850<br />

festgelegt. Die konkrete Anwendung<br />

dieses Kommunikationsstandards<br />

bildet einen der Schwerpunkte<br />

beim smart.grids.forum, das<br />

sich an <strong>Netz</strong>verantwortliche bei<br />

Energieversorgern, Betreiber regenerativer<br />

Erzeugungsanlagen, energieintensive<br />

Industrieunternehmen<br />

und Hersteller von Automatisierungskomponenten<br />

richtet.<br />

Die Automatisierung der Verteilnetze<br />

durch intelligente Komponenten<br />

ist ein weiteres Kernthema<br />

des Forums. <strong>Netz</strong>betreiber und Systembauteilehersteller<br />

zeigen an<br />

konkreten Projektbeispielen, wie<br />

das Stromnetz der Zukunft leistungsstark<br />

und intelligent ausgebaut<br />

werden kann. Zudem steht das<br />

Thema Datenschutz auf dem Programm<br />

des smart.grids.forums.<br />

Damit das intelligente <strong>Netz</strong> funktioniert,<br />

müssen Daten beispielsweise<br />

über den Stromverbrauch gesammelt<br />

werden. Was alles rund um den<br />

Schutz dieser Daten beachtet werden<br />

muss, dazu bieten die Experten<br />

einen Überblick.<br />

Die Funktionalität und Entwicklung<br />

der Stromnetze ist nicht nur<br />

Thema beim neuen smart.grids.<br />

forum. Im Smart-Grid-Testlabor in<br />

München führen TÜV SÜD-Experten<br />

umfangreiche Prüfungen durch, um<br />

die zuverlässige Funktion des intelligenten<br />

Versorgungsnetzes sicherzustellen.<br />

Die Erfahrungen aus dem<br />

Prüfalltag fließen direkt in das neue<br />

Fachsymposium ein.<br />

Das smart.grids.forum findet am<br />

20. und 21. März in der TÜV SÜD-<br />

Konzernzentrale in München statt.<br />

Information und Anmeldung:<br />

TÜV SÜD Akademie,<br />

Alexander Tizian,<br />

Tel. (089) 5791-1122,<br />

E-Mail: congress@tuev-sued.de<br />

Windgas – Baustein zur <strong>Netz</strong>entlastung<br />

Der Ausbau regenerativer Stromerzeugung<br />

macht neben dem<br />

<strong>Netz</strong>ausbau auch den E<strong>ins</strong>atz von<br />

Speichertechnologien immer notwendiger.<br />

Aus Erneuerbaren er -<br />

zeugtes „Windgas“ oder „E-<strong>Gas</strong>“<br />

könnte hierzu einen wichtigen Beitrag<br />

leisten. Das Verfahren beruht<br />

auf der Herstellung von Wasserstoff<br />

durch Elektrolyse und der anschließenden<br />

Methanerzeugung (Methanisierung)<br />

durch Zugabe von CO 2 .<br />

Das so gewonnene Methan kann<br />

problemlos in die <strong>Gas</strong>netze eingespeist<br />

und vielseitig genutzt<br />

werden. Einer der größten Vorteile<br />

gegenüber anderer Speichermedien<br />

ist, dass Windgas in großen<br />

Mengen über lange Zeiträume<br />

gespeichert werden kann. Es übertrifft<br />

in seiner E<strong>ins</strong>atzbreite sogar<br />

den Wasserstoff und ist weder örtlich<br />

noch zeitlich limitiert. Dies ist<br />

gerade bei den erneuerbaren An -<br />

lagen von Bedeutung, die meist in<br />

der Fläche stehen, wo das <strong>Gas</strong> netz<br />

einen eher geringen Volumenstrom<br />

hat. Forscher des Stuttgarter Zentrums<br />

für Sonnenenergie- und<br />

Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg<br />

(ZSW) haben zusammen<br />

mit dem Fraunhofer Institut für<br />

Windenergie und Systemtechnik in<br />

Kassel (IWES) ein technisches Verfahren<br />

entwickelt, um Windgas<br />

künftig im industriellen Maßstab<br />

nutzbar zu machen. Geme<strong>ins</strong>am mit<br />

dem Unternehmen SolarFuel GmbH<br />

aus Stuttgart hat man bereits 2009<br />

eine Versuchsanlage mit einer Leistung<br />

von 25 kW konstruiert. Der<br />

BDEW-Informationstag am 17. April<br />

2012 in Mannheim bietet einen<br />

Überblick über das Verfahren zur<br />

Herstellung von Windgas, aktuelle<br />

Projekte sowie Herausforderungen<br />

vor der Umsetzung als Massenmarkt.<br />

Kontakt:<br />

EW Medien und Kongresse GmbH,<br />

Viola Otto,<br />

Tel. (0 69) 71 04 68 7-553,<br />

E-Mail: viola.otto@ew-online.de<br />

März 2012<br />

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

Anmeldung nur per Fax an DAS - IB GmbH<br />

# 49 / 431 / 200 41 37 oder 53 44 33-7<br />

Seminare, Tagungen und Besichtigungen sind einzeln buchbar<br />

und beliebig kombinierbar.<br />

Die Konditionen für das Ausstellerforum und Anzeigen im Tagungsband<br />

erfragen Sie bitte bei der Veranstalterin.<br />

Ihre Daten werden bei uns elektronisch gespeichert und für unsere<br />

Veranstaltungen genutzt.<br />

Bitte in Druckbuchstaben ausfüllen:<br />

Name, Vorname<br />

Ich nehme an<br />

folgenden Veranstaltungen teil:<br />

□ Pressevertreter: kostenfreie Teilnahme bei Zusendung<br />

eines Belegexemplars Ihres Berichtes<br />

Deponiegas-Seminar 16.4. ab 8:45 h bis ca. 17:00 h<br />

Kosten: 290 € zzgl. USt.<br />

Inkl.: Lehrgangsbuch (farbig), Tagungsgetränke, Kaffeepausen,<br />

1 Mittagessen, 1 Softgetränk zu dem Mittagessen<br />

Fachtagung am 17.4. & 18.4. bis ca. 13:15 h<br />

Kosten: 390 € zzgl. USt<br />

Inkl.: Tagungsbuch, Tagungsgetränke, Kaffeepausen,<br />

2 Mittagessen, 1 Abendessen, 1 Softgetränk zum Mittagessen<br />

□ Besichtigung der Deponie Schönwohld am 17.4.<br />

Kosten: 5 € für den Bustransfer ca. 17:30 - 19:30 h<br />

□ oder Besichtigung der <strong>Biogas</strong>- / Kompostierungsanlage<br />

der oar Biokompostierung am 17.4.<br />

Kosten: 5 € für den Bustransfer ca. 17.30 - 19:30 h<br />

Besichtigung der Kläranlage Hetlingen (ORC-Anlage) am 18.4.<br />

Bustransfer zur Besichtigung Kläranlage Hetlingen<br />

Kosten: 10 € für den Bustransfer ca. 14:30 - 18:30 h<br />

<strong>Biogas</strong>-Seminar am 18.4. ab 14:30h bis zum 19.4. ca. 13:00h<br />

Kosten: 315 € zzgl. USt. Inkl.: Lehrgangsbuch (farbig),<br />

Tagungsgetränke, Kaffeepausen, 1 Abendessen, 1 Mittagessen,<br />

1 Softgetränk zu dem Mittagessen<br />

Halbtagesblöcke am 17.4. & 18.4. (Tagung und Seminar)<br />

Kosten: 180 € zzgl. USt. je Tagungsblock<br />

Datum: ____________ vormittags / nachmittags<br />

Inkl.: Tagungsbuch / Lehrgangsbuch (farbig), Tagungsgetränke,<br />

Kaffeepause, 1 Mittagessen oder 1 Abendessen,<br />

1 Softgetänk zu dem Mittagessen<br />

□ Buchbestellung<br />

Kosten: 44 € inkl. USt. je Buch, zzgl. Porto<br />

7 € bei Versand in das europäische Ausland<br />

Tagungsbuch<br />

Lehrgangsbuch (schwarz / weiß)<br />

Lehrgangsbuch (farbig) 77 € inkl. USt.<br />

E-mail<br />

Internationale<br />

Bio- und Deponiegas<br />

Fachtagung & Ausstellung<br />

in Kiel 2012<br />

Besichtigungen:<br />

Kläranlage (ORC-Anlage), <strong>Biogas</strong>anlage, Deponie<br />

Deponiegasseminar am 16. April<br />

Tagung am 17. / 18. April<br />

<strong>Biogas</strong>seminar am 18. / 19. April<br />

Synergien nutzen und<br />

20 12<br />

voneinander lernen VI<br />

Rechnungsanschrift / Privat oder Firma<br />

Straße / Postfach<br />

Telefon<br />

Fax<br />

Veranstalterin: DAS - IB GmbH<br />

kfm. Sitz: Flintbeker Str. 55, 24113 Kiel<br />

techn. Sitz: Preetzer Str. 207, 24147 Kiel<br />

Tel: # 49 / 431 / 68 38 14 u. 53 44 33-6 , - 8, Fax: 200 41 37, -7<br />

email: info @ das-ib.de www.das-ib.de<br />

Organisation: Beate Lentz<br />

Postleitzahl / Ort<br />

Unterschrift<br />

Wir sind Mitglied in:<br />

Seminare Fachtagung<br />

Fachtagung Fachtagung<br />

Deponiegas: Montag, 16.4.2012 oder<br />

<strong>Biogas</strong>: Mi-Do, 18. / 19.4.2012<br />

Dienstag, 17.4. 2012<br />

1. Halbtagesblock<br />

Dienstag, 17.4. 2012<br />

2. Halbtagesblock<br />

Mittwoch, 18.4. 2012<br />

3. Halbtagesblock<br />

Individuelle Deponie- und <strong>Biogas</strong>-Seminare<br />

mit Wolfgang H. Stachowitz<br />

Deponiegas<br />

Montag, 16. April 2012 8:45 h - 17:00 h<br />

oder<br />

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

Mittwoch, 18. April 2012 14:30 h - 18:45 h und<br />

Donnerstag, 19. April 2012 8:30 h - 13:00 h<br />

Themen: Explosionsschutz, Arbeitsschutz,<br />

Anlagensicherheit, Umweltauswirkungen,<br />

„ATEX“, Lernen aus Schadensereignissen<br />

Rechtliche Grundlagen und Rangfolgen: EU- Richtlinien,<br />

Gesetze, Verordnungen, Normen und Regeln<br />

Sicherheitsregeln<br />

Arbeitssicherheit und Personenschutz<br />

Grundlagen der „Bio“-<strong>Gas</strong>technik (Methangase)<br />

Explosionsschutz mit Explosionsschutzdokument,<br />

Gefährdungsbeurteilung sowie Gefahren- und Risikoanalyse<br />

Umsetzung der BetrSichV auf Ihrer Anlage<br />

CE-Kennzeichnung, Konformitätsbescheinigungen<br />

Inhaltliche Unterscheidungen und „Vor– u. Nachteile“<br />

der BG-Sicherheitsregeln für <strong>Biogas</strong>, Deponiegas und<br />

Klärgas<br />

Tipps und Tricks beim Anlagenbau und Betrieb<br />

Meßgeräte in der <strong>Biogas</strong>-, Klärgas– und Deponiegastechnologie:<br />

Personen- und Anlagenschutz<br />

Sicherheitsunterweisung im Umgang mit <strong>Biogas</strong>en<br />

Deponieschwachgaskonzepte (nur Montag)<br />

BGA & Störfallverordnung (nur Mittwoch/Donnerstag)<br />

Veranstaltungen nach § 4 (2) DepV, TRBS 1203 und TI 4<br />

Tagungshotel<br />

Deponie Aktuelles und Zukunft<br />

8:45 h Begrüßung<br />

Wolfgang H. Stachowitz, DAS - IB GmbH, Kiel<br />

9:00 h Energetische Nutzung von Deponiegas in der<br />

Schwachgasphase am Beispiel des E<strong>ins</strong>atzes von<br />

Mikrogasturbinen<br />

Christoph Bröcker, CDM Consult GmbH, Bochum<br />

9:30 h Kle<strong>ins</strong>tfackel zur Deponiegasoptimierung<br />

Falko Ender, DAS - IB GmbH, Kiel<br />

10:00 h Abwärmenutzung an Deponiegasfackeln -<br />

Vorstellung neuer Wärmenutzungskonzepte für<br />

Deponieschwachgase<br />

Axel Ramthun, HAASE Energietechnik AG & Co. KG,<br />

Neumünster<br />

10:30 h - 11:00 h Pause<br />

11:00 h Schwachgasverbrennung mit Wärmenutzung<br />

Dr. Roland Berger, E-flox GmbH, Renningen /<br />

Dres Michel, DepoTec - Service GmbH, Schliengen<br />

11:30 h Deponiegasemissionen aus der Ablagerung<br />

mechanisch-biologisch vorbehandelter Abfälle<br />

Dr.-Ing Kai-Uwe Heyer,<br />

Co-Autoren: Dr.-Ing. Karsten Hupe,<br />

Prof. Dr.-Ing. Rainer Stegmann, IFAS-Ingenieurbüro<br />

für Abfallwirtschaft Prof. R. Stegmann und Partner,<br />

Hamburg<br />

12:00 h Membranverfahren mit kontrollierter Retentat-<br />

Infiltration zur Verbesserung des <strong>Gas</strong>haushaltes<br />

und zur Wertstoff-Abtrennung aus Gärresten<br />

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

Dr. Thomas Peters, Dr.-Ing. Peters Consulting für<br />

Membrantechnologie und Umwelttechnik, Neuss<br />

12:30h - 13:40h Geme<strong>ins</strong>ames Mittagessen und<br />

Ausstellung<br />

Technik & Schadenvermeidung<br />

13:40 h Gewitter und Blitze - sekundärer Ex-Schutz<br />

Wolfgang H. Stachowitz, DAS - IB GmbH, Kiel<br />

14:00 h Reinigung von Abgaswärmetauschern /<br />

Erfahrungen - konstruktive Hinweise an<br />

Apparatebauer, Anlagen- planer und Betreiber<br />

Martin Rahlwes und Michael Grimm, ABX Energy<br />

Services GmbH, Hamburg<br />

14:30 h Wirkungsgrade von <strong>Gas</strong>motoren und<br />

Emissionsverhalten, Theorie und Praxis<br />

Wolfgang Schreier, Umweltanalytik RUK GmbH,<br />

Longuich<br />

15:00 h E<strong>ins</strong>atz von Kondensatsammelschächten in <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

und Mikrogasleitungen: Gefährdungsbeurteilung,<br />

Stand der Technik, rechtliche<br />

Grundlagen, neue Lösungsansätze<br />

Martin Schork, REHAU AG + Co., Erlangen<br />

15:30 h Was bringt das EEG 2012?<br />

Ludger Gordalla, Rechtsanwälte Luther Nierer,<br />

Berlin<br />

16:00 h - 16:30 h Pause<br />

16:30 h Vorstellung Anlage der oar Biokompostierung<br />

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

Bernd Torp, oar Biokompostierung, Altenholz<br />

16:45 h Vorstellung der Deponie Schönwohld<br />

Jürgen Behnke, Abfallwirtschaftsbetrieb Kiel, Kiel<br />

Besichtigung<br />

17:30 h Bustransfer wahlweise zur Deponie Schönwohld<br />

oder zur oar Biokompostierung und <strong>Biogas</strong>anlage<br />

ca. 19:30 h Rückkehr in das Hotel<br />

ab ca. 20:00 h Geme<strong>ins</strong>ames Abendessen<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen & Risikovermeidungen<br />

8:00 h Begrüßung<br />

8:15 h <strong>Biogas</strong> im Spannungsfeld der Berichterstattung<br />

Rainer Casaretto, BIOGAS - AKADEMIE® , Flintbek<br />

8:45 h Verlustminimierung und Risikosenkung auf Bio<br />

gasanlagen mittels <strong>Gas</strong>kamera und Thermografie-Erfahrungsbericht:<br />

Schaltanlagen und <strong>Gas</strong>leckagen<br />

Hagen Marx, Ingenieurbüro Marx, Andernach<br />

9:15 h Verluste durch Methanemissionen an <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

- Qualitätssicherung bei der Erkennung:<br />

<strong>Gas</strong>mengen, -konzentrationen, Bewertung<br />

Joachim Clemens, gewitra GmbH, Troisdorf<br />

9:45 h Rohgasanalysen, Primärer Ex-Schutz oder neue<br />

Gefahren?<br />

Wolfgang H. Stachowitz, DAS - IB GmbH, Kiel<br />

10:05 h Risiko- und Versicherungsmanagement für<br />

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

Dr. Michael Härig, Marsh GmbH, Düsseldorf<br />

10:35 h - 11:05 h Pause<br />

11:05 h Befragung zum Sicherheitsstandard von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

- Unterschätzung des Gefahrenpotentials<br />

oder Unkenntnis der Betreiber / Arbeitgeber<br />

iSd BetrSichV<br />

Michael Schneider, Fachhochschule Bielefeld,<br />

Bielefeld<br />

11:35 h Merkblatt Sicherheitsregeln für <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

Armin Bojahr, SVK <strong>Biogas</strong><br />

12:05 h Abwärmenutzung für BHKW - Kle<strong>ins</strong>tdampfmotor<br />

statt ORC ?<br />

Rudolf Ehlers, Wulf Johannsen KG GmbH & Co.,<br />

Kiel<br />

12:25 h Abwärmeverstromung mittels ORC, Vorstellung<br />

der Kläranlage Hetlingen<br />

Mathias Lorenz / Ulrich Inderthal,<br />

Bosch KWK Systeme GmbH, Lollar<br />

12:55 h - 13:10 h Abschlussdiskussion / Ausblick<br />

13:15 h Geme<strong>ins</strong>ames Mittagessen und Ausstellung<br />

Am Nachmittag beginnt das <strong>Biogas</strong>seminar oder die<br />

folgende Besichtungsfahrt<br />

14:30 h Bustransfer zur Besichtigung der Kläranlage<br />

Hetlingen<br />

ca. 18:30 h Rückkehr in das Hotel<br />

Maritim Hotel Bellevue Kiel<br />

Bismarckallee 2, 24105 Kiel<br />

Tel. # 49 / 431 / 38 94-0<br />

Zimmerkontingent bis zum 1.3.2012, Sonderpreis EZ inkl.<br />

Frühstück je Nacht ab 99 € inkl. Umsatzsteuer,<br />

Stichwort: DAS160412

Nachrichten<br />

Veranstaltungen<br />

Grabenlose Bauweisen<br />

Grabenlose Bauweisen bieten oft<br />

wirtschaftlichere und umweltschonendere<br />

Optionen gegenüber<br />

der konventionellen offenen Bauweise.<br />

Ihre Bedeutung wächst vor<br />

allem im Zusammenhang mit der<br />

Rehabilitation und Optimierung<br />

vorhandener <strong>Netz</strong>e. Der DVGW bietet<br />

ein umfangreiches technisches<br />

Regelwerk für grabenlose Bauweisen.<br />

Damit die zum großen Teil nur<br />

„im Verborgenen“ durchführbaren<br />

Verfahren die geweckte Hoffnung<br />

auf nachhaltige Kostene<strong>ins</strong>parung<br />

bei hoher Ausführungsqualität<br />

erfüllen können, müssen Qualifikation<br />

und Ausstattung der Verfahrensanbieter<br />

erhöhten Anforderungen<br />

genügen. Die grabenlosen Bauwerke<br />

werden dem hohen Anspruch<br />

jedoch nur dann gerecht, wenn das<br />

betreffende Regelwerk von seinen<br />

Adressaten wahrgenommen und<br />

durchgesetzt wird: Rohrleitungsbauunternehmen<br />

sollten die jeweiligen<br />

Zusatz-Zertifikate erwerben,<br />

um ihre besondere personelle und<br />

sachliche Kompetenz unter Beweis<br />

zu stellen. Versorgungsunternehmen<br />

sollten bei ihrer Ausschreibung<br />

diese Zusatz-Zertifikate einfordern,<br />

um so ihre Präqualifikation zu entlasten<br />

und den Rohrleitungsbauunternehmen<br />

einen wirksamen Anreiz<br />

zur Zertifizierung zu geben. Auf der<br />

DVGW-Schulung am 21./22. Juni<br />

2012 in Leipzig sollen Kernpunkte<br />

des Regelwerks für grabenlose Bauweisen<br />

anwendernah präsentiert<br />

und zur Diskussion gestellt werden.<br />

Die Themen im Einzelnen:<br />

""<br />

Rehabilitation und <strong>Netz</strong>optimierung<br />

– E<strong>ins</strong>atzfelder für grabenlose<br />

Bauweisen<br />

""<br />

Grabenlose Bauweisen<br />

""<br />

Bodenverdrängen<br />

""<br />

Spülbohren<br />

""<br />

Auswechseln<br />

""<br />

Bersten<br />

""<br />

Rohreinzug<br />

""<br />

Gewebeschlauchauskleidung<br />

""<br />

Zementmörtelauskleidung<br />

""<br />

Ringraumverfüllung.<br />

Die Schulung wendet sich an<br />

Technische Fach- und Führungskräfte<br />

aus Versorgungsunternehmen<br />

(Planung, Bauausführung,<br />

Bauaufsicht, Betrieb) sowie an Ingenieurbüros,<br />

Baufirmen sowie Straßenbaulastträger.<br />

Die besondere<br />

Stärke des Programms liegt darin,<br />

dass alle Vortragenden das jeweilige<br />

Regelwerk miterarbeitet haben<br />

und somit aus erster Hand berichten.<br />

Information und Anmeldung:<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung,<br />

Silke Splittgerber,<br />

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

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

<strong>Erdgas</strong>speicher für <strong>Gas</strong>versorgungsunternehmen<br />

<strong>Gas</strong>speicher stellen die flexi -<br />

ble <strong>Gas</strong>versorgung bei stark<br />

schwankender saisonbedingter<br />

Nachfrage, die Überbrückung zeitweiser<br />

Liefere<strong>ins</strong>chränkungen so -<br />

wie Regelenergie bei der Nutzung<br />

von <strong>Gas</strong>netzen sicher. Zu diesem<br />

aktuellen Thema bietet das Zentrum<br />

für Weiterbildung der Jade<br />

Hochschule in Oldenburg am 24.<br />

und 25. April 2012 für Mitarbeiter<br />

aus dem Bereich des Energiehandels,<br />

von <strong>Netz</strong>- und Speicherbetreibern,<br />

aus Ingenieurbüros und aus<br />

Unternehmen, die mit <strong>Gas</strong>speicherung<br />

in Berührung kommen, ein<br />

Seminar an.<br />

Referenten sind Herr Dipl.-Volkswirt<br />

Sirko Pika und Herr Dipl.-<br />

Wirtschaftsingenieur Bernhard Witschen<br />

von der Firma Team Consult<br />

in Berlin, Herr Prof. Dr.-Ing. Thomas<br />

Schmidt von der Fachhochschule<br />

Münster und Herr Albrecht Borchardt<br />

von der EWE Energie AG in<br />

Oldenburg.<br />

Die Vorträge und Diskussionen<br />

werden sich auf rechtliche und<br />

wirtschaftliche Aspekte von Speicherzugang<br />

und Speichernutzung,<br />

auf die Technik der unterirdischen<br />

Speicherung, auf Genehmigungsverfahren<br />

beim Bau und Betrieb<br />

und auf die wirtschaftlichen Randbedingungen<br />

der <strong>Gas</strong>speicherung<br />

konzentrieren.<br />

Der Abend des ersten Seminartages<br />

kann für fachlichen und geselligen<br />

Austausch im Rahmen eines<br />

geme<strong>ins</strong>amen Abendessens genutzt<br />

werden. Die Anmeldung sollte bis<br />

zum 22. März 2012 erfolgen.<br />

Information und Anmeldung:<br />

Jadehochschule, Wilhelmshaven Oldenburg<br />

Elsfleth, Zentrum für Weiterbildung,<br />

Tel. (0441) 361039 20,<br />

Fax. (0441) 361039 30,<br />

E-Mail: zfw@jade-hs.de<br />

www.jade-hs.de/zfw/<br />

März 2012<br />

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

Nachrichten<br />

Verbände und Vereine<br />

Interoperabilität der OMS Zähler auf dem Weg<br />

zur Zertifizierung<br />

Intelligente OMS-Zähler bieten den offenen Kommunikationsstandard<br />

für die Verbrauchsmessung von Strom, <strong>Gas</strong>, Wasser und Wärme<br />

Das Open Metering System<br />

(OMS) ist europaweit die einzige<br />

Systemdefinition, die alle<br />

Medien (Strom, <strong>Gas</strong>, Wärme und<br />

Wasser inkl. Submetering) in ein<br />

System integriert.<br />

Intelligente OMS-Zähler sind<br />

eine wesentliche Voraussetzung für<br />

das Energiesparen durch Smart<br />

Grids im Zusammenspiel mit Smart<br />

Homes/Smart Buildings sowie die<br />

optimale Einbindung erneuerbarer<br />

Energien, wie Windkraft und Solarenergie.<br />

OMS ist mit dem verbreiteten<br />

KNX Standard (ISO/IEC 14543-3<br />

= EN 50090) kompatibel, so dass<br />

neben der Verbrauchserfassung<br />

auch das Gebäudeautomationssystem<br />

z. B. für Energiemanagement<br />

direkt angebunden werden kann.<br />

Damit sind auch kostengünstige<br />

Voraussetzungen für zukünftige<br />

Dienstleistungen wie z. B. Tarifoder<br />

Lastmanagement mit OMS<br />

geschaffen.<br />

Für Betreiber von Messstellen,<br />

sind OMS-Zähler eine zukunftssichere<br />

Investition: Interoperabilität<br />

zwischen allen Zählern sämtlicher<br />

Lieferanten und deren intelligente<br />

Messung eröffnen neue Perspektiven.<br />

<br />

Die Open Metering System Specification<br />

M-Bus<br />

EN 13757-3<br />

Applicaon Layer<br />

ISO/IEC 14543-3<br />

EN 50090-5-3<br />

EN 13757-4 (S-Mode)<br />

Wireless meter read out<br />

Wireless communicaon<br />

Mehrere Arbeitsgruppen der Initiative Open Metering haben seit Mai<br />

2007 bestehender Normen auf ihre Anwendbarkeit für eine interoperable<br />

Kommunikation von Messsystemen geprüft und Ergänzungen und<br />

Konkretisierungen erarbeitet. Für die als Primärkommunikation definierte<br />

Datenübertragung zwischen den eigentlichen Zählern und dem<br />

Datenkonzentrator (z.B. MUC) wurde die EN 13757-x als derzeit anwendbare<br />

Norm identifiziert, die den M-Bus als physikalische Schnittstelle,<br />

drahtgebunden und drahtlos, ebenso wie das Datenprotokoll beschreibt.<br />

Für die drahtlose Kommunikation verwenden so wohl die OMS Spezifikation<br />

als auch der KNX Standard die Norm EN 13757-4. Damit können<br />

über dasselbe System sowohl Messdaten als auch Daten aus dem Bereich<br />

der Gebäudeautomation übertragen werden (Bild).<br />

Die Fernkommunikation wird mit bewährten Internetstandards<br />

gelöst, wobei die Übertragung entweder direkt über einen DSL-Anschluss<br />

im Haus erfolgen kann, über Mobilfunknetze wie zum Beispiel GPRS<br />

oder über die Stromleitungen mit der sogenannten PLC-Technologie<br />

(Powerline Communications).<br />

Für die Datenvisualisierung (Verbrauchsanzeige), die Anbindung der<br />

Gebäudeautomation beim Endkunden sowie für die zukünftigen Dienstleistungen<br />

wie z. B. Tarif- oder Lastmanagement können Geräte, die nach<br />

dem verbreitete KNX Standard (ISO/IEC 14543-3 = EN 50090) arbeiten<br />

direkt, d. h. ohne Umsetzer eingesetzt werden.<br />

Bei den Spezifikationsarbeiten wurden auch internationale Belange berücksichtigt, denn das Smart Metering muss künftig<br />

europaweit harmonisiert funktionieren. Dazu wurde zur Harmonisierung mit dem Niederländischen Regelwerk NTA 8130/<br />

DSMR mit der KEMA kooperiert.<br />

Als entscheidende Voraussetzung für die Akzeptanz intelligenter Messsysteme wurden die Anforderungen an Datensicherheit<br />

und Zugriffsschutz berücksichtigt. Die dabei gewonnenen Erkenntnisse wurden und werden in die Entwicklung des<br />

deutschen Datenschutzprofiles eingebracht. Umgekehrt wird die OMS Specification um entsprechende Optionen erweitert<br />

werden, sollten solche zur Erfüllung dieses Schutzprofiles notwendig werden.<br />

Die Arbeitsgruppen der OMS-Gruppe haben bereits begonnen, die Entwürfe des Datenschutzprofils daraufhin zu untersuchen,<br />

ob eine Erweiterung der OMS Specification erforderlich ist.<br />

Weitere Informationen zum OMS-Zertifizierungsverfahren bei der DVGW CERT GmbH (Herr König), Tel. (0228) 9188-823<br />

März 2012<br />

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

12. Branchentreffen <strong>Gas</strong><br />

21.+ 22. März 2012 | Meliá Hotel, Berlin<br />

Schwerpunktthemen:<br />

• <strong>Erdgas</strong> vor dem Hintergrund des nationalen Energiekonzepts – wo liegen<br />

zukünftig die Geschäftsfelder für das Produkt <strong>Erdgas</strong>?<br />

• Vertriebs- und Beschaffungsstrategien bei stark steigenden Handelspreisen<br />

• <strong>Gas</strong>infrastruktur national/international und Regulierung<br />

Mit den Top-Referenten der Branche:<br />

Ulf Altmann, NBB <strong>Netz</strong>gesellschaft Berlin-Brandenburg mbH & Co. KG<br />

Ralph Bahke, Ontras – VNG <strong>Gas</strong>transport GmbH<br />

Dr. Klaus-Dieter Barbknecht, VNG – Verbundnetz <strong>Gas</strong> AG<br />

Sven Becker, Trianel GmbH<br />

Detlef Dauke, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie<br />

Henning R. Deters, GELSENWASSER AG<br />

Klaus-Peter Dietmayer, erdgas schwaben gmbh<br />

Andreas Döhrer, con|energy unternehmensberatung gmbh & co. kg<br />

Dr. Roman Dudenhausen, con|energy ag<br />

Ulf Heitmüller, EnBW <strong>Gas</strong> Midstream GmbH<br />

Michael Karasz, Berater<br />

Dr. Gerhard König, WINGAS GmbH & Co. KG<br />

Maximilian Kuhn, EUCERS Strategy Paper<br />

Dr. Heiko Lohmann, ener|gate <strong>Gas</strong>markt<br />

Dr. Henning Müller-Tengelmann, Stadtwerke Münster GmbH<br />

Andreas Mundt, Bundeskartellamt<br />

Maik Neubauer, Baringa Partners LLP<br />

Frank Obernitz, Ceramic Fuel Cells GmbH<br />

Gundolf Schweppe, E.ON <strong>Gas</strong> Storage GmbH<br />

Net-<br />

Working<br />

2012<br />

In Zusammenarbeit mit:<br />

www.branchentreffen-gas.de

Nachrichten<br />

Verbände und Vereine<br />

Mitglieder der OMS-Group<br />

figawa 1<br />

KNX 1<br />

Allmess GmbH<br />

AMBER wireless GmbH<br />

Apator Metrix<br />

Aquametro AG<br />

Bär Industrie-Elektronik GmbH<br />

BRUNATA Wärmemesser GmbH & Co. KG<br />

Deutsche Telekom Technischer Service GmbH<br />

DIEHL Metering<br />

Elster GmbH<br />

Elster Messtechnik GmbH<br />

EMH metering GmbH & Co. KG<br />

GOK GmbH<br />

GWF MessSysteme AG<br />

Hager Electro GmbH & Co KG<br />

Heinz Lackmann GmbH & Co. KG<br />

iAd GmbH<br />

Iskraemeco<br />

ITRON GmbH<br />

Kamstrup A/S, Mettmann<br />

Landis + Gyr GmbH<br />

MEMS AG / Swiss <strong>Gas</strong> Metering<br />

Michael Rac GmbH<br />

NZR GmbH & Co.KG<br />

Radiocrafts AS<br />

Sensus GmbH<br />

Siemens AG<br />

SMARVIS GmbH<br />

SSV Software Systeme GmbH<br />

Techem Energy Services GmbH<br />

Tixi.Com GmbH<br />

Wikon Kommunikationstechnik GmbH<br />

Um die Kommunikation der Verbrauchszählung<br />

auf eine Weise zu<br />

standardisieren, die die Interoperabilität<br />

garantiert, haben sich Verbände<br />

und Unternehmen zur OMS-<br />

Group zusammengeschlossen und<br />

durch Auswahl von Optionen aus<br />

der Europäischen Norm EN 13757-x<br />

die „Open Metering System Specification“<br />

entwickelt, die von www.<br />

oms-group.org kostenlos heruntergeladen<br />

werden kann. Alle OMS-<br />

Zähler sprechen die gleiche Sprache,<br />

sie sind interoperabel – egal,<br />

von welchem Hersteller sie stammen<br />

oder welcher Verbrauch<br />

gemessen wird.<br />

1<br />

Gründungsmitglieder Kontakt:<br />

Interoperabilität<br />

wird zertifiziert<br />

Produkte die über diese Interoperabilität<br />

verfügen können in<br />

Zukunft zertifiziert und mit dem<br />

OMS-Warenzeichen gekennzeichnet<br />

werden. Die Zertifizierung wird<br />

vorerst allein von DVGW CERT<br />

GmbH vorgenommen. Am<br />

17.10.2011 haben die OMS-Group<br />

und DVGW CERT GmbH eine entsprechende<br />

Kooperationsvereinbarung<br />

unterzeichnet, da die OMS-<br />

Group eine neutrale Konformitätsbewertung<br />

als Voraussetzung für<br />

Interoperabilität von Systemkomponenten<br />

betrachtet.<br />

Grundlage für die Zertifizierungen<br />

durch DVGW CERT GmbH ist<br />

der von der OMS-Group entwickelte<br />

OMS-Conformance Test, der gleichfalls<br />

abrufbar ist. DVGW CERT wird<br />

seine Weiterentwicklung – zum Beispiel<br />

zur Berücksichtigung des<br />

deutschen Schutzprofils für die<br />

Kommunikationseinheit eines<br />

Mess systems – ebenso unterstützen,<br />

wie seine Normung auf europäischer<br />

und internationaler Ebene.<br />

Die damit erreichte rechtliche<br />

Trennung von Zertifizierung und<br />

Regelsetzung sichert die Unabhängigkeit<br />

dieser beiden Bereiche und<br />

damit die Neutralität der Zertifizierung.<br />

Mit der DVGW CERT GmbH<br />

steht zudem ein Zertifizierungsunternehmen<br />

bereit, das auf eine reiche<br />

Erfahrung zurückblickt und auf<br />

dem Markt bekannt und anerkannt<br />

ist.<br />

Das Werkzeug, mit dem sich die<br />

Interoperabilität nachweisen lässt,<br />

wird bereits entwickelt, und wird<br />

Mitte des Jahres zur Verfügung stehen.<br />

Dieses Werkzeug wird jedermann<br />

angeboten, so dass es bereits<br />

während einer Produktentwicklung<br />

eingesetzt werden kann. Näheres,<br />

inklusive des Subskriptionspreises<br />

für das Prüfwerkzeuges finden sich<br />

unter www.oms-group.org.<br />

In der Einführungsphase, in der<br />

Nachbesserungen der Spezifikation<br />

und des Testwerkzeuges nicht auszuschließen<br />

sind, wird DVGW CERT<br />

GmbH die einzige Zertifizierungsstelle<br />

für die OMS Spezifikation sein.<br />

Später werden auch andere Organisationen<br />

die Möglichkeit bekommen,<br />

Produkte nach OMS Specification<br />

zu zertifizieren.<br />

Dr.-Ing. Walter v. Pattay,<br />

Geschäftsführer der OMS-Group,<br />

Tel. (089) 923 967 57,<br />

E-Mail: info@oms-group.org,<br />

www.oms-group.org<br />

125 Jahre PTB: Metrologie auf höchstem Niveau<br />

Vor 125 Jahren, im Jahre 1887,<br />

wurde die Physikalisch-Technische<br />

Bundesanstalt (PTB), damals<br />

noch als Physikalisch Technische<br />

Reichsanstalt (PTR) in Berlin,<br />

gegründet. Seitdem wird mit der<br />

PTR/PTB in einem Atemzug das<br />

Wort „Genauigkeit“ in Verbindung<br />

gebracht – genauer, die Genauigkeit<br />

des Messens.<br />

Von Beginn an war die PTR durch<br />

ein enges Verhältnis zwischen Wissenschaft<br />

und Wirtschaft geprägt.<br />

Die beiden „Väter der Reichsanstalt“<br />

stehen stellvertretend dafür: Werner<br />

von Siemens und Hermann von<br />

Helmholtz. Der Industrielle und Wissenschaftler<br />

Werner von Siemens<br />

hat sich über viele Jahre und mit<br />

<br />

März 2012<br />

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

smart meter<br />

smart grid<br />

smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein<br />

neues Energiezeitalter<br />

30. – 31.05.2012, Dortmund • Hilton Hotel, Dortmund • www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Programm-Höhepunkte<br />

Wann und Wo?<br />

NEU<br />

NEU<br />

Themenblock 1 Politischer Rahmen und Standardisierungsprozesse<br />

• Rahmenbedingungen für Smart Meter + Smart Grid in Deutschland<br />

• Smart Metering aus metrologischer Sicht<br />

• Smart Grid Aktivitäten in Europa<br />

Themenblock 2 Lösungskonzepte – Smart Grids<br />

• Konzepte der europäischen Energiewirtschaft zu Smart Grids<br />

• Systembetrachtung – CO 2 -Vermeidungskosten<br />

• Power2gas: Konvergenz von <strong>Gas</strong> und Strom<br />

(<strong>Biogas</strong>, Wasserstoff und SNG-E<strong>ins</strong>peisung)<br />

Themenblock 3 Zukunft der <strong>Netz</strong>e / Datenschutz und Datensicherheit<br />

• Erneuerbare Energien – Keine Zukunft ohne <strong>Netz</strong>e?!<br />

• Schutzprofile – Das Konzept der Bundesregierung<br />

• Datenintegritätsmanagement in Transportnetzen<br />

• Technische Anforderungen an ein künftiges Mess- und Zählersystem<br />

Workshop 1 und Impulsreferate<br />

Smart Energy / Smart Home in der Praxis<br />

Moderation Dr. Norbert Burger<br />

• Primärkommunikation im Umfeld batteriebetriebener Geräte –<br />

<strong>Gas</strong>verwendung im häuslichen und gewerblichen Bereich<br />

• Umsetzung der Anforderungen im Umfeld von Multi-Utility-Prozessen<br />

• Kommunikationsanwendungen im Umfeld von Multi-Utility-Prozessen<br />

• Umsetzung von Kommunikationslösungen anhand des „30.000er roll<br />

out“ der RheinEnergie<br />

• Smart Home<br />

Workshop 2 und Impulsreferate<br />

Leuchtturmprojekte Smart Energy<br />

Moderation Dr. Bernhard Klocke<br />

• Die Rolle der KWK-Technologien in dezentralen Energieversorgungsstrukturen<br />

am Beispiel der Innovation City Ruhr<br />

• Optimierung des E<strong>ins</strong>atzes von <strong>Gas</strong>-BHKW in Energienetzen mit<br />

hohem Anteil fluktuierender Energien<br />

• Dezentral vernetzte Energiesysteme am Beispiel Mülheim<br />

• Intelligenz & Wirtschaftlichkeit – Steuerung und Vermarktung<br />

dezentraler Anlagen<br />

MIT REFERENTEN VON: Elster GmbH, Diehl Metering GmbH, Itron GmbH, <strong>Gas</strong>wärme<br />

Institut, RWE Effizienz GmbH, DVGW, BMWi, u.a.<br />

Thema:<br />

smart meter – smart grid – smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein neues Energiezeitalter<br />

Termin:<br />

• Mittwoch, 30.05.2012,<br />

10:00 – 18:00 Uhr Tagung<br />

19:00 – 22:00 Uhr Geme<strong>ins</strong>ame Abendveranstaltung<br />

• Donnerstag, 31.05.2012,<br />

09:00 – 13:00 Uhr Tagung<br />

Ort:<br />

Hilton Hotel Dortmund<br />

An der Buschmühle 1, 44139 Dortmund<br />

www.hilton.de/dortmund<br />

Zielgruppe:<br />

Mitarbeiter von Stadtwerken,<br />

Energieversorgungs unternehmen,<br />

Verteilnetz betreibern, Softwareunternehmen<br />

und der Geräteindustrie<br />

Teilnahmegebühr:<br />

<strong>gwf</strong>-Abonnenten /<br />

figawa-Mitglieder: 800,00 €<br />

Firmenempfehlung: 800,00 €<br />

Nichtabonnenten/-mitglieder: 900,00 €<br />

Im Preis enthalten sind die Tagungsunterlagen<br />

sowie das Catering (4x Kaffee, 2x Mittagessen,<br />

Abendveranstaltung).<br />

Veranstalter<br />

Mehr Information und Online-Anmeldung unter<br />

www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Fax-Anmeldung: 089 - 450 51-207 oder Online-Anmeldung: www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Ich bin <strong>gwf</strong>-Abonnent<br />

Ich bin figawa-Mitglied<br />

Ich zahle den regulären Preis<br />

Ich komme auf Empfehlung von Firma: ..........................................................................................................................................................................<br />

Workshops (bitte nur einen Workshop wählen):<br />

Workshop 1 und Impulsreferate Smart Energy / Smart Home in der Praxis oder<br />

Workshop 2 und Impulsreferate Leuchtturmprojekte Smart Energy<br />

Vorname, Name<br />

Telefon<br />

Telefax<br />

Firma/Institution<br />

E-Mail<br />

Straße/Postfach<br />

Land, PLZ, Ort<br />

Nummer<br />

✘<br />

Ort, Datum, Unterschrift

Nachrichten<br />

Verbände und Vereine<br />

hohem persönlichen E<strong>ins</strong>atz für die<br />

Errichtung einer außeruniversitären<br />

Institution eingesetzt, die frei von<br />

Lehrverpflichtungen Physik und<br />

technische Anwendungen „Hand in<br />

Hand“ wissenschaftlich behandeln<br />

kann.<br />

Hermann von Helmholtz war<br />

der führende Wissenschaftler des<br />

19. Jahrhunderts und hat als erster<br />

Präsident der PTR/PTB die Grundlage<br />

für den großen Erfolg und<br />

ihren sehr guten wissenschaftlichen<br />

Ruf gelegt. Siemens und Helmholtz<br />

ist es zu verdanken, dass der Deutsche<br />

Reichstag am 28. März 1887<br />

erstmals einen Jahresetat für die<br />

Physikalisch Technische Reichsanstalt<br />

beschloss und damit den<br />

Grundstock legte für die erste staatlich<br />

finanzierte Großforschungseinrichtung,<br />

die frei von materiellen<br />

Interessen die Industrie bei aktuellen<br />

Problemen wissenschaftlich<br />

unterstützt.<br />

Die Blütezeit der Reichsanstalt in<br />

den ersten Jahrzehnten ist mit den<br />

Namen bedeutender Wissenschaftler<br />

als Mitarbeiter der PTR und aktiven<br />

Mitgliedern des Kuratoriums<br />

verknüpft, wie z. B. Willy Wien, Friedrich<br />

Kohlrausch, Walter Nernst, Emil<br />

Warburg, Walter Bothe, Albert E<strong>ins</strong>tein<br />

und Max Planck, um nur einige<br />

zu nennen. Mit Prof. Klaus von Klitzing<br />

und Prof. Theodor Hänsch stehen<br />

dem Präsidenten der PTB aktuell<br />

zwei Nobelpreisträger als Kuratoren<br />

beratend zur Seite.<br />

Mit der Eingliederung der Reichsanstalt<br />

für Maß und Gewicht im<br />

Jahre 1923 wurden zusätzliche Verpflichtungen<br />

im Eichwesen übernommen<br />

und damit ein einmaliges<br />

Aufgabenprofil geschaffen, wie es<br />

auch in der heutigen PTB noch<br />

besteht. Als Forschungseinrichtung<br />

und Behörde sorgt sie durch eigene<br />

Forschung und Entwicklung und<br />

darauf aufbauende Dienstleistungen<br />

für die Einheitlichkeit im Messwesen<br />

und dessen stete Weiterentwicklung,<br />

um Bürgern, Wirtschaft<br />

und Wissenschaft zu dienen.<br />

Während des Ersten und Zweiten<br />

Weltkrieges kam die Grundlagenforschung<br />

so gut wie zum Erliegen<br />

oder wurde Kriegsinteressen<br />

untergeordnet. Am Ende des Zweiten<br />

Weltkrieges war die PTR faktisch<br />

zerschlagen und über alle Lande<br />

außerhalb Berl<strong>ins</strong> zerstreut. Dem<br />

ungebrochenen Idealismus mehrerer<br />

ehemaliger Mitarbeiter und<br />

Kuratoren der PTR – hier muss an<br />

erster Stelle Max von Laue genannt<br />

werden – und der wohlwollenden<br />

Unterstützung der britischen Militärregierung<br />

ist es zu verdanken,<br />

dass Teile der alten Reichsanstalt<br />

schon 1947 in Braunschweig ihre<br />

Arbeit wieder aufnehmen konnten.<br />

Mit der Gründung der „Bundesrepublik<br />

Deutschland“ 1949 entstand<br />

dann daraus die „Physikalisch-Technische<br />

Anstalt des Vereinigten Wirtschaftsgebiets“<br />

(PTA), die 1950<br />

schließlich die Bezeichnung „Physikalisch-Technische<br />

Bundesanstalt“<br />

erhielt.<br />

In der jüngeren Geschichte hat<br />

die PTB im Bereich der Metrologie,<br />

dies ist die Wissenschaft und<br />

Anwendung des richtigen Messens,<br />

ihren Platz unter den besten Forschungseinrichtungen<br />

der Welt<br />

behauptet. Zwei Evaluationen in<br />

den Jahren 2002 und 2006 mit<br />

jeweils exzellentem Ergebnis unterstreichen<br />

diese Aussage. Die heutigen<br />

Möglichkeiten der PTB, bspw.<br />

Quantenspektroskopie zu betreiben,<br />

um die beste Atomuhr der Welt<br />

zu bauen oder das Geoid der Erde<br />

so genau zu vermessen wie nie<br />

zuvor, haben ihre Wurzeln in den<br />

wissenschaftlichen Arbeiten und<br />

messtechnischen Höchstleistungen<br />

der Vergangenheit. Ähnliche Entwicklungslinien<br />

ließen sich auf<br />

andere physikalische Themen zeichnen,<br />

die heute von <strong>ins</strong>gesamt 1800<br />

Mitarbeitern an den drei Standorten<br />

Braunschweig, Berlin-Charlottenburg<br />

und Berlin-Adlershof bearbeitet<br />

werden.<br />

Für das erfolgreiche Zusammenarbeiten<br />

der PTB mit der Industrie<br />

soll hier exemplarisch die Kooperation<br />

mit der E.ON Ruhrgas AG<br />

genannt werden. Seit mehr als 10<br />

Jahren betreibt die PTB auf dem<br />

Prüfstand pigsarTM der E.ON Ruhrgas<br />

AG die nationalen Normale zur<br />

Darstellung und Weitergabe der<br />

Volumeneinheit für Hochdruck-<strong>Erdgas</strong><br />

auf metrologisch höchstem<br />

Niveau. Diese Möglichkeit stellt<br />

zudem für die PTB die technische<br />

Basis dar, die Harmonisierung der<br />

<strong>Gas</strong>messung in Europa aktiv mitzugestalten<br />

und einen Beitrag zur Vereinfachung<br />

des grenzüberschreitenden<br />

<strong>Gas</strong>handels zu leisten.<br />

Das Jahr 2012 ist für die PTB<br />

nicht nur Anlass, ihre 125-jährige<br />

Erfolgsgeschichte zu feiern, sondern<br />

auch das Jahr eines Präsidentenwechsels.<br />

In einer Festveranstaltung<br />

hat der Bundesminister für<br />

Wirtschaft und Technologie, Dr. Philipp<br />

Rösler, Prof. Dr. Joachim Ullrich<br />

feierlich in das Präsidentenamt eingeführt<br />

und gleichzeitig Prof. Ernst<br />

O. Göbel, als sein Vorgänger, mit folgenden<br />

Dankesworten verabschiedet:<br />

„Die PTB trägt durch die weltweite<br />

Harmonisierung des Messwesens<br />

wesentlich zum Erfolg der<br />

exportorientierten deutschen Wirtschaft<br />

bei. Professor Göbel hat in<br />

seinen 16 Jahren als Präsident der<br />

PTB ihren Ruf als exzellentes Forschungs<strong>ins</strong>titut<br />

der Metrologie<br />

sowie als zuverlässiger und kompetenter<br />

Dienstleister in allen Fragen<br />

der Messtechnik national und international<br />

gefördert. Dafür gebührt<br />

ihm höchste Anerkennung.“<br />

Der neue Präsident der PTB, Prof.<br />

Dr. Joachim Ullrich, gilt als hervorragender<br />

Wissenschaftler und war<br />

zehn Jahre lang als Direktor am<br />

Max-Planck-Institut für Kernphysik<br />

in Heidelberg tätig. Er wird als<br />

Nachfolger von Hermann von<br />

Helmholtz als 14. Präsident die<br />

Geschicke der PTB in der kommenden<br />

Dekade leiten.<br />

<br />

Dr. Helmut Többen/PTB<br />

März 2012<br />

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

Verbände und Vereine<br />

Nachrichten<br />

DVGW-Studienpreis <strong>Gas</strong> 2012<br />

Auch in diesem Jahr verleiht der<br />

DVGW zur Förderung des Nachwuchses<br />

im Energiefach einen Studienpreis.<br />

Auf der <strong>Gas</strong>fachlichen<br />

Aussprachetagung (gat) 2012 in<br />

Dresden wird der DVGW-Studienpreis<br />

<strong>Gas</strong>, der mit <strong>ins</strong>gesamt<br />

5000,00 € dotiert ist, an herausragende<br />

Bachelor-, Master- und Di -<br />

plomarbeiten verliehen.<br />

Aufgrund des frühen gat-Term<strong>ins</strong><br />

in diesem Jahr endet die E<strong>ins</strong>endefrist<br />

für auszeichnungswürdige<br />

Arbeiten bereits am 26. März 2012.<br />

Bis zu diesem Zeitpunkt können<br />

auszeichnungswürdige Abschlussarbeiten<br />

mit energie- bzw. gaswirtschaftlichem<br />

Hintergrund bei der<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung<br />

(Büro Berlin) eingereicht werden.<br />

Die Abschlussarbeiten müssen<br />

einen praktischen Bezug zu technisch-wissenschaftlichen<br />

Fragestellungen<br />

im Energie- bzw. <strong>Gas</strong>fach<br />

haben und mit „sehr gut“ bewertet<br />

worden sein. Der Abschluss der<br />

Arbeit darf nicht länger als zwei<br />

Jahre zurückliegen.<br />

Die Vorschläge für die Preisverleihung<br />

können durch die Hochschullehrer<br />

und durch die Studierenden<br />

selbst eingereicht werden.<br />

Die vollständigen Kriterien für die<br />

Einreichung der Abschlussarbeiten<br />

sind unter http://www.dvgw.de/<br />

dvgw/dvgw-studienpreis/geschaeftsordnung/<br />

e<strong>ins</strong>ehbar.<br />

Die Preisträger erwartet neben<br />

dem Preisgeld eine einjährige kostenfreie<br />

DVGW-Mitgliedschaft.<br />

Die Abschlussarbeiten müssen<br />

bis zum 26. März 2012 an die DVGW-<br />

Hauptgeschäftsführung, Büro Berlin,<br />

Robert-Koch-Platz 4, 10115 Berlin<br />

gesandt werden.<br />

Informationen:<br />

Nadine Kietzke,<br />

Tel. (030) 79 47 36 70,<br />

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

http://www.dvgw.de/dvgw/<br />

dvgw-studienpreis/geschaeftsordnung/<br />

Wir propagieren keine opulenten Rezepte nach<br />

dem Motto: „Der Appetit kommt beim Essen.“ Unsere<br />

Dienstleistungsangebote für kooperationssuchende<br />

Energieversorger sind schlank, operativ und konsequent<br />

lösungsorientiert. Warum? Weil hinter diesen Konzepten<br />

bodenständige Praktiker stehen, die unsere Dienstleistungen<br />

zuhause, das heißt im rhenag-Energiegeschäft,<br />

selbst operativ betreiben. Das prägt.<br />

Erfahren Sie mehr unter www.rhenag.de<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 141

Nachrichten<br />

Verbände und Vereine<br />

Praxis des technischen Rechts für Fach- und<br />

Führungskräfte<br />

Fachbuch zu den rechtlichen Grundlagen im technischen Umfeld von <strong>Gas</strong> und Wasser<br />

neu erschienen<br />

Technik und Recht unterliegen<br />

heute einem schnellen Wandel.<br />

Kenntnisse des DVGW-Regelwerks<br />

und des relevanten europäischen<br />

und nationalen Rechts im <strong>Gas</strong>- und<br />

Wasserfach sind unentbehrlich. Ziel<br />

Das Seminar zum Buch: Rechtsgrundlagen für Einführungskräfte<br />

des Buches ist es, die für das <strong>Gas</strong>und<br />

Wasserfach relevanten europäischen<br />

und nationalen Rechtsthemen<br />

praxisgerecht und verständlich<br />

darzustellen. Der Aufbau ist so<br />

gewählt, dass jeder Nutzer die für<br />

Die DVGW Akademie, Berlin, bietet passend zum Buch das Seminar „Rechtsgrundlagen<br />

für Führungskräfte“ an. Ingenieure und andere technische Führungskräfte werden nicht<br />

selten mit den rechtlichen Grundlagen auf nationaler und europäischer Ebene konfrontiert.<br />

Dabei spielen das Zivilrecht und das Arbeitsrecht eine besondere Rolle. Die wichtigsten<br />

Merkmale werden in diesem Seminar vermittelt:<br />

Rechtsordnung in der Bundesrepublik: Rechtsbereiche, Zivilrecht<br />

Hierarchie der Rechtsvorschriften: Rechtswegegarantie, Gesetzgebungsverfahren<br />

Grundlagen des Zivilrechts: Begriff, Inhalte, Vertragstypen, Haftungsnormen<br />

Das Arbeitsrecht: Grundsätze, Arbeitsvertrag und –verhältnis<br />

Führungsverantwortung: Eigenes Verhalten und Verhalten „Dritter“<br />

Verantwortung für Mitarbeiter: Rechtsstellung, Haftung<br />

Rechtsfolgen: Schadensersatz, Ordnungswidrigkeiten/Bußgelder/Strafen,<br />

Versicherungsmöglichkeiten, Verhalten bei Ermittlungen.<br />

Die Schulung wird zu folgenden Terminen angeboten:<br />

18./19. Juni 2012 in Nürnberg<br />

13./14. September 2012 in Hamburg<br />

08./09. November 2012 in Rüsselsheim<br />

Weitere Informationen und Anmeldung:<br />

DVGW-Akademie, Berlin, Stephanie Miers, Tel. (030) 794736-61, Fax +49 (0) 30 794736-69, E-Mail: miers@dvgw.de<br />

oder Nina Fröhlich, Tel. (030) 794736-63, Fax +49 (0) 30 794736-69, E-Mail: froehlich@dvgw.de<br />

ihn wesentlichen Teile schnell identifizieren<br />

kann. Kurzübersichten zu<br />

den einzelnen Rechtsakten erleichtern<br />

den E<strong>ins</strong>tieg. Die Neuerscheinung<br />

ist für jede Führungs- und<br />

Fachkraft im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach<br />

gedacht, die sich über grundlegende<br />

rechtliche Rahmenbedingungen<br />

informieren will.<br />

Die Hälfte dieses Buches ist dem<br />

Rechtsrahmen der Europäischen<br />

Union gewidmet. Das in Deutschland<br />

bestehende Recht für das <strong>Gas</strong>und<br />

Wasserfach ist zu einem ganz<br />

wesentlichen Teil durch Vorgaben<br />

der Europäischen Union geprägt.<br />

Das Buch befasst sich <strong>ins</strong>besondere<br />

mit den aktuellen Grundlagendokumenten<br />

zur Europäischen Energieund<br />

Wasserpolitik, den relevanten<br />

europäischen Richtlinien und Verordnungen,<br />

der haftungsbefreienden<br />

Wirkung des DVGW-Regelwerks<br />

und den relevanten nationalen<br />

Gesetzen und Verordnungen.<br />

Das Buch kann ab Anfang März<br />

zum Preis von 129,00 € bei der Wirtschafts-<br />

und Verlagsgesellschaft <strong>Gas</strong><br />

und Wasser, Bonn, bestellt werden:<br />

Tel. (0228) 9191-40, E-Mail: info@<br />

wvgw.de.<br />

<br />

Dr. Uwe Wetzel<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 />

März 2012<br />

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

Parcipate acvely in the work of one of the largest <strong>Gas</strong> Conference and<br />

Exhibions in South East Europe!<br />

Discuss the most pressing issues of the global gas industry:<br />

• KEYNOTE PRESENTATIONS: Are We Entering a Golden Age of <strong>Gas</strong>?<br />

• INVITED PRESENTATIONS: New Efficient <strong>Gas</strong> Technologies Based on Smart<br />

Grid Systems and the Role of Renewables<br />

• Present and Future Acvies of Croaan <strong>Gas</strong> Transmission Operater –<br />

PLINACRO<br />

• Future Exploraon and Development of Onshore and Offshore <strong>Gas</strong> Fields<br />

(Convenonal and Unconvenonal)<br />

• The Advantages and Disadvantages of <strong>Gas</strong> Market Liberalizaon in Croaa<br />

• Problems Regarding Supply and Distribuon on New and Exisng <strong>Gas</strong> Facilies<br />

• Perspecves of Facilies Construcon to Ensure the Reliability of <strong>Gas</strong> Supply<br />

as Prerequisite for Regional Cooperaon (LNG, <strong>Gas</strong> Storage Facilies and other<br />

sources)<br />

• New <strong>Gas</strong> Ulizaon – Possibility of LPG Usage on Islands and Rural Area<br />

• Legislaon and Technical Regulaons<br />

• Improving <strong>Gas</strong> Safety by Using New Efficient Appliances<br />

Meet and build relaonships with potenal clients and raise awareness of<br />

your business with key decision makers through:<br />

• Media Partnership and Sponsorship Packages<br />

• Rount Tables (Commercial Presentaons)<br />

• <strong>Gas</strong> Equipment and Poster Exhibion<br />

• Adversing in the Proceedings<br />

For more informaon please contact Croaan <strong>Gas</strong> Associaon at:<br />

opaja@hsup.hr, www.hsup.hr, +385 1 6189 590

7. Pipeline Technology Conference<br />

Sicherheit von Pipelinesystemen im Fokus der<br />

7. Pipeline Technology Conference<br />

Der Energie- und Wasserbedarf in bestehenden und neuen Verbrauchszentren steigt weltweit ungebremst.<br />

In gleichem Maße wachsen auch der Bedarf und die Abhängigkeit von Transportwegen (-leitungen). Unfallmeldungen<br />

an Transportleitungen, <strong>ins</strong>besondere in Ländern mit geringem technologischen Hintergrund,<br />

häufen sich. Kein Wunder, dass man aus diesen Regionen nach Zentraleuropa schaut, wo die höchste Dichte<br />

an Hochdruckpipelines bei niedrigster Unfallhäufigkeit anzutreffen ist.<br />

Europas führende Pipeline Technologie<br />

Konferenz jährt sich<br />

2012 zum 7. Mal. Ein Schwerpunkt<br />

der vom EITEP – Euro Institute for<br />

Information and Technology Transfer<br />

ausgerichteten Konferenz mit<br />

Pipeline Technology Conference<br />

begleitender Ausstellung wird die<br />

technologische Sicherheit von Pipelinesystemen<br />

sein.<br />

Europäische Ingenieure und Entwickler<br />

haben langjährige Erfahrung<br />

mit Rohrleitungen – so sind<br />

Europas führende Konferenz für neue Pipelinetechnologien findet vom 28.–30.03.2012<br />

zum 7. Mal in Hannover statt. Die internationale Konferenz mit über 50 % Teilnehmern<br />

aus dem Ausland bietet auch 2012 wieder hochkarätige Experten aus der Öl- und <strong>Gas</strong>wirtschaft,<br />

die über aktuelle Schlüsselprojekte und Entwicklungen auf dem Markt<br />

berichten sowie neue Technologien vorstellen.<br />

Mit mehr als 300 Teilnehmern, 66 Vorträgen, 30 Ausstellungsständen und 9 Sponsoren<br />

deckt die Pipeline Technology Conference 2012 das gesamte Spektrum an aktuellen<br />

Pipelinethemen ab. Schwerpunkte in den technischen Sessions sind unter anderem:<br />

Sicherheit in Bau und Betrieb, Rehabilitation, Inline Inspection, Monitoring, 3 rd Party<br />

Impact, Integrity Management und Energieeffizienz.<br />

Die Veranstaltung wird von einem Advisory Committee international anerkannter<br />

Experten unterstützt und fachlich beraten.<br />

viele Rohrsysteme bereits seit über<br />

50 Jahren in Betrieb und transportieren<br />

zuverlässig <strong>Gas</strong>, Öl, Wasser<br />

oder andere Stoffe. In dieser Zeit<br />

sind die <strong>Netz</strong>e europaweit stetig<br />

angewachsen und damit auch die<br />

Erfahrung im Umgang mit Rohrleitungen.<br />

Deutsche Unternehmen<br />

sind führend in Planung, Bau,<br />

Betrieb, sowie Instandhaltung und<br />

-setzung von Pipelines. Das hat<br />

dazu geführt, dass trotz Vervielfachung<br />

der <strong>Netz</strong>länge die Zahl der<br />

Zwischenfälle an Rohrleitungen<br />

zurückgegangen ist. Die Basissicherheit<br />

von Pipelinesystemen hat<br />

hier einen wichtigen Beitrag geleistet.<br />

Dennoch treten allein am europaweiten<br />

Pipelinenetz jährlich noch<br />

Schäden auf – es ist also noch einiges<br />

zu tun, um die Verfügbarkeit<br />

und Sicherheit weiter zu steigern.<br />

Neben dem so genannten 3rd-<br />

Party-Impact, also Schäden, die auf<br />

Dritte zurückzuführen sind, wie<br />

Bauarbeiten oder Arbeiten in der<br />

Landwirtschaft, sind es auch Konstruktionsfehler<br />

und Korrosion, die zu<br />

Rohrleitungsschäden führen.<br />

Auf der 7. Pipeline Technology<br />

Conference (ptc) wollen internationale<br />

Experten voneinander lernen.<br />

Die internationale Konferenz mit<br />

über 50 % Teilnehmern aus dem<br />

Ausland bietet auch 2012 wieder<br />

hochkarätige Experten aus der Öl-,<br />

<strong>Gas</strong>- und Wasserwirtschaft, die über<br />

aktuelle Schlüsselprojekte und Entwicklungen<br />

auf dem Markt berichten<br />

sowie neue Technologien vorstellen.<br />

Betreiber, Planer, Bauunternehmer,<br />

Produzenten, Dienstleister,<br />

Behörden und Ministerien können<br />

sich hier offen über zukunftswei-<br />

März 2012<br />

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

7. Pipeline Technology Conference<br />

sende Sicherheits-, Modernisierungs-<br />

und Erweiterungsstrategien<br />

informieren.<br />

Wichtiger Bestandteil der bisherigen<br />

Pipeline Technology Conferences<br />

und so auch der kommenden<br />

ist die Frage nach der Lebenserwartung<br />

von Pipelines – und damit<br />

die Frage nach der Wirtschaftlichkeit.<br />

Hier genießen die Planer und<br />

Betreiber aus Zentraleuropa weltweit<br />

besonders hohes Ansehen. Die<br />

Teilnehmer aus den schnell gewachsenen<br />

Öl- und <strong>Gas</strong>produktions- und<br />

-transitländern fragen neuerdings<br />

immer häufiger, wie es erreicht wird,<br />

dass in Europa Hochdruckleitungen<br />

bereits seit 80–100 Jahren ohne gravierende<br />

Störungen in Betrieb sind.<br />

Die 7. Pipeline Technology Conference<br />

findet vom 28.–30. März<br />

2012 im Hannover Congress Centrum<br />

statt. Das detaillierte Programm<br />

ist unter www.pipeline-conference.<br />

com einzusehen. Die Konferenzsprache<br />

ist Englisch; Simultanübersetzung<br />

wird für die Vorträge der<br />

Plenary angeboten.<br />

Die Veranstaltung wird von<br />

einem Advisory Committee international<br />

anerkannter Experten gesteuert.<br />

An der Spitzes dieses Komitees<br />

steht neben dem Veranstalter seit<br />

einem Jahr der technische Geschäftsführer<br />

des größten deutschen<br />

<strong>Gas</strong>transporteurs „Open Grid<br />

Dr. Klaus Ritter, EITEP.<br />

Advisory Committee<br />

Chairmen<br />

Heinz Watzka, Open Grid Europe<br />

Dr. Klaus Ritter, EITEP<br />

Members<br />

Juan Arzuaga, IPLOCA<br />

Arthur Braga, CTDUT<br />

Hans-Joachim de la Camp, TÜV SÜD Industrie Service<br />

Jens Focke, GEOMAGIC<br />

Andreas Haskamp, BP Europa SE<br />

Christian Heinz, ILF Consulting Engineers<br />

Dr. Hans-Georg Hillenbrand, EUROPIPE<br />

Maximilian Hofmann, MAX STREICHER<br />

Prof. Dr. Klaus Homann, Thyssengas<br />

Dirk Jedziny, Infracor<br />

Dr. Gerhard Knauf, Salzgitter Mannesmann Forschung<br />

Reinhold Krumnack, DVGW<br />

Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, TU Clausthal<br />

Dr. Marc Peters, Herrenknecht<br />

Hermann Rosen, ROSEN Group<br />

Dr. Werner Rott, Nord Stream<br />

Ulrich Schneider, NDT Systems & Services<br />

Dr. Kurt Schubert, OMV Refining & Marketing<br />

Sanjeev Sinha, Siemens<br />

Carlo Maria Spinelli, eni <strong>Gas</strong> & Power<br />

Stefano Tarchi, GE Oil & <strong>Gas</strong><br />

MuhammadAli Trabulsi, Saudi Aramco<br />

Dr. Manfred Veenker, Dr.-Ing. Veenker Ingenieurgesellschaft<br />

Prof. Thomas Wegener, IRO<br />

Europe“ Heinz Watzka, der sich<br />

besonders um die Sicherung des<br />

technologischen Vorsprungs in<br />

einem sich seit einigen Jahren permanent<br />

entwickelnden <strong>Gas</strong>transportmarkt<br />

bemüht. Watzka: „Nach<br />

nun fast 30 Jahren Erfahrung in Planung,<br />

Bau und Betrieb von Transportleitungen<br />

in der internationalen<br />

Öl -und <strong>Gas</strong>industrie ist es für mich<br />

eine große Ehre, dieses Know-how<br />

im Advisory Commitee der PTC einfließen<br />

zu lassen. Die PTC ist das<br />

internationale Forum, in dem sich<br />

die verschiedensten leitungsgebundenen<br />

Transportsysteme gegenseitig<br />

informieren und austauschen.<br />

Nach dem deutschen Energiekonzept<br />

2.0 (post Fukushima) hat <strong>Gas</strong><br />

die Bedeutung, die es als umweltschonendster<br />

fossiler Energieträger<br />

hatte, nunmehr zurück gewonnen.<br />

Open Grid Europe als größter Fernleitungsnetzbetreiber<br />

in Deutschland<br />

und wichtiger Partner im europäischen<br />

Umfeld übernimmt eine<br />

führende Rolle bei der Ausgestaltung<br />

der notwendigen Maßnahmen,<br />

diese Energieadern fit zu halten, zu<br />

stärken und für zukünftige Aufgaben<br />

zu rüsten. In dem Zusammenhang<br />

spielt die PTC die Rolle des Wissensvermittlers,<br />

des geeigneten Fachaustausches<br />

und eines notwendigen<br />

Kommunikationsnetzwerkes. Dabei<br />

werden wir aktiv das Zusammenspiel<br />

der <strong>Netz</strong>betreiber, Lieferanten<br />

und Hersteller fördern und den<br />

Spannungsbogen zu Behörden und<br />

Ministerien gerne schlagen.“<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 145

7. Pipeline Technology Conference<br />

„Pipelines – die Energieadern der Zukunft“<br />

Der Beitrag basiert auf einem Gespräch der Fachredaktionen 3R und <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> mit Heinz Watzka, dem Technischen Geschäftsführer der Open Grid<br />

Europe GmbH, zur Energiezukunft Europas.<br />

Die deutsche und europäische <strong>Gas</strong>transportbranche steht seit dem 3. Binnenmarktpakt der Europäischen<br />

Kommission und mit der von der Bundesregierung forcierten Energiewende vor fundamentalen Herausforderungen.<br />

So muss das ursprünglich auf den <strong>Erdgas</strong>import ausgelegte <strong>Netz</strong> inzwischen auch den gesetzlichen<br />

Regelungen des liberalisierten Energiemarktes und den Anforderungen des verstärkten E<strong>ins</strong>atzes von erneuerbaren<br />

Energien gerecht werden. Und dieser Wandel des Marktes macht auch an den Landesgrenzen nicht halt:<br />

Zentrale Veränderungen im Energiemarkt spielen sich bereits jetzt auch auf europäischer Ebene ab. Das nationale<br />

Denken ist zu klein geworden, es geht schließlich um nichts Geringeres als die Energiezukunft Europas:<br />

Welche Antworten können auf die aus der Marktgebietszusammenlegung resultierende Kapazitätsreduktion<br />

gegeben werden? Wie sieht eine transnationale Kooperation der <strong>Netz</strong>betreiber aus? Welche Rolle spielt dabei<br />

die Politik? Wie steht es um die Versorgungssicherheit in Deutschland und Europa? Und wie sieht es mit der<br />

Möglichkeit der Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom in den <strong>Erdgas</strong>pipelines aus? Ein erster Blick auf<br />

diese Fragen zeigt, dass zur Bewältigung der aktuellen und künftigen Herausforderungen der europäischen<br />

<strong>Gas</strong>transportwirtschaft der Fokus auf die <strong>Netz</strong>infrastruktur als die technologischen Energieadern der Zukunft<br />

gelegt werden muss.<br />

<strong>Erdgas</strong> ist der Treibstoff<br />

der Energiewende<br />

Den Erneuerbaren Energien (EE)<br />

gehört spätestens seit dem be -<br />

schlossenen Atomausstieg die<br />

Zukunft. Doch bisher fehlt es an<br />

Stromspeichern für Ökostrom, denn<br />

wenn der Wind besonders kräftig<br />

bläst und die Sonne acht Stunden<br />

oder mehr am Tag scheint, erzeugen<br />

Windenergie- und Fotovoltaikanlagen<br />

mehr Strom als das <strong>Netz</strong><br />

aufnehmen kann. Dadurch gehen<br />

letztlich Kapazitäten ungenutzt verloren.<br />

Das könnte sich bald ändern.<br />

„Schon heute ist es möglich, Öko-<br />

Strom als <strong>Erdgas</strong> zu speichern“, sagt<br />

Heinz Watzka, Technischer<br />

Geschäftsführer von Open Grid<br />

Europe, Deutschlands größtem <strong>Erdgas</strong>transporteur.<br />

Mithilfe von Elektrolyse<br />

und anschließender Methanisierung<br />

ist es in Pilotprojekten<br />

bereits gelungen, Strom in synthetisches<br />

<strong>Erdgas</strong> (SNG) umzuwandeln.<br />

Das <strong>Erdgas</strong>substitut kann schließlich<br />

wie herkömmliches <strong>Erdgas</strong> <strong>ins</strong><br />

Versorgungsnetz, in Pipelines und<br />

Speicher eingespeist werden. Langfristig<br />

soll der ökologisch erzeugte<br />

Strom nicht nur zu Spitzenzeiten <strong>ins</strong><br />

<strong>Netz</strong> eingespeist werden, sondern<br />

zur Absicherung der zentralen<br />

Grundlast beitragen.<br />

Heinz Watzka, Open Grid Europe.<br />

Die „Speicher“-Infrastruktur<br />

ist bereits vorhanden<br />

Ein entscheidender Vorteil: Es müssten<br />

keine großräumigen Infrastruktur-Projekte<br />

geplant und umgesetzt<br />

werden. Derzeit gibt es eine Speicherkapazität<br />

von 220 TWh. Berechnungen<br />

der Bundesnetzagentur<br />

gehen davon aus, dass 20 bis 40<br />

TWh reichen könnten, um den notwendigen<br />

Anteil der Speicherung<br />

von Strom mittels <strong>Erdgas</strong> zu erreichen.<br />

Der Prozess der Methanisierung<br />

und der Energietransport<br />

durch das bereits existierende <strong>Erdgas</strong>netz<br />

ist somit eine kostengünstigere<br />

und wesentlich einfacher<br />

umzusetzende Alternative zum Bau<br />

neuer Hochspannungsleitungen,<br />

denn: Um die hochgesteckten Ziele<br />

der Energiewende zu erreichen, fehlen<br />

derzeit ca. 3.600 Kilometer an<br />

zusätzlichen Überlandleitungen.<br />

Die Kosten dafür werden von der<br />

Deutschen Energie-Agentur auf<br />

rund 10 Mrd. Euro veranschlagt. Die<br />

Genehmigungsverfahren für überregionale<br />

Hochspannungstrassen<br />

dauern im Schnitt mehr als 15 Jahre<br />

– oft mit ungewissem Ausgang.<br />

Deshalb bedarf es der Überlegung,<br />

wie das Power-to-<strong>Gas</strong>-Verfahren<br />

schneller in den Markt gebracht<br />

und genutzt werden bzw. wie das<br />

anstehende Zusammenwachsen<br />

von Strom- und <strong>Gas</strong>infrastruktur bei<br />

den Themen Energiespeicherung<br />

und -transport beschleunigt werden<br />

kann.<br />

Bislang ist man aber von einer<br />

Wirtschaftlichkeit noch weit entfernt.<br />

Eine Methanisierung lohnt<br />

sich aufgrund der derzeit bestehenden<br />

Rahmenbedingungen noch<br />

nicht. Um der Technik zum Durchbruch<br />

zu verhelfen, bedarf es einer<br />

langfristigen, staatlichen Förderung.<br />

Eine Möglichkeit wäre die<br />

finanzielle Stärkung der Forschung<br />

durch einen Teil der enormen Sub-<br />

März 2012<br />

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

7. Pipeline Technology Conference<br />

ventionen, die zurzeit ohnehin in<br />

den Bereich der regenerativen Energien<br />

fließen.<br />

<strong>Erdgas</strong> leistet somit als umweltfreundlichster<br />

fossiler Energieträger<br />

einen fundamentalen Anteil zum<br />

Gelingen der Energiewende. Und<br />

nicht nur das: Durch seine Power-to-<br />

<strong>Gas</strong>-Fähigkeit ermöglicht <strong>Erdgas</strong> als<br />

idealer Partner einen effizienten E<strong>ins</strong>tieg<br />

in die erneuerbaren Energien.<br />

Grenzen überwinden:<br />

Die Notwendigkeit zur<br />

Europäisierung der <strong>Gas</strong>netze<br />

Die europäische <strong>Gas</strong>transportwirtschaft<br />

steht vor gewaltigen Herausforderungen<br />

und einem grundlegenden<br />

Umbruch, der einem Paradigmenwechsel<br />

gleich kommt. Die<br />

Richtung heißt Europa und das<br />

Fahrtenbuch dafür wird in Brüssel<br />

geschrieben. Ein umfangreiches<br />

drittes Paket hat die EU-Kommission<br />

geschnürt, um weiter die Richtung<br />

zur Liberalisierung und Europäisierung<br />

des <strong>Gas</strong>marktes zu weisen. Da<br />

ist zu allererst die Vollendung des<br />

europäischen Energiebinnenmarktes.<br />

„Wir können den <strong>Gas</strong>-zu-<strong>Gas</strong>-<br />

Wettbewerb in Europa nur vernünftig<br />

gestalten, wenn es für die immer<br />

größer werdende Anzahl an Marktteilnehmern<br />

ausreichend Kapazitäten<br />

im <strong>Netz</strong> gibt. Wer <strong>Gas</strong> hat,<br />

möchte freien Zugang zu den Handelspunkten“,<br />

erläutert Watzka die<br />

derzeit bestehende Entry-Herausforderung.<br />

Überhaupt sind die <strong>Gas</strong>märkte<br />

immer stärker handelsgetrieben.<br />

Diese neuen Notwendigkeiten<br />

auf der Handelsseite stellen<br />

auch ganz neue Anforderungen an<br />

das bestehende <strong>Gas</strong>netz, z. B. eine<br />

deutliche höhere Flexibilität.<br />

Das betrifft auch den Speicherbereich.<br />

Immer mehr Kapazitäten<br />

werden benötigt – und damit auch<br />

neue Transportmöglichkeiten. Denn<br />

schließlich möchte ein Händler das<br />

<strong>Gas</strong> auch wieder aus dem Speicher<br />

heraus zum Handelspunkt bringen.<br />

Hinzu kommt das Thema <strong>Gas</strong>kraftwerke.<br />

Obwohl derzeit jeder die fehlende<br />

Wirtschaftlichkeit von GuD-<br />

Anlagen beklagt, gibt es bereits eine<br />

ganze Reihe von verbindlichen Anfragen<br />

nach Kraftwerksstandorten.<br />

Diese stammen aus der Zeit vor Fukushima<br />

und der danach politisch eingeläuteten<br />

Energiewende und hatten<br />

bereits den klaren Blick auf die Zeit<br />

nach der Kernenergie, die damals<br />

noch in weiter Ferne lag. Auch für<br />

diese Standorte müssen <strong>Netz</strong>anschlusskonzepte<br />

entwickelt werden.<br />

Die Europäisierung ist bereits in<br />

vollem Gange. Schon heute gibt es<br />

immer mehr transnationale <strong>Gas</strong>flüsse,<br />

nicht mehr nur in den traditionellen<br />

Flussrichtungen Ost-West<br />

und Nord-Süd, sondern zunehmend<br />

auch umgekehrt. Dänemark und<br />

Schweden wollen mehr <strong>Gas</strong> im<br />

Industriesektor e<strong>ins</strong>etzen. Da ist es<br />

am sinnvollsten, sie vom Kontinent<br />

aus, über die Drehscheibe Deutschland,<br />

zu versorgen, wo viele große<br />

Importleitungen ankommen, seit<br />

kurzem auch die Nordstream. Von<br />

Westen drängt LNG in den Markt.<br />

Die Italiener wollen <strong>Gas</strong>, das sie im<br />

Norden nicht benötigen, von der<br />

Schweizer Grenze einfacher zum<br />

deutschen Handelspunkt transportieren.<br />

Zentrales Problem: Mangelnde<br />

Einheitlichkeit der <strong>Netz</strong>zugangsbedingungen.<br />

Europa braucht eine<br />

einheitliche <strong>Netz</strong>struktur<br />

Eine umfassende europäische Harmonisierung<br />

für den <strong>Netz</strong>zugang<br />

braucht Zeit. Aktuell gibt es in<br />

Europa noch sehr unterschiedliche<br />

Marktbedingungen. Beispielsweise<br />

beschafft Deutschland Regelenergie<br />

am freien Markt per Ausschreibung<br />

oder über die Börse. In anderen<br />

Ländern wird dies zentral über<br />

Speicher geregelt. Ähnlich sieht es<br />

bei der Kapazitätsvergabe an den<br />

Grenzübergängen aus: „Im grenzüberschreitenden<br />

Handel hat es der<br />

Händler oft mit drei bis vier nicht<br />

aufeinander abgestimmten Regulierungsregimes<br />

zu tun. Oder französisches<br />

<strong>Gas</strong> kann nicht <strong>ins</strong> deutsche<br />

<strong>Netz</strong> eingeleitet werden, weil<br />

in beiden Ländern unterschiedliche<br />

Druckstufen zur Odorierung des<br />

<strong>Gas</strong>es angewendet werden. In<br />

Europa brauchen wir also mehr<br />

<strong>Netz</strong>e und mehr Transportmöglichkeiten“,<br />

sagt Watzka. Gerade für<br />

Deutschland liegt hier eine große,<br />

wirtschaftliche Chance: Es muss seiner<br />

Drehscheibenfunktion gerecht<br />

werden können. Deutschland muss<br />

Motor sein und darf nicht zum<br />

Bremser der Integration der <strong>Gas</strong>märkte<br />

werden.<br />

ENTSOG beschleunigt die<br />

europäische Integration<br />

Eine zentrale Rolle bei der Umsetzung<br />

des europäischen <strong>Gas</strong>binnenmarkts<br />

spielt die Vereinigung der<br />

europäischen Ferngasnetzbetreiber<br />

ENTSOG. Diese arbeitet u. a. an<br />

einem europäischen <strong>Netz</strong>kodex für<br />

die einheitliche Regelung der Vergabe<br />

von Kapazitäten an Grenzübergangspunkten.<br />

ENTSOG arbeitet<br />

daran, einen Kodex auf Basis der<br />

Vorgaben der europäischen Regulierungsagentur<br />

ACER zu erarbeiten.<br />

Es geht darum, Kapazitäten an<br />

Grenzübergangspunkten über Plattformen<br />

zu versteigern. Folgende<br />

Aspekte sind für ENTSOG besonders<br />

wichtig:<br />

""<br />

einen transparenten Zugang<br />

zum Fernleitungsnetz über die<br />

Grenzen hinweg zu ermöglichen<br />

""<br />

eine abgestimmte, ausreichend<br />

zukunftsorientierte Planung und<br />

solide technische Entwicklung<br />

des <strong>Netz</strong>es zu gewährleisten<br />

""<br />

ausreichend Verbindungskapazitäten<br />

zwischen den Ländern zu<br />

schaffen, unter Berücksichtigung<br />

der Umwelt<br />

""<br />

ein fairer Partner für alle Marktteilnehmer<br />

zu sein.<br />

Erste Aufgabe von ENTSOG war<br />

die Entwicklung eines <strong>Netz</strong>entwicklungsplanes<br />

für die kommenden<br />

zehn Jahre. Es werden Projekte dargestellt,<br />

die fest geplant sind und<br />

die sich in einem reifen Stadium<br />

befinden. Dabei wird berücksichtigt,<br />

dass der Rückgang der europäischen<br />

Produktion und der prognostizierte<br />

Anstieg des europäischen<br />

Verbrauchs mehr Importe erforderlich<br />

machen wird. Der Plan prüft<br />

<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 147

7. Pipeline Technology Conference<br />

Die Open Grid Europe GmbH<br />

Die Open Grid Europe ist Deutschlands führender <strong>Erdgas</strong>transporteur. Das Unternehmen<br />

betreibt mit seinen rund 1.600 Mitarbeitern ein Ferngasleitungsnetz von 12.000 km<br />

Länge. Als erstes deutsches Unternehmen hat sich Open Grid Europe als unabhängiger<br />

Transportnetzbetreiber (Independent Transmission Operator, kurz ITO) aufgestellt. Die<br />

Kerntätigkeiten des Unternehmens sind:<br />

Planung und Bau von Leitungen von der Konzepterstellung, dem Projektmanagement<br />

und Engineering bis zur Umsetzung<br />

Der Betrieb des Leitungssystems, zu dem die Wartung und Instandhaltung sowie die<br />

Steuerung und Überwachung des <strong>Netz</strong>es und der Speicherstationen gehören<br />

Das Management der Kapazitäten von der Ermittlung bis hin zur Entwicklung neuer<br />

Standards<br />

Die Vermarktung der Kapazitäten und Betreuung der Kunden<br />

Mengenermittlung und Abrechnung<br />

zudem, ob die Grenzübergangskapazitäten<br />

dazu ausreichen werden,<br />

an einem Höchstlasttag den prognostizierten<br />

Verbrauch zu decken.<br />

Es wird deutlich, dass es in zehn<br />

Jahren ohne die Investitionen zum<br />

Beispiel in West- und Mitteleuropa,<br />

in Dänemark und Schweden sowie<br />

in der Balkanregion zu Engpässen<br />

kommen könnte.<br />

Die Transportnetzbetreiber treiben<br />

über ENTSOG die Entwicklung<br />

zu einem einheitlichen Binnenmarkt<br />

in Europa kooperativ voran.<br />

Denn auch die Regulierung für<br />

Deutschland findet zunehmend in<br />

Brüssel statt. Der nationale Gestaltungsspielraum<br />

tritt in den Hintergrund.<br />

Auf europäischer Ebene hat im<br />

vergangenen Jahr ACER (Agency<br />

fort the Cooperation of Energy<br />

Regulators) ihre Arbeit aufgenommen.<br />

Sie wird dafür zu sorgen<br />

haben, dass die Regulierungsbedingungen<br />

in den europäischen Staaten<br />

harmonisiert werden. Dabei<br />

geht es zunächst nicht zwingend<br />

um einen Ausbau der <strong>Netz</strong>infrastruktur,<br />

sondern um einheitliche<br />

Methoden des <strong>Netz</strong>zugangs. Oft hat<br />

es man es in Europa mit bis zu vier<br />

verschiedenen Regulierungsregimes,<br />

unterschiedlichen Vergabeverfahren<br />

und Produkten zu tun.<br />

Das muss sich ändern. Politik, Regulierer<br />

und <strong>Netz</strong>betreiber brauchen<br />

ein geme<strong>ins</strong>ames Verständnis über<br />

den zukünftigen Regulierungsrahmen,<br />

das heißt stärker auf geeignete<br />

Anreize zu setzen als zu regulieren,<br />

mehr zu unterstützen als zu<br />

kontrollieren, sich auf einzelne<br />

Kernthemen zu fokussieren als alles<br />

auf einmal umsetzen zu wollen. Wir<br />

brauchen Fortschritt durch Akzentsetzung.<br />

Wenn wir uns jedoch in<br />

Details verlieren, riskieren wir Stillstand<br />

und Verzögerung.<br />

Die Regulierungsbehörden<br />

müssen nach vorne blicken<br />

Vor dem Hintergrund des derzeit in<br />

Deutschland geltenden, e<strong>ins</strong>eitig<br />

auf die Senkung von Kosten ausgelegten<br />

regulatorischen Rahmens<br />

stellt sich die Frage: Rechnet sich<br />

der Bau neuer <strong>Gas</strong>netze überhaupt?<br />

Die Antwort lautet heute NEIN. Und<br />

zwar u.a. wegen der jüngsten, wenn<br />

auch moderaten Absenkung der<br />

Eigenkapitalz<strong>ins</strong>sätze durch die<br />

Bundesnetzagentur. Stattdessen<br />

hätte gelten müssen: mehr Anreiz<br />

statt nur Regulierung ist das Gebot<br />

der Stunde. Wie kann das gehen?<br />

""<br />

Die generelle Verz<strong>ins</strong>ung der<br />

Investitionen muss sich gerade<br />

vor dem Hintergrund des<br />

Unbundlings an Kapitalmarkterfordernissen<br />

ausrichten und<br />

zwar beim bestehenden <strong>Netz</strong><br />

und bei Neuinvestitionen.<br />

""<br />

Es bedarf eines Dienstleitungsentgelts<br />

für den Betrieb abgeschriebener<br />

Leitungen, die zu<br />

einem nicht unwesentlichen Teil<br />

das Rückgrat der Versorgungssicherheit<br />

bilden. Aktuell werden<br />

lediglich die Betriebsausgaben<br />

erstattet. Dies ist keine ausreichende<br />

wirtschaftliche Basis für<br />

die erforderliche qualitativ hochwertige<br />

Betriebsführung.<br />

""<br />

Anreize zur Steigerung der Effizienz<br />

müssen für die <strong>Netz</strong>betreiber<br />

erreichbar sein und dürfen<br />

nicht durch einen kumulativen<br />

Effekt von generellem und<br />

gleichzeitig spezifischen Produktivitätssteigerungsvorgaben<br />

letztlich nur eine weitere Kostenkürzung<br />

bedeuten. Dies gefährdet<br />

die Qualität der Infrastruktur<br />

und verhindert den notwendigen<br />

<strong>Netz</strong>ausbau und damit das<br />

Erreichen der Energiewendeziele.<br />

""<br />

<strong>Netz</strong>renditen müssen für externe<br />

Investoren eine risikoadäquate<br />

Verz<strong>ins</strong>ung garantieren, damit<br />

die erforderlichen Mittel im<br />

Wettbewerb zu anderen Wirtschaftssegmenten<br />

in die <strong>Netz</strong>e<br />

fließen.<br />

Anreize schaffen<br />

Investitionen<br />

Gerade in Deutschland mit seinem<br />

ambitionierten Ziel, die Energiewende<br />

sobald wie möglich zu erreichen,<br />

müssen die e<strong>ins</strong>eitig auf Kosten<br />

fokussierenden Regulierungsbedingungen<br />

eine Neu-Bewertung<br />

erfahren. Ohne finanzielle Anreize<br />

wird es den erforderlichen <strong>Netz</strong>ausbau<br />

nicht geben. Wer Fortschritt<br />

will, darf nicht ständig zurückschauen.<br />

„Wir brauchen eine Regulierung,<br />

die sich als Teil der Lösung<br />

versteht und nicht als Korrektiv der<br />

Vergangenheit. In Ländern wie z. B.<br />

Großbritannien, die bereits lange<br />

Zeit Erfahrungen mit der Regulierung<br />

gesammelt haben, sehen wir<br />

aktuell genau solche Bestrebungen:<br />

Dort werden explizit Anreize zur Förderung<br />

von Innovationen ge setzt“,<br />

bekräftigt Watzka die Forderung<br />

nach einer innovations- und investitionsfördernden<br />

Regulierung. Wir<br />

haben in Deutschland eines der<br />

März 2012<br />

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

7. Pipeline Technology Conference<br />

modernsten und technisch ausgereiftesten<br />

<strong>Netz</strong>e. Unser Ingenieurwissen<br />

und der Standard, den wir<br />

praktizieren, sind auch international<br />

gefragt. Wir haben zudem das<br />

Know-how und die Innovationskraft,<br />

dieses <strong>Netz</strong> weiter zu entwickeln<br />

und es zu einem un verzichtbaren<br />

Baustein in einer modernen Energieinfrastruktur<br />

zu machen. Dafür<br />

aber bedarf es mehr Anreize – im<br />

bestehenden <strong>Netz</strong> ebenso wie bei<br />

Neuinvestitionen. Wir benötigen<br />

Anreizmodelle, die Freiräume schaffen<br />

für Investitionen, die langfristige<br />

Nutzung der Infrastruktur und für<br />

innovative Prozesse und Lösungen.<br />

Nur so ebnen wir uns den Weg in<br />

eine neue, nachhaltigere und tragfähige<br />

Energiezukunft.<br />

Kapazitätsreduktion durch<br />

Marktgebietsfusion<br />

Nicht alle Maßnahmen, die in den<br />

vergangenen Jahren zur Belebung<br />

des Marktes vorgenommen wurden,<br />

sind ohne „Nebenwirkungen“<br />

geblieben. Durch Kooperationen<br />

beispielsweise wurden ehemals<br />

getrennte Marktgebiete miteinander<br />

verknüpft, so dass Händler<br />

Transportwege schneller und einfacher<br />

buchen können. Als Folge kam<br />

es aus der freien Zuordenbarkeit<br />

von festen Kapazitäten sowie aus<br />

der Zusammenlegung von Marktgebieten<br />

nicht selten zu einer<br />

Reduktion der Transportkapazitäten.<br />

D. h. 1 plus 1 ergab nicht 2, sondern<br />

manchmal eben weniger. Dieser<br />

– zunächst paradox erscheinende<br />

Sachverhalt – soll an dem<br />

Beispiel eines Kinocenters mit drei<br />

Kinosälen erläutert werden:<br />

Ein Kinocenter betreibt drei Säle.<br />

Entscheidet der Kunde beim Kauf<br />

der Karte, welchen Film er sehen<br />

möchte (die Karte ist also nicht frei<br />

innerhalb des gesamten Centers<br />

zuordenbar), kann der Centerbetreiber<br />

die gesamte Kapazität jedes einzelnen<br />

der drei Säle an der Kasse<br />

anbieten. Sollen die Karten hingegen<br />

frei zuordenbar sein, entscheidet<br />

der Kunde erst unmittelbar vor<br />

Betreten des Saales, welchen Film er<br />

sehen möchte. Hat das kle<strong>ins</strong>te der<br />

drei Kinos nur 50 Plätze, während<br />

die anderen beiden Kinos über 200<br />

Plätze verfügen, so kann der Anbieter<br />

trotzdem nur 50 Karten verkaufen.<br />

Würde er mehr Eintrittskarten<br />

mit freier Filmwahl verkaufen und<br />

alle Zuschauer entschieden sich für<br />

den Film im Kino mit 50 Plätzen,<br />

würde diese Kapazität nicht ausreichen,<br />

um alle Besucher zu fassen.<br />

Im nächsten gedanklichen Schritt<br />

geht das Kino eine Kooperation mit<br />

einem weiteren Kinocenter in derselben<br />

Stadt ein – wie bei einer<br />

Marktgebietskooperation die <strong>Netz</strong>betreiber.<br />

Der Besucher hat nun das<br />

Recht, auch in diesem Kinocenter<br />

einen Film seiner Wahl zu sehen.<br />

Also müssen die Engpässe des<br />

kooperierenden Kinocenters mit<br />

berücksichtigt werden. Hat dort das<br />

kle<strong>ins</strong>te Kino 25 Plätze, schränkt<br />

sich die feste freie Zuordenbarkeit<br />

der Eintrittskarten auf 25 Karten für<br />

beide Kinocenter ein.<br />

Die Schlussfolgerung daraus<br />

lautet: In einem zusammengelegten<br />

Marktgebiet kann der kle<strong>ins</strong>te<br />

geme<strong>ins</strong>ame Engpass die maximal<br />

zur Verfügung stehende Kapazität<br />

bestimmen. Allerdings gibt es hierfür<br />

einen Lösungsansatz. Bezogen<br />

auf das Kinobeispiel lautet dieser:<br />

Der Kinoanbieter vermarktet Karten,<br />

bei denen ein Besucher zusichert,<br />

einen bestimmten Film nicht<br />

zu sehen. Übertragen auf das <strong>Gas</strong>netz<br />

heißt das: Der Transportkunde<br />

geht über eine Lastflusszusage die<br />

Verpflichtung ein, einen bestimmten<br />

<strong>Gas</strong>fluss an einem Entry- oder<br />

Exitpunkt bereitzustellen. Lastflusszusagen<br />

sind damit ein wesentliches<br />

Instrument, um der mit Marktgebietskooperationen<br />

einhergehenden<br />

Reduzierung von frei<br />

zuordenbaren Kapazitäten in einem<br />

transportpfadunabhängigen <strong>Netz</strong>modell<br />

entgegenzuwirken.<br />

Die Zukunft gestalten<br />

Der Bundesrepublik Deutschland<br />

aufgrund ihrer zentraleuropäischen<br />

Lage und Open Grid Europe aufgrund<br />

ihrer Größe kommen im Prozess<br />

der Neuausrichtung von Energie<br />

und Markt eine besondere Rolle<br />

zu. „Wir sind durch unsere Pipelines<br />

nicht nur für die Versorgungssicherheit<br />

Deutschlands, sondern eines<br />

Großteils Europas verantwortlich“,<br />

resumiert Heinz Watzka. „Das <strong>Netz</strong><br />

bildet einen Teil der Lebensenergieadern<br />

des Wirtschaftsstandortes<br />

Deutschlands und Europas. Verkalken<br />

diese Adern und werden damit<br />

schwach, dann steht die Wettbewerbsfähigkeit<br />

einer hochentwickelten<br />

Industrie auf dem Spiel. Unsere<br />

Aufgabe ist es, diese Adern fit zu<br />

halten und künftig noch zu stärken.<br />

Die Chancen zu einem Gelingen<br />

der Energiewende bestehen vor<br />

allem durch den sinnvollen E<strong>ins</strong>atz<br />

von <strong>Erdgas</strong> als gleichwertiger Partner<br />

zu den regenerativen Energien<br />

auch weiterhin. Mit der Technik der<br />

Methanisierung besteht eine konkrete<br />

Option, regenerativ gewonnene<br />

Energie speicherbar zu<br />

machen und mittels der vorhandenen<br />

<strong>Erdgas</strong>infrastruktur zu nutzen.<br />

Open Grid Europe wird bei all diesen<br />

Themen auch in der Zukunft im<br />

engen Dialog mit seinen nationalen-<br />

und internationalen Partnern<br />

und den staatlichen Behörden<br />

zusammenarbeiten.<br />

Hierbei ist jedoch auch klar: Energiewende<br />

und Harmonisierung des<br />

europäischen Binnenmarktes können<br />

nur dann gelingen, wenn alle<br />

beteiligten Akteure – Bevölkerung<br />

sowie Staat und Regulierer – an<br />

einem Strang ziehen. Gerade die<br />

B<strong>Netz</strong>A in Deutschland hat hierbei<br />

eine verantwortungsvolle Rolle inne,<br />

die sie konstruktiv zur Gestaltung<br />

der Energiewende nutzen muss.“<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 149

7. Pipeline Technology Conference<br />

Pipeline Technology Conference 2012<br />

– Programm<br />

28.–30. March 2012, Hannover<br />

Wednesday, 28. March 2012<br />

09:00–10:00 Registration and Coffee Break<br />

within the Exhibition<br />

10:00–10:30 Opening and Keynote Speech<br />

""<br />

Welcome<br />

Dr. Klaus Ritter, President, Euro Institute for<br />

Information and Technology Transfer<br />

""<br />

Keynote Speech<br />

Heinz Watzka, Managing Director Technical Services,<br />

Open Grid Europe<br />

10:30–12.00 Plenary Session<br />

“European Pipeline Market”<br />

""<br />

The Energy Infrastructure Package and<br />

its role for renewable energies development<br />

Catharina Sikow-Magny, Deputy Head of Unit<br />

“Security of supply and networks”, DG Energy,<br />

European Commission, Belgium (to be confirmed)<br />

""<br />

The Interconnected European <strong>Gas</strong> Pipeline Market<br />

– Present Status and Future Challenges<br />

NN, European Network of Transmission System<br />

Operators for <strong>Gas</strong> (ENTSOG)<br />

""<br />

The German Turnaround – Power to <strong>Gas</strong><br />

NN<br />

""<br />

The German Safety System for <strong>Gas</strong> Infrastucture<br />

Hiltrud Schülken, DVGW, Germany<br />

12:00–13:30 Lunch Break within the Exhibition<br />

13:30–15:00 Plenary Session<br />

“Technical Challenges/Projects”<br />

""<br />

Technological Pipeline’s Challenges –<br />

An Operator’s view<br />

Marcelo Rosa Rennó Gomes, Director of <strong>Gas</strong> Pipelines,<br />

Transpetro (Petrobras Transporte), Brazil<br />

""<br />

Secure <strong>Gas</strong> Supply for Europe –<br />

Nord Stream launched and operational<br />

Dr. Werner Rott, Technical Director, Nord Stream,<br />

Switzerland<br />

""<br />

Case Study-Constructing a <strong>Gas</strong> Pipeline to The<br />

Dead Sea ‘The Deepest Point on Earth’,<br />

Haim Mosckovich, Head of Construction Dept.,<br />

ISRAEL NATURAL GAS LINES (INGL), Israel<br />

""<br />

Nord Stream onshore pipeline projects OPAL<br />

and NEL. Extraordinary constructions for river<br />

crossings by HDD or Microtunnel<br />

Stefan Scholz, Engineering Manager OPAL and NEL,<br />

WINGAS TRANSPORT, Germany<br />

15:30–17:00 Plenary Session<br />

“Special Issues”<br />

""<br />

Charting The Way Ahead for International<br />

Collaboration on Pipeline Research and<br />

Development<br />

Cliff Johnson, President, Pipeline Research Council<br />

International (PRCI), USA<br />

Dr. Gerhard Knauf, Secretary General, European<br />

Pipeline Research Group (EPRG), Germany<br />

from 17:00<br />

""<br />

Emergency Planning and Counter Measures<br />

Dirk Strack, Manager Technical Assets,<br />

TAL – Deutsche Transalpine Oelleitung<br />

""<br />

CO 2 Pipeline Transport From Germany to Algeria<br />

David Haumann, Project Manager, EnBW Energie<br />

Baden-Württemberg AG, Germany<br />

""<br />

New Pipeline Projects and the Role of Public<br />

Perception<br />

Dr. Babette Fahlbruch, TÜV Nord, Germany<br />

Get Together Party within the Exhibition<br />

Thursday, 29. March 2012<br />

10:00–13:00 Session 1<br />

“Planning and Construction”<br />

""<br />

A Major Step for a Pipeline:<br />

Crossing the Serra do Mar State Park in Brazil<br />

Philipp Elsner, Babendererde Engineers GmbH,<br />

Germany<br />

""<br />

The Calculation of The Thrust Force for Pipeline<br />

Installation Using The Direct Pipe Method<br />

Henk Kruse, Deltares, Netherlands<br />

""<br />

Efficient Crossing of Traffic Routes and Waterways<br />

Using The Dynamic Ramming Technique<br />

Gerhard Völkel, TRACTO-TECHNIK GmbH & Co. KG,<br />

Germany<br />

""<br />

Transfer of Welding Technologies from Offshore<br />

to Onshore Pipeline Construction<br />

Shana Cohen, Serimax, France<br />

""<br />

New Product and Method for In-Trench Pipeline<br />

Support and Support for Stringing and Welding<br />

Geoff Connors, PipeSak Pipeline Products, Canada<br />

""<br />

Concept of Pipe-laying Ship for The Arctic Shelf<br />

of Russia<br />

Dr. Nikolai Valdmann, Kyrlov Shipbuilding Research<br />

Institute, Russia<br />

10:00–13:00 Session 2<br />

“Inline Inspection”<br />

""<br />

Ultrasonic Measurement Techniques in<br />

<strong>Gas</strong> Pipeline Inspection – A Case Study<br />

Jens Erfurth, Open Grid Europe GmbH, Germany<br />

März 2012<br />

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

7. Pipeline Technology Conference<br />

""<br />

Corrosion Growth Analysis –<br />

Case Study of MFL-UT Combined <strong>ins</strong>pection<br />

Johannes Palmer, ROSEN Technology & Research<br />

Center GmbH, Germany<br />

""<br />

High Resolution Ultrasonic In-Line Inspection:<br />

Special Configurations And The Added Value<br />

They Offer<br />

Dr. Michael Beller, NDT Systems & Services AG,<br />

Germany<br />

""<br />

A Pipeline Inspection Case Study: Design<br />

improvements on a New Generation UT In-line<br />

Inspection Crack Tool<br />

Mark J. Slaughter, Weatherford Pipeline & Specialty<br />

Services, United Kingdom<br />

""<br />

The Role of Effective Collaboration in<br />

the Advancement of EMAT Inline Inspection<br />

Technology for Pipeline Intergity Managment:<br />

A Case Study<br />

Stephan Tappert, GE Oil & <strong>Gas</strong> – PII Pipeline Solutions,<br />

Germany<br />

""<br />

Listen with your Eyes – A new Generation<br />

of Inspection Pigs<br />

Ulf Gottsberg, Gottsberg Leak Detection GmbH,<br />

Germany<br />

10:00-13:00 Session 3<br />

“Operational Improvements”<br />

""<br />

Value Engineering Approach to increase<br />

Cost Efficiency<br />

Tobias Walk, ILF Consulting Engineers GmbH,<br />

Germany<br />

""<br />

Optimized Operation of a 22in Pipeline<br />

Considering the Energy Price Rates<br />

Rangel Sonaglio, Petrobras Transporte – Transpetro,<br />

Brazil<br />

""<br />

Pipeline Drag Reduction Technology and<br />

Impact to Refining and Quality<br />

Morgan Brown, ConocoPhillips Specialty Products,<br />

Inc., Belgium<br />

""<br />

Soil Friction Modeling in HDDs under<br />

Operational Conditions<br />

Frigco Kwaaitaal, Tebodin Netherlands B.V.,<br />

Netherlands<br />

""<br />

Quantative Assessment of Ground Cover<br />

Renaturation, Soil Degradation and Controlling<br />

Them Climate and Ground Factors Along<br />

Rights-of-Way of BTC Oil and SCP <strong>Gas</strong> Pipelines<br />

in Azerbaijan<br />

Emil Bayramov, BP Azerbaijan, Azerbaijan<br />

""<br />

SCADA Revamp: The Opportunity to Improve<br />

Efficiency, Safety and Legal Compliance<br />

Jochen Frings, ILF Consulting Engineers GmbH,<br />

Germany<br />

<br />

7th Pipeline Technology<br />

Conference<br />

Pipeline Technology<br />

Conference 2010<br />

28.-30. März 2012, Hannover Congress Centrum<br />

HANNOVER MESSE, 4.-8. April 2011<br />

das wichtigste Technologieereignis im Jahr<br />

www.hannovermesse.de<br />

Schwerpunkt 2012:<br />

Sicherheit in Bau und Betrieb<br />

6 th Pipeline Technology Conference, 4.-5. April 2011<br />

mit begleitender Fachausstellung im Konferenzbereich<br />

www.pipeline-conference.com<br />

Mehr Informationen unter www.pipeline-conference.com<br />

Euro Institute for Information<br />

and Technology Transfer

7. Pipeline Technology Conference<br />

13:00–14:30 Lunch Break within the Exhibition<br />

14:30–17:30 Session 4<br />

“Rehabilitation/Pumping and<br />

Compressor Stations”<br />

""<br />

Approach to assessing Pipeline Displacements<br />

Dr. Ulrich Marewski, Open Grid Europe GmbH,<br />

Germany<br />

""<br />

New Permanent Rehabilitation Solution for Liquid<br />

and <strong>Gas</strong> Pipelines<br />

Rolf Roßmann, T.D. Williamson GmbH, Germany<br />

""<br />

Practical Approach to Transform Aged Onshore<br />

Non-Piggable Pipeline into Piggable Pipeline<br />

Ahmed Hashem, HOT Engineering & Construction Co.,<br />

Kuwait<br />

""<br />

Energy efficiency improvement in pipeline<br />

transportation: focus on waste heat recovery,<br />

pumping and compression efficiency and site<br />

data management<br />

Filippo Cinelli, GE Oil&<strong>Gas</strong> Italy, Italy<br />

""<br />

Multi-Compressor Capacity Optimization<br />

Roy Milum, Petrotech, Inc., USA<br />

""<br />

Reliability Centered Maintenance, Pump Stations<br />

Olympio De Castro Neto, Petrobras Transporte –<br />

Transpetro, Brazil<br />

14:30–17:30 Session 5<br />

“Integrity Management”<br />

""<br />

UT ILI feature assessment of challenging datasets<br />

Dr. Thomas Hennig, ROSEN Technology & Research<br />

Center GmbH, Germany<br />

""<br />

Implementation Strategie to Use In-Line-<br />

Inspection Data In Companies IT-Environment<br />

Jens Focke, GEOMAGIC GmbH, Germany<br />

""<br />

A System Based Approach For Achieving Long<br />

Term Facility Integrity<br />

Wytze Sloterdijk, KEMA Nederland B.V., Netherlands<br />

""<br />

PIMS System Introduction and Integration<br />

Markus Ruhe, Thyssengas GmbH, Germany<br />

""<br />

Pipeline Integrity Management –<br />

A Functional and Logical Approach<br />

Santanu Sur, Tata Consultancy Services, India<br />

""<br />

Operation of Flexible Data Acquisition on<br />

Cleaning Pigs for Offshore applications<br />

Jan van der Graaf, ROSEN Europe B.V., Netherlands<br />

14:30–17:30 Session 6<br />

“Monitoring”<br />

""<br />

Pipeline Integrity Monitoring in Russia using<br />

Distributed Fiber Optical Sensor<br />

Aleksei Igorevich Turbin, OMEGA Company, Russia<br />

""<br />

What can Leak Detection Systems really achieve?<br />

Ralf Tetzner, KROHNE Messtechnik GmbH, Germany<br />

""<br />

realSens, an Advanced Airborne <strong>Gas</strong> Plume<br />

Imaging Solution<br />

Adrian Banica, Synodon Inc., Canada<br />

""<br />

Intergration of Acoustic Technology to Mass<br />

Balance Systems to improve Sensitivity,<br />

Response Time and Leak Location, Case Study<br />

Maurino de Febbo, Asel-Tech, Brazil<br />

""<br />

Pipeline Acoustic Monitoring for<br />

Fluid Characterization<br />

Giancarlo Bernasconi, Politecnico di Milano , Italy<br />

from 19:00<br />

""<br />

MobiZEN: a New Device to Detect Active<br />

Corrosion on Buried Pipelines<br />

Dr. Yves Van Ingelgem, Vrije Universiteit Brussel,<br />

Belgium<br />

Dinner Invitation<br />

Friday, 30. March 2012<br />

10:00–13:00 Session 7<br />

“Materials and Components”<br />

""<br />

High Grade Steel Pipeline for Long Distance<br />

Projects at Intermediate Pressure<br />

Luca Prandi, eni SpA – Divisione <strong>Gas</strong> & Power, Italy<br />

""<br />

Effect of Pre Corrosion by Galvanostatic Anodic<br />

Polarization and Temperature on the Formation<br />

Rate of Iron Carbonate Film<br />

Winia Farida, Wood Group Integrity Management,<br />

Norway<br />

""<br />

Fracture Strength of Low Carbon Steel Pipe<br />

Containing HIC Cracks in The PM-HAZ-WM Region<br />

Dr. Martín J. Fernández, Tuxtepec Institute of<br />

Technology, Mexico<br />

""<br />

Pressure Surge Attenuation in Pipelines by<br />

Means of Self-Energised Valves<br />

Sven Kretzschmar, Mankenberg GmbH, Germany<br />

""<br />

Non-Shielding Pipeline Coating Systems and<br />

Cathodic Protection<br />

Dr. H. Vugteveen, STOPAQ B.V., Netherlands<br />

""<br />

Polyethylene Pipeline Systems –<br />

Avoiding the Pitfalls of Fusion Welding<br />

Dr. Chris O’Connor, GL Noble Denton, United Kingdom<br />

10:00–13:00 Session 8<br />

“Emergency Response / 3rd Party Impact”<br />

""<br />

Real Time Transient Modeling for<br />

Pipeline’s Safety and Integrity Management<br />

“Challenges and Accomplishments”<br />

Pablo D. Genta, Saudi Aramco, Saudi Arabia<br />

""<br />

Management and Prevention of Action of<br />

Third Parties in the Bands of Pipelines of<br />

PETROBRAS TRANSPORTE S.A. in Regional South<br />

George Araujo Junior, Petrobras Transporte –<br />

Transpetro, Brazil<br />

""<br />

Line Break Detection System Analysis is Critical<br />

to Safer, More Economic <strong>Gas</strong> Pipeline Operations<br />

Carlos Lorusso, Tyco Flow Control , Argentina<br />

""<br />

Emergency Response to OSPAR Pipeline in<br />

Guaratuba – PR.<br />

Guilherme Cordeiro, Petrobras Transporte –<br />

Transpetro, Brazil<br />

""<br />

Impact of Rockfalls on Buried Pipelines<br />

Andreas Antoniou, National Technical University,<br />

Greece<br />

""<br />

Designing Pipelines in Areas with Moderate<br />

or High Seismic Risk: Geohazard Assessment<br />

Beyond EC8 Provisions<br />

Prodromos Psarropoulos, Hellenic Air-Force Academy,<br />

Greece<br />

10:00–13:00 Workshop<br />

“De-risking Solutions for Pipelines”<br />

13:00–14:00 Closing Lunch Break<br />

(no ptc exhibition)<br />

März 2012<br />

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

gas2energy.net<br />

Systemplanerische Grundlagen<br />

der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

Das Fachbuch wendet sich an Fachleute, Studierende,<br />

Hochschullehrer, Mitarbeiter von Behörden und „Quere<strong>ins</strong>teiger“,<br />

die in der Praxis der Energie-, <strong>ins</strong>besondere der<br />

<strong>Gas</strong>versorgung tätig und mit der Konzipierung, Planung und<br />

dem Betrieb von <strong>Gas</strong>leitungen/<strong>Gas</strong>netzen befasst sind.<br />

Unter Beachtung der allgemeinen physikalischen, strömungstechnischen<br />

und thermodynamischen Grundlagen werden<br />

die Charakteristika der Systemelemente der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

beschrieben: Rohrleitungen, Verdichterstationen, <strong>Gas</strong>druckregel-<br />

und Messanlagen und <strong>Gas</strong>speicher.<br />

Das Werk ist bewusst nicht als „klassisches“ Lehrbuch<br />

konzipiert, sondern behandelt problembezogen, jeweils in sich<br />

geschlossen Schwerpunktthemen, die für die Konzipierung von<br />

<strong>Gas</strong>versorgungssystemen von Bedeutung sind. Hierbei wird der<br />

Stand der Technik erfasst, so dass das Buch eine belastbare<br />

Grundlage für die Durchführung eigener Unter suchungen<br />

darstellt.<br />

Sie haben die<br />

Wahl !<br />

Hrsg.: J. Mischner, H.-G. Fasold, K. Kadner<br />

1. Aufl age 2011, ca. 750 Seiten, Farbdruck, Hardcover<br />

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1. Aufl age 2011 – ISBN: 978-3-8356-3205-9 für € 110,- (zzgl. Versand)<br />

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1. Aufl age 2011 – ISBN: 978-3-8356-3236-3 für € 150,- (zzgl. Versand)<br />

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von € 3,- auf die erste Rechnung belohnt.<br />

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Widerrufsrecht: Sie können Ihre Vertragserklärung innerhalb von zwei Wochen ohne Angabe von Gründen in Textform (z.B. Brief, Fax, E-Mail) oder durch Rücksendung der Sache widerrufen.<br />

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Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pfl ege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst, gespeichert und verarbeitet. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit einverstanden, dass ich vom<br />

Oldenbourg Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante Fachangebote informiert und beworben werde. Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

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

<strong>Biogas</strong> – Herkunftsnachweise<br />

für die Vergütung nach EEG und bei<br />

Verwendung als nachhaltiger<br />

Kraftstoff nach Biokraft-NachV<br />

<strong>Biogas</strong>, Bioerdgas, <strong>Biogas</strong>handel, EEG, BioSt-NachV, Biokraft-NachV, dena <strong>Biogas</strong>register,<br />

REDcert, THG-Minderungspotenzial, Massebilanz, Schnittstelle, Dokumentationssystem,<br />

Steuervergünstigungen<br />

Ingo Dübbel<br />

Der Umstieg zu nachhaltig erzeugter erneuerbarer<br />

Energie wird durch den europäischen und nationalen<br />

Ordnungsrahmen gefördert. In Deutschland werden<br />

per Gesetz zusätzliche Vergütungen für Energie aus<br />

Biomasse bei Nachweis spezifischer Kriterien<br />

gewährt. Die Inanspruchnahme der Boni bedingt eine<br />

lückenlose Dokumentation der Konformität mit den<br />

gesetzlichen Anforderungen. Ein zuverlässiges Nachweissystem<br />

kann die Marktteilnehmer bei der Sicherstellung<br />

ihrer Ansprüche unterstützen. Das dena <strong>Biogas</strong>register<br />

dient zum Nachweis der Konformität mit<br />

dem EEG und die von der Bundesanstalt für Landwirtschaft<br />

und Ernährung anerkannten Zertifizierungssysteme<br />

dokumentieren die Übere<strong>ins</strong>timmung<br />

mit der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung. Die<br />

wesentlichen gesetzlichen Anforderungen und die<br />

Funktion der Nachweissysteme werden beschrieben.<br />

<strong>Biogas</strong> – proofs of origin for gratification according to<br />

EEG (Renewable Energy Law) and in case of use as<br />

sustainable fuel according to Biokraft-NachV<br />

(Biofuel Sustainability Regulation)<br />

The transition to sustainable und renewable energy is<br />

supported by european and national legislation. In<br />

Germany additional gratification for energy from biomass<br />

is granted by law if certain criteria are fulfilled.<br />

Claiming those boni needs consistent documentation<br />

of conformity with the legal requirements. A reliable<br />

documentation-system can support market actors<br />

while demanding the boni. The dena <strong>Biogas</strong>register is<br />

designed to affirm the conformity with the German<br />

renewable energy law and certification systems<br />

acknowledged by the German “Bundesanstalt für<br />

Landwirtschaft und Ernährung” (Federal <strong>ins</strong>titute for<br />

agriculture and food) confirm the compliance with the<br />

German biofuel sustainability act. The essential legal<br />

requirements and the function of confirmation tools<br />

are described in this article.<br />

Die EU-Richtlinie Renewable Energy Directive (RED)<br />

wurde am 23. April 2009 in Kraft gesetzt und definiert<br />

verbindliche Ziele für den E<strong>ins</strong>atz erneuerbarer Energien<br />

anstelle fossiler Energieträger. Diese Richtlinie<br />

(2009/28/EG) muss von allen EU-Mitgliedsstaaten in<br />

nationales Recht umgesetzt werden. Die Bundesregierung<br />

hat dies mit verschiedenen Gesetzesinitiativen<br />

vollzogen, u. a. dem Erneuerbaren Energien Gesetz<br />

(EEG), der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

(BioSt-NachV) und der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

(Biokraft-NachV). Daraus entwickelt sich ein<br />

Katalog an Maßnahmen, um den E<strong>ins</strong>atz der Erneuerbaren<br />

zu forcieren. Für Erzeuger, Händler und Verbraucher<br />

von <strong>Biogas</strong> ergibt sich die Aufgabe, die Herkunft nachvollziehbar<br />

zu belegen um seine biogenen Eigenschaften,<br />

die nachhaltige Produktion und das Treibhausgas-<br />

Minderungspotenzial herauszustellen. Eine Bestätigung,<br />

dass einzelne <strong>Biogas</strong>-Chargen definierten<br />

Anforderungen genügen erfolgt i. d. R. anhand der Prüfung<br />

der Herstellungs- und Handelskette durch eine<br />

unabhängige und neutrale Stelle.<br />

<strong>Biogas</strong> wird überwiegend in BHKWs eingesetzt.<br />

Strom aus Biomasse verzeichnete in den letzten Jahren<br />

ein starkes Wachstum, daran hat <strong>Biogas</strong> einen erheblichen<br />

Anteil. Gleichzeitig stiegen aufgrund der hohen<br />

Nachfrage auch die Kosten für Rohstoffe. Da ohnehin<br />

die Produktionskosten für Strom und Wärme aus Biomasse<br />

nicht mit den Preisen für fossile Energie mithalten<br />

können, hat der Gesetzgeber mit dem EEG ein<br />

Anreizprogramm für Strom aus Biomasse geschaffen.<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Das Gesetz ist so ausgerichtet, dass effiziente, dezentrale<br />

Strukturen gestärkt werden. Kleinere Anlagen<br />

erhalten eine proportional höhere Vergütung. Ebenso<br />

gibt es einen Degressionsfaktor, je später eine Anlage in<br />

Betrieb genommen wird, umso geringer fallen die Vergütungen<br />

aus. Mit diesem Instrument soll eine Innovation<br />

und höhere Effizienz der Anlagen bewirkt werden.<br />

Grundsätzlich soll die Vergütung von Strom aus Biomasse<br />

nur dann mit einem Bonus versehen sein, wenn<br />

die Einhaltung von Nachhaltigkeitsstandards für die<br />

eingesetzte Biomasse sichergestellt ist. Auch bei der<br />

Verwendung als Kraftstoff sollen Steuerentlastungen<br />

und Anrechnung zur Quotenerfüllung für in der EU eingesetzte<br />

Biokraftstoffe mit dieser Bedingung verknüpft<br />

sein. Darüber hinaus müssen die gute fachliche Praxis<br />

und Cross-Compliance-Regeln von der Landwirtschaft<br />

eingehalten werden. Die natürliche Regeneration der<br />

Böden muss erhalten bleiben und schützenswerte Flächen<br />

müssen unangetastet bleiben, um die negativen<br />

Einflüsse auf Umwelt, Artenvielfalt, Klima usw. gering zu<br />

halten. Über die gesamte Liefer- und Herstellungskette<br />

ist die Rückverfolgbarkeit der Warenströme zu gewährleisten<br />

sowie die effektive Treibhausgas-E<strong>ins</strong>parung zu<br />

berechnen und nachzuweisen.<br />

Die Markteilnehmer stehen nun vor der Aufgabe, die<br />

Rückverfolgung des Endprodukts bis zum landwirtschaftlichen<br />

Ursprung transparent zu machen und auf<br />

Grundlage von Massebilanzen eindeutig nachzuweisen.<br />

Auf dem Produktions- zum Verwertungsweg mit beliebig<br />

vielen Zwischenstationen ist ein Fluss an Dokumenten<br />

erforderlich, um die Ansprüche auf die Sondervergütungen<br />

zu sichern. Die Nachweise müssen höchste<br />

Zuverlässigkeit besitzen. Eine Prüfung und Bewertung<br />

der vorgeschalteten Prozesse entlang der Liefer- und<br />

Verarbeitungskette bei jeder Übernahme der Biomasse<br />

durch die Weiterverarbeiter oder Händler ist diesen<br />

kaum möglich und wegen der damit verbundenen<br />

Mehrfachprüfungen nicht sinnvoll. Ungenügende<br />

Rechts- und Investitionssicherheit wegen fehlender<br />

oder zweifelhafter Nachweise sowie komplexe Nachweis-<br />

und Berichtspflichten zur Erfüllung der Vergütungsansprüche<br />

und zeitverzögerte Dokumentenweitergabe<br />

wirken sich als Hemmnis beim <strong>Biogas</strong>handel<br />

aus. Dies kann trotz der gesetzlichen Förder<strong>ins</strong>trumente<br />

den von der Politik gewünschten Wandel zu den Erneuerbaren<br />

gefährden. Zertifikate und Prüfungen durch<br />

autorisierte Stellen oder Gutachter schaffen Entlastung<br />

und verringern die Risiken der Wirtschaftsbeteiligten.<br />

1. <strong>Biogas</strong> in der Energieversorgung<br />

<strong>Biogas</strong> spielt im Energiemix in Deutschland eine bedeutende<br />

Rolle und besitzt ein hohes Entwicklungspotential.<br />

Die Ziele der Bundesregierung zur E<strong>ins</strong>peisung von<br />

<strong>Biogas</strong> <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz sind:<br />

""<br />

bis 2020 6 Milliarden m³<br />

""<br />

bis 2030 10 Milliarden m³<br />

Tabelle 1. Auszug aus dem Bericht der Bundesnetzagentur über die Auswirkungen<br />

der Sonderregelungen für die E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz<br />

(<strong>Biogas</strong>-Monitoringbericht 2011).<br />

Nm³/a<br />

500000000<br />

450000000<br />

400000000<br />

350000000<br />

300000000<br />

250000000<br />

200000000<br />

150000000<br />

100000000<br />

50000000<br />

0<br />

E<strong>ins</strong>peisevolumen (Angaben <strong>Netz</strong>betreiber)<br />

36000000<br />

100200000<br />

270000000<br />

Die Entwicklung der <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung von 2008 bis<br />

2011 ist in Tabelle 1 dargestellt.<br />

Die finanzielle Förderung der <strong>Biogas</strong>erzeugung und<br />

E<strong>ins</strong>peisung <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz für die Stromerzeugung<br />

ergibt sich aus dem Gesetz für den Vorrang erneuerbarer<br />

Energien (EEG). Weitere Instrumente zur Förderung<br />

der Marktintegration sind:<br />

""<br />

Vorrang von Anschluss und Abnahme <strong>ins</strong><br />

<strong>Erdgas</strong>netz (EEG, EnWG, <strong>Gas</strong>NZV etc.)<br />

""<br />

Grünstromprivileg (EEG)<br />

""<br />

Verpflichtender Anteil erneuerbarer Energien<br />

im Wärmebereich (EEWärmeG).<br />

Die gewünschte Stärkung der <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

wurde erreicht. Die Zahl der Direktverstromungs- und<br />

E<strong>ins</strong>peiseanlagen nahm in den letzten Jahren deutlich<br />

zu. Insgesamt waren Anfang 2011 ca. 6000 Anlagen mit<br />

einer Gesamtleistung von 2200 MW el im Betrieb (Quelle<br />

BMELV). Nach der ersten Phase wurden Korrekturmaßnahmen<br />

notwendig. Der Deutsche Bundestag hat am<br />

30. Juni 2011 das „Gesetz zur Neuregelung des Rechtsrahmens<br />

für die Förderung der Stromerzeugung aus<br />

erneuerbaren Energien“ beschlossen. Mit der neuen Fassung<br />

ist das EEG grundlegend novelliert worden, es soll<br />

""<br />

den Ausbau der erneuerbaren Energien<br />

beschleunigen,<br />

""<br />

die Kosteneffizienz steigern,<br />

""<br />

die Markt-, <strong>Netz</strong>- und Systemintegration<br />

vorantreiben sowie<br />

""<br />

die bewährten Grundprinzipien wie<br />

E<strong>ins</strong>peisevorrang und garantierte<br />

E<strong>ins</strong>peisevergütung fortführen.<br />

2. Nachweisverfahren zur Inanspruchnahme<br />

von Vergütungen nach EEG<br />

Die Nachweispflichten zur Inanspruchnahme der Vergütungen<br />

sind für die Stromerzeugung im EEG, für Bio-<br />

440000000<br />

2008 2009 2010 voraussichtlicher<br />

Wert 2011<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 155

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

Nachweisführung nach EEG nach der<br />

Matrix der erfoderlichen Prüfkriterien<br />

Schnittstelle für die<br />

Ausbuchung der<br />

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

""<br />

§ 27 Biomasse<br />

(1) Für Strom aus Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung<br />

beträgt die Vergütung<br />

1. bis e<strong>ins</strong>chließlich einer Bemessungsleistung von<br />

150 Kilowatt 14,3 Cent pro Kilowattstunde,<br />

2. bis e<strong>ins</strong>chließlich einer Bemessungsleistung von<br />

500 Kilowatt 12,3 Cent pro Kilowattstunde,<br />

3. bis e<strong>ins</strong>chließlich einer Bemessungsleistung von<br />

5 Megawatt 11,0 Cent pro Kilowattstunde und<br />

4. bis e<strong>ins</strong>chließlich einer Bemessungsleistung von<br />

20 Megawatt 6,0 Cent pro Kilowattstunde.<br />

Schnittstelle für die<br />

Einbuchung der<br />

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

Bild 1. dena <strong>Biogas</strong>register.<br />

Dokumentation der<br />

Mengen und der<br />

Eigenschaften<br />

Die Berechtigung der Boni hat der Letztverbraucher<br />

des <strong>Biogas</strong>es, z. B. der BHKW-Betreiber, dem<br />

Betreiber des Stromnetzes, in dessen <strong>Netz</strong> der Strom<br />

eingespeist wird, nachzuweisen. Dies hat zur Folge,<br />

dass eine Dokumentation des Herstellungs- und Produktpfades<br />

e<strong>ins</strong>chließlich spezifischer Parameter<br />

erfolgen muss.<br />

kraftstoffe in der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

festgeschrieben.<br />

Das EEG stellt unterschiedliche Vergütungen – sogenannte<br />

Boni – bereit. Diese bestehen in der Grundvergütung,<br />

in zusätzlichen Vergütungen je nach E<strong>ins</strong>atzstoffen<br />

und Anlagentechnologie sowie in der Marktprämie<br />

bei Direktvermarktung ab 2012. Die erforderlichen<br />

Nachweise sind im EEG beschrieben und bestehen aus<br />

Angaben zur Mengen- und Stoffbuchhaltung, zu<br />

Anlagentechnologie und -betrieb (Energieverbrauch<br />

usw.) sowie zur <strong>Erdgas</strong>qualität (Brennwert).<br />

Die Mindestvergütungen, Boni und jährlichen<br />

Degressionen für die Stromerzeugung aus erneuerbaren<br />

Energien für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2012 in<br />

Betrieb genommen werden, sind neu geregelt. Für Altanlagen<br />

gilt nahezu unverändert die bisherige Rechtslage.<br />

Die Bestimmungen für die Vergütung sind im<br />

novellierten EEG Teil 3 „E<strong>ins</strong>peisevergütung“ zu finden.<br />

Für <strong>Biogas</strong> sind <strong>ins</strong>besondere folgende Paragraphen zu<br />

beachten:<br />

""<br />

§ 16 Vergütungsanspruch<br />

(1) <strong>Netz</strong>betreiber müssen Anlagenbetreiberinnen<br />

und Anlagenbetreibern Strom aus Anlagen, die ausschließlich<br />

erneuerbare Energien oder Grubengas<br />

e<strong>ins</strong>etzen, mindestens nach Maßgabe der §§ 18 bis<br />

33 vergüten …<br />

""<br />

§ 18 Vergütungsberechnung<br />

(1) Die Höhe der Vergütung für Strom, der in Abhängigkeit<br />

von der Bemessungsleistung oder der <strong>ins</strong>tallierten<br />

Leistung der Anlage vergütet wird, bestimmt<br />

sich<br />

1. bei den §§ 23 bis 28 jeweils anteilig nach der<br />

Bemessungsleistung der Anlage und<br />

2. bei dem § 33 jeweils anteilig nach der <strong>ins</strong>tallierten<br />

Leistung der Anlage im Verhältnis zu dem<br />

jeweils anzuwendenden Schwellenwert.<br />

3. dena-<strong>Biogas</strong>register<br />

Die EEG-konforme Dokumentation hat für die Markteilnehmer<br />

eine große wirtschaftliche Bedeutung, bildet<br />

aber einen potenziellen Schwachpunkt und beinhaltet<br />

Risiken. Deshalb wurde ein verlässliches Dokumentationssystem<br />

zur Unterstützung der Branche gewünscht.<br />

In Deutschland wurde auf Betreiben der Politik das<br />

dena-<strong>Biogas</strong>register eingerichtet. Damit wird ein Prüf-,<br />

Kontroll- und Dokumentationssystem zur Nachweisführung<br />

für Biomethan, das <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist<br />

wird, bereitgestellt. Die schematische Funktionsweise<br />

des <strong>Biogas</strong>registers ist in Bild 1 dargestellt.<br />

Ein <strong>Biogas</strong>produzent speist das von ihm produzierte<br />

und aufbereitete <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz ein (Produktion)<br />

und kann über eine Schnittstelle die <strong>Biogas</strong>mengen<br />

und Informationen zu den Eigenschaften (z. B. E<strong>ins</strong>atzstoffe,<br />

Anlagentechnologie) in das System eingeben<br />

(Graustellung). Die Konformität der postulierten Eigenschaften<br />

ist in dieser Phase noch nicht bestätigt.<br />

Im System können zum <strong>Biogas</strong>register zugelassene<br />

Auditoren auf diese Informationen zugreifen, um<br />

anhand einer Matrix der erforderlichen Prüfkriterien die<br />

Nachweisführung vorzunehmen. Die Matrix der Prüfkriterien<br />

ist Inhalt der Tabelle 2. Bestätigt werden Menge,<br />

Eigenschaftsprofil und Herkunft des <strong>Biogas</strong>es im <strong>Biogas</strong>register.<br />

Ist die Nachweisführung abgeschlossen<br />

(Grünstellung), können die Mengen gehandelt und<br />

über eine Schnittstelle ausgebucht werden (Rotstellung).<br />

Der Verbraucher erhält bei der Ausbuchung einen<br />

<strong>Biogas</strong>register-Auszug über die verbrauchte Menge.<br />

Diesen legt er für die Beantragung der Boni entsprechend<br />

des EEG dem Stromnetzbetreiber vor. Auch die<br />

Verwendung der Nachweise für andere Zwecke ist möglich.<br />

Ein Vorteil des Registers ist, dass eine Teilung der<br />

gehandelten Mengen vorgenommen werden kann. In<br />

diesem Fall buchen Produzenten und Zwischenhändler<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Bild 2. <strong>Erdgas</strong>tankstelle.<br />

Quelle: ERDGAS<br />

MOBIL<br />

die <strong>Biogas</strong>mengen entsprechend der Lieferkette<br />

auf die Konten anderer Registerteilnehmer<br />

um.<br />

Die systeminterne Nachweisführung des<br />

dena-<strong>Biogas</strong>registers beschränkt sich auf die<br />

Erfüllung der Anforderungen für die Vergütungsansprüche<br />

nach EEG. Darüber hinaus<br />

können auch zusätzliche Informationen zu<br />

den Eigenschaften, die für andere Verwendungszwecke<br />

erforderlich sind, im System<br />

hinterlegt werden, beispielsweise dass es sich<br />

um Biokraftstoff gemäß Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

handelt.<br />

4. <strong>Biogas</strong> bei Verwendung<br />

als Kraftstoff<br />

<strong>Erdgas</strong> wird als Kraftstoff für <strong>Erdgas</strong>fahrzeug<br />

seit ca. 20 Jahren angeboten, 1994 kam das<br />

erste Serienfahrzeug mit <strong>Erdgas</strong>antrieb auf<br />

den Markt (Bild 2). Die Anzahl der Fahrzuge<br />

hat sich seitdem kontinuierlich entwickelt<br />

und beträgt zur Zeit ca. 90 000. Dennoch ist<br />

der Anteil von <strong>Erdgas</strong> am Gesamtkraftstoffverbrauch<br />

mit 0,3 Prozent gering. Die günstigen<br />

Klima- und Umwelteigenschaften von<br />

<strong>Erdgas</strong> und <strong>Biogas</strong> bergen ein gutes Entwicklungspotenzial<br />

im Verkehrssektor. Eine Studie<br />

der dena spricht von möglichen 1,4 Millionen<br />

<strong>Erdgas</strong>fahrzeugen bis 2020.<br />

Die Mineralölwirtschaft wird ordnungsrechtlich<br />

verpflichtet, einen wachsenden Mindestanteil<br />

von Biokraftstoffen zu vertreiben.<br />

<strong>Biogas</strong> kann zur Verringerung der Treibhausgas-Emissionen<br />

einen wichtigen Beitrag leisten.<br />

Das Biokraftstoffquotengesetz von 2006<br />

verpflichtet durch Änderung des Bundesimmissionsschutzgesetzes<br />

sowie des Energieund<br />

Stromsteuergesetzes die Kraftstoffanbieter<br />

zur stufenweisen Anhebung des Mindestanteils<br />

von Biokraftstoffen mit Unterquoten<br />

nach Kraftstoffart wie Diesel- und Ottokraftstoff.<br />

Der Mindestanteil an Biokraftstoff<br />

beträgt gemäß § 37a Abs. 3 S. 3 BImSchG 6,25<br />

Prozent der Gesamtmenge bis Ende 2014. Bis<br />

2020 soll der energetische Anteil Erneuerbarer<br />

Energien 10 Prozent am Gesamtkraftstoffverbrauch<br />

betragen.<br />

Die Markteinführung von Biokraft- und<br />

Bioheizstoffen wird durch fiskalische Instrumente<br />

gefördert. Biokraftstoffe, die nicht der<br />

Erfüllung der Biokraftstoffquote dienen, bleiben<br />

bis Ende dieses Jahres steuerlich begünstigt.<br />

Darüber hinaus kann <strong>Biogas</strong> steuerfrei<br />

verheizt oder in begünstigten Anlagen (z. B.<br />

KWK) als Kraftstoff verwendet werden. Zu<br />

beachten sind hier die der Biomassestrom-<br />

Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV)<br />

und der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

(Biokraft-NachV).<br />

5. Nachweisverfahren BioSt-NachV<br />

und Biokraft-NachV<br />

Die Vorgaben der Nachhaltigkeitsverordnungen<br />

gelten für alle Betriebe der gesamten Herstellung-<br />

und Lieferkette, vom Landwirt als<br />

Produzenten bis zum Nachweispflichtigen<br />

bzw. Anlagenbetreiber. Das Nachweisverfahren<br />

unterscheidet sich aber deutlich von dem<br />

des <strong>Biogas</strong>registers. Bei BioSt-NachV und Biokraft-NachV<br />

stellen die Marktteilnehmer die<br />

Nachweise selbst aus. Dabei ist die zwingende<br />

Voraussetzung, dass Sie über die Biomasse<br />

selbst verfügen und eine Allokation der Biomasse<br />

jederzeit möglich ist. Das tatsächliche<br />

Vorhandensein der Biomasse am angegebenen<br />

Standort ist zwingend. Neben den biogenen<br />

Eigenschaften ist eine THG-Bilanz über die<br />

gesamte Produktions- und Lieferkette bis zur<br />

letzten Schnittstelle nachzuweisen. Durch<br />

geeignete Protokollierung muss eine nachvollziehbare<br />

Verbindung zwischen der Biomasse<br />

und der Dokumentation gegeben sein (Bild 3).<br />

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März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 157

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

Tabelle 2. <strong>Biogas</strong>register Deutschland – Matrix Kriterien und Produkte. Stand 21.02.2011.<br />

Kriterien<br />

Produkte (keine Gewähr)<br />

Biomasse iSd BiomasseV<br />

Ausschließlichkeit<br />

sonstige Biomasse<br />

Mengengerüst plausibel<br />

E<strong>ins</strong>atzstofftagebuch<br />

E<strong>ins</strong>peisemenge in <strong>Erdgas</strong>netz<br />

Erdagsqualität für gesamte Menge<br />

max. Methanemission(EEG)<br />

max. Stromverbrauch(EEG)<br />

regenerative Prozesswärme (EEG)<br />

Kapazität bis 350 Nm³<br />

Kapazität 350-700 Nm³<br />

keine Verklammerung von Anlagen<br />

Nawaro/Gülle<br />

ggf. Nebenprodukte<br />

eine Anlage/Betriebsgelände<br />

Gärrestabdeckung/<strong>Gas</strong>fackel<br />

Landschaftspflege<br />

Deponiegas ausschließlich<br />

Klärgas ausschließlich<br />

Methanem./Stromverbrauch (EEWärmeG)<br />

Prozesswärme/Abwärme (EEWärmeG)<br />

DIN 51624<br />

Massebilanzsystem<br />

Nachhaltigkeitsnachweis<br />

Nachhaltigkeitsnachweis (Übergangslösung)<br />

1<br />

2<br />

3<br />

4<br />

5<br />

6<br />

7<br />

8<br />

9<br />

10<br />

11<br />

12<br />

13<br />

14<br />

15<br />

16<br />

17<br />

18<br />

19<br />

20<br />

21<br />

22<br />

23<br />

24<br />

25<br />

26<br />

EEG-Grundvergütung <strong>Biogas</strong> X X X X<br />

EEG-Grundvergütung <strong>Biogas</strong><br />

(auch BM außerhalb BiomasseV)<br />

X X X X X<br />

Technologiebonus 1 Cent (Tech 1 Cent) O O O O X X X X X X<br />

Technologiebonus 2 Cent (Tech 2 Cent) O O O O X X X X X X<br />

Technologiebonus EEG 2004 O O O O X<br />

Boni: Nawaro+Tech 1 Cent<br />

(ausschließlich Nawaro)<br />

O O O X O O O O O O O X X X<br />

Boni: Tech 1 Cent<br />

(Teilmenge pflanzl. Nebenprodukt)<br />

O O O X O O O O O O O X X X<br />

Boni: Nawaro+Tech 2 Cent<br />

(ausschließlich Nawaro)<br />

O O O X O O O O O O O X X X<br />

Boni: Tech 2 Cent (Teilmenge pflanzl.<br />

Nebenprodukt)<br />

O O O X O O O O O O O X X X<br />

Boni: Nawaro+Tech 1<br />

Cent+Landschaftspflege (ausschl. Nawaro)<br />

O O O X O O O O O O O X X X X<br />

Boni: Tech 1 Cent+Landschaftspflege<br />

(Teilmenge pflanzl. Nebenprodukt)<br />

O O O X O O O O O O O X X X X<br />

Boni: Nawaro+Tech 2<br />

Cent+Landschaftspflege (ausschl. Nawaro)<br />

O O O X O O O O O O O X X X X<br />

Boni: Tech 2 Cent+Landschaftspflege<br />

(Teilmenge pflanz.Nebenprodukt)<br />

O O O X O O O O O O O X X X X<br />

Grundvergütung Deponiegas X X<br />

Grundvergütung Klärgas X X<br />

Wärmenutzung Bund (Biomasse) X X X X<br />

Wärmenutzung Bund (Deponiegas) X X X X<br />

Wärmenutzung Bund (Klärgas) X X X X<br />

Wärmenutzung BaWü X X<br />

Energiesteuerentlastung X X X X X<br />

Energiesteuerentlastung<br />

(Übergangslösung)<br />

X X X X X<br />

Stromsteuerbefreiung (Biomasse)<br />

X<br />

Stromsteuerbefreiung (Deponiegas)<br />

X<br />

Stromsteuerbefreiung (Klärgas)<br />

X<br />

Biokraftstoffquote X X X X X<br />

Biokraftstoffquote (Übergangslösung) X X X X X<br />

X: Für diese Vergütung/Erstattung charakteristische Kriterien/Vergütungsmerkmale<br />

O: Für diese Vergütung/Erstattung auch immer vorliegende Vergütungsmerkmale<br />

Quelle: dena Deutsche Energie-Agentur<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Schnittstellen sind zertifizierungsbedürftige<br />

Be triebe entlang<br />

der Herstellungs- und Lieferkette ab<br />

dem Ersterfasser mit Ausnahme von<br />

Lager- und Transportunternehmen.<br />

Nicht Schnittstelle sind Anbaubetriebe<br />

und Unternehmen, die Ware<br />

nicht übernehmen sondern Schnittstellen<br />

ihre Dienstleistungen lediglich<br />

zur Verfügung stellen. Die<br />

Schnittstellen müssen sich einem<br />

Zertifizierungssystem anschließen<br />

und die notwendigen Nachweise<br />

sind nach den Bedingungen des<br />

Zertifizierungssystems anfertigen.<br />

Die von der BLE anerkannten Zertifizierungsstellen<br />

werden von den<br />

Schnittstellen mit der Zertifizierung<br />

zum Nachweis der Konformität mit<br />

dem Zertifizierungssysstem beauftragt.<br />

In der Zertifizierung wird die<br />

Plausibilität und Zuverlässigkeit der<br />

Schnittstellen und ihrer Eigenbeläge<br />

anhand von Stichproben<br />

geprüft. Die Anzahl der Stichproben<br />

richtet sich nach der Risikoe<strong>ins</strong>chätzung<br />

durch die Zertifizierungsstelle.<br />

Der Ersterfasser nimmt die Biomasse<br />

vom Anbaubetrieb auf und<br />

fungiert als erste Schnittstelle. Die<br />

Produzenten der Biomasse, bei <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

i.d.R. Landwirtschaftsbetriebe,<br />

werden nicht zertifiziert,<br />

müssen aber eine Selbsterklärung<br />

abgeben, mit der sie die<br />

Einhaltung verschiedener Standards<br />

bestätigen. In der Selbsterklärung<br />

wird angegeben, dass die Biomasse<br />

nicht auf schützenswerten<br />

Flächen angebaut wurde und eine<br />

nachhaltige Landwirtschaft unter<br />

Einhaltung der Cross-Compliance-<br />

Regeln betrieben wurde. Ergänzend<br />

werden die Daten für die THG-Bilanzierung<br />

geliefert. Auch wenn die<br />

Landwirtschaftsbetriebe selbst<br />

nicht zertifiziert sind, werden sie im<br />

Rahmen der Zertifizierung der ersten<br />

Schnittstellen ebenfalls überprüft.<br />

In Abhängigkeit verschiedener<br />

Parameter wird auch hier die<br />

Anzahl der Stichproben von der<br />

Zertifizierungsstelle festgelegt.<br />

Im Verarbeitungsprozess ist<br />

neben den Massebilanzierungen<br />

die Mindest-Treibhausgase<strong>ins</strong>pa-<br />

Bild 3.<br />

Biokraft-<br />

NachV<br />

Nachweisführung<br />

und<br />

Zertifizierung.<br />

Nachweispflichten: Gesamte Prozesskette<br />

Nachweis der<br />

ökologisch nachhaltigen<br />

Biomasseproduktion<br />

Berechnung der<br />

THG-Emissionen<br />

Beteiligte<br />

Anbaubetrieb/<br />

Landwirt<br />

Berechnung der<br />

THG-Emissionen > Minderung<br />

vgl. <strong>Erdgas</strong><br />

Massenbilanzierung<br />

Erstellung des<br />

Nachhaltigkeitsnachweises<br />

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

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

Biomassehändler, -lieferanten<br />

(Schnittstellen)<br />

Nachhaltigkeitsnachweis ist<br />

Voraussetzung für den Handel von<br />

Biomethan als Kraftstoff<br />

Biomethanhändler<br />

Inverkehrbringer<br />

Verpflichtende Teilnahme der Anbaubetriebe und Schnittstellen an einem<br />

Zertifizierungssystem und Zertifizierung durch eine von der BLE (Bundesanstalt für<br />

Landwirtschaft und Ernähung) anerkannte Zertifzierungsstelle<br />

Gut gemacht!<br />

Innovative <strong>Erdgas</strong>- und<br />

<strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peisetechnik<br />

CeH4 – das steht für kompetente Macher. Für erfahrene <strong>Gas</strong>-Experten, die als Anlagenbauer<br />

und mit Service und Wartung genau dort sind, wo Sie der Schuh drückt:<br />

bei Ihren konkreten Anforderungen! Energieversorger, Stadtwerke und Industriebetriebe<br />

sind unsere Kunden. Sie können mit uns rechnen als Experten für:<br />

GDRM-Anlagen,<br />

Neu- und Umbauten<br />

<strong>Biogas</strong>-E<strong>ins</strong>peise- und<br />

Verdichteranlagen<br />

Odor-Anlagen<br />

EMSR-Technik<br />

Als zertifiziertes Unternehmen zeichnen wir uns aus durch Termin- und Budget-Treue<br />

sowie einem Team von geschulten Spezialisten. CeH4 bietet Ihnen alles, was sie von<br />

einem Vollanbieter für die gesamte Palette der <strong>Gas</strong>technik erwarten können.<br />

CeH4 technologies GmbH<br />

Celler Str. 5A | 29229 Celle<br />

www.ceh4.de<br />

Celle, Oldenburg, Kassel, Bad Saarow<br />

Druckbehälterbau<br />

Leitungsprüfungen<br />

Mobile Notfallanlagen<br />

Bereitschaftsdienst<br />

Wartung und Service<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 159

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

rung im Vergleich zu fossilen Brennstoffen von den Systemteilnehmern<br />

schlüssig und nachvollziehbar zu belegen.<br />

Ziel der Biokraft-NachV ist es, dass Biokraftstoffe<br />

deutlich weniger Treibhausgase emittieren als fossile<br />

Brennstoffe. Die Verordnung schreibt für neue Anlagen<br />

ein THG-Minderungspotenzial von derzeit mindestens<br />

35% gegenüber fossilen Kraftstoffen vor. Dieser Wert<br />

wird in 2017 auf mindestens 50% und für Erzeugungsanlagen,<br />

die nach dem 31.12.2016 in Betrieb genommen<br />

wurden, ab 2018 auf mindestens 60% erhöht. Jede<br />

Schnittstelle berechnet die Summe der eigenen THG-<br />

Emissionen und die der vorhergehenden Prozessschritte<br />

und Transporte. Am Ende der Herstellungs- und<br />

Lieferkette muss die letzte Schnittstelle als Inverkehrbringer<br />

des Biokraftstoffes das Gesamt-THG-E<strong>ins</strong>parpotential<br />

bescheinigen. Die Berechnung des THG-Minderungspotenzials<br />

anhand tatsächlicher Werte ist in<br />

Anlage 1, Biokraft-NachV beschrieben. Eine gute Anleitung<br />

zur Berechnung ist in der ifeu-Handlungsempfehlung<br />

„Biomethan als Kraftstoff“ zu finden.<br />

Lieferanten nach der letzten Schnittstelle liefern Biomasse<br />

bzw. Biokraftstoffe von der letzten Schnittstelle<br />

zu den Anlagenbetreibern bzw. Nachweispflichtigen. Im<br />

Kraftstoffbereich werden die Lieferanten nach der letzten<br />

Schnittstelle aus Gründen der steuerlichen Überwachung<br />

von den Hauptzollämtern geprüft und nicht von<br />

der BLE überwacht. Sie nehmen nicht an der Zertifizierung<br />

teil.<br />

Die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung<br />

(BLE) ist für die Anerkennung und Überwachung von<br />

Zertifizierungsstellen sowie für die Anerkennung und<br />

Überwachung von Zertifizierungssystemen laut Verwaltungsvorschrift<br />

für die Anerkennung von Zertifizierungssystemen<br />

und Zerti fizierungsstellen nach der<br />

Bio kraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-<br />

NachVwV) zuständig. Die BLE hat aktuell die Zertifizie-<br />

rungssysteme der ISCC System GmbH und der REDcert<br />

GmbH als deutsche Unternehmen anerkannt. Zertifizierungsstellen<br />

können sich für ein oder mehrere Zertifizierungssysteme<br />

entscheiden und anerkennen lassen. Die<br />

Schnittstellen müssen ebenfalls ein für sie geeignetes<br />

Zertifizierungsssystem auswählen und eine für dieses<br />

System anerkannte Zertifizierungsstelle mit der Prüfung<br />

und Bewertung beauftragen.<br />

Die DVGW CERT GmbH ist eine im Energie- und <strong>Gas</strong>fach<br />

etablierte Zertifizierungsstelle mit mehr als 70 Jahren<br />

Erfahrung und bietet nun auch Prüfungen im Rahmen<br />

von EEG, BioSt-NachV und Biokraft-NachV an. Die<br />

DVGW CERT GmbH ist registriertes Prüfunternehmen<br />

für das dena <strong>Biogas</strong>register sowie als Zertifizierungsstelle<br />

bei der BLE und bei der REDcert GmbH geführt.<br />

Mit dieser Angebotserweiterung kann den Kunden im<br />

<strong>Biogas</strong>bereich ein kompaktes Angebot zur Qualitätsmanagement-<br />

und Umweltzertifizierung in Verbindung mit<br />

den Nachhaltigkeitszertifizierungen angeboten werden.<br />

Weitere Leistungen sind die Zertifizierung von<br />

Fachunternehmen nach DVGW-Regelwerk, u.a. für <strong>Gas</strong>-<br />

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

sowie die Zertifizierung von DVGW-Sachverständigen,<br />

jetzt auch für Anlagen nach DVGW VP 265-1.<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. (FH) Ingo Dübbel<br />

Leiter Projektmanagement Zertifizierung |<br />

DVGW CERT GmbH |<br />

Bonn |<br />

Tel: +49 228 9188-811 |<br />

E-Mail: duebbel@dvgw-cert.com<br />

März 2012<br />

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

smart meter<br />

smart grid<br />

smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein<br />

neues Energiezeitalter<br />

30. – 31.05.2012, Dortmund • Hilton Hotel, Dortmund • www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Programm-Höhepunkte<br />

Wann und Wo?<br />

NEU<br />

NEU<br />

Themenblock 1 Politischer Rahmen und Standardisierungsprozesse<br />

• Rahmenbedingungen für Smart Meter + Smart Grid in Deutschland<br />

• Smart Metering aus metrologischer Sicht<br />

• Smart Grid Aktivitäten in Europa<br />

Themenblock 2 Lösungskonzepte – Smart Grids<br />

• Konzepte der europäischen Energiewirtschaft zu Smart Grids<br />

• Systembetrachtung – CO 2 -Vermeidungskosten<br />

• Power2gas: Konvergenz von <strong>Gas</strong> und Strom<br />

(<strong>Biogas</strong>, Wasserstoff und SNG-E<strong>ins</strong>peisung)<br />

Themenblock 3 Zukunft der <strong>Netz</strong>e / Datenschutz und Datensicherheit<br />

• Erneuerbare Energien – Keine Zukunft ohne <strong>Netz</strong>e?!<br />

• Schutzprofile – Das Konzept der Bundesregierung<br />

• Datenintegritätsmanagement in Transportnetzen<br />

• Technische Anforderungen an ein künftiges Mess- und Zählersystem<br />

Workshop 1 und Impulsreferate<br />

Smart Energy / Smart Home in der Praxis<br />

Moderation Dr. Norbert Burger<br />

• Primärkommunikation im Umfeld batteriebetriebener Geräte –<br />

<strong>Gas</strong>verwendung im häuslichen und gewerblichen Bereich<br />

• Umsetzung der Anforderungen im Umfeld von Multi-Utility-Prozessen<br />

• Kommunikationsanwendungen im Umfeld von Multi-Utility-Prozessen<br />

• Umsetzung von Kommunikationslösungen anhand des „30.000er roll<br />

out“ der RheinEnergie<br />

• Smart Home<br />

Workshop 2 und Impulsreferate<br />

Leuchtturmprojekte Smart Energy<br />

Moderation Dr. Bernhard Klocke<br />

• Die Rolle der KWK-Technologien in dezentralen Energieversorgungsstrukturen<br />

am Beispiel der Innovation City Ruhr<br />

• Optimierung des E<strong>ins</strong>atzes von <strong>Gas</strong>-BHKW in Energienetzen mit<br />

hohem Anteil fluktuierender Energien<br />

• Dezentral vernetzte Energiesysteme am Beispiel Mülheim<br />

• Intelligenz & Wirtschaftlichkeit – Steuerung und Vermarktung<br />

dezentraler Anlagen<br />

MIT REFERENTEN VON: Elster GmbH, Diehl Metering GmbH, Itron GmbH, <strong>Gas</strong>wärme<br />

Institut, RWE Effizienz GmbH, DVGW, BMWi, u.a.<br />

Thema:<br />

smart meter – smart grid – smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein neues Energiezeitalter<br />

Termin:<br />

• Mittwoch, 30.05.2012,<br />

10:00 – 18:00 Uhr Tagung<br />

19:00 – 22:00 Uhr Geme<strong>ins</strong>ame Abendveranstaltung<br />

• Donnerstag, 31.05.2012,<br />

09:00 – 13:00 Uhr Tagung<br />

Ort:<br />

Hilton Hotel Dortmund<br />

An der Buschmühle 1, 44139 Dortmund<br />

www.hilton.de/dortmund<br />

Zielgruppe:<br />

Mitarbeiter von Stadtwerken,<br />

Energieversorgungs unternehmen,<br />

Verteilnetz betreibern, Softwareunternehmen<br />

und der Geräteindustrie<br />

Teilnahmegebühr:<br />

<strong>gwf</strong>-Abonnenten /<br />

figawa-Mitglieder: 800,00 €<br />

Firmenempfehlung: 800,00 €<br />

Nichtabonnenten/-mitglieder: 900,00 €<br />

Im Preis enthalten sind die Tagungsunterlagen<br />

sowie das Catering (4x Kaffee, 2x Mittagessen,<br />

Abendveranstaltung).<br />

Veranstalter<br />

Mehr Information und Online-Anmeldung unter<br />

www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Fax-Anmeldung: 089 - 450 51-207 oder Online-Anmeldung: www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

Ich bin <strong>gwf</strong>-Abonnent<br />

Ich bin figawa-Mitglied<br />

Ich zahle den regulären Preis<br />

Ich komme auf Empfehlung von Firma: ..........................................................................................................................................................................<br />

Workshops (bitte nur einen Workshop wählen):<br />

Workshop 1 und Impulsreferate Smart Energy / Smart Home in der Praxis oder<br />

Workshop 2 und Impulsreferate Leuchtturmprojekte Smart Energy<br />

Vorname, Name<br />

Telefon<br />

Telefax<br />

Firma/Institution<br />

E-Mail<br />

Straße/Postfach<br />

Land, PLZ, Ort<br />

Nummer<br />

✘<br />

Ort, Datum, Unterschrift

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

Vermeidung und Entfernung<br />

von Sauerstoff bei der E<strong>ins</strong>peisung<br />

von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

<strong>Biogas</strong>, <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung, Sauerstoffeintrag, Untergrundspeicher, grenzüberschreitender<br />

Transport, Sauerstoff, Sauerstoffentfernung<br />

Wolfgang Köppel, Felix Ortloff, Ronny Erler und Frank Graf<br />

Die E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz ist<br />

politisch gewollt und wird über das Erneuerbare-<br />

Energien-Gesetz (EEG) gefördert. In der <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung<br />

(<strong>Gas</strong>NZV) wurden hoch gesteckte<br />

Ziele (2020: 6 Mrd. m 3 ; 2030: 10 Mrd. m 3 ) für die<br />

E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz definiert.<br />

Zur Einhaltung der angestrebten E<strong>ins</strong>peisung von<br />

90 TWh <strong>Biogas</strong> im Jahr 2030 muss in Zukunft aus<br />

Kapazitätsgründen vermehrt <strong>Biogas</strong> aus den <strong>Erdgas</strong>verteilnetzen<br />

in das <strong>Erdgas</strong>transportnetz eingespeist<br />

werden. In <strong>Gas</strong>leitungen mit angeschlossenen Untergrundspeichern<br />

bzw. Anschluss an den grenzüberschreitenden<br />

<strong>Gas</strong>transport müssen niedrige Sauerstoffgehalte<br />

von 10 ppmv eingehalten werden. Da bei<br />

Messprogrammen im eingespeisten <strong>Biogas</strong> stets Sauerstoffgehalte<br />

von mindestens 0,1 Vol.-% festgestellt<br />

worden sind, wurde im Rahmen eines DVGW-Forschungsvorhabens<br />

untersucht, welche technischen<br />

Optionen zur Sauerstoffvermeidung und -entfernung<br />

unter Berücksichtigung von gasnetzspezifischen Rahmenbedingungen<br />

sinnvoll sind.<br />

Prevention und removal of oxygen from the injection<br />

of biogas into the natural gas grid<br />

The production and injection of biogas into the natural<br />

gas grid is politically desired and therefore outlined<br />

in the German Renewable Energy Act (EEG). The<br />

<strong>Gas</strong> Grid Access Regulation Act (<strong>Gas</strong>NZV) sets up<br />

ambitious goals by defining the annual amount of<br />

biogas by the year 2020 to be 6 billion m³ (in 2030<br />

even 10 billion m³). If these goals (90 TWh biogas in<br />

2030) are achieved, then due to capacity reasons an<br />

increasing amount of biogas has to be re-injected from<br />

the local distribution grids into the regional gas transportation<br />

network in the future. Thus relevant<br />

amounts of oxygen, stemming from the biogas, are<br />

expected in the transportation network, where the<br />

total amount is limited to 10 ppmv. In recent biogas<br />

monitoring programs oxygen contents greater than 0.1<br />

Vol.-% were reported. Therefore, a DVGW research<br />

project dealing with the identification and optimization<br />

of the oxygen intake during the biogas production<br />

and upgrading was undertaken. In addition, options<br />

for the removal the oxygen from biogas evaluated with<br />

respect to gas grid relevant requirements.<br />

1. Einleitung<br />

Durch den politisch geforderten Ausbau der E<strong>ins</strong>peisung<br />

von <strong>Biogas</strong> <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz als Substitut von<br />

<strong>Erdgas</strong> und durch die gesetzlichen Rahmenbedingungen<br />

in Deutschland ist davon auszugehen, dass<br />

zukünftig vermehrt aufbereitetes <strong>Biogas</strong> in vorgelagerte<br />

Transportnetze gelangen wird. Somit ist auch in<br />

angeschlossenen Untergrundspeichern sowie im<br />

grenzüberschreitenden <strong>Gas</strong>transport ein größerer<br />

Anteil von <strong>Biogas</strong> zu erwarten.<br />

Aus korrosionstechnischer Sicht muss entsprechend<br />

dem DVGW-Arbeitsblatt G 260 in <strong>Gas</strong>leitungen ein<br />

maximaler Sauerstoffgehalt von 0,5 Vol.-%. (5.000 ppm)<br />

in feuchten <strong>Erdgas</strong>netzen bzw. maximal 3 Vol.-% (30.000<br />

ppm) in trockenen <strong>Erdgas</strong>netzen eingehalten werden<br />

[1]. Im DVGW-Arbeitsblatt G 262 [2] wird zusätzlich für<br />

den grenzüberschreitenden <strong>Gas</strong>transport 0,001 Mol-%<br />

gefordert. Derartige Sauerstoffgehalte können <strong>ins</strong>besondere<br />

in Untergrundspeichern und auch in Transportnetzen<br />

zu Schädigungen führen [3]. Einerseits kann<br />

Korrosion an den Ober- und Untertageausrüstungen<br />

auftreten, wobei die Rohrtouren (Stahl) der Ein- und<br />

Ausspeisebohrungen die kritischen Komponenten darstellen.<br />

Hierbei wird der Korrosionseffekt durch die in<br />

den Untergrundspeichern immer präsente Feuchte<br />

sowie durch Kohlenstoffdioxid verstärkt. Andererseits<br />

sind irreversible Schädigungen des Speichergeste<strong>ins</strong><br />

möglich. Hierzu zählen:<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Tabelle 1. Szenarien zum Vergleich der Sauerstoffgehalte in <strong>Biogas</strong> in Abhängigkeit der eingesetzten<br />

Aufbereitungstechnologien.<br />

Szenario<br />

I II III<br />

kein/minimaler O 2 -Eintrag<br />

(< 100 ppm)<br />

geringer O 2 -Eintrag<br />

(100–1000 ppm)<br />

erhöhter O 2 -Eintrag<br />

(1000–5000 ppm)<br />

Grobentschwefelung Sulfidfällung Sulfidfällung Luftentschwefelung<br />

Feinentschwefelung<br />

CO 2 -Abtrennung<br />

Trocknung<br />

Aktivkohle mit<br />

KMnO 4 -Imprägnierung<br />

Aktivkohle (Sauerstoffbedarf)<br />

Alle Verfahren werden betrachtet<br />

Unabhängig vom Verfahren kein Sauerstoffeintrag<br />

Aktivkohle (Sauerstoffbedarf)<br />

""<br />

Ausfällungen durch chemische Reaktionen in den<br />

Speicherflüssigkeiten<br />

""<br />

Bildung von Elementarschwefel<br />

""<br />

Verstärkte Bildung von biologischen Ablagerungen<br />

Diese Schädigungen kann bei Porenspeichern zum<br />

Verschluss von Poren und somit zu einer Reduktion der<br />

Speicherleistung bis hin zum Totalverlust des Speichers<br />

führen. Die Betreiber von Untergrundspeichern fordern<br />

daher einen O 2 -Grenzwert von 10 ppmv. Bereits nachgewiesene<br />

Schwefelausfällungen in „trockenen“ Transportleitungen<br />

unterstreichen die dargestellte Problematik<br />

zusätzlich [3].<br />

Für den grenzüberschreitenden <strong>Gas</strong>transport im<br />

europäischen Ferngasleitungssystem wurde von EASEE-<br />

<strong>Gas</strong> (European Association for the Streamlining of Energy<br />

Exchange-<strong>Gas</strong>) ein O 2 -Grenzwert von 10 ppmv empfohlen.<br />

Deshalb ist zukünftig eine Sauerstoffentfernung bei<br />

der E<strong>ins</strong>peisung von <strong>Biogas</strong> in <strong>Gas</strong>hochdruckleitungen<br />

mit angeschlossenen Untergrundspeichern bzw. beim<br />

grenzüberschreitenden <strong>Gas</strong>transport notwendig.<br />

Im Rahmen des DVGW-Forschungsvorhabens G 105<br />

10-A [4] wurde die gesamte Prozesskette der <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung,<br />

der Transport im <strong>Erdgas</strong>netz sowie die Speicherung<br />

in angeschlossenen <strong>Erdgas</strong>speichern untersucht.<br />

Dabei wurde zunächst evaluiert, welche <strong>Netz</strong>e<br />

von einer erhöhten Sauerstofffracht (> 10 ppmv) betroffen<br />

sind, bzw. welche Grenzsauerstoffkonzentrationen<br />

im <strong>Biogas</strong> bei der E<strong>ins</strong>peisung in die betreffenden <strong>Netz</strong>e<br />

unter Berücksichtigung von Verdünnungseffekten noch<br />

zulässig sind. Parallel dazu wurden die Prozessketten<br />

der <strong>Biogas</strong>erzeugung und -aufbereitung in Hinblick auf<br />

technische Optionen zur Reduzierung bzw. Vermeidung<br />

des Sauerstoffeintrags diskutiert. In einem zweiten<br />

Schritt wurden verschiedene Möglichkeiten zur Entfernung<br />

von O 2 aufgezeigt. Die interessantesten Optionen<br />

wurden anschließend anhand wichtiger Prozessparameter,<br />

wie beispielsweise den Betriebsbedingungen,<br />

dem apparativen Aufwand und den spezifischen Aufbereitungskosten<br />

bewertet. Auf Basis dieser Bewertung<br />

wurden abschließende Handlungsempfehlungen für<br />

verschiedene Szenarien erarbeitet.<br />

2. Sauerstoffeintrag entlang<br />

der <strong>Biogas</strong>prozesskette<br />

Zur Darstellung der zu erwartenden Sauerstoffgehalte<br />

in unterschiedlichen Prozessketten (Substrateintrag bis<br />

E<strong>ins</strong>peisung) wurden die in Tabelle 1 aufgeführten Szenarien<br />

definiert. Szenario I steht stellvertretend für <strong>Biogas</strong>e,<br />

die einen sehr niedrigen Sauerstoffgehalt (< 100<br />

ppmv) aufweisen. Derart niedrige O 2 -Gehalte können<br />

lediglich durch den E<strong>ins</strong>atz von Aufbereitungstechnologien,<br />

die nur eine sehr geringe Menge oder überhaupt<br />

keinen Sauerstoff in das <strong>Biogas</strong> einbringen, erzielt werden.<br />

Szenario III stellt das Gegenteil von Szenario I dar.<br />

Im Rahmen von Szenario III kommen Aufbereitungstechnologien<br />

zum E<strong>ins</strong>atz, die vermehrt Sauerstoff in<br />

das <strong>Biogas</strong> einbringen. Die dargestellten Ergebnisse<br />

basieren auf Simulationsrechnungen sowie auf realen<br />

Messergebnissen.<br />

Durch den Substrateintrag mit Hilfe von Feststoffdosierern<br />

(z. B. bei Silomais) wird rechnerisch unter zur Hilfenahme<br />

von experimentell ermittelten Schüttdichten<br />

und Hohlraumvolumina [4] ein Sauerstoffgehalt von<br />

0,09 – 0,44 Vol.-% im Rohbiogas erreicht. Der eingebrachte<br />

Sauerstoff wird jedoch im Allgemeinen durch<br />

entschwefelnde Bakterien im Fermenter aufgezehrt.<br />

hoher<br />

Sauerstoffeintrag<br />

• Luftentschwefelung<br />

• Tropfkörperkolonne<br />

• Regeneration Eisen(III)-<br />

Chelatkomplexe<br />

• Regeneration<br />

Eisenhaltige Substanzen<br />

(Chemiesorption)<br />

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

geringer<br />

Sauerstoffeintrag<br />

• Biowäscher<br />

• Aktivkohle<br />

kein<br />

Sauerstoffeintrag<br />

• Aktivkohle mit KMnO 4<br />

–<br />

Imprägnierung<br />

• Zinkoxid<br />

• Suldfidfällung<br />

Bild 1. Einteilung verschiedener Verfahren zur Entschwefelung von<br />

<strong>Biogas</strong> nach deren Sauerstoffeintrag.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 163

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

CH 4<br />

CO 2<br />

N 2<br />

O 2<br />

BGA<br />

DWW GW<br />

Vol.-% Vol.-%<br />

CH 4 0,23 3,92<br />

CO 2 99,76 95,71<br />

N 2 0,01 0,37<br />

O 2 0 0<br />

DWW GW<br />

Vol.-% Vol.-%<br />

CH 4 52,42 52,42<br />

CO 2 46,37 46,37<br />

N 2 1,01 1,01<br />

O 2 0,20 0,20<br />

m 3 /h 100 100<br />

m 3 /h 46,0 45,3<br />

Absorber<br />

DWW GW<br />

Vol.-% Vol.-%<br />

CH 4 96,94 92,77<br />

CO 2 0,06 4,36<br />

N 2 2,35 2,09<br />

O 2 0,65 1,15<br />

m 3 /h 54,0 54,7<br />

Trocknung Stripper<br />

DWW GW<br />

Vol.-% Vol.-%<br />

CH 4 96,94 92,77<br />

CO 2 0,06 4,36<br />

N 2 2,35 2,09<br />

O 2 0,65 1,15<br />

m 3 /h 54,0 54,7<br />

DWW GW<br />

Vol.-<br />

%<br />

Vol.-%<br />

CH 4 0,08 1,24<br />

CO 2 31,72 30,29<br />

N 2 53,92 54,30<br />

O 2 14,28 14,17<br />

m 3 /h 146,0 144,9<br />

DWW GW<br />

Vol.-% Vol.-%<br />

N 2 63,91 41,62<br />

O 2 36,09 58,38<br />

m 3 /h 0,15 0,43<br />

Bild 2. Vergleich der Druckwasserwäsche (DWW) und der<br />

Genosorb ® -Wäsche (GW) h<strong>ins</strong>ichtlich der resultierenden Sauerstoffgehalte<br />

im <strong>Biogas</strong>.<br />

Sauerstoffgehalt y O2 in Vol.-%<br />

2,0<br />

1,8<br />

1,6<br />

1,4<br />

1,2<br />

1,0<br />

0,8<br />

0,6<br />

0,4<br />

0,2<br />

0,0<br />

Tabelle 2. Theoretische Betrachtung des Sauerstoffgehalts im aufbereiteten<br />

<strong>Biogas</strong> bei verschiedenen CO 2 -Abtrennverfahren.<br />

Rohbiogas<br />

Amin-<br />

Wäsche<br />

Genosorb-<br />

Wäsche<br />

Produktgas<br />

NaWaRo Gülle/NaWaRo Lebensmittel<br />

Bild 3. Gemessene Sauerstoffgehalte im aufbereiteten <strong>Biogas</strong> [8].<br />

DWW<br />

PSA<br />

Membran-<br />

Anlage<br />

O 2 -Gehalt im aufbereiteten <strong>Biogas</strong> in Vol.-%<br />

0,0 0,0 0,7 0,2 0,0 0,0<br />

0,2 0,4 1,2 0,6 0,3 0,3<br />

Pumpfähige Substrate wie Gülle können als sauerstofffrei<br />

betrachtet werden. Bei der Trockenfermentation<br />

kann davon ausgegangen werden, dass aufgrund des<br />

Batchbetriebs nach einer Startphase kein Sauerstoff<br />

mehr im <strong>Biogas</strong> enthalten ist.<br />

Die Entschwefelung wird unterteilt in Grob- und<br />

Fein entschwefelung. Insbesondere bei der Grobentschwefelung<br />

mit Luft können aus Gründen der schwierigen<br />

Prozesssteuerung erhöhte Sauerstoffgehalte im<br />

<strong>Biogas</strong> auftreten. Zur Vermeidung eines Sauerstoffeintrags<br />

in das Rohbiogas werden daher Verfahren wie z. B.<br />

die Sulfidfällung zur Grobentschwefelung empfohlen,<br />

welche ohne weiteren Eintrag von Sauerstoff auskommen<br />

(s. Bild 1). Die Feinentschwefelung basiert im Allgemeinen<br />

auf dotierten Aktivkohlen. Außer beim E<strong>ins</strong>atz<br />

von Aktivkohlen, die mit Kaliumpermanganat<br />

imprägniert wurden, werden für die Feinentschwefelung<br />

geringe Mengen an Sauerstoff benötigt.<br />

Bei der CO 2 -Entfernung wurden sämtliche großtechnisch<br />

eingesetzten Verfahren h<strong>ins</strong>ichtlich des Eintrags<br />

von Sauerstoff bzw. der Wechselwirkungen u. a. mit<br />

ChemCad untersucht. Im Vergleich zur Druckwasserwäsche<br />

ist bei der Genosorb®-Wäsche aufgrund der höheren<br />

Löslichkeit von O 2 mit einem verstärkten Eintrag von<br />

Sauerstoff zu rechnen. Dieser gelangt aus dem Stripper<br />

durch physikalisches Lösen in den Absorber. Die Strippluft,<br />

welche im Zuge der Regeneration der Waschflüssigkeit<br />

eingebracht wird, dient bei physikalischen Wäschen<br />

dazu, den Partialdruck von CO 2 im abzuführenden<br />

Schwachgasstrom zu verringern, um mehr CO 2 aus der<br />

Waschflüssigkeit austreiben zu können [5] (s. Bild 2).<br />

Bei Amin-Wäschen (als Vertreter der chemischen<br />

Wäschen) erfolgt eine geringfügige Abtrennung von<br />

Sauerstoff aus dem <strong>Biogas</strong>. Während der Aufnahme von<br />

CO 2 wird ein geringer Anteil von Sauerstoff physikalisch<br />

im Waschmittel gebunden, welcher während der Regeneration<br />

zu Lasten des Waschmittels abgebaut bzw.<br />

ausgetrieben wird. Neuere chemische Wäschen auf<br />

Basis von Aminen, Alkanolaminen oder Aminosäuresalzen<br />

[6] sind chemisch resistenter gegen Sauerstoff.<br />

Bei der Druckwechseladsorption kann aufgrund des<br />

Zusammenwirkens von Adsorptionskinetik und Porenstruktur<br />

bis zu einem Viertel des ursprünglich im <strong>Biogas</strong><br />

enthaltenen Sauerstoffes entfernt werden. Bei der Regeneration<br />

wird kein Sauerstoff eingetragen.<br />

Bei Membranverfahren können ca. 50 % [7] des<br />

ursprünglich im <strong>Biogas</strong> enthaltenen Sauerstoffes ausgetragen<br />

werden.<br />

Bei den typischerweise eingesetzten Trocknungsverfahren<br />

ist nicht mit einem zusätzlichen Eintrag von Sauerstoff<br />

zu rechnen.<br />

Die theoretische Betrachtung auf Basis der Modellberechnungen<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitungs-Prozesskette<br />

lässt den Schluss zu, dass bei geeigneter Verfahrensauswahl<br />

ein sauerstofffreies <strong>Biogas</strong> erzeugt werden kann (s.<br />

Tabelle 2). Reelle Messungen zeigen jedoch, dass stets<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

geringe Sauerstoffgehalte (in jedem Fall größer als die<br />

geforderten 10 ppmv) vorliegen (s. Bild 3). Bei optimierten<br />

Anlagen liegen diese im Bereich zwischen 0,1 und<br />

0,3 Vol.-%.<br />

3. Abschätzung des Sauerstoffaufnahmevermögens<br />

von Ferngasleitungsnetzen und<br />

angeschlossenen Untergrundspeichern<br />

Gemäß einer vereinfachten, deutschlandweiten Be -<br />

trachtung wird zunächst davon ausgegangen, dass sich<br />

sämtliche eingespeiste <strong>Biogas</strong>mengen ideal in den<br />

jeweiligen <strong>Netz</strong>abschnitten mit dem in Deutschland<br />

transportierten <strong>Erdgas</strong> vermischen. Diese idealisierte<br />

Betrachtung wird anschließend an ausgewählten Punkten<br />

des Fernleitungsnetzes detailliert. Die Standorte der<br />

betrachteten E<strong>ins</strong>peisepunkte sind aus Bild 4 ersichtlich.<br />

Anhand der bekannten durchschnittlichen Durchflussströme<br />

an diesen Punkten wurde der im Sommer<br />

maximal mögliche Strom an beimischbarem <strong>Biogas</strong> in<br />

Abhängigkeit von dessen Sauerstoffgehalt errechnet.<br />

Die <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peiseanlagen in Deutschland haben eine<br />

durchschnittliche <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peiseleistung von etwa<br />

500 m³/h. Bei einem Sauerstoffgehalt von 3 Vol.-%<br />

(30 000 ppm) könnten an keinem der betrachten Punkte<br />

500 m³/h <strong>Biogas</strong> eingespeist werden (s. Bild 5). Bei<br />

einem Sauerstoffgehalt von 0,5 Vol.-% könnte jeweils<br />

eine Anlage an zwei Standorten e<strong>ins</strong>peisen. Bei geringeren<br />

Sauerstoffgehalten könnte entsprechend mehr <strong>Biogas</strong><br />

eingespeist werden. Insgesamt wäre die mögliche<br />

E<strong>ins</strong>peisemenge jedoch zu gering, um die Ausbauziele<br />

der Bundesregierung (6 Mrd. m³ aufbereitetes <strong>Biogas</strong><br />

pro Jahr in 2020 [9]) annähernd erreichen zu können. Es<br />

ist daher davon auszugehen, dass eine Sauerstoffentfernung<br />

bei E<strong>ins</strong>peisung in Ferngastransportleitungen<br />

unumgänglich wird. Detailliertere Aussagen zu den<br />

betroffenen Leitungsabschnitten können nach<br />

Abschluss des DVGW-Forschungsprojekts „Potenzialstudie<br />

zur nachhaltigen Erzeugung und E<strong>ins</strong>peisung gasförmiger<br />

regenerativer Energieträger in Deutschland“<br />

[10] getroffen werden.<br />

4. Bewertung von<br />

Sauerstoffentfernungsverfahren<br />

4.1 Verfahrenstechnischer Vergleich der Verfahren<br />

Die Entfernung von Sauerstoff aus <strong>Biogas</strong> kann mit Hilfe<br />

unterschiedlichster physikalischer und chemischer Verfahren<br />

erfolgen (Tabelle 3). Potentiell in Frage kommende<br />

Verfahren sind die Sauerstoffentfernung durch<br />

Chemisorption, die kryogene Sauerstoffabtrennung, die<br />

chemische Absorption mit Natriumsulfit, katalytische<br />

Oxidationsverfahren mit Wasserstoff oder Kohlenwasserstoffen<br />

sowie die Reformierung im Teilstrom<br />

(s. Tabelle 4). Trennverfahren, welche ausschließlich auf<br />

physikalischen Wechselwirkungen, wie z. B. physikalische<br />

Sorptionsprozesse (Löslichkeitsgleichgewichte)<br />

oder Membrantrennverfahren (Absorptions-, Diffusions-<br />

Bild 4. Ausgewählte E<strong>ins</strong>peisepunkte im Fernleitungsnetz<br />

[VGE <strong>Gas</strong>netzkarte 04/2011 – Darstellung DBI].<br />

Bild 5. Maximal zulässige Anzahl von <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peiseanlagen<br />

(E<strong>ins</strong>peiseleistung 500 m³/h) an verschiedenen Messpunkten<br />

im <strong>Erdgas</strong>netz in Abhängigkeit des Sauerstoffanteils im <strong>Biogas</strong>.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 165

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

Tabelle 3. Einteilung und Eignung von Verfahren zur O 2 -Entfernung.<br />

Verfahren zur O 2 -Entfernung<br />

physikalische Verfahren<br />

chemische Verfahren<br />

Adsorption(–)<br />

Molekularsiebe, Aktivkohle<br />

Membranverfahren(–)<br />

Poröse/Lösungs-Diffusions-<br />

Membranen<br />

Kryogene Separation<br />

(o)<br />

Kondensation/Rektifikation<br />

Adsorption(o)<br />

Übergangs-/Erdalkalimetallen<br />

Absorption(o)<br />

Pyrogallol, CrCl 2 , Hydrazin,<br />

Natriumsulfit<br />

Katalytische Oxidation (+)<br />

H 2 , CH 4 , höhere Kohlenwasserstoffe<br />

(–) = nicht geeignet; (o) = grundsätzlich geeignet aber zu kostenintensiv; (+) = geeignet<br />

prozesse) beruhen, erfordern größere Konzentrationsunterschiede<br />

als Reinheitsanforderungen für <strong>Biogas</strong> vorgeben.<br />

Daher sind physikalische Trennverfahren für die<br />

Entfernung von Sauerstoff aus <strong>Biogas</strong> nicht geeignet.<br />

Die kontinuierliche, adsorptive Abtrennung von<br />

merklichen Sauerstoffgehalten (y O2 > 0,1 Vol.-%) durch<br />

Chemisorption an Kupfer erfordert mindestens zwei<br />

Kolonnen, da wechselseitig <strong>Gas</strong> gereinigt und gleichzeitig<br />

das Sorbat regeneriert werden muss. Die Verschaltung<br />

der Apparate (+ Peripherie) ist im Vergleich zu<br />

einer katalytischen Umsetzung, bei der lediglich ein<br />

kontinuierlich durchströmter Apparat erforderlich ist,<br />

aufwändiger. Neben dem vergleichsweise höheren<br />

apparativen Aufwand muss ein Reduktionsmittel wie z.<br />

B. Wasserstoff für die Regeneration bereitgestellt werden,<br />

welches an <strong>Biogas</strong>anlagen üblicherweise nicht zur<br />

Verfügung steht. Neben den apparativen und betriebstechnischen<br />

Randbedingungen spricht die begrenzte<br />

Aufnahmefähigkeit der üblicherweise verwendeten<br />

Kupferadsorbentien gegen eine adsorptive Abtrennung<br />

von Sauerstoff. So werden z. B. bei einem Rohbiogasstrom<br />

von 1000 m³/h und einem Sauerstoffgehalt y O2<br />

von 0,25 Vol.-% für Beladungsintervalle von 2 Stunden<br />

ca. 2,5 m³ Sorbens benötigt. Darüber hinaus ist die Sauerstoffkonzentration<br />

(y O2 = 0,25–1 Vol.-%) für eine Reinigung<br />

des <strong>Gas</strong>es mittels Chemisorption an Kupfer vergleichsweise<br />

hoch, sodass mit einem starken Anstieg<br />

der Temperaturen (y O2 = 1 Vol.-% → ΔT > 100 K) in den<br />

Festbetten der Adsorptionskolonnen zu rechnen ist.<br />

Kürzere Regenerationsintervalle und höhere Sauerstoffkonzentrationen<br />

verstärken die thermische Beanspruchung<br />

zusätzlich und beschleunigen etwaige Schädigungen<br />

der Sorbenzien.<br />

Eine kryogene Sauerstoffabtrennung empfiehlt sich<br />

ausschließlich in Kombination mit einer kryogenen <strong>Biogas</strong>aufbereitung.<br />

Die Rentabilität der kryogenen<br />

Abtrennung von CO 2 wird allerdings erst ab Rohgaskapazitäten<br />

von ca. 2000 m³/h erreicht [11]. Daher ist<br />

davon auszugehen, dass eine kombinierte kryogene<br />

Sauerstoffabtrennung aus den gleichen Gründen<br />

momentan wirtschaftlich nicht umsetzbar ist.<br />

Eine Entfernung von Sauerstoff durch Oxidation von<br />

Na 2 SO 3 würde als chemische Wäsche ausgeführt werden.<br />

Dabei fallen Betriebskosten für die elektrischen<br />

Aggregate zur Umwälzung der Waschflüssigkeit an. Zur<br />

Umsetzung von Na 2 SO 3 sind katalytische Mengen von<br />

Chrom notwendig. Somit würde ein chromhaltiger<br />

Na 2 SO 4 -Schlamm als Abfallstrom anfallen, der von der<br />

Waschflüssigkeit abgetrennt und entsorgt werden<br />

muss.<br />

Bei der katalytischen O 2 -Entfernung wird der Sauerstoff<br />

an einem geeigneten Katalysator oxidiert. Als<br />

Reaktanten kommen Wasserstoff, Kohlenstoffmonoxid,<br />

Methan und höhere Kohlenwasserstoffe (z. B. LPG) in<br />

Frage. Bei den katalytischen Verfahren wird nur eine<br />

kontinuierlich durchströmte Katalysatorschüttung<br />

benötigt, was sich positiv auf den apparativen Aufwand<br />

auswirkt. Der wesentliche Vorteil der katalytischen Oxidation<br />

mit Wasserstoff gegenüber den übrigen Optionen<br />

liegt in den geringeren Betriebs- (ca. 200 °C) und<br />

Zündtemperaturen (> 30 °C). Die notwendige Betriebstemperatur<br />

für die Methanoxidation liegt hingegen bei<br />

ca. 450 – 550 °C. Die Zündtemperatur der O 2 -Entfernung<br />

mittels katalytischer Wasserstoffoxidation könnte ohne<br />

weitere Modifikationen im <strong>Biogas</strong>aufbereitungsprozess,<br />

z. B. nach der üblichen Feinentschwefelung oder der<br />

Verdichtung des <strong>Gas</strong>es dargestellt werden. Ein weiterer<br />

Vorteil der Wasserstoffoxidation besteht darin, dass<br />

lediglich Wasser als Reaktionsprodukt anfällt. Bei der<br />

Methanoxidation fällt zusätzlich noch CO 2 als Reaktionsprodukt<br />

an. Das Wasser ließe sich bei beiden Verfahren<br />

ohne zusätzlichen apparativen Aufwand durch den<br />

bestehenden Trocknungsschritt aus dem <strong>Gas</strong>strom entfernen.<br />

Das CO 2 müsste bei E<strong>ins</strong>atz nach dem CO 2 -Entfernungsverfahren<br />

gegebenenfalls mit LPG kompensiert<br />

werden. Die Kompensation kann eingespart werden,<br />

wenn ein Mehraufwand für die Entfernung von CO 2<br />

in Kauf genommen wird, d. h. wahlweise zuvor mehr<br />

CO 2 entfernt oder die O 2 -Entfernung vor der CO 2 -<br />

Abscheidung angeordnet wird. Der größte Nachteil der<br />

Wasserstoffoxidation besteht jedoch darin, dass Wasserstoff<br />

nicht in ausreichender Konzentration im <strong>Biogas</strong>strom<br />

vorliegt und daher extern bereitgestellt bzw. Vor-<br />

Ort hergestellt werden muss. Bei der Methanoxidation<br />

können wiederum aufgrund der hohen Betriebstemperaturen<br />

Nebenreaktionen (z. B. Reformierungsreaktionen)<br />

auftreten. Regelungstechnisch erscheint die Oxidation<br />

von Methan gegenüber der Oxidation mit Wasserstoff<br />

einfacher, da das Methan im <strong>Biogas</strong> enthalten ist<br />

und somit nicht zudosiert werden muss.<br />

Durch Zugabe von höheren Kohlenwasserstoffen<br />

können die benötigten Reaktionstemperaturen zur Oxidation<br />

der eingesetzten Brennstoffe auf ca. 300 – 350 °C<br />

gesenkt werden. Die Zugabe von höheren Kohlenwasserstoffen<br />

an <strong>Biogas</strong>anlagen kann beispielsweise durch<br />

Beimischung von LPG oder je nach Verfügbarkeit (z. B.<br />

bei der Sauerstoffentfernung direkt an Rückspeisepunk-<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Tabelle 4. Übersicht über potentiell in Frage kommende Verfahren zur O 2 -Entfernung.<br />

Verfahrensprinzip<br />

Chemische<br />

Adsorption<br />

Chemisorption<br />

an Kupfer mit<br />

Regeneration<br />

vor Ort<br />

Chemische<br />

Absorption<br />

Oxidation von<br />

Na 2 SO – 3<br />

Katalytische Oxidation<br />

Mögliche Verfahren zur<br />

Entfernung von Sauerstoff<br />

H 2 -Oxidation CH 4 -Oxidation Reformierung<br />

im Teilstrom<br />

(+ Oxidation<br />

von H 2 und CO)<br />

Oxidation von<br />

LPG<br />

Betriebstemperatur T in °C 150–250 ca. 20 150–200 450–550 800/300 300–350<br />

Reaktion<br />

*<br />

LPG: 70 Vol.-% C 3 H 8 , 30 Vol.-% C 4 H 10<br />

Cu + ½ O 2<br />

↓<br />

CuO<br />

Na 2 SO 3 + ½ O 2 H 2 + ½ O 2<br />

↓<br />

↓<br />

Na 2 SO 4 H 2 O<br />

CH 4 + 2 O 2<br />

↓<br />

CO 2 + 2 H 2 O<br />

CH 4 + 2 O 2<br />

↓<br />

CO 2 + H 2 O<br />

LPG * + 5,5 O 2<br />

↓<br />

3,3 CO 2 + 4,3 H 2 O<br />

Katalysatoren – Cr Typischerweise Edelmetalle (z. B. Pd, Pt, …),<br />

Übergangsmetalle (z. B. Cu, Co, Cr, …)<br />

(Brenn-)stofflicher Aufwand<br />

*<br />

BGA: <strong>Biogas</strong>anlage<br />

H 2 : O 2<br />

2 : 1<br />

→ H 2 an BGA *<br />

nicht vorhanden<br />

Na 2 SO 3 : O 2<br />

2 : 1<br />

→ Na 2 SO 3 an<br />

BGA * nicht vorhanden<br />

H 2 : O 2<br />

2 : 1<br />

→ H 2 an BGA *<br />

nicht vorhanden<br />

CH 4 : O 2<br />

1 : 2<br />

→ CH 4 an BGA *<br />

vorhanden<br />

CH 4 : O 2<br />

1 : 2<br />

→ CH 4 an BGA *<br />

vorhanden<br />

LPG : O 2<br />

1 : 5,5<br />

→ LPG an BGA *<br />

vorhanden<br />

Verschaltung<br />

Apparativer Aufwand<br />

* FB: Festbett<br />

↑<br />

diskontinuierlich<br />

↑ ↓ ↓ →<br />

2 katalytische FB * →<br />

Regelungsaufwand<br />

→<br />

Kapazität<br />

begrenzend<br />

↑<br />

Sulfat liegt<br />

gelöst vor<br />

↑<br />

H 2 -Überschuss<br />

unproblematisch<br />

↑<br />

Reaktion stoppt<br />

bei vollständigem<br />

Umsatz<br />

↓<br />

CO-Überschuss<br />

problematisch<br />

→<br />

LPG-Überschuss<br />

erhöht HS<br />

ten) durch Beimischung von <strong>Erdgas</strong> erfolgen. Auf diesem<br />

Temperaturniveau wird kaum noch Methan umgesetzt.<br />

Häufig ist eine LPG Infrastruktur bereits vorhanden,<br />

da LPG zur Brennwertanpassung vor der<br />

E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz eingesetzt wird.<br />

Eine Alternative zur externen Bereitstellung von<br />

Wasserstoff und zur direkten Oxidation von Methan ist<br />

eine Reformierung von <strong>Biogas</strong> im Teilstrom. Diese Reaktion<br />

hat den Zweck H 2 und CO für die weitere Umsetzung<br />

mit Sauerstoff bereitzustellen. Die Reformierung<br />

von Methan erfordert zwar höhere Betriebstemperaturen<br />

(von ca. 800 °C) als die Methanoxidation selbst, allerdings<br />

fällt der Durchsatz einer Reformierungsstufe um<br />

ein Vielfaches kleiner aus (Faktor: 40 – 100, in Abhängigkeit<br />

des Betriebsdrucks). Somit sind Energieeintrag und<br />

Abwärmeverluste begrenzt. Durch die Reformierung<br />

von Methan ist keine externe Wasserstoffquelle erforderlich<br />

und der Nachhaltigkeitsgedanke würde beachtet<br />

werden. Das gebildete H 2 /CO-Gemisch wird dem<br />

<strong>Biogas</strong> nach der Reformierungsstufe wieder beigemischt<br />

und bei niedrigeren Temperaturen (H 2 : ca. 200 °C;<br />

CO: ca. 300 °C) unter Ausschluss von möglichen Nebenreaktionen<br />

mit Sauerstoff zu CO 2 und H 2 O umgesetzt.<br />

Problematisch könnte hingegen sein, dass tendenziell<br />

Kohlenstoffmonoxid im <strong>Gas</strong>strom verbleiben könnte, da<br />

primär Wasserstoff verbraucht würde. Somit sind die<br />

Ansprüche an die Regelung des Prozesses erhöht, da<br />

der umzusetzende Reformatstrom mit hoher Genauigkeit<br />

an den Sauerstoffgehalt im <strong>Biogas</strong>strom angepasst<br />

werden müsste.<br />

4.2 Integration O 2 -Entfernung in die Prozesskette<br />

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

Bei der Integration der Sauerstoffentfernung in die<br />

Gesamtprozesskette muss darauf geachtet werden,<br />

dass die Sauerstoffentfernung erst nach dem Punkt des<br />

letzten Eintrags von Sauerstoff erfolgt. Bei Verfahren,<br />

bei denen Wasser als Reaktionsprodukt entsteht (katalytische<br />

H 2 /CH 4 /LPG) oder Feuchte <strong>ins</strong> <strong>Gas</strong> eingetragen<br />

wird (Na 2 O 3 -Oxidation), empfiehlt sich eine Anordnung<br />

vor der abschließenden Trocknung. Bei CO 2 -Entfernungsverfahren,<br />

bei denen kein Sauerstoff in das <strong>Biogas</strong><br />

eintragen wird (DWA, Membran und chemische<br />

Wäsche), empfiehlt sich eine vorherige O 2 -Entfernung.<br />

Insbesondere bei der chemischen Wäsche ist diese<br />

Anordnung vorteilhaft, da hierdurch eine Degradation<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 167

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

Bild 6. Integration der O 2 -Entfernung in die Prozesskette<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitung.<br />

Feinentschwefelung<br />

Konditionierung<br />

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

Verdichtung<br />

Druckwechseladsorption<br />

Schwachgas<br />

chemische<br />

Wäsche<br />

Konditionierung<br />

Trocknung<br />

Grobentschwefelung<br />

Vortrocknung<br />

Feinentschwefelung<br />

Biomasse<br />

Fermenter<br />

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

Abgas<br />

Verdichtung<br />

DWW/<br />

GW<br />

Trocknung<br />

Konditionierung<br />

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

Katalytische H 2 -Oxidation<br />

Katalytische CH 4 /LPG-Oxidation<br />

Chemisorption<br />

Schwachgas<br />

Oxidation von Na 2 O 3<br />

der Waschflüssigkeit durch Sauerstoff verhindert wird.<br />

Bild 6 können Vorschläge zur Integration entnommen<br />

werden. In der Realität kann es h<strong>ins</strong>ichtlich der Verschaltungsvarianten<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitungsschritte zu<br />

Abweichungen kommen.<br />

4.3 Entfernung von Sauerstoff<br />

am Rückspeisepunkt<br />

Ob eine Entfernung von Sauerstoff an Rückspeisepunkten<br />

in vorgelagerte Transportnetze sowie vor Speicheranlagen<br />

vorteilhaft ist, hängt wesentlich von den netzseitigen<br />

Randbedingungen ab. Entscheidend sind die<br />

jährlich aufkommende <strong>Biogas</strong>menge und die Auslastung<br />

der Anlage. Unter Umständen können am Rückspeisepunkt<br />

Größendegressionseffekte genutzt werden.<br />

Bei E<strong>ins</strong>atz katalytischer Verfahren kann sich eine eventuell<br />

zusätzlich benötigte Trocknungsstufe negativ auswirken.<br />

Falls jedoch der Taupunkt des <strong>Biogas</strong>es im Rahmen<br />

der Aufbereitung an der <strong>Biogas</strong>anlage niedrig<br />

genug eingestellt wurde, kann auf die Nachtrocknung<br />

am Rückspeisepunkt verzichtet werden. Genaue Kosten<br />

können aufgrund der komplexen Betriebscharakteristik<br />

nicht genannt werden.<br />

Die Entfernung von Sauerstoff an den Zugängen von<br />

Speicheranlagen oder an <strong>Gas</strong>übergangspunkten ist aufgrund<br />

der hohen Durchsätze und der Verdünnungseffekte<br />

nicht empfehlenswert.<br />

Die katalytische Entfernung von Sauerstoff mit Wasserstoff<br />

am Rückspeisepunkt könnte zukünftig eine sehr<br />

interessante Alternative darstellen, da aktuelle Bestrebungen<br />

darauf abzielen, Energieüberschüsse aus regenerativen<br />

Quellen (Wind, PV) unter Anderem in Form<br />

von Wasserstoff im <strong>Erdgas</strong>netz zu speichern. Somit<br />

stünde ausreichend Wasserstoff für eine Entfernung des<br />

Sauerstoffs zur Verfügung, welcher mit dem <strong>Erdgas</strong>strom<br />

dem rückzuspeisenden <strong>Biogas</strong> beigemischt werden<br />

könnte. Ob auf die <strong>Gas</strong>trocknung am Rückspeisepunkt<br />

verzichtet werden kann, ist, wie bereits angesprochen,<br />

gesondert zu prüfen.<br />

4.4 Energetische Einbindung<br />

Die energetische Einbindung von Prozessen, die bei<br />

höheren Temperaturen betrieben werden, ist für eine<br />

optimierte Energiebilanz der Prozesskette wichtig. Am<br />

Beispiel der Oxidation von Methan wird eine solche Verschaltung<br />

vorgestellt. Bild 7 zeigt deutlich, dass <strong>ins</strong>besondere<br />

bei hohen Reaktoreintrittstemperaturen und<br />

hohen Sauerstoffgehalten im <strong>Biogas</strong> Energie in Form<br />

von Wärme frei wird (negatives Vorzeichen). Auf Basis<br />

dieser Daten kann eine thermische Verschaltung entsprechend<br />

Bild 8 vorgeschlagen werden. Zu erkennen<br />

ist, dass ein autothermer Betrieb der exothermen Oxidationsreaktion<br />

möglich ist. Im idealen Fall könnte sogar<br />

ein geringer Wärmeüberschuss abgeführt werden und<br />

grundsätzlich z. B. für die Fermenterbeheizung genutzt<br />

werden. Realistisch betrachtet würde dieser Wärmestrom<br />

einen Beitrag zur Deckung der Abwärmeverluste<br />

an die Umgebung liefern.<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

4.5 Kosten<br />

Die Kosten für die Verfahren zur O 2 -Entfernung wurden<br />

auf Basis der zuvor definierten Szenarien (I–III) berechnet.<br />

Aufgrund nicht vorhandener Betriebsdaten realer<br />

Anlagen enthalten die berechneten Kosten Unsicherheiten.<br />

Aus Tabelle 5 kann entnommen werden, dass<br />

die Entfernung von Sauerstoff mittels Na 2 SO 3 sowie<br />

mittels Chemisorption an Kupfer (Ausführung mit angeschlossener<br />

Regeneration mit H 2 ) apparativ aufwändiger<br />

sind und deutlich höhere Kosten (0,17 – 0,45 ct/<br />

kWh) als die übrigen Verfahren zur Entfernung von O 2<br />

(0,06 – 0,1 ct/kWh) verursachen.<br />

Die Kosten für die O 2 -Entfernung mittels Oxidation<br />

von Wasserstoff sind selbst bei niedrig angenommenen<br />

Bezugspreisen von ca. 50 ct/m³ auf ähnlichem Niveau<br />

mit den Kosten der O 2 -Entfernung mittels Oxidation von<br />

Methan. Je höher der O 2 -Gehalt im <strong>Biogas</strong> ausfällt, desto<br />

eher ist die O 2 -Entfernung mittels Oxidation von Methan<br />

zu bevorzugen, da sich die Bereitstellungskosten für H 2<br />

deutlicher auswirken.<br />

Die Kosten für die Sauerstoffentfernung mittels Oxidation<br />

von LPG liegen im Bereich der Sauerstoffentfernung<br />

durch CH 4 -Oxidation, jedoch unterhalb denen der<br />

Reformierung im Teilstrom bei ca. 0,08 ct/kWh.<br />

Insgesamt kann festgestellt werden, dass der E<strong>ins</strong>atz<br />

von katalytischen Oxidationsverfahren innerhalb der<br />

<strong>Biogas</strong>aufbereitungsketten zu den günstigsten Kosten<br />

führt. In [3, 12] werden Kosten im Bereich von<br />

0,18 – 0,26 ct/m³ für die katalytische Entfernung von O 2<br />

mittels Oxidation von Wasserstoff angegeben.<br />

5. Handlungsempfehlungen<br />

Auf Basis der genannten Szenarien können verschiedene<br />

Handlungsempfehlungen für die E<strong>ins</strong>peisung von<br />

<strong>Biogas</strong> in Ferngasleitungsnetze abgeleitet werden.<br />

Diese sind grundsätzlich vor dem Hintergrund der<br />

Bild 7. Wärmebedarfe der katalytischen Oxidation mit Methan in<br />

Abhängigkeit der Reaktoreintrittstemperatur und des Sauerstoffgehalts<br />

am Beispiel der Oxidation mit CH 4 (V fRohbiogas = 1000 m 3 /h;<br />

V faufb.<strong>Biogas</strong> = 550 m 3 /h).<br />

standortspezifischen Gegebenheiten zu prüfen und ggf.<br />

anzupassen.<br />

Szenario I<br />

Ein Vergleich der dargestellten Szenarien lässt den<br />

Schluss zu, dass die Vermeidung von Lufteintrag in den<br />

Fermenter prinzipiell jeglichen Arten der nachträglichen<br />

O 2 -Entfernung vorzuziehen ist. Bei optimierter<br />

Verfahrensauswahl kann theoretisch auf eine nachträgliche<br />

Entfernung von O 2 verzichtet bzw. der Aufwand<br />

Bild 8. Energetische Verschaltung am Beispiel der Oxidation mit CH 4 kombiniert mit einer Druckwasserwäsche.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 169

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

Tabelle 5. Vergleich: Aufbereitung und Konditionierung von <strong>Biogas</strong> für die Szenarien I–III (eigene Berechnungen).<br />

Szenario<br />

I –<br />

„Kein/minimaler O 2 -Eintrag“<br />

spezifische Kosten der<br />

eingesetzten Verfahren<br />

bezogen auf Rohbiogas<br />

(in ct/kWh)<br />

O 2 -Entfernung *<br />

Chemisorption<br />

( H mit/ I ohne angeschl. Regeneration)<br />

II –<br />

„Geringer<br />

O 2 -Eintrag“<br />

IIIA –<br />

„Erhöhter<br />

O 2 -Eintrag“<br />

mit Umgebungsluft<br />

IIIB –<br />

„Erhöhter<br />

O 2 -Eintrag“<br />

mit angereicherter Luft<br />

< 100 ppm 0,1 Vol.-% 0,5 Vol.-% 0,5 Vol.-%<br />

0,10–0,13 I 0,17–0,18 H 0,22–0,23 H 0,22–0,23 H<br />

Katalytische Oxidation von H 2 0,05 0,05 0,11 0,11<br />

Katalytische Oxidation von CH 4 0,07 0,07 0,08 0,08<br />

Reformierung im Teilstrom inkl.<br />

Oxidation von H 2 /CO<br />

0,10 0,10<br />

Katalytische Oxidation von LPG 0,08 0,08<br />

Na 2 SO 3 -Wäsche 0,45 0,45<br />

Gesamtkosten **<br />

Chemisorption<br />

1,83 I 1,91 H 2,02 H 1,94 H<br />

( H mit/ I ohne angeschl. Regeneration)<br />

Katalytische Oxidation von H 2 1,76 1,79 1,91 1,83<br />

Katalytische Oxidation von CH 4 1,78 1,81 1,87 1,79<br />

Reformierung im Teilstrom inkl.<br />

Oxidation von H 2 /CO<br />

1,90 1,81<br />

Katalytische Oxidation von LPG 1,88 1,80<br />

Na 2 SO 3 -Wäsche 2,24 2,16<br />

**<br />

Die <br />

Kosten für die O 2 -Entfernung basieren auf eigenen Berechnungen und sind aufgrund von fehlenden Daten und getroffenen Annahmen mit<br />

Unsicherheiten behaftet. Ein Schwankungsbereich ist daher nicht für jeden Fall gesondert ausgewiesen<br />

** Die Gesamtkosten ergeben sich (bei Angabe eines Schwankungsbereichs) aus dem Mittelwert der ausgewiesenen Kosten<br />

Allgemeine Randbedingungen: Aufbereitungskapazität: 1000 m³/h, Brennwert Rohgas: 6,08 kWh/m³, t Betrieb : 8000 h/a, k Strom : 0,13 €/kWh,<br />

z kalk : 6 %, t AfA : 15 a, Verminderung der Vergütung durch E<strong>ins</strong>atz von Methan aus <strong>Biogas</strong>: 0,25 €/m³, Brennwert nach der Konditionierung: 11,2 kWh/m³,<br />

Bezugskosten: H 2 : 0,5 €/m³, CuO: 1,5–2,5 €/kg, LPG: 0,7 €/kg, Na 2 SO 3 : 0,6 €/kg<br />

stark minimiert werden. Hierzu sollte in erster Linie auf<br />

eine biologische Grobentschwefelung mit Umgebungsluft<br />

verzichtet und stattdessen biologische Entschwefelung<br />

mit angereicherter Luft oder Verfahren ohne Luftbedarf<br />

verwendet werden. Weiterhin empfiehlt sich der<br />

E<strong>ins</strong>atz von Feinentschwefelungsverfahren, welche<br />

ohne Sauerstoffeintrag auskommen sowie von CO 2 -Entfernungsverfahren,<br />

bei denen keine zusätzlichen Sauerstoffmengen<br />

eingetragen werden.<br />

Ein Verzicht auf ein Verfahren zur O 2 -Entfernung<br />

setzt voraus, dass der Grenzwert von 10 ppmv für alle<br />

auftretenden Mischungsverhältnisse mit dem Grundgas<br />

sicher eingehalten werden kann. Durchgeführte Messprogramme<br />

belegen jedoch, dass die sichere Einhaltung<br />

dieses Grenzwerts allein durch Vermeidung als<br />

schwierig einzustufen ist. Daher muss im Einzelfall<br />

geprüft werden, ob eine O 2 -Entfernung zur sicheren<br />

Einhaltung des Grenzwerts notwendig ist. Hierbei sind<br />

auch möglicherweise auftretende Betriebsstörungen zu<br />

berücksichtigen.<br />

Sollte trotz optimierter Verfahrensauswahl eine<br />

O 2 -Entfernung notwendig werden, können verschiedene<br />

Verfahren eingesetzt werden Interessant für sehr<br />

geringe Sauerstoffgehalte (< ca. 100 ppmv) könnte die<br />

katalytische O 2 -Entfernung mittels Wasserstoffoxidation<br />

sein, da entsprechend geringere Mengen von H 2 erforderlich<br />

sind, welche darüber hinaus sogar im <strong>Biogas</strong><br />

enthalten sein können. Alternativ ist z. B. eine Chemisorption<br />

ohne Vor-Ort-Regeneration denkbar.<br />

Szenarien II, III<br />

Bei E<strong>ins</strong>atz von Aufbereitungstechnologien, bei denen<br />

ein gewisser Sauerstoffanteil in das <strong>Biogas</strong> eingetragen<br />

wird, muss zwingend eine O 2 -Entfernung vorgesehen<br />

werden, um die Betriebssicherheit der Transportnetze<br />

und Untertagespeicher langfristig gewährleisten zu<br />

können. Da die Sauerstoffentfernung einen zusätzlichen<br />

Aufwand bedeutet, muss darauf geachtet werden,<br />

dass das Gesamtsystem energetisch und stofflich optimiert<br />

ist.<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Ideale Einbindungsvarianten sind katalytische Verfahren<br />

auf Basis von H 2 -, CH 4 - oder LPG-Oxidation vor<br />

der CO 2 -Abtrennung, vorausgesetzt diese verursacht<br />

selbst keinen O 2 -Eintrag mehr. Für CO 2 -Entfernungsverfahren,<br />

die O 2 <strong>ins</strong> <strong>Biogas</strong> eintragen, muss die O 2 -Entfernung<br />

nachträglich erfolgen. Trotz der Erhöhung des<br />

CO 2 -Gehalts sind die katalytischen Verfahren aus Kostensicht<br />

zu bevorzugen. Bei sehr geringen O 2 -Gehalten<br />

ist die Oxidation von Wasserstoff die günstigste Variante.<br />

Bei höheren Konzentrationen (ab ca. 0,2 Vol.-%) ist<br />

die Oxidation von CH 4 aufgrund der geringeren Brennstoffkosten<br />

spezifisch günstiger und zu empfehlen. Aus<br />

Sicht der Nachhaltigkeit ist die Oxidation von Methan so<br />

lange zu bevorzugen wie der Wasserstoff aus fossilen<br />

Quellen erzeugt wird. Weitere Optionen (mit leicht<br />

erhöhtem apparativen Aufwand, folglich spezifisch teurer)<br />

sind die Oxidation von LPG sowie Reformierung von<br />

<strong>Biogas</strong> im Teilstrom mit anschließender katalytischer<br />

Umsetzung von Sauerstoff mit dem gebildeten Wasserstoff/Kohlenstoffmonoxid-Gemisch.<br />

[6] Diez, R., Lampe, F., Rieger, R. and Riemann, C.: Application of<br />

PuraTreat® R+ for the upgrading of biogas; GWF International,<br />

46–52, April 2011.<br />

[7] DVGW-Forschungsvorhaben G 1/03/10-A; Messprogramm<br />

„<strong>Biogas</strong>erzeugung und <strong>Biogas</strong>aufbereitung II“; (noch nicht<br />

abgeschlossen).<br />

[8] Abschlussbericht DVGW-Forschungsvorhaben G 1/07/07–<br />

A/B; Messprogramm „<strong>Biogas</strong>erzeugung und <strong>Biogas</strong>aufbereitung<br />

I“; 02/2010.<br />

[9] <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung; Teil 6 <strong>Biogas</strong>, § 31 Zweck der<br />

Regelung; Geltung ab 09/2010.<br />

[10] DVGW-Forschungsvorhaben GW 2/01/10; Potenzialstudie<br />

zur nachhaltigen Erzeugung und E<strong>ins</strong>peisung gasförmiger<br />

regenerativer Energieträger in Deutschland (noch nicht<br />

abgeschlossen).<br />

[11] Windmeier und Oellrich: Konventionelle und kryogene Aufbereitung<br />

und Verflüssigung von <strong>Biogas</strong> in kleinen Anlagen;<br />

01/2008.<br />

[12] Abschlussbericht BMBF-Verbundprojekt: <strong>Biogas</strong>e<strong>ins</strong>peisung;<br />

Band 4: Technologien und Kostens der <strong>Biogas</strong>aufbereitung<br />

und E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz; 06/2009.<br />

6. Fazit und Ausblick<br />

Abschließend wird darauf hingewiesen, dass der resultierende<br />

Sauerstoffgehalt einer <strong>Biogas</strong>aufbereitungskette<br />

in jedem Fall in Zukunft als ein zusätzliches Kriterium<br />

für den Vergleich von Aufbereitungsprozessen<br />

angesehen werden muss. Zu beachten ist ferner, dass<br />

der Gesetzgeber eine für den Verbraucher günstige<br />

Lösung fordert. Daher sollten die Auslegung und Auswahl<br />

der Verfahren abhängig von den Randbedingungen<br />

vor Ort, jedoch unabhängig von Kostenwälzungsmöglichkeiten<br />

auf volkswirtschaftlicher Basis erfolgen<br />

und <strong>Biogas</strong>anlagenbetreiber, E<strong>ins</strong>peiser und <strong>Netz</strong>betreiber<br />

geme<strong>ins</strong>am agieren.<br />

Forschungs- und entwicklungsseitig sollten die vorgestellten<br />

Verfahrenskonzepte, die noch nicht kommerziell<br />

erhältlich sind, weiterverfolgt werden. Zu nennen<br />

sind beispielsweise die Verwendung von alternativen<br />

Adsorbentien auf Eisenbasis oder die katalytische Sauerstoffentfernung<br />

mit dem im <strong>Biogas</strong> enthaltenen<br />

Methan. Hierzu sind auch im DVGW-Umfeld weiterführende<br />

Arbeiten geplant.<br />

Literatur<br />

[1] DVGW-Arbeitsblatt G 260: <strong>Gas</strong>beschaffenheit; Mai 2008.<br />

[2] DVGW-Arbeitsblatt G 262: Nutzung von <strong>Gas</strong>en aus regenerativen<br />

Quellen in der öffentliche <strong>Gas</strong>versorgung; September<br />

2011.<br />

[3] Gronemann et al.: Sauerstoffgehalt in der <strong>Erdgas</strong>infrastruktur;<br />

GWF <strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>, 244–248, April 2010.<br />

[4] Abschlussbericht DVGW-Forschungsvorhaben G 1/05/10-A;<br />

Vermeidung und Entfernung von Sauerstoff bei der E<strong>ins</strong>peisung<br />

von <strong>Biogas</strong> in das <strong>Erdgas</strong>netz; 09/2011.<br />

[5] Gronemann et al.: Oxygen Content in Natural <strong>Gas</strong> Infrastructure;<br />

GWF International, 26–30, Mai 2010.<br />

Autoren<br />

Dipl.-Ing. Wolfgang Köppel<br />

DVGW - Forschungsstelle am EBI des<br />

Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) |<br />

Karlsruhe |<br />

Tel.: +49 721 96402-22 |<br />

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

Dipl.-Ing. Felix Ortloff<br />

DVGW-Forschungsstelle am EBI des<br />

Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) |<br />

Karlsruhe |<br />

Tel.: +49 721 608 42569 |<br />

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

Dipl.-Wi.-Ing. Ronny Erler<br />

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

Freiberg |<br />

Tel.: +49 3731 4195-328 |<br />

E-Mail: ronny.erler@dbi-gti.de<br />

Dr.-Ing. Frank Graf<br />

DVGW - Forschungsstelle am EBI des<br />

Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) |<br />

Karlsruhe |<br />

Tel.: +49 721 96402-21 |<br />

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

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 171

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

Die <strong>Biogas</strong>anlagen als zukünftige<br />

CO 2 -Produzenten für die Herstellung<br />

von erneuerbarem Methan<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> als Langzeitspeicher und alternativer Kraftstoff<br />

<strong>Biogas</strong>, Erneuerbares Methan, Biomethan, Power-to-<strong>Gas</strong>, CO 2 -Potenziale, Energiespeicher<br />

Tobias Trost, Mareike Jentsch, Uwe Holzhammer und Sönke Horn<br />

Die Transformation des Energieversorgungssystems<br />

erfordert neben dem notwendigen Stromnetzausbau,<br />

der Erschließung von Lastmanagementpotenzialen<br />

und Effizienzsteigerungen zusätzlich den E<strong>ins</strong>atz von<br />

Energiespeichern zur Integration fluktuierender<br />

erneuerbarer Energien. Einen technischen Lösungsansatz<br />

zur Langzeitspeicherung in der erforderlichen<br />

Größenordnung bietet die Umwandlung von regenerativem<br />

Strom in den chemischen Energieträger<br />

erneuerbares Methan. In diesem Beitrag wird das<br />

Konzept der Strom-<strong>Gas</strong>netz-Kopplung vorgestellt und<br />

die Rolle von <strong>Biogas</strong>anlagen als eine mögliche CO 2 -<br />

Quelle für die Herstellung von erneuerbarem Methan<br />

diskutiert. Hierbei werden zwei konzeptionell denkbare<br />

Anlagenkombinationen zur Nutzung von biogenem<br />

CO 2 für die Methanisierung beschrieben und die<br />

bestehenden deutschlandweiten CO 2 -Potenziale aus<br />

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

<strong>Biogas</strong> plants as future CO 2 source for the production<br />

of renewable methane: Power-to-<strong>Gas</strong> as long-term<br />

energy storage and alternative fuel option<br />

Besides the essential expansion of the electricity network<br />

and enhancing energy efficiency, the transformation<br />

of the energy supply system requires the further<br />

development of demand side management and<br />

energy storage technologies for the integration of<br />

fluctuating renewable energy sources. The conversion<br />

of renewable power into the chemical energy source<br />

renewable methane offers a technical approach for<br />

long-term energy storage with the necessary transport<br />

and storage capacities. This article presents the innovative<br />

concept Power-to-<strong>Gas</strong> in greater detail and<br />

focuses on the role of biogas plants as future CO 2<br />

source for the production of renewable methane.<br />

Therefore, two different possible combinations of<br />

biogas plants with Power-to-<strong>Gas</strong> are described and<br />

the existing biogenic CO 2 potentials from biogas<br />

plants are examined for Germany.<br />

1. Transformation des<br />

Energieversorgungssystems<br />

Die Bundesregierung hat unter anderem durch die Veröffentlichung<br />

des Energiekonzepts und die Gesetze zur<br />

Energiewende (Änderung des Atomgesetzes, Neuregelung<br />

des Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG) die energiepolitischen<br />

Weichen für eine grundlegende Transformation<br />

des Energieversorgungssystems in Deutschland<br />

gestellt. So sieht das Energiekonzept einen Anteil an<br />

erneuerbaren Energien von 35 % an der Bruttostromversorgung<br />

bis 2020 vor, der sich bis 2050 auf 80 % erhöhen<br />

soll [1]. Zusätzliches Ziel der Bundesregierung ist es,<br />

die Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2050 um mindestens<br />

80 % gegenüber dem Referenzjahr 1990 zu<br />

reduzieren [1]. Dem zugrunde liegt ein verstärkter Ausbau<br />

der erneuerbaren Energien, <strong>ins</strong>besondere der<br />

Windkraft. Derzeit sind über 27 GW el an Winderzeugungskapazitäten<br />

<strong>ins</strong>talliert [2], die nach den Zielen der<br />

Bundesregierung bis 2020 auf 45,8 GW el ansteigen sollen<br />

[3]. Neben einem verstärkten Ausbau von Windenergie<br />

soll die Stromproduktion aus Biomasse etwa<br />

49,5 TWh el im Jahr 2020 erreichen und zu über 35 % in<br />

steuerbarer Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) unter Nutzung<br />

der Abwärme eingesetzt werden [3]. Bereits heute<br />

kommt es zeitweise zu Situationen, in denen die Stromerzeugung<br />

aus erneuerbaren Quellen sowie konventionellen<br />

Kraftwerken, die der Systemsicherheit dienen<br />

(must-run), die lokale Last übersteigt und gleichzeitig<br />

nicht ausreichende <strong>Netz</strong>kapazitäten vorhanden sind,<br />

um die Stromüberschüsse zu anderen Verbrauchszen-<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

tren zu transportieren. So musste 2010 Strom aus erneuerbaren<br />

Energien von rund 127 GWh el (zu 98,6 % aus<br />

Windkraft) bzw. 0,3 % bezogen auf die gesamte Winde<strong>ins</strong>peisung<br />

in Deutschland abgeregelt werden [4].<br />

Die benötigten Energiespeichertechnologien, zum<br />

einen zur Speicherung von regenerativen Überschüssen<br />

und zum anderen zur Überbrückung von Zeiten geringer<br />

E<strong>ins</strong>peisung aus erneuerbaren Energien, stellen<br />

somit einen wesentlichen Baustein auf dem Weg zu<br />

einer erneuerbaren Vollversorgung dar. Die zukünftig<br />

benötigte Speicherkapazität von Langzeitspeichern bei<br />

Energieversorgungssystemen mit sehr hohen Anteilen<br />

an erneuerbaren Energien wird auf 20 bis 40 TWh el in<br />

Deutschland geschätzt [5]. Einen technischen Lösungsansatz<br />

zur Energiespeicherung in der erforderlichen<br />

Größenordnung bietet die Umwandlung von regenerativem<br />

Strom in den chemischen Energieträger erneuerbares<br />

Methan.<br />

2. Das Prinzip der Strom-<strong>Gas</strong>netz-Kopplung<br />

Das am Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik<br />

(IWES) in Kassel und dem Zentrum für<br />

Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden–<br />

Württemberg (ZSW) entwickelte Power-to-<strong>Gas</strong>-Konzept<br />

setzt sich aus zwei Verfahrensschritten zusammen.<br />

Zunächst wird mit Hilfe der Wasserelektrolyse Wasser in<br />

die Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten.<br />

Dieser Prozess erreicht gegenwärtig Wirkungsgrade<br />

von etwa 65 % bis 75 %. In einem weiteren Verfahrensschritt<br />

wird der erzeugte gasförmige Wasserstoff mit<br />

Hilfe von Kohlendioxid im Sabatier-Prozess in synthetisches<br />

<strong>Erdgas</strong> konvertiert. Die CO 2 -Methaniserung<br />

erreicht Wirkungsgrade von bis zu 80 % und findet bei<br />

Reaktortemperaturen von 250 °C bis 500 °C statt [6].<br />

Anstelle einer chemischen Methanisierung über den<br />

Sabatier-Prozess ist es ebenfalls möglich, mit Hilfe von<br />

Archaebakterien auf biologischem Weg aus Wasserstoff<br />

und Kohlendioxid Methan herzustellen. Über die Methanogenese,<br />

den Stoffwechsel der Archaebakterien, können<br />

bei 65 °C und 1 bar Druck pro m 3 Reaktorvolumen<br />

etwa 15 Nm 3 Methan pro Stunde erzeugt werden [7].<br />

Das über den Sabatier-Prozess erzeugte erneuerbare<br />

Methan, kann aufgrund der chemischen Eigenschaften<br />

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

Somit besteht die Möglichkeit, auf die bestehende <strong>Erdgas</strong>infrastruktur<br />

mit gut ausgebauten Transport- und<br />

Speicherkapazitäten zurückzugreifen. So besitzt das<br />

<strong>Erdgas</strong>netz in Deutschland mit seinen derzeitigen <strong>Gas</strong>speichern<br />

eine Speicherkapazität von über 20 Mrd. m 3<br />

<strong>Gas</strong> (über 200 TWh th ) sowie 500 000 km <strong>Gas</strong>leitungen<br />

[8]. Im Vergleich dazu sind im Stromnetz Speicherleistungen<br />

von etwa 0,04 TWh el (bestehende Pumpspeicherwerke)<br />

vorhanden [6]. In Zeiten geringer erneuerbarer<br />

Stromerzeugung kann die chemisch gespeicherte<br />

Energie beispielsweise in Blockheizkraftwerken (BHKW)<br />

mit einem Gesamtwirkungsgrad (Stromerzeugung und<br />

Wärmenutzung) von über 80 %, oder auch in <strong>Gas</strong>kraftwerken<br />

wieder ausgespeichert werden und damit<br />

Lücken in der Stromerzeugung regenerativ schließen.<br />

Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, erneuerbares<br />

Methan als nachhaltigen Energieträger in weiteren<br />

Anwendungsfeldern einzusetzen. Als alternativer Kraftstoff<br />

für die Mobilität kann erneubares Methan die heutige<br />

Reichweitenbegrenzung der Elektromobilität überwinden<br />

und somit einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung<br />

des Verkehrssektors leisten.<br />

3. <strong>Biogas</strong>anlagen als CO 2 -Produzenten<br />

Um mit dem Power-to-<strong>Gas</strong> Konzept ein nachhaltiges<br />

erneuerbares <strong>Gas</strong> herzustellen, ist es notwendig für den<br />

Betrieb der Wasserelektrolyse erneuerbare Stromüberschüsse<br />

zu verwenden. Stromüberschüsse sind als<br />

erneuerbare elektrische Energie definiert, die aufgrund<br />

von lokalen <strong>Netz</strong>engpässen oder aufgrund von zukünftigen<br />

Versorgungssituationen, in denen die deutschlandweite<br />

Erzeugung die Nachfrage nach elektrischer<br />

Energie übersteigt, abgeregelt werden muss. Zur Vermeidung<br />

der Abregelung sind Energiespeicher notwendig.<br />

Neben der Verwendung von Überschussstrom<br />

sollte ebenfalls das CO 2 für die Methanisierung erneuerbaren<br />

Ursprungs bzw. klimaneutral sein, um ein nachhaltiges<br />

<strong>Gas</strong> bereitzustellen. Darüber hinaus ist es wichtig<br />

vorhandene Quellen mit hoher CO 2 -Konzentration<br />

zu nutzen, um den zusätzlichen Aufbereitungsaufwand<br />

zur Herstellung von erneuerbarem Methan zu minimieren.<br />

Besonders geeignet sind daher biogene CO 2 -Quellen<br />

in hoher Konzentration, da hier der Atmosphäre das<br />

CO 2 zuvor durch die Photosynthese der Pflanzen entzogen<br />

wurde. Insbesondere <strong>Biogas</strong>anlagen bieten aufgrund<br />

der zur Verfügung stehenden räumlich verteilten<br />

Potenziale eine vielversprechende CO 2 -Quelle. In diesem<br />

Zusammenhang sind zwei konzeptionelle Anlagenkombinationen<br />

zur Nutzung von CO 2 aus <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

für die Methanisierung denkbar, welche nachfolgend<br />

vorgestellt werden.<br />

3.1 <strong>Biogas</strong>anlagen mit E<strong>ins</strong>peisung <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz<br />

Auf Seiten der biogenen CO 2 -Quellen bieten <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

mit <strong>Gas</strong>aufbereitung und E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

wohl das am technisch und wirtschaftlich günstigsten<br />

zu erschließende Potenzial. Bei der <strong>Biogas</strong>aufbereitung<br />

fällt meist bereits hochkonzentriertes CO 2 (bis<br />

zu 99 Vol.-%) an, welches klimaneutral (im Bilanzierungszeitraum<br />

wurde dieses durch Photosynthese der<br />

Atmosphäre entzogen) in die Umgebung meist ungenutzt<br />

entlassen wird. Bereits Ende 2010 waren etwa<br />

50 <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlagen mit einer stündlichen<br />

Biomethane<strong>ins</strong>peisekapazität in das <strong>Gas</strong>netz von rund<br />

42 000 Nm³ in Deutschland in Betrieb [9].<br />

Bild 1 zeigt die schematische Darstellung der Strom-<br />

<strong>Gas</strong>netz-Kopplung am Beispiel von <strong>Biogas</strong>anlagen als<br />

CO 2 -Quelle mit E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 173

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

Bild 1.<br />

Schematische<br />

Darstellung der<br />

Strom-<strong>Gas</strong>netz-<br />

Kopplung am<br />

Beispiel von<br />

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

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

<strong>ins</strong><br />

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

(nach [6, 13]).<br />

Die räumliche Nähe zum <strong>Gas</strong>netz und die bereits<br />

vorhandene <strong>Gas</strong>e<strong>ins</strong>peisestation machen Standorte<br />

von Biomethananlagen für Power-to-<strong>Gas</strong> zusätzlich<br />

interessant. Desweiteren ist sowohl der Prozess der<br />

Methanisierung als auch der Wasserelektrolyse exotherm,<br />

so dass ein Wärmemanagement in Verbindung<br />

mit der <strong>Biogas</strong>anlage oder der <strong>Gas</strong>aufbereitung weitere<br />

Synergien und Effizienzsteigerungen einer entsprechenden<br />

Anlagenkombination verspricht.<br />

Da Biomethananlagen durch die E<strong>ins</strong>peisung <strong>ins</strong><br />

<strong>Erdgas</strong>netz von der Strombereitstellung entkoppelt<br />

sind, kann die <strong>Gas</strong>erzeugung bzw. <strong>Gas</strong>aufbereitung auf<br />

einem konstanten Niveau mit hohen Volllaststunden<br />

betrieben werden. Davon unabhängig kann eine an den<br />

Strombedarf zeitlich und räumlich angepasste Rückverstromung<br />

beispielsweise über BHKW oder <strong>Gas</strong>kraftwerke<br />

stattfinden. Die Power-to-<strong>Gas</strong> Anlage wird ebenfalls<br />

dynamisch, im Idealfall nur bei erneuerbaren<br />

Stromüberschüssen betrieben. In Kombination mit dem<br />

annähernd konstanten CO 2 -Volumenstrom einer <strong>Biogas</strong>aufbereitungsanlage,<br />

wird die Power-to-<strong>Gas</strong> Anlage,<br />

sofern keine Speichermöglichkeit für CO 2 vorhanden ist,<br />

infolgedessen lediglich einen Teil des anfallenden CO 2<br />

zur Methanisierung verwenden.<br />

3.2 Direkte Methanisierung von <strong>Biogas</strong><br />

Neben der Verwendung von hochkonzentriertem CO 2<br />

aus der <strong>Biogas</strong>aufbereitung von <strong>Biogas</strong>anlagen mit E<strong>ins</strong>peisung<br />

<strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz besteht ebenfalls die Möglichkeit,<br />

die Methanisierung direkt mit einem vorgereinigten<br />

<strong>Biogas</strong>strom zu betreiben. Diese Option kann <strong>ins</strong>besondere<br />

vor dem Hintergrund der Flexibilisierung von<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen interessant sein. Bei diesem Konzept<br />

wird das CH 4 /CO 2 -<strong>Gas</strong>gemisch eines vorgereinigten<br />

Rohbiogasstroms vollständig durch die Methanisierung<br />

geleitet. Ohne vorherige CO 2 -Abtrennung wird dabei<br />

das im <strong>Biogas</strong> befindliche CO 2 mit dem H 2 aus der Wasserelektrolyse<br />

umgesetzt, so dass nach der Methanisierung<br />

ein e<strong>ins</strong>peisefähiger Methanstrom erzielt werden<br />

kann. Dieser Methanstrom enthält sowohl das CH 4 des<br />

<strong>Biogas</strong>es als auch das Produktgas der Sabatier-Reaktion.<br />

Bild 2 zeigt die schematische Darstellung der Strom-<br />

<strong>Gas</strong>netz-Kopplung am Beispiel von <strong>Biogas</strong>anlagen als<br />

CO 2 -Quelle für die direkte Methanisierung.<br />

Bei dieser Anlagenvariante ergeben sich <strong>ins</strong>besondere<br />

im dynamischen Betrieb interessante Effekte für<br />

das Energieversorgungssystem. Während eine <strong>Biogas</strong>anlage<br />

mit Vor-Ort-Verstromung bisher relativ starr mit<br />

dem Stromnetz verknüpft ist, und sich ohne zusätzliche<br />

Investitionen nur eingeschränkt an die Nachfrage am<br />

Strommarkt anpassen kann, entstehen über die Kombination<br />

mit der direkten Methanisierung zusätzliche Freiheitsgrade.<br />

Immer dann, wenn im Stromnetz ein Bedarf an<br />

zusätzlicher Stromerzeugung zur Deckung der elektrischen<br />

Last besteht, wird das <strong>Biogas</strong> wie bisher über ein<br />

Bild 2.<br />

Schematische<br />

Darstellung der<br />

Strom-<strong>Gas</strong>netz-<br />

Kopplung am<br />

Beispiel der<br />

direkten<br />

Methanisierung<br />

von<br />

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

(nach [6, 13]).<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

BHKW vor Ort verstromt. Die Wasserelektrolyse und die<br />

Methanisierung werden in diesen Zeiten nicht betrieben.<br />

Somit kann die <strong>Biogas</strong>anlage bei entsprechender<br />

Versorgungssituation einen positiven Beitrag zur<br />

Deckung der elektrischen Last leisten.<br />

Gibt es überschüssige erneuerbare Energie im<br />

Stromnetz, laufen Wasserelektrolyse und Methanisierung.<br />

Hierzu wird der <strong>Biogas</strong>strom umgeleitet, so dass in<br />

Kombination mit dem H 2 aus der Elektrolyse im Me -<br />

thanisierungsreaktor ein hochkonzentrierter Methanstrom<br />

erzeugt wird. Dieser kann in das <strong>Gas</strong>netz eingespeist<br />

werden, so dass das BHKW am Standort in Überschusszeiten<br />

nicht betrieben wird, was zusätzlich hilft,<br />

Stromüberschüsse zu vermeiden bzw. im <strong>Gas</strong>netz zu<br />

speichern.<br />

4. Deutschlandweite CO 2 -Potenziale<br />

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

Nachdem die prinzipiellen Synergien einer Kombination<br />

von Power-to-<strong>Gas</strong> und <strong>Biogas</strong>anlagen als CO 2 -Produzenten<br />

diskutiert wurden, soll nun anhand von Stoffund<br />

Energieströmen genauer betrachtet werden, in<br />

welchem Leistungsverhältnis Power-to-<strong>Gas</strong> und <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

idealerweise miteinander kombiniert werden<br />

können.<br />

1 Die stoffliche Zusammensetzung des Rohbiogases (im Wesentlichen<br />

CH 4 und CO 2 ) unterscheidet sich je nach Ausgangssubstrat<br />

und Anlagenkonzept der <strong>Biogas</strong>anlage. Die hier unterstellte<br />

Zusammensetzung von 60 % Methan und 40 % Kohlendioxid ist<br />

somit als exemplarische Rechengrundlage anzusehen.<br />

Bild 3. Idealisierte Stoff- und Energieströme einer <strong>Biogas</strong>anlage<br />

mit <strong>Gas</strong>aufbereitung [12].<br />

4.1 Exemplarische Stoff- und Energieströme<br />

von Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagen mit <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

als CO 2 -Produzenten<br />

Bei Nutzung einer <strong>Biogas</strong>anlage mit E<strong>ins</strong>peisung <strong>ins</strong><br />

<strong>Erdgas</strong>netz als CO 2 -Quelle für die Methanisierung orientiert<br />

sich die Leistung/Größe des Methanisierungsreaktors<br />

an dem am Standort zur Verfügung stehenden<br />

CO 2 -Volumenstrom. Nach der stöchiometrischen Reaktionsgleichung<br />

der Methanisierung können 1 Nm³ CO 2<br />

und 4 Nm³ H 2 zu 1 Nm³ CH4 und Wasser umgesetzt<br />

werden (siehe Bild 3).<br />

Wird ferner davon ausgegangen, dass als CO 2 -Quelle<br />

eine <strong>Biogas</strong>anlage mit einem CO 2 -Gehalt von 40 % im<br />

Rohbiogas dient, so muss diese zur Bereitstellung des<br />

CO 2 einen Volumenstrom von mindestens 2,5 Nm³/h<br />

Rohbiogas bzw. 1,5 Nm³/h Biomethan aufweisen. 1 Bei<br />

einem unterstellten Wirkungsgrad von 75 % für die Elektrolyse<br />

kann diese bei einer Betriebsleistung von 16 kW el<br />

den gewünschten Volumenstrom von 4 Nm³ Wasserstoff<br />

(H i ≈ 3 kWh/Nm 3 ) pro Stunde liefern. Unter diesen<br />

Annahmen ist ein geeignetes Leistungsverhältnis zwischen<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> Anlage (elektrische Leistung Wasserelektrolyse)<br />

und Biomethananlage (CH 4 -Volumenstrom)<br />

durch folgende Größen definiert: 16 kW el /1,5<br />

Nm³ Biomethan/h ≈ 10,7 kW el /Nm³ Biomethan/h.<br />

Dieses nach der stöchiometrischen Reaktionsgleichung<br />

berechnete Leistungsverhältnis impliziert einen<br />

Wirkungsgrad der Methanisierung von etwa 83 %. Bei<br />

einem heute im Labormaßstab bereits nachgewiesenen<br />

Wirkungsgrad der Methanisierung von etwa 80 % ergibt<br />

sich ein geringfügig höheres Leistungsverhältnis von<br />

16,6 kW el /1,5 Nm³ Biomethan/h ≈ 11,1 kW el /Nm³<br />

Biomethan/h. Die angegebenen Leistungsverhältnisse<br />

unterstellen eine vollständige Nutzung des CO 2 für die<br />

Methanisierung. In Abhängigkeit von der Auslastung<br />

von Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagen sowie dem E<strong>ins</strong>atz von möglichen<br />

CO 2 -Zwischenspeichern können sich abweichende<br />

Leistungsverhältnisse ergeben.<br />

Je Nm 3 CO 2 können folglich in der Methanisierung<br />

mit einem Gesamtwirkungsgrad von 60 % (Strom zu<br />

Methan) 1 Nm³ bzw. etwa 10 kWh Hi erneuerbares<br />

Methan je Stunde produziert werden.<br />

Alle Stoff- und Energieströme, wie sie in Bild 3 für<br />

eine <strong>Biogas</strong>anlage mit <strong>Gas</strong>aufbereitung und E<strong>ins</strong>peisung<br />

<strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz dargestellt sind, gelten in der Mengenbilanz<br />

prinzipiell auch für die direkte Nutzung von<br />

<strong>Biogas</strong> zur Methanisierung. Es ergibt sich ein Output-<br />

Volumenstrom aus der Methanisierung von <strong>ins</strong>gesamt<br />

2,5 Nm 3 Methan, der zu 60% aus dem ursprünglichen<br />

Methananteil des <strong>Biogas</strong>es und zu 40% aus dem er -<br />

zeugten erneuerbaren Methan besteht.<br />

4.2 Deutschlandweite CO 2 -Potenziale<br />

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

Bei einer Übertragung der Ergebnisse aus Abschnitt 4.1<br />

auf den heutigen Ausbaustand von <strong>Biogas</strong>anlagen mit<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 175

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

Bild 4.<br />

Darstellung<br />

des bestehenden<br />

deutschlandweiten<br />

CO 2 -Potenzials<br />

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

(Stand:<br />

12/2010).<br />

a) Darstellung der <strong>ins</strong>tallierten<br />

elektrischen BHKW-Leistung pro<br />

km 2 für <strong>Biogas</strong>anlagen (BGA) mit<br />

Vor-Ort-Verstromung sowie<br />

Biomethananlagen standorte.<br />

E<strong>ins</strong>peisung <strong>ins</strong> <strong>Erdgas</strong>netz, stellt sich die Situation folgendermaßen<br />

dar: Zurzeit speisen in Deutschland<br />

57 <strong>Biogas</strong>anlagen in das <strong>Erdgas</strong>netz ein (Stand: Juli<br />

2011). Ende 2011 werden nach derzeitigem Planungsstand<br />

etwa 100 Anlagen mit einer mittleren E<strong>ins</strong>peiseleistung<br />

von ca. 640 Nm³/h Biomethan am <strong>Netz</strong> sein [10].<br />

Die mittlere Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagengröße, die mit<br />

dem mittleren CO 2 -Strom der Aufbereitungsanlagen im<br />

Einklang steht, beträgt unter den Annahmen aus dem<br />

vorherigen Abschnitt etwa 7,1 MW el . Insgesamt stellen<br />

die Ende 2011 verfügbaren Biomethananlagen im Idealfall<br />

somit ein günstig zu erschließendes CO 2 -Potenzial<br />

für bis zu 710 MW el Power-to-<strong>Gas</strong> Leistung dar.<br />

Im Einzelfall müssen jedoch weitere Details der spezifischen<br />

Anlage wie z. B. das gewählte Aufbereitungsverfahren<br />

näher betrachtet werden. In Abhängigkeit<br />

vom eingesetzten Aufbereitungsverfahren ist die CO 2 -<br />

Konzentration im Abgasstrom unterschiedlich, so dass<br />

gegebenenfalls ein zusätzlicher Aufwand für die CO 2 -<br />

Reinigung zwischen Aufbereitungsanlage und Methanisierung<br />

besteht.<br />

Für die direkte Nutzung von <strong>Biogas</strong> als CH 4 /CO 2 -<br />

<strong>Gas</strong>gemisch zur weiteren Methanisierung stehen die<br />

theoretischen Volumenströme von 5905 <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

mit einer <strong>ins</strong>tallierten Leistung von 2291 MW el im Jahr<br />

2010 in Deutschland zur Verfügung [11]. Bis Ende 2011<br />

soll die Anlagenanzahl bereits 7000 <strong>Biogas</strong>anlagen mit<br />

einer Leistung von 2728 MW el erreichen. Bei einem<br />

angenommenen elektrischen Wirkungsgrad der BHKW<br />

von 37 % ergibt sich ein anteiliger Volumenstrom von<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

b) Mögliche Standorte für eine 5 MW el<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> Anlage für die direkte<br />

Methanisierung von CO 2 aus bestehenden<br />

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

ca. 620 000 Nm 3 /h Methan im <strong>Biogas</strong> für das Jahr 2010.<br />

Laut dem ermittelten Leistungsverhältnis genügt dieser<br />

CO 2 -Volumenstrom für eine theoretische Power-to-<strong>Gas</strong><br />

Anlagenleistung von etwa 6900 MW el .<br />

4.3 Regional aufgelöste CO 2 -Potenziale<br />

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

Die in Abschnitt 4.2 hergeleiteten Potenziale sind als<br />

theoretisch zu verstehen und bedürfen weiterer Untersuchungen<br />

(sowohl zeitlich als auch räumlich), um ein<br />

tatsächlich zu erschließendes Potenzial zu identifizieren.<br />

Bei Biomethananlagen fällt ein als konstant anzunehmender<br />

CO 2 -Volumenstrom an, der ohne CO 2 -Zwischenspeicherung<br />

ausschließlich in Betriebszeiten der<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagen (bei Stromüberschüssen)<br />

genutzt wird (siehe Abschnitt 3.1). Bei der direkten<br />

Methanisierung mit <strong>Biogas</strong> ergibt sich ein bivalenter<br />

Betrieb zwischen Stromproduktion und Nutzung des<br />

<strong>Biogas</strong>es zur Erzeugung von erneuerbarem Methan und<br />

E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz (siehe Abschnitt 3.2).<br />

Bei den in Abschnitt 4.2 ermittelten theoretischen<br />

Potenzialen wird die Nutzung aller <strong>Biogas</strong>anlagen als<br />

CO 2 -Produzenten für Power-to-<strong>Gas</strong> angenommen. Wie<br />

in Bild 4a dargestellt ergibt sich für Deutschland eine<br />

regional sehr unterschiedliche Verteilung der flächenbezogenen<br />

elektrischen Anlagenleistung der BHKW.<br />

Deutlich zeigen sich Kerngebiete der <strong>Biogas</strong>produktion<br />

in Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Bayern. <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

mit <strong>Gas</strong>aufbereitung und E<strong>ins</strong>peisung <strong>ins</strong><br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 177

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

<strong>Erdgas</strong>netz zeigen hingegen eine deutschlandweit<br />

gleichmäßige Standortverteilung.<br />

In Bild 4b sind exemplarisch mögliche Standorte für<br />

eine Power-to-<strong>Gas</strong> Anlage mit einer Leistung von 5 MW el<br />

unter Berücksichtigung der notwendigen CO 2 -Volumenströme<br />

für eine direkte Methanisierung von <strong>Biogas</strong><br />

dargestellt. Für den Betrieb einer Power-to-<strong>Gas</strong> Anlage<br />

dieser Leistungsklasse wird ein CO 2 -Volumenstrom von<br />

etwa 300 Nm 3 /h benötigt. Dies entspricht einer <strong>Biogas</strong>anlage<br />

mit einer BHKW-Leistung in der Größenordnung<br />

von 1,7 MW el .<br />

Aufgrund der regional unterschiedlichen Größenverteilung<br />

von <strong>Biogas</strong>anlagen zeigen sich in dieser Darstellung<br />

(siehe Bild 4b) ebenfalls mögliche Standorte in<br />

Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Thüringen,<br />

welche in der rein flächenbezogenen Betrachtung<br />

der BHKW-Leistung (siehe Bild 4a) ohne eine Differenzierung<br />

der Größenstruktur nicht ersichtlich sind. Es<br />

ergeben sich etwa 100 <strong>Biogas</strong>anlagen, welche über ausreichende<br />

CO 2 -Volumenströme für den Betrieb von<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagen mit 5 MW el verfügen.<br />

Zur endgültigen Differenzierung und Ausweisung<br />

geeigneter Power-to-<strong>Gas</strong> Standorte ist weiterer Forschungsbedarf<br />

notwendig. Nicht allein die Verfügbarkeit<br />

von biogenem CO 2 sondern vielmehr das Vorhandensein<br />

von Stromüberschüssen sollte entscheidend für<br />

die Standortwahl von Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagen sein. So<br />

wird in laufenden Arbeiten beispielsweise die räumliche<br />

Korrelation geeigneter CO 2 -Volumenströme (wie in dieser<br />

Studie dargestellt) mit dem Auftreten von <strong>Netz</strong>engpässen<br />

aufgrund hoher E<strong>ins</strong>peisungen fluktuierender<br />

erneuerbarer Energien untersucht.<br />

5. Schlussfolgerungen<br />

Der Aufbau eines Energieversorgungssystems, dessen<br />

Energieerzeugung zu hohen Anteilen auf fluktuierender<br />

E<strong>ins</strong>peisung aus erneuerbaren Energiequellen beruht,<br />

stellt hohe Anforderungen an Stromnetze, verbleibende<br />

regelbare Energieerzeugungsanlagen, Lastmanagement<br />

und Energiespeicherung. Vor diesem Hintergrund<br />

spielt sowohl die regelbare Energieerzeugung aus Biomasse<br />

als auch die Langzeitspeicheroption Power-to-<br />

<strong>Gas</strong> zukünftig eine wichtige Rolle.<br />

Die bidirektionale Kopplung von Strom- und <strong>Gas</strong>netz<br />

ermöglicht eine Nutzung der umfangreichen Speicherund<br />

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

für eine sichere und flexible Energieversorgung der<br />

Zukunft. Zudem kann erneuerbares Methan als alternativer<br />

Kraftstoff mit hoher Energiedichte <strong>ins</strong>besondere<br />

für die Langstreckenmobilität eingesetzt werden und<br />

somit einen Beitrag zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors<br />

leisten.<br />

Einerseits stellt Power-to-<strong>Gas</strong> eine Möglichkeit dar<br />

Überschüsse aus dem Stromnetz zu nutzen, wobei <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

als nachhaltiger CO 2 -Produzent für eine effiziente<br />

Methanisierung dienen können. Andererseits<br />

ermöglicht eine intelligente Kombination von Powerto-<strong>Gas</strong><br />

und <strong>Biogas</strong>anlagen eine zusätzliche Flexibilisierungsoption<br />

der Stromerzeugung aus Biomasse.<br />

Bereits heute gibt es ein nennenswertes Potenzial an<br />

günstig zu erschließenden biogenen CO 2 -Quellen für<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagen im Leistungsbereich von 5 MW el<br />

bis 7 MW el . Ein wirtschaftlich und ökologisch sinnvoller<br />

Power-to-<strong>Gas</strong> Anlagenbetrieb mit den dafür notwendigen<br />

Volllaststunden wird erst bei weiter zunehmendem<br />

Ausbau von erneuerbaren Energien möglich sein. Nur<br />

wenn erneuerbare Stromüberschüsse mit großer Häufigkeit<br />

auftreten (ab ca. 2030, in Einzelfällen bei lokalen<br />

<strong>Netz</strong>engpässen auch bereits früher), kann die Power-to-<br />

<strong>Gas</strong> Technologie mit ausreichend hohen Volllaststunden<br />

betrieben werden, ohne gleichzeitig eine Ersatzerzeugung<br />

durch hauptsächlich fossile regelbare Kraftwerke<br />

hervorzurufen.<br />

Heutzutage sind <strong>ins</strong>besondere Standorte für Powerto-<strong>Gas</strong><br />

geeignet, an denen eine räumliche Kombination<br />

aus hohen E<strong>ins</strong>peisungen erneuerbarer Energien, eine<br />

Abregelung vorhandener erneuerbarer Erzeugungskapazität<br />

aufgrund lokaler <strong>Netz</strong>engpässe und ein Vorhandensein<br />

ausreichender biogener CO 2 -Volumenströme<br />

vorliegt. Die räumliche Identifizierung von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

mit geeigneter Anlagengröße als CO 2 -Produzenten,<br />

wie in diesem Beitrag behandelt, stellt somit einen ersten<br />

Schritt der Standortfindung für zukünftige Powerto-<strong>Gas</strong><br />

Anlagen dar.<br />

Literatur<br />

[1] BMWi – Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie<br />

und BMU - Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und<br />

Reaktorsicherheit (2010): Energiekonzept für eine umweltschonende,<br />

zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung.<br />

[2] BMU – Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und<br />

Reaktorsicherheit unter Verwendung von Daten der AGEE-<br />

Stat – Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (2011):<br />

Zeitreihen der Entwicklung der erneuerbaren Energien in<br />

Deutschland.<br />

[3] Bundesrepublik Deutschland (2010): Nationaler Aktionsplan<br />

für erneuerbare Energien gemäß der Richtlinie 2009/28/EG<br />

zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren<br />

Quellen.<br />

[4] Deutscher Bundestag (2011): Antwort der Bundesregierung<br />

auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten Eva Bulling-Schröter,<br />

Ralph Lenkert, Ulla Lötzer, weiterer Abgeordneter und<br />

der Fraktion DIE LINKE – Abregelung von Stromerzeugungsanlagen,<br />

Drucksache 17/6897, Berlin.<br />

[5] Nitsch, J.; Pregger, T.; Scholz, Y.; Naegler, T.; Sterner, M.; Gerhardt,<br />

N.; von Oehsen, A.; Pape, C.; Saint-Drenan, Y. und Wenzel,<br />

B. (2011): Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau<br />

der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung<br />

der Entwicklung in Europa und global – Leitstudie<br />

2010. Herausgegeben vom BMU – Bundesministerium für<br />

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin.<br />

[6] Specht, M.; Baumgart, F.; Feigl, B.; Frick, V.; Stürmer, B.; Zuberbühler,<br />

U.; Sterner, M. und Waldstein, G. (2009): Speicherung<br />

von Bioenergie und erneuerbarem Strom im <strong>Erdgas</strong>netz,<br />

FVEE Jahrestagung 2009, Berlin.<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

[7] Trechow, P. (2011): Windstrom treibt <strong>Erdgas</strong>fahrzeuge an, VDI<br />

nachrichten, Düsseldorf.<br />

[8] Müller-Syring, G.; Henel, M.; Rasmusson, H.; Mlaker, H.; Köppel,<br />

W.; Höcher, T.; Sterner, M. und Trost, T. (2011): Power to <strong>Gas</strong> -<br />

Untersuchungen im Rahmen der DVGW-Innovationoffensive<br />

zur Energiespeicherung, BWK Energiemagazin, Bd. 63,<br />

Nr. 7/8, S. 5–11.<br />

[9] Jentsch, M.; Trost, T.; Emele, L. und Sterner, M. (2011): Power-to-<br />

<strong>Gas</strong> als Langzeitspeicher, Energy 2.0, Nr. 5, S. 46–49.<br />

[10] <strong>Biogas</strong>partner (2011): Marktentwicklung in Deutschland,<br />

http://www.biogaspartner.de/index.php?id=11871.<br />

[11] Fachverband <strong>Biogas</strong> e.V. (2011): <strong>Biogas</strong> Branchenzahlen<br />

2010, http://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE_<br />

Branchenzahlen.<br />

[12] Jentsch, M.; Trost, T. und Sterner, M. (2011): Power-to-<strong>Gas</strong>:<br />

Überschüssigen Windstrom in Verbindung mit CO 2 aus <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

im <strong>Erdgas</strong>netz speichern, in 5. Biomasse-Forum:<br />

Novellierung von EEG, BioAbfV und KrWG, S. 238–244.<br />

[13] Sterner M. (2009): Bioenergy and renewable power methane<br />

in integrated 100 % renewable energy systems, Dissertation,<br />

Kassel.<br />

Autoren<br />

Dipl.-Wi.-Ing. Tobias Trost<br />

Fraunhofer-Institut für Windenergie und<br />

Energiesystemtechnik IWES |<br />

Kassel |<br />

Tel. +49 561 7294 443 |<br />

E-Mail: tobias.trost@iwes.fraunhofer.de<br />

M. Sc. Mareike Jentsch<br />

Fraunhofer-Institut für Windenergie und<br />

Energiesystemtechnik IWES |<br />

Kassel |<br />

Tel. +49 561 7294 437 |<br />

E-Mail: mareike.jentsch@iwes.fraunhofer.de<br />

Dipl.-Ing. (FH) Uwe Holzhammer<br />

Fraunhofer-Institut für Windenergie und<br />

Energiesystemtechnik IWES |<br />

Kassel |<br />

Tel. +49 561 7294 439 |<br />

E-Mail: uwe.holzhammer@iwes.fraunhofer.de<br />

B. Sc. Sönke Horn<br />

Fraunhofer-Institut für Windenergie und<br />

Energiesystemtechnik IWES |<br />

Kassel |<br />

Tel. +49 561 7294 414 |<br />

E-Mail: soenke.horn@iwes.fraunhofer.de<br />

Führend bei<br />

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

Seit 15 Jahren wird in heute mehr als 45 Anlagen aus<br />

unterschiedlichen Substraten gewonnenes <strong>Biogas</strong><br />

mittels Druckwasserwäsche von Malmberg zur<br />

<strong>Netz</strong>e<strong>ins</strong>peisung oder als Kraftstoff aufbereitet. Die<br />

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Anlagen aus eigener Planung und Fertigung tragen<br />

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Simon-Hoffmann-Str.3<br />

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Telefon: +49 (0) 3461 79456-0<br />

Fax: +49 (0) 3461 79456-99<br />

e-mail: info-gmbh@malmberg.se<br />

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März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 179

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

Aufbereitung von <strong>Erdgas</strong> und <strong>Biogas</strong><br />

mit Membranen<br />

<strong>Biogas</strong>, Membran, Pervaporation, <strong>Erdgas</strong>aufbereitung, LPG, <strong>Gas</strong>trocknung, Schwachgas<br />

Udo Lubenau<br />

<strong>Erdgas</strong> stellt nach der Aufbereitung eine Mischung<br />

verschiedener Kohlenwasserstoffe mit Methangehalten<br />

üblicherweise von 70 bis 98 % dar. Im Aufbereitungsprozess<br />

wurden Wasser, Schwefelverbindungen<br />

und Kohlendioxid entfernt. Bestandteil der Aufbereitung<br />

kann die Abtrennung von Propan und Butan<br />

(LPG), die Heliumgewinnung und (perspektivisch)<br />

die Stickstoffabtrennung sein. Zur Entfernung dieser<br />

Komponenten existieren etablierte Verfahren wie Adund<br />

Absorptionsprozesse. Diese Verfahren können<br />

durch Membranprozesse ergänzt oder ersetzt werden.<br />

Membranverfahren haben Vorteile wie einfache Prozessgestaltung,<br />

denen Nachteile wie erhöhte Anforderungen<br />

an die Lösungsmittelstabilität gegenüberstehen.<br />

In den vergangenen Jahren konnten Membranen<br />

<strong>ins</strong>besondere auf anorganischer Basis entwickelt<br />

werden, die den Anforderungen der <strong>Gas</strong>industrie<br />

genügen. Membranen zur LPG-Abtrennung, <strong>Gas</strong>trocknung<br />

und CO 2 -Abscheidung befinden sich in<br />

Testphasen.<br />

<strong>Gas</strong> purification with membrane technology<br />

Natural gas is a naturally occurring hydrocarbon gas<br />

mixture consisting primarily of 70 to 98 % methane.<br />

It is necessary to clean raw natural gas by separating<br />

impurities like water, sulfur compounds and various<br />

non-methane hydrocarbons and fluids. Components<br />

of the various unit processes used in the processing of<br />

raw natural can be a fractionation train or the separation<br />

of inert gases like Helium and nitrogen. It exist<br />

some established methods based on the categories<br />

Absorption, Adsorption or condensation. It is possible<br />

to supplement or replaced these processes with<br />

membrane technology. Separation by membrane permeation<br />

has many advantages like ease of operation<br />

or low capital investment. Disadvantages are the high<br />

requirements concerning hydrocarbon stability. In<br />

the last years started the development of inorganic<br />

membranes, fulfilling the strong requirements of the<br />

natural gas processing. Membranes for LPG-separation,<br />

dehydration processes and CO 2 -separation were<br />

tested.<br />

1. Einleitung<br />

Die Aufbereitung von <strong>Gas</strong>en, sowohl von Bio- und <strong>Erdgas</strong><br />

sowie in seltenen Fällen von Erdölbegleitgas spielt in<br />

der <strong>Gas</strong>industrie eine zentrale Rolle. Diese <strong>Gas</strong>e stellten<br />

eine Mischung verschiedener Kohlenwasserstoffe und<br />

Inertgase dar. Die Zusammensetzung von geförderten<br />

<strong>Erdgas</strong>en und Erdölbegleitgasen ist stark abhängig von<br />

Art und Tiefe der entsprechenden Lagerstätte und sie<br />

enthalten sehr unterschiedliche Mengen an Stickstoff,<br />

Kohlendioxid und Schwefelverbindungen. Dies trifft im<br />

Wesentlichen auch auf aufzuarbeitende <strong>Biogas</strong>e zu.<br />

Zur <strong>Gas</strong>reinigung finden folgende Verfahren in der<br />

<strong>Gas</strong>industrie Anwendung:<br />

""<br />

<strong>Gas</strong>trocknung – dominiert von der klassischen<br />

TEG-Absorptionstrocknung<br />

""<br />

Entschwefelung – adsorptive Reinigung oder<br />

alternativ <strong>Gas</strong>wäschen<br />

""<br />

CO 2 -Entfernung – E<strong>ins</strong>atz von Aminwäschen<br />

""<br />

Kohlenwasserstofftaupunkte<strong>ins</strong>tellung – Kühlung<br />

des <strong>Gas</strong>stromes<br />

Diese klassischen Verfahren sind vielfach bewährt,<br />

haben aber auch Nachteile. Diese sind je nach eingesetztem<br />

Trennprozess der hohe Energiebedarf, die komplexen<br />

technologischen Anforderungen oder der Anfall<br />

von Nebenprodukten (z. B. Begleitgase). Gleichzeitig<br />

sind aus dem Bereich der <strong>Biogas</strong>- und Abgasaufbereitung<br />

neue Anforderungen bezüglich veränderter <strong>Gas</strong>volumina<br />

und die Forderung nach Kostensenkung der<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitung erkennbar. Neue Technologien sollten<br />

im Interesse der Versorgungssicherheit robust, aber<br />

auch preiswert und technologisch einfach sein.<br />

Die Nutzung von Membranen bietet eine Alternative<br />

für einige Aufbereitungsprozesse Membranverfahren<br />

weisen gegenüber den herkömmlichen Aufbereitungsverfahren<br />

einige wesentliche Vorteile auf:<br />

""<br />

Membrananlagen sind technologisch sehr einfach<br />

aufgebaut,<br />

""<br />

sie weisen keine bewegten Teile auf<br />

""<br />

Geringe Investkosten und einfache Installation<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

""<br />

Geringer Flächenbedarf<br />

""<br />

Hohe Flexibilität im <strong>Gas</strong>durchsatz<br />

""<br />

Keine oder sehr geringe Emissionen, da keine<br />

Nebenprodukte entstehen<br />

""<br />

Kein E<strong>ins</strong>atz von Chemikalien notwendig<br />

""<br />

Prozesse können oft bei Umgebungstemperatur<br />

erfolgen<br />

Bei technologischer Weiterentwicklung der Membrantechnologie<br />

können neue Membranen in das bereits<br />

existierende Equipment problemlos eingesetzt werden.<br />

Diesen Vorteilen stehen auch Nachteile gegenüber. Die<br />

Membran muss resistent gegenüber <strong>Gas</strong>bestandteilen<br />

wie Schwefelwasserstoff, Kohlenwasserstoffen und Wasser<br />

sein. So quellen die in der Membrantechnik verbreiteten<br />

organischen Trägermaterialien bei Kontakt mit<br />

Kohlenwasserstoffkondensaten, wodurch die Trenneigenschaften<br />

der Membran maßgeblich verändert werden.<br />

In diesem Fall kann die Vorschaltung einer Aufbereitungsstufe<br />

notwendig werden. Nicht zu unterschätzen<br />

ist die Auswirkung des Joule-Thomson-Effektes. Da<br />

Druckdifferenzen Triebkraft des Prozesses sind, kommt<br />

es über die Membran zu einem starken Druckabfall und<br />

damit zur Abkühlung des <strong>Gas</strong>es und der Membran. Als<br />

weiterer Nachteil ist zu nennen, dass Kapazitätserweiterungen<br />

einer Membrananlage auf Grund der Modulbauweise<br />

mit einem linearen Kostenanstieg verbunden<br />

sind. Der Aufbereitungsgrad des <strong>Gas</strong>es ist Membranund<br />

verfahrensabhängig.<br />

H<strong>ins</strong>ichtlich der Aufbereitungskosten können sich<br />

Membranprozesse bereits heute mit etablierten Verfahren<br />

messen. Die Abtrennung von CO 2 aus Kraftwerksabgasen<br />

kann mit der klassischen Aminwäsche preislich<br />

konkurrieren. Auf dem Gebiet der <strong>Biogas</strong>aufbereitung<br />

kann für größere Anlagen ein Kostenvorteil beim E<strong>ins</strong>atz<br />

organischer oder anorganischer Membranen zur<br />

CO 2 -Abtrennung nachgewiesen werden. Dabei steht<br />

die Forschung auf vielen Gebieten erst am Anfang, es ist<br />

mit zunehmender Materialvielfalt und kommerzieller<br />

Verfügbarkeit mit einhergehender Senkung der Produktionskosten<br />

zu rechnen.<br />

2. Grundlagen der Membrantechnik<br />

Die Aufbereitung von Erd- und <strong>Biogas</strong> stellt hohe Anforderungen<br />

an die Qualität der Membranen (Bild 1). Der<br />

Entwicklungsstand der einzelnen Membranen variiert<br />

erheblich, Bild 2 soll einen Eindruck über die Vielfalt der<br />

Membranen geben.<br />

Die für die <strong>Gas</strong>industrie vielleicht entscheidende Differenzierung<br />

ist auf das Membranmaterial zu beziehen,<br />

es können anorganische und organische Materialien<br />

eingesetzt werden. Organische Membranen (auf organischen<br />

Trägern) sind preiswert, besitzen große Flächen je<br />

Modul und weisen <strong>ins</strong>gesamt einen hohen Entwicklungsstand<br />

auf. Die Selektivitäten sind jedoch z. T.<br />

begrenzt, Selektivität und Permeabilität sind indirekt<br />

Bild 1. Technische Anforderungen.<br />

Bild 2. Membraneinteilung.<br />

proportional. Es besteht die Möglichkeit der Quellung<br />

und Plastifizierung. Anorganische Membranen in Verbindung<br />

mit ihrem anorganischen Trägermaterial<br />

(Bild 3) sind lösungsmittelstabil sowie druck- und temperaturresistent.<br />

Allerdings stehen diese Membranen<br />

erst am Anfang der Entwicklung, was derzeit mit deutlich<br />

höheren Produktionskosten verbunden ist.<br />

Bei den für die <strong>Gas</strong>industrie momentan interessanten<br />

anorganischen Membranen ist ebenfalls eine prinzi-<br />

Bild 3.<br />

Al 2 O 3 -<br />

Membranträger.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 181

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

Syntheseschicht<br />

Keimschicht<br />

Korund-Träger-Schichten<br />

Bild 4. Schichtstruktur anorganischer Membranen.<br />

piell große Vielfalt gegeben. Es können amorphe Strukturen,<br />

Zeolithmembranen oder Kohlenstoffmembranen<br />

produziert werden. Die aufwendige Synthese kann am<br />

Beispiel einer Membran zur LPG-Abtrennung (MFI-<br />

Membran – Bild 4) dargestellt werden. Auf das Trägermaterial<br />

ist in einem mehrstufigen Prozess eine Keimschicht<br />

und darauf die eigentliche Membran (Syntheseschicht)<br />

rissfrei aufzubringen.<br />

Bevorzugt werden die Membranen auf die Innenfläche<br />

von Rohren aufgebracht, die neben dem Schutz<br />

gegenüber mechanischer Beschädigung definierte<br />

Strömungsbedingungen und einfache Modulkonstruktionen<br />

ermöglichen. Es stehen derzeit Einkanal- (Kapillar-)<br />

und Mehrkanalträgerrohre mit bis zu 19 Kanälen<br />

und einer Länge von 600 oder 1200 mm zur Verfügung<br />

(Bild 5).<br />

Es bestehen verschiedene Möglichkeiten der Modulverschaltung.<br />

Da die Kombination einer hohen Permeabilität<br />

einer Membran bei gleichzeitig hoher Selektivität<br />

kaum erreichbar ist, werden mehrere Membranmodule<br />

verbunden (Bild 6 und 7). Üblich sind dreistufige Verfahren,<br />

anzutreffen u. a. bei der CO 2 -Entfernung zur <strong>Biogas</strong>aufbereitung.<br />

Zulauf<br />

Permeat<br />

Retentat<br />

Bild 5.<br />

19-Kanal-<br />

Rohre.<br />

Permeat<br />

3. Aktueller Stand der Membrantechnologie<br />

Es sind in der Industrie einige Membranverfahren zur<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitung anzutreffen, allerdings in erster Linie<br />

im Raffineriegassektor (Tabelle 1).<br />

Die <strong>Biogas</strong>aufbereitung mit Membranen steht am<br />

Anfang, auch bei der Konditionierung des <strong>Erdgas</strong>es für<br />

den Transport durch LPG-Abtrennung bestehen erst<br />

Versuchsanlagen. Für die <strong>Erdgas</strong>trocknung ist momentan<br />

keine Membrananlage im E<strong>ins</strong>atz.<br />

Allerdings ist eine Zunahme der Forschungsprojekte<br />

und damit einhergehend der Aufbau von Labor- und<br />

kleintechnischen Versuchsanlagen zu erkennen. Im Folgenden<br />

sind einige Beispiele dargestellt.<br />

Bild 6. Reihenschaltung mit Permeatrückführung.<br />

Zulauf<br />

k = 1<br />

Retentat<br />

k = 2<br />

Retentat<br />

Permeat<br />

Bild 7. Reihenschaltung mit n Modulen.<br />

…<br />

k = n<br />

Permeat<br />

Retentat<br />

Permeat<br />

k … Nummer des Moduls<br />

n … Anzahl der Module von k = 1 bis k = n<br />

3.1 <strong>Biogas</strong>aufbereitung mit Polymermembranen<br />

In Österreich und in Deutschland existiert jeweils eine<br />

Membrananlage zur Gewinnung von Methan mit einer<br />

Reinheit von 97–98 % aus <strong>Biogas</strong> [1]. Eingesetzt werden<br />

Polymermembranen auf der Basis von aromatischen<br />

Polyimiden, der Prozessdruck kann im Bereich von 5 bis<br />

40 bar variiert werden. Da die Selektivität der Membranen<br />

relativ gering ist, handelt es sich um zwei- bis dreistufige<br />

Anlagen, denen eine Trocknung und Feinentschwefelung<br />

zum Schutz der Membran vorgelagert ist.<br />

Es existieren kommerzielle Anbieter solcher Membranen.<br />

Auf Grund der geringen Anlagenzahl fehlen noch<br />

Erfahrungen über die Standzeit der Membranen. Übertragen<br />

auf die Aufbereitung von <strong>Erdgas</strong> erscheinen<br />

diese Membranen zur CO 2 -Entfernung nicht geeignet,<br />

da eine Vorbehandlung erforderlich ist und Störungen<br />

durch polare Verbindungen (Methanol, Glykol) zu<br />

erwarten sind.<br />

März 2012<br />

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

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

Fachberichte<br />

Tabelle 1. Stand der Technik<br />

<strong>Gas</strong>komponenten E<strong>ins</strong>atzgebiet/Trennaufgabe Bemerkungen<br />

H 2 /CH 4<br />

H 2 -Rückgewinnung bei<br />

Raffinierung<br />

Technisch eingesetzt, aber kondensierbare KW-Dämpfe sind störend<br />

(Fouling, Plastifizierung bei KW-Kondensation)<br />

CO 2 /CH 4<br />

H 2 O/CH 4<br />

KW/CH 4<br />

<strong>Erdgas</strong>-/<strong>Biogas</strong>aufbereitung, CO 2 -Rückgewinnung<br />

bei Enhanced Oil Recovery<br />

<strong>Erdgas</strong>trocknung und/oder Abtrennung höherer<br />

KW (Dewpointing)<br />

Technisch eingesetzt, aber Vorreinigung nötig,<br />

höherer Trennfaktor wünschenswert für<br />

höhere Methanausbeute<br />

Möglich, die Methanverluste sind jedoch oft<br />

noch zu hoch, i.d.R. ist der Prozess limitiert<br />

durch das Druckverhältnis<br />

CH 4 /N 2 <strong>Erdgas</strong>aufbereitung bei niedriger Qualität Derzeitige Membranen haben keine genügende<br />

Selektivität, um Methanverluste in Grenzen zu halten<br />

He/Kohlenwasserstoffe Heliumgewinnung aus <strong>Erdgas</strong> Möglich, aber die geringe Feedkonzentration<br />

erfordert mehrstufigen Prozess<br />

3.2 <strong>Biogas</strong>aufbereitung mittels<br />

Kohlenstoffmembran<br />

Die Kohlenstoffmembranen stellen einen realtiv neuen<br />

Membrantypen dar. Es werden Kohlenstoffstrukturen<br />

mit definierten Gitterabständen (Bild 8) hergestellt.<br />

Dies erfolgt in einem aufwendigen mehrstufigen Prozess.<br />

Die Synthese umfasst die Beschichtung (Polyimide,<br />

Phenolharze usw.), die Polymerisation dieser Verbindungen,<br />

sowie die Pyrolyse mit einer abschließenden<br />

r thermischen Nachbehandlung. Die Trennung der<br />

<strong>Gas</strong>e erfolgt über die Kohlenstoff-Gitterabstände, die<br />

zwischen 0,25 nm und 0,45 nm eingestellt werden können.<br />

Die Versuche ergaben eine Anreicherung auf 95 %<br />

Methan im Retentat. Sehr interessant an diesen Membranen<br />

ist, dass mit steigender CO 2 -Konzentration am<br />

Membraneingang die Methanverluste dramatisch fallen<br />

(Bild 9).<br />

Ab ca. 80 % CO 2 als Eingangskonzentration (zweite<br />

oder dritte Stufe) kann auf der Permeatseite reines CO 2<br />

abgetrennt werden. Im Gegensatz zu Polymermembranen<br />

stören geringe Konzentrationen an H 2 S um 5 mg/<br />

m³ nicht. Bei Konzentrationen über 100 mg/m³ H 2 S fallen<br />

Permeanz und Selektivität, jedoch ohne Schädigung<br />

der Membran. Gegenüber Wasser zeigen die Membranen<br />

in Bezug auf Stabilität, Permeanz und Selektivität<br />

ähnliches Verhalten wie gegenüber H S.<br />

3.3 Abtrennung von Propan und Butan<br />

Die Abtrennung von höheren Kohlenwasserstoffen ist<br />

bei <strong>Erdgas</strong>en und Erdölbegleitgasen notwendig. Einerseits<br />

ist dies zur Absenkung des Kohlenwasserstofftaupunktes<br />

für die Transportfähigkeit notwendig, andererseits<br />

fällt als vermarktungsfähiges Produkt Flüssiggas<br />

an. Die Abtrennung von C 3 - und C 4 -Kohlenwasserstoffen<br />

ist gegebenenfalls also ökonomisch sinnvoll.<br />

Es existieren Großanlagen mit <strong>Gas</strong>durchsätzen von<br />

V n = 1,1 Mio m³/h. Stand der Technik ist die Tiefkühlung<br />

Permeate concentration CO 2 [%]<br />

100<br />

90<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

Bild 8.<br />

Struktur<br />

Kohlenstoffmembran.<br />

0<br />

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100<br />

Feed concentration CO 2 [%]<br />

2 bar<br />

4 bar<br />

6 bar<br />

8 bar<br />

10 bar<br />

Bild 9. CO 2 -Anreicherung im Permeat in Abhängigkeit von der CO 2 -<br />

Eingangskonzentration (Feed).<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 183

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

Bild 10. Phasenverhalten nach <strong>Gas</strong>gemisch-Membranaufbereitung.<br />

des <strong>Gas</strong>es. Auch auf Förderfeldern<br />

in Deutschland erfolgt auf Basis von<br />

Kälteanlagen die Abtrennung höherer<br />

Kohlenwasserstoffe. Bild 10<br />

zeigt die Veränderung des Kohlenwasserstoff-Taupunktes<br />

nach der<br />

Aufbereitung mit Hilfe von Membranen.<br />

Der in die Membrananlage eintretende<br />

Feedstrom wird in einen<br />

kohlenwasserstoffarmen und transportfähigen<br />

Retentatstrom sowie<br />

einen Propan/Butan-reichen Permeatstrom<br />

getrennt. Aus dem Permeat<br />

kondensiert bei Umgebungstemperaturen<br />

und Drücken von 10<br />

Bild 11. Membran modul<br />

zur TEG-Trocknung.<br />

bis 70 bar Propan und Butan, welche<br />

dann abgetrennt werden.<br />

Genutzt wird für diesen Prozess<br />

eine silikalitische Membran [2]. Die größeren Moleküle<br />

Propan/Butan kondensieren in der Porenstruktur und<br />

behindern damit die Passage des kleineren Methans.<br />

Die Membranen behielten über zwei Jahre ihre Trenneigenschaften<br />

bei. Am DBI erfolgten Untersuchungen<br />

h<strong>ins</strong>ichtlich Temperatur- und Druckabhängigkeit dieser<br />

Membrantrennung, in den <strong>Gas</strong>strom wurden zur Prüfung<br />

der Membranstabilität H 2 S und Wasser dosiert.<br />

Aktuell wird in einem Projekt der Übergang auf Mehrkanalrohre<br />

vollzogen und eine kleintechnische Anlage für<br />

den E<strong>ins</strong>atz an einem Untergrundgasspeicher vorbereitet.<br />

3.4 <strong>Gas</strong>trocknung<br />

Die Trocknung eines <strong>Gas</strong>stromes direkt mit einer<br />

Membran ist für großtechnische Applikationen<br />

(> V n = 100 Tm³/h) momentan nicht zu sehen, Ursache<br />

dafür ist die benötigte große Membranfläche. Hier kann<br />

mit der klassischen Triethylenglykol-Trocknung kostenmäßig<br />

noch nicht konkurriert werden. Allerdings ergeben<br />

sich Ansatzpunkte innerhalb dieser TEG-Trocknung<br />

[3]. Die Regeneration des TEG mittels Membran stellt<br />

aus chemischer Sicht eine Alternative zur bisherigen<br />

Destillation dar. Zeolithmembranen ermöglichen die<br />

selektive Entwässerung von TEG bei niedrigen Wasserkonzentrationen<br />

von 1–5 Ma.-%. Bei geringeren Wassergehalten<br />

dringt TEG in die Membran ein, was zu einer<br />

Absenkung des Permeatflusses führt.<br />

In der jetzigen Untersuchungsphase eines in unserem<br />

Hause durchgeführten Projekts sind <strong>ins</strong>besondere<br />

ingenieurtechnische Probleme und Fragen zur Anlagengestaltung<br />

zu lösen. Die Membranfläche je Modul<br />

ist zu optimieren, um die Anlage <strong>ins</strong>gesamt zu verkleinern<br />

und dadurch Kosten zu senken.<br />

4. Zusammenfassung<br />

Die Membrantechnik steht im Bereich der <strong>Gas</strong>industrie<br />

erst am Anfang der Entwicklung. Es existiert ein hoher<br />

Entwicklungsstand bei Polymermembranen, die allerdings<br />

die hohen Anforderungen der <strong>Gas</strong>- und Erdölbegleitgasaufbereitung<br />

noch nicht erfüllen. Anregungen<br />

für die Membrantechnologie kommen aus der Luftaufbereitung,<br />

der Abgasbehandlung und beginnend aus<br />

der <strong>Biogas</strong>aufbereitung. Prinzipiell ist der Membrane<strong>ins</strong>atz<br />

bei der Kohlenwasserstoff- und CO 2 -Entfernung,<br />

der <strong>Gas</strong>trocknung sowie der Schwachgasaufbereitung<br />

zu sehen.<br />

Literatur<br />

[1] Batsch. Y.-A. und Dauven, R.: <strong>Gas</strong>aufbereitung von Reststoff-<br />

<strong>Biogas</strong> mit Membrantechnologie, <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 152 (2011)<br />

Nr. 9, S. 540–543.<br />

[2] Wohlrab, S., Meyer, T., Stöhr, M., Hecker, C., Lubenau, D. and<br />

Ossmann, A.: On the performance of customized MFI membranes<br />

for the separation of n-butane from methane. Journal<br />

of Membrane Science 369 (2011) Nr. 1–2, S. 96–104.<br />

[3] Lubenau, U. und Mothes, R.: Regeneration von Triethylenglykol<br />

(TEG) mittels anorganischer Membranen, <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong><br />

149 (2009) Nr. 12, S. 752–757.<br />

[4] Ohlrogge, K. und Ebert, K.: Membranen – Grundlagen, Verfahren<br />

und industrielle Anwendungen, Wiley-VCH-Verlag Weinheim<br />

2006.<br />

[5] Melin, T. und Rautenbach, R.: Membranverfahren – Grundlagen<br />

der Modul und Anlagenauslegung, 3. aktualisierte und<br />

erweiterte Auflage, Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2007.<br />

Autor<br />

Dipl. Chem. Udo Lubenau<br />

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

Leipzig |<br />

Tel.: +49 341 2457160 |<br />

E-Mail: udo.lubenau@dbi-gut.de<br />

März 2012<br />

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

Lexikon der<br />

<strong>Gas</strong>technik<br />

Begriffe, Definitionen und<br />

Erläuterungen<br />

Seit über 30 Jahren ist das „Lexikon der <strong>Gas</strong>technik“<br />

ein elementares Nachschlagewerk für die <strong>Gas</strong>versorgungswirtschaft.<br />

Kurz gefasste Definitionen erlauben<br />

eine Orientierung h<strong>ins</strong>ichtlich der wichtigsten technischen<br />

Begriffe in der öffentlichen <strong>Gas</strong>versorgung.<br />

Ursprünglich entstanden aus einem Arbeitskreis „Begriffsbestimmungen<br />

im <strong>Gas</strong>fach“ des DVGW wurde das Werk von<br />

verschiedenen Autorenteams kontinuierlich weiterentwickelt<br />

und ergänzt. Neben einer Überprüfung der Defi nitionen<br />

enthält die 5. Aufl age viele neue Begriffe zu den aktuellen<br />

technischen Entwicklungen.<br />

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Land, PLZ, Ort<br />

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werde. Diese Erklärung kann ich jederzeit widerrufen<br />

Bankleitzahl<br />

✘<br />

Datum, Unterschrift<br />

Kontonummer<br />

PALGT52011

FachberichtE Neue Technologien<br />

μ-KWK aus Anwendersicht:<br />

Fokus auf Funktion statt Technik<br />

Neue Technologien, KWK, Strom- und Wärmeerzeugung<br />

Holger Dörr<br />

Derzeit finden zahlreiche Markteinführungen von<br />

Mikro-Kraft-Wärmekopplungssystemen (m-KWK-Systemen)<br />

statt. Die DVGW-Forschungsstelle am Engler-<br />

Bunte-Institut hat zahlreiche Systeme in den vergangenen<br />

Jahren untersucht, komplexe Charakterisierungen<br />

mit Last- und Zapfprofilen vorgenommen und<br />

in der internationalen und nationalen Normungsarbeit<br />

diese Erfahrungen einfließen lassen. Die technischen<br />

Entwicklungen der m-KWK-Technologien haben<br />

große Fortschritte erzielt, was die erfolgten Markteinführungen<br />

und Ankündigungen widerspiegeln. Die<br />

technische Kompetenz der Hersteller ist notwendig,<br />

um gewünschte Funktionalitäten zu implementieren.<br />

Was bedeutet dies für den Anwender, der in der<br />

Mehrzahl weniger an der Technik selbst als an den<br />

resultierenden Funktionalitäten interessiert ist? Dieser<br />

Artikel soll vor diesem Hintergrund die technologisch<br />

zum Teil sehr verschiedenen m-KWK-Systeme<br />

aus rein funktionaler Sicht vorstellen und die grundsätzlichen<br />

Anforderungen für den effizienten E<strong>ins</strong>atz<br />

skizzieren. Die Kernanforderung bleibt ein passender<br />

Wärme- und Strombedarf des Objekts, was eine<br />

belastbare Ermittlung der Wärme- und Strombedarfsverläufe<br />

als Grundlage der Systemauswahl voraussetzt.<br />

Auf Basis der ermittelten Wärme- und Strombedarfsverläufe<br />

können die wahrscheinlichen Laufzeiten<br />

und Kosten kalkuliert werden.<br />

μ-CHP from users point of view:<br />

Focus on Function <strong>ins</strong>tead of Technology<br />

Currently numerous market launches of m-CHP systems<br />

(m-Cogeneration of Heat and Power) take place<br />

in the heating market. The DVGW-Research Centre at<br />

the Engler-Bunte-Institute has investigated several of<br />

these systems over the last years, even by characterizations<br />

with complex load and tapping profiles. This<br />

knowledge is used further by participation within<br />

international and national standardization committees<br />

on m-CHP. The technical developments within<br />

the field of the various m-CHP technologies have<br />

made a significant progress, which is mirrored by the<br />

market launches of various products and announcements<br />

thereof. Technical competence of the manufacturers<br />

is mandatory for the implementation of desired<br />

functionalities. What is the effect for the user, who is<br />

normally less interested in technology but more in<br />

the respective functionality? This article attempts to<br />

present these technologically in part very different<br />

m-CHP systems from a merely functional point of<br />

view and to outline the basic requirements for their<br />

efficient use. The key requirement is to fit the heat<br />

and electricity demand of the specific application,<br />

which requires the thorough determination of heat<br />

and electricity demand profiles for proper system<br />

selection. On the basis of the acquired heat and electricity<br />

demand profiles it is possible to calculate the<br />

probable runtimes and the resulting costs.<br />

Als relativ junge Heizungsvariante werden zunehmend<br />

kleine (Mini-) und kle<strong>ins</strong>te (μ-)KWK-Systeme am Markt<br />

angeboten, die mit elektrischen Leistungen von mitunter<br />

nur 1 kW el und thermischen Leistungen von wenigen<br />

Kilowatt bereits für Ein- und kleinere Mehrfamilienhäuser<br />

geeignet sein können. Die Systeme basieren auf<br />

verschiedenen Technologien zur Umwandlung des<br />

Brennstoffs in Wärme und Elektrizität.<br />

Das sind die Otto-<strong>Gas</strong>motoren (z. B. Senertec Dachs<br />

HKA 5.5, Vaillant ecoPOWER-Serie), Stirling-Systeme<br />

(z. B. Microgen-Derivate), Linearkolbensysteme (z. B.<br />

Otag LION-Block) und verschiedene Brennstoffzellensysteme.<br />

Die Brennstoffzellensysteme befinden sich zur<br />

Zeit im europäischen Raum in der Entwicklungs- bzw.<br />

Feldtestphase und umfassen Protonen-Austauschmembran-Brennstoffzellen<br />

(PEM-FC, z. B. von Baxi Innotech,<br />

RBZ) und Feststoffoxid-Brennstoffzellen (SOFC, z. B. von<br />

Hexis, Vaillant, CFCL).<br />

Eine einfache, nicht erschöpfende Übersicht gibt die<br />

Tabelle 1, detailliertere und regelmäßig aktualisierte<br />

Angaben bietet die Internetseite http://www.stromerzeugende-heizung.de<br />

der ASUE e. V. neben weiteren<br />

Informationen zu μ-KWK-Systemen [1]. Die ASUE veröffentlichte<br />

ebenfalls im April 2011 eine neue Übersicht<br />

an KWK-Systemen in Buchform, die bezüglich der<br />

μ-KWK-Systeme weniger aktuell bleiben kann, dafür<br />

März 2012<br />

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

Neue Technologien<br />

Fachberichte<br />

Tabelle 1. Übersicht einiger μ-KWK-Systeme (1 – 5,5 kW el ) mit typischen Angaben ohne Spitzenlastkessel,<br />

Markteinführung betrifft mind. ein System.<br />

Hersteller<br />

<strong>Gas</strong>-Otto-Motor Stirling Dampf / ORC Brennstoffzellen<br />

Aisin, Kirsch, Senertec,<br />

Wätas, Vaillant,<br />

Vaillant-Honda<br />

Brötje, Elco,<br />

De Dietrich Remeha,<br />

Senertec, Vaillant,<br />

Viessmann,<br />

Wisphergen<br />

Otag, Genlec Ltd (GB)<br />

Baxi Innotech, CFCL,<br />

Hexis, RBZ, Vaillant<br />

Gesamtwirkungsgrade 85–92 % > 90 % > 90 % > 90 %<br />

thermische Leistung /kW 2,5–12,5 5,8–7 6–16 0,5–10<br />

elektrische Leistung /kW 1,0–5,5 1,0 1,0–2,2 1,0–5,0<br />

Stromkennzahlen 0,35–0,45 0,14–0,17 0,14–0,16 0,5–4<br />

Markteinführung erfolgt erfolgt erfolgt 2013<br />

aber KWK-Systeme bis 18,3 MW elektrische Leistung<br />

erfasst [2]. Als weitere Quellen sei auf Feldtestergebnisse<br />

von Energieversorgern (u. a. RWE, Wingas, VNG)<br />

verwiesen, die für einige Systeme die Feldtauglichkeit<br />

untersuchen und zahlreiche Ergebnisse im Internet präsentieren<br />

[3].<br />

Eine wichtige Kennzahl in der Tabelle 1 für μ-KWK-<br />

Systeme stellt die Stromkennzahl dar, die das Verhältnis<br />

von elektrischer Leistung zur Wärmeleistung angibt. Die<br />

Stromkennzahlen einiger Systeme bei Volllastbetrieb,<br />

die im Democenter der DVGW-Forschungsstelle und der<br />

Stadtwerke Karlsruhe in Karlsruhe ausgestellt werden<br />

oder in Forschungsprojekten untersucht wurden, sind<br />

im Bild 1 dargestellt. Die Bedeutung der Stromkennzahl<br />

ergibt sich aus der oben gegebenen Definition, dass bei<br />

der Stromerzeugung gleichzeitig entsprechende Wärmesenken<br />

in Form des Heizbedarfs oder des Warmwasserbedarfs<br />

gegeben sein müssen.<br />

Durch die gleichzeitige Nutzung der parallel erzeugten<br />

Elektrizität und Wärme wird der Energieinhalt des<br />

Brennstoffs in größerem Umfang genutzt als bei der<br />

getrennten Erzeugung von Strom in einem Großkraftwerk<br />

und der Wärme im häuslichen Heizkessel. Im Rahmen<br />

der effizienteren Nutzung von z. Z. hauptsächlich<br />

fossilen Brennstoffen und der Dezentralisierung der<br />

Stromgewinnung können nun neben den bereits länger<br />

etablierten KWK-Systemen im Leistungsbereich von 20<br />

bis 400 kW el , den Blockheizkraftwerken (BHKW), zunehmend<br />

kleinere KWK-Aggregate mit elektrischen Leistungen<br />

um 1–5,5 kW el eingesetzt werden. Das Bild 2 verdeutlicht<br />

die Energiee<strong>ins</strong>parung am Beispiel der Bereitstellung<br />

von 28 kW Strom und 62 kW Wärme als<br />

Leistungen aufgetragen in der linken Säule. Im Fall der<br />

KWK-Technologie werden bei einem Gesamtwirkungsgrad<br />

von 90 % 1 wie in der 2. Säule aufgezeigt 100 kW an<br />

Stromkennzahlen/1<br />

0,7<br />

0,6<br />

0,5<br />

0,4<br />

0,3<br />

0,2<br />

0,1<br />

0,0<br />

Vaillant-Honda ecoPOWER 1.0<br />

Vaillant ecoPOWER 3.0<br />

Senertec Dachs SE<br />

Stromkennzahlen bei KWK-Volllast<br />

Viessmann Vitotwin 300-W<br />

Hexis Galileo 1000 N<br />

Bild 1. Stromkennzahlen einiger m-KWK-Systeme aus einem<br />

Forschungsprojekt.<br />

Brennstoffleistung, im Heizungsbereich üblicherweise<br />

als Belastung bezeichnet, benötigt.<br />

Häufig werden als Referenzsysteme für die getrennte<br />

Erzeugung das Kohlegroßkraftwerk bzw. ein Strommix<br />

für die Stromgewinnung mit einem elektrischen Wirkungsgrad<br />

von 35 % und der Heizkessel mit einem Kesselwirkungsgrad<br />

von 90 % für die Wärmebereiststellung<br />

aufgeführt. In diesem Fall belaufen sich die Verluste bei<br />

der Energieumwandlung auf ca. 58 %, wie es die 3. Säule<br />

verdeutlicht. In der 4. Säule sind dagegen als Referenzsysteme<br />

ein moderner (<strong>Gas</strong>-)Brennwertkessel für die<br />

Wärmebereitstellung mit einem thermischen Wirkungsgrad<br />

2 von ca. 108 % und ein GuD-Kraftwerk mit einem<br />

elektrischen Wirkungsgrad von 58 % aufgeführt, die Verluste<br />

allein bei der Energieumwandlung liegen hier bei<br />

16 kW und kommen bereits sehr nahe an die KWK-Verlustwerte<br />

von 10 kW heran. Diese Betrachtung, die unter<br />

Baxi Innotech Gamma I<br />

Genlec Kingston Unit<br />

1<br />

Alle Wirkungsgradangaben sind auf den „unteren“ Heizwert H i ,<br />

d. h. ohne Brennwerteffekt, bezogen.<br />

2 Durch den Brennwerteffekt und die Bezugsgröße H i sind Wirkungsgrade<br />

bis über 100 % möglich, mit Bezug auf den Brennwert<br />

H s wären maximal 100 % möglich.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 187

FachberichtE Neue Technologien<br />

Leistung bzw. Belastung /kW<br />

140<br />

120<br />

100<br />

80<br />

60<br />

40<br />

20<br />

0<br />

Wärme<br />

62<br />

Strom<br />

28<br />

Leistung<br />

Wärme<br />

69<br />

Strom<br />

31<br />

Belastung<br />

KWK<br />

10 % Verlust<br />

Wärme<br />

69<br />

Strom<br />

80<br />

Belastung alt<br />

Heizkessel &<br />

Strommix<br />

Wärme<br />

57<br />

Strom<br />

49<br />

Belastung neu<br />

Brennwert &<br />

GuD<br />

Bild 2. Vergleich von KWK mit getrennter Bereitstellung von Strom und<br />

Wärme.<br />

anderem auch in der Energiestudie der Deutschen Physikalischen<br />

Gesellschaft 2010 [4] vorgenommen wird,<br />

relativiert etwas den energetischen Vorteil der KWK-<br />

Technologie. Nicht eingerechnet sind bei diesem Vergleich<br />

eine häufig anzutreffende Wärmenutzung in<br />

GuD-Kraftwerken, die sogenannten <strong>Netz</strong>verluste, die<br />

bei der E<strong>ins</strong>peisung von Elektrizität beim Großkraftwerk<br />

wie auch bei der μ-KWK-Anlage gemindert um den<br />

Eigenverbrauch anfallen und zum Beispiel bei der Primärenergiee<strong>ins</strong>parung<br />

(PEE) mit harmonisierten Referenzwerten<br />

berücksichtigt werden [5]. Des Weiteren<br />

sind hier nicht Teillastzustände betrachtet, die bei kleineren<br />

KWK-Systemen vor allem die elektrischen Wirkungsgrade<br />

signifikant erniedrigen können, da der<br />

Anteil der Reibungsverluste bei motorischen Systemen<br />

zunimmt. Bei Brennstoffzellensystemen verschlechtert<br />

sich die Effizienz im Teillastzustand vor allem aufgrund<br />

der Effizienzabhängigkeit von der Stromdichte [6].<br />

Zunehmend regenerativ erzeugte Elektrizität verbessert<br />

die primärenergetische Bewertung von Strom, d. h. dessen<br />

Primärenergiefaktor von derzeit 2,5–3 [7] wird voraussichtlich<br />

fallen. Eine ähnliche Erwartung gilt aufgrund<br />

der vermehrten E<strong>ins</strong>peisung regenerativ erzeugter<br />

<strong>Gas</strong>e für den Primärenergiefaktor von <strong>Gas</strong>, auch hier<br />

ist zukünftig mit einer fallenden Tendenz zu rechnen.<br />

Das Bild 2 verdeutlicht das grundsätzliche Potenzial der<br />

KWK zur effizienteren Nutzung von Brennstoffen, aber<br />

speziell das moderne Referenzsystem aus GuD-Kraftwerk<br />

und Brennwertkessel setzt energetisch und wirtschaftlich<br />

die Hürden höher als die in der 3. Säule<br />

gezeigte Referenz.<br />

Um bei den μ-KWK-Varianten die Betriebszustände<br />

und die Bereitstellung von Wärme und Strom zu verstehen,<br />

ist ein kurzer Exkurs in die Leistungsregulierung<br />

sinnvoll. Im Fall der motorischen Systeme (Otto-<strong>Gas</strong>motoren,<br />

Stirling und Linearkolbenantriebe) kommen im<br />

niedrigen Leistungsbereich zwei Generatorvarianten<br />

zur Anwendung. Synchrongeneratoren können von der<br />

<strong>Netz</strong>frequenz unabhängig betrieben und moduliert,<br />

d. h. in ihrer Leistung mehrstufig bis kontinuierlich<br />

angepasst, werden, weisen aber etwas geringere Effizienzen<br />

bei Volllast als Asynchrongeneratoren auf. Asynchrongeneratoren<br />

werden mit der <strong>Netz</strong>frequenz synchron<br />

betrieben und eine Leistungsanpassung im Sinne<br />

einer Modulation ist nicht möglich. Die Leistungsanpassungen<br />

werden bei allen nicht modulationsfähigen Systemen<br />

durch die entsprechende zeitliche Abfolge von<br />

An- und Ausphasen – dem sogenannten Takten – realisiert.<br />

D. h. die KWK-Einheit läuft entweder auf Volllast<br />

oder nicht, die abgreifbare elektrische Leistung zeigt<br />

ebenfalls diesen Zwei-Niveau-Verlauf mit voller Leistung<br />

oder 0 Watt Ausgangsleistung. Das Takten wird<br />

ebenfalls bei modulationsfähigen Systemen eingesetzt,<br />

wenn der Teillastbetrieb die Modulationsfähigkeit überschreitet.<br />

Ähnlich wie beim Kraftfahrzeug sind häufige<br />

An- und Abfahrvorgänge aus Effizienz-, Emissions- und<br />

Lebensdauersicht nicht wünschenswert, weshalb neben<br />

modulationsfähigen KWK-Betrieb die Takthäufigkeit bei<br />

wärmegeführten Betrieb durch entsprechende Wärmespeicher<br />

gesenkt werden kann.<br />

Diese Einführung soll kurz den Fokus des Gros der<br />

Anwender auf Funktionen (Wärme, Strom, Kosten,<br />

Image) hervorheben, die zugrunde liegende Technik<br />

oder der eingesetzte Primärenergieträger spielen aus<br />

Anwendersicht dagegen nur eine untergeordnete Rolle.<br />

Für den Anwender stellt sich daher die Frage, ob und in<br />

welchem Umfang die angebotenen Systeme seinen<br />

Funktionsanforderungen gerecht werden. Die Funktionsanforderungen<br />

umfassen die Wärmeleistung und<br />

die elektrische Leistung, die sich an dem Objekt und<br />

Nutzungsprofil orientieren sollten. Die Investitionskosten<br />

für die KWK-Anlagen, den erhöhten Installationsaufwand<br />

durch Wärmespeicher, aufwändigere hydraulische<br />

Verschaltungen und die <strong>Netz</strong>e<strong>ins</strong>peisung, die<br />

Betriebskosten durch den <strong>Gas</strong>verbrauch und den Wartungsaufwand<br />

(z. B. Ölwechsel), Fördergelder für den<br />

E<strong>ins</strong>atz von KWK-Technologie, ersparter <strong>Netz</strong>strombezug<br />

und die E<strong>ins</strong>peisevergütung schlagen sich funktional<br />

im Bereich Kosten nieder. Ebenfalls funktional wirksam<br />

werden kann der E<strong>ins</strong>atz einer Technologie mit<br />

dem damit verbundenen Image. Im Gegensatz zu Photovoltaik-<br />

oder solarthermischen Anlagen auf dem Dach<br />

treten die KWK-Systeme im Heizungskeller diesbezüglich<br />

aber nur wenig wahrnehmbar in Erscheinung.<br />

Zur Deckung der funktionalen Anforderungsprofile<br />

wird ein Anwender auch Alternativen z. B. in Form von<br />

Brennwerttechnik & Solarthermie, Brennwerttechnik,<br />

Wärmepumpen & Solarthermie, Wärmepumpe und<br />

Maßnahmen wie Dämmung in die Entscheidungsfindung<br />

einbeziehen. Im Fall von Neubauten und größeren<br />

Renovierungen ist der E<strong>ins</strong>atz regenerativ bewerteter<br />

Technologien, dazu wird auch die KWK gezählt, notwendig.<br />

KWK-Systeme können gegenüber der Nutzung von<br />

Umweltwärme oder solaren Energieumwandlungssys-<br />

März 2012<br />

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

Neue Technologien<br />

Fachberichte<br />

rel. Anteil /1<br />

KWK-Einheit<br />

100%<br />

90%<br />

80%<br />

70%<br />

60%<br />

50%<br />

40%<br />

30%<br />

20%<br />

10%<br />

0%<br />

Vaillant-Honda ecoPOWER 1.0<br />

Heizungspuffer<br />

Warmwasser<br />

nimmt in diesen Fällen das Spitzenlastgerät die Abdeckung<br />

des eher sporadischen Wärmebedarfs, die Bereitschafts-<br />

und Speicherverluste können so bei<br />

entsprechender hydraulischer Verschaltung minimiert<br />

werden.<br />

Den positiven Effekt eines Wärmespeichers zeigt das<br />

Bild 5 mit dem Verlauf der Jahresdauerlinie. Durch das<br />

zum KWK-Betrieb parallele Entladen des Wärmespeichers<br />

können höhere Wärmeanforderungen als durch<br />

die KWK-Einheit allein bedient werden, auch kleinere<br />

Wärmeanforderungen als die Nennwärmeleistung der<br />

KWK-Einheit sind durch den Wärmespeicher abdeckbar.<br />

Ein weiterer Vorteil des Wärmespeichers zeigt sich<br />

für den Nutzungskomfort. Grundsätzlich folgt bei reinem<br />

KWK-Betrieb, d. h. ohne Spitzenlastkessel, die Wär-<br />

Spitzenlastkessel<br />

+<br />

hydraulische Verschaltung<br />

15%<br />

11%<br />

9%<br />

100%<br />

25%<br />

Vaillant ecoPOWER 3.0<br />

KWK-Anteil der Nennwärmeleistung<br />

25% 23%<br />

Senertec Dachs SE<br />

Viessmann Vitotwin 300-W<br />

9% 10%<br />

8%<br />

Hexis Galileo 1000 N<br />

temen als Teil einer Heizung durch objektspezifische<br />

Gegebenheiten vorteilhaft sein, wenn die Wärme- und<br />

Strombedarfe des Objektes und das Nutzungsprofil passen.<br />

Bei den Konkurrenztechnologien können im Speziellen<br />

die Ausrichtung, Abschattung, der Untergrund,<br />

der Lärmschutz und der Denkmalschutz als Hindernisse<br />

für das jeweilige Objekt ein KWK-System favorisieren.<br />

Eine typische μ-KWK-Installation setzt sich aus der<br />

zentralen KWK-Einheit, einem Spitzenlastkessel (Zusatzheizgerät,<br />

ZHG), einem Heizungs- und Warmwasserspeicher<br />

und einer entsprechenden hydraulischen Verschaltung<br />

wie im Bild 3 dargestellt zusammen.<br />

Der Heizungsspeicher dient zur Wärmespeicherung<br />

und zur partiellen Entkoppelung der Wärmeerzeugung<br />

vom Wärmebedarf, um möglichst lange Laufzeiten der<br />

KWK-Einheit und weniger Startzyklen zu erzielen. Häufig<br />

werden wie bei der Solarthermienutzung Kombispeicher<br />

eingesetzt, die den Warmwasserspeicher im<br />

oberen Teil des Heizungsspeichers integriert haben. Der<br />

Spitzenlastkessel soll ausreichenden Wärmekomfort<br />

auch bei maximalem Wärmebedarf des Objektes sicherstellen<br />

und ist bei vielen Mikro-KWK-Systemen als<br />

Brennwertgerät integriert, bei einigen Systemen bieten<br />

die Hersteller Varianten mit verschiedenen Brennwertgeräten<br />

als Spitzenlastkessel an. Mit dem Konzept aus<br />

KWK und Spitzenlastkessel wird dem jahreszeitlich sehr<br />

unterschiedlichem Wärmebedarf im häuslichen Umfeld<br />

Rechnung getragen. Üblicherweise deckt die zentrale<br />

KWK-Einheit nur ein Viertel bis ein Drittel des Spitzenwärmebedarfs<br />

ab, um längere Laufzeiten der KWK-Einheit<br />

und eine hohe Deckungsrate des Wärmebedarfs<br />

durch die KWK-Einheit in Verbindung mit den Wärmespeichern<br />

zu erzielen. Einige Systeme aus einem kürzlich<br />

abgeschlossenen Forschungsprojekt der Forschungsstelle<br />

sind bezüglich ihrer KWK-Anteile an der<br />

Nennwärmeleistung im Bild 4 dargestellt. Von den<br />

betrachteten Systemen wird nur der Vaillant ecoPOWER<br />

3.0 ohne Spitzenlastkessel ausgeliefert, nicht wenige<br />

Exemplare dieses Systems werden in KWK-Kaskaden in<br />

größeren Objekten eingesetzt. Damit wird der 100 %<br />

Anteil erklärbar, der 25 % Anteil ist bei entsprechender<br />

Beistellung eines 26 kW th Spitzenlastkessels der Fall.<br />

Der Spitzenwärmebedarf kann bei kalter Witterung<br />

über Tage und Wochen bestehen, durch den Warmwasserbedarf<br />

entstehen über das Jahr immer wieder Wärmeanforderungsspitzen,<br />

die vor allem aus den Wärmespeichern<br />

bedient werden können. Mit entsprechender<br />

Regelstrategie übernimmt vor allem das KWK-System<br />

mit der geringeren thermischen Leistung das Aufladen<br />

der Wärmespeicher über längere Zeit. In Phasen nur<br />

geringen Wärmebedarfs kann das Wärmespeicherkonzept<br />

mit Speicherinhalten von 300 bis 1000 L Wasser bei<br />

täglichen Entnahmen von Teilwärmeinhalten des Speichers<br />

unwirtschaftlich werden, da Bereitschafts- und<br />

Wärmespeicherverluste in diesen Phasen den benötigten<br />

Wärmemengen entsprechen können. Häufig über-<br />

Baxi Innotech Gamma I<br />

Bild 3.<br />

Stark<br />

vereinfachte<br />

Darstellung<br />

eines<br />

KWK-Systems.<br />

35%<br />

Genlec Kingston Unit<br />

Bild 4. KWK-Anteil an der Nennwärmeleistung eines vorkonfigurierten<br />

KWK-Systems aus KWK-Einheit und Spitzenlastkessel (Vaillant<br />

ecoPOWER 3.0 wird auch ohne ZHG verkauft, siehe Text).<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 189

FachberichtE Neue Technologien<br />

rel. Wärmelast /1<br />

jährliche Wärmemenge /kWh<br />

100%<br />

90%<br />

80%<br />

70%<br />

60%<br />

50%<br />

40%<br />

30%<br />

20%<br />

10%<br />

ZHG<br />

0%<br />

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000<br />

60000<br />

50000<br />

40000<br />

30000<br />

20000<br />

10000<br />

ZHG<br />

KWK -Anteil<br />

mit Wärmespeicher<br />

4,00<br />

Anodenstabilisierte<br />

SOFC<br />

0,59<br />

PEM -FC / SOFC<br />

0,40<br />

<strong>Gas</strong>motor<br />

0,17<br />

Stirling<br />

elektr. Energie<br />

KWK -Anteil<br />

ohne Wärmespeicher<br />

Jahresdauerlinie<br />

Laufzeit /h<br />

Bild 5. Wärmelastverteilung als Jahresdauerlinie und relative<br />

Anteile der KWK-Einheit mit und ohne Wärmespeicher und des<br />

Spitzenlastkessels (ZHG).<br />

Jährliche Wärmemenge als f(Laufzeit, Stromkennzahl)<br />

0<br />

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000<br />

jährliche Laufzeit /h<br />

Bild 6. Jährliche Wärmemenge als Funktion der Laufzeit und der<br />

Stromkennzahl der KWK-Einheit bei einer elektrischen Leistung von<br />

1 kW el ohne den Anteil des Spitzenlastkessels.<br />

mebereitstellung mit einer gewissen Verzögerung der<br />

Stromerzeugung, da die KWK-Systeme selbst erst<br />

Betriebstemperatur erreichen müssen und eine deutlich<br />

größere thermische Trägheit als ein vergleichsweise<br />

kompakter (Brennwert-)Heizkessel aufweisen. Kurzzeitige<br />

Wärmeanforderungen wie z. B. bei der Warmwasserentnahme<br />

können aus dem aufgeladenem (Kombi-/<br />

Warmwasser-)Wärmespeicher direkt bedient werden,<br />

das Aufladen des Wärmespeichers erfolgt wie oben<br />

beschrieben vollautomatisch, durch die Regelung<br />

gesteuert, mittels der KWK-Einheit über eine entsprechende<br />

Zeit.<br />

Das Gros der μ-KWK-Systeme wird wärmegeführt<br />

betrieben, d. h. der Wärmebedarf stellt die Führungsgröße<br />

dar und der parallel produzierte Strom wird bei<br />

dieser Regelung nicht berücksichtigt, kann er doch prinzipiell<br />

jederzeit in das Hausnetz bzw. das öffentliche<br />

Stromnetz eingespeist werden. Stromgeführte μ-KWK-<br />

Systeme sind bislang selten im Feld anzutreffen, da die<br />

Stromkennzahlen bis auf die Brennstoffzellensysteme<br />

relativ niedrig ausfallen und für einen reibungslosen<br />

Betrieb lokal Wärmesenken bereitstehen müssen. Als<br />

Auswahlkriterium für ein μ-KWK-System bieten sich<br />

daher der jährliche Wärmebedarf und die Wärmebedarfsverteilung<br />

an, um Laufzeiten abschätzen zu können.<br />

Nun liegen die thermischen Wirkungsgrade der<br />

KWK-Einheiten mitunter deutlich niedriger als bei einem<br />

Brennwertgerät, d. h. bei vergleichbarer Wärmeerzeugung<br />

tritt ein entsprechend höherer Brennstoffverbrauch<br />

auf. Der Mehrwert des KWK-Ansatzes liegt wie<br />

bereits angeführt in der parallelen Erzeugung von<br />

Wärme und Strom, der je nach Stromkennzahl des Systems<br />

in einem bestimmten Verhältnis mit anfällt. Dieser<br />

Strom dient idealerweise der Abdeckung des eigenen<br />

Strombedarfs, da die E<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Netz</strong> mit ca.<br />

10 Cent/kWh (5,11 Cent KWK-Bonus + 4–6 Cent <strong>Netz</strong>entgelt)<br />

deutlich niedriger ausfällt als der Gegenwert bei<br />

Eigenverbrauch. Bei Eigenverbrauch erspart man sich<br />

den <strong>Netz</strong>bezugspreis von ca. 20–25 Cent/kWh und<br />

erhält weiterhin den KWK-Bonus in Höhe von 5,11 Cent/<br />

kWh. Das Bild 6 veranschaulicht für verschiedene<br />

Stromkennzahlen (KWK-Technologien) die bei einer<br />

konstanten Erzeugung von 1 kW Strom (durchgezogene<br />

schwarze Linie „elektrische Energie“) mit der Laufzeit<br />

anfallenden Wärmemengen. Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung<br />

muss daher der Stromverbrauch einbezogen<br />

werden, aufgrund der Abrechnungsanforderungen<br />

und den unterschiedlichen Stromzähler<strong>ins</strong>tallationen in<br />

Deutschland sollte auch hier eine jährliche Strombedarfsverteilung<br />

ermittelt werden, die zeitlich möglichst<br />

parallel zum Wärmebedarf gehen sollte. Über den Wärmespeicher<br />

können der Wärme- und Strombedarf über<br />

einige Stunden entkoppelt werden, aber der Eigenverbrauch<br />

von Strom sollte wegen der niedrigen E<strong>ins</strong>peisevergütung<br />

dominieren.<br />

Das Bild 6 verdeutlicht aber die Relevanz der Stromkennzahl<br />

für die möglichen Laufzeiten bei einem gegebenen<br />

Wärmebedarf. Ein Stirling kommt auf weniger als<br />

die Hälfte der Laufzeit eines gasmotorischen Systems<br />

und entsprechend geringer fällt die produzierte Strommenge<br />

aus. Mit einer typischen Jahresdauerlinie wie im<br />

Bild 5 entfallen zudem 20–30 % der jährlichen Wärmemenge<br />

auf den Spitzenlastkessel. Eine jährliche Laufleistung<br />

von 4000 h zieht dann eine Wärmemenge von ca.<br />

30 000 kWh bei einem Stirling nach sich, die vom Objekt<br />

über Heizwärme und Warmwasser abgenommen werden<br />

müssen. Solche grundlegenden Bewertungen auf<br />

Basis der Leistungsangaben der Hersteller und des<br />

Objektes werden ergänzt durch eine neue Norm DIN<br />

4709 [8]. Die DIN 4709 dient zur Bestimmung des Normnutzungsgrades,<br />

dem Verhältnis der Wärmeleistung<br />

März 2012<br />

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

Neue Technologien<br />

Fachberichte<br />

und der jeweils primärenergetisch bewerteten elektrischen<br />

Leistung zu der Brennstoffleistung (Belastung).<br />

Die DIN 4709 basiert auf der VDI 4655 [9] und definiert<br />

unter anderem das in Bild 7 gezeigte 24 h-Lastprofil, mit<br />

dem das System KWK-Einheit, Spitzenlastkessel und der<br />

Wärmespeicher und die Regelstrategie als Ganzes<br />

getestet wird.<br />

Der Vorteil der DIN 4709 liegt in der dynamischen<br />

Messung, die über 24 h eine mittlere Wärmeleistungsabforderung<br />

von 30,1 % der jeweiligen Nennwärmeleistung<br />

darstellt. Mit den Bildern 4 und 7 werden Laufzeiten<br />

der KWK-Einheit von 100 % während des Lastprofils<br />

für alle genannten Brennstoffzellensysteme mit Zusatzheizgeräten<br />

plausibel, da die typischen Wärmespeicher<br />

die kurzen Phasen niedriger oder keiner Wärmeanforderung<br />

gut abpuffern können. Im Feld sind die Brennstoffzellenheizgeräte<br />

mit Stromkennzahlen kleiner 1 während<br />

des Sommers in der Regel ausgeschaltet. Selbst bei<br />

nicht modulierenden Stirling-Systemen sind Laufzeiten<br />

von über 85 % möglich und eine Extrapolation wäre von<br />

den Wärmemengen am ehesten für den Winterbetrieb<br />

zulässig. Das eigentliche Ergebnis dieser Norm bleibt<br />

der primärenergetisch bewertete Normnutzungsgrad<br />

η = η H + f P,el /f P,Br ∙ η el mit den Primärenergiefaktoren von<br />

f P,el = 3,0 und f P,Br = 1,1 aus [7b], der als relative Effizienz-<br />

Kennzahl einen zusätzlichen Vergleichsparameter zwischen<br />

KWK-Systemen bietet. Eine konkrete Auslegung<br />

an die absoluten Wärme- und Strombedarfsprofile des<br />

Objekts bleibt davon unvorbehalten obligatorisch.<br />

Die Investitionskosten für ein μ-KWK-System liegen<br />

mitunter deutlich über denen eines Brennwertkessels,<br />

eine im Jahr 2011 typische leistungsabhängige Kostenskalierung<br />

zeigt das Bild 8. Diese Betrachtung wird<br />

ähnlich auch in [2] vorgenommen, für leistungsstärkere<br />

KWK-Systeme fallen die spezifischen Kosten nochmals<br />

deutlich geringer aus. Große KWK-Systeme können<br />

Investitionskosten im Bereich von ca. 500 €/kW el vorweisen.<br />

Eine ähnliche Skalierung tritt bei den Wartungskosten<br />

auf, die sich aber je nach Technologie und weniger<br />

nach der Leistung deutlich unterscheiden können. Hier<br />

bietet sich für die Hersteller und das Handwerk mit längerfristigen<br />

Wartungsverträgen die Möglichkeit, weiteres<br />

Vertrauen in die Potenziale dieser noch relativ jungen<br />

Systeme auf- und auszubauen.<br />

Speziell bei den gasmotorischen μ-KWK-Systemen<br />

sind die Systemkostenunterschiede relativ gering, die<br />

spezifischen Kosten pro Kilowatt elektrischer Leistung<br />

unterscheiden sich aber signifikant. Diesen hohen<br />

Investitionskosten wird mit diversen Förderangeboten<br />

begegnet, die gerade die Einführung dieser Systeme<br />

unterstützen sollen.<br />

Der Markt bietet mit den anfangs vorgestellten Systemen<br />

nun zahlreiche μ-KWK-Varianten für den kleinen<br />

Leistungsbereich. Inwiefern die nun präsentierten Systeme<br />

den funktionalen Anforderungen eines Objektes<br />

gerecht werden, muss jeweils im Einzelfall ähnlich wie<br />

Anteil Nennwärmeleistung /%<br />

100<br />

80<br />

60<br />

40<br />

20<br />

Leistung<br />

gemessen<br />

Lastpunktvorgabe<br />

Lastprofil nach DIN 4709<br />

0<br />

0 3 6 9 12 15 18 21 24<br />

Bild 7. 24 h-Lastprofil zur Bestimmung des Normnutzungsgrads,<br />

Nennwärmeleistungsprofilvorgabe und eine exemplarische Messung<br />

an der DVGW-Forschungsstelle.<br />

spezifische Kosten /€/kW<br />

12000<br />

10000<br />

8000<br />

6000<br />

4000<br />

2000<br />

Zeit /h<br />

typische Investitionsmehrkosten für μ-KWK-Systeme<br />

0<br />

0<br />

1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5<br />

elektrische Leistung /kW<br />

Kosten/Kilowatt<br />

/€/kW<br />

Systemkosten<br />

/€<br />

Bild 8. Typische Investitionsmehrkosten für m-KWK-Systeme<br />

gegenüber einem Brennwertkessel.<br />

bei der Auslegung einer Wärmepumpe entschieden<br />

werden. Die jährliche Wärmebedarfsverteilung und<br />

Strombedarfsverteilung sind die grundlegende Auslegungsbasis,<br />

die Informationen zur Finanzierung des<br />

passenden Systems bieten die Hersteller, Energieberater,<br />

Verbraucherzentralen und häufig Energiedienstleister<br />

als Contracting-Partner. Große Chancen sind vor<br />

allem in mittleren Mehrfamilienhäusern und im Gewerbebereich<br />

mit Kaskaden aus einem oder mehreren<br />

KWK-Systemen mit 4–6 kW el und einem Spitzenlastkessel<br />

gegeben, die aufgrund der spezifischen Kosten pro<br />

Kilowattstunde eine bessere Wirtschaftlichkeit als<br />

1 kW el -Systeme bieten können. Zahlreiche μ-KWK-<br />

Kaskaden sind bereits im E<strong>ins</strong>atz, durch die zahlreichen<br />

Neuentwicklungen im Leistungsbereich 4–10 kW el hat<br />

25000<br />

20000<br />

15000<br />

10000<br />

5000<br />

Systemkosten /€<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 191

FachberichtE Neue Technologien<br />

sich auch hier das Angebot für diesen Markt der Mehrfamilienhäuser<br />

und für entsprechende Gewerbeobjekte<br />

deutlich vergrößert.<br />

Literatur<br />

[1] ASUE Arbeitsgeme<strong>ins</strong>chaft für sparsamen und umweltfreundlichen<br />

Energieverbrauch e. V., http://www.stromerzeugende-heizung.de.<br />

[2] ASUE Arbeitsgeme<strong>ins</strong>chaft für sparsamen und umweltfreundlichen<br />

Energieverbrauch e. V., BHKW-Kenndaten 2011,<br />

2011.<br />

[3] Mirsch, D.: E<strong>ins</strong>atz von erdgasbetriebenen Klein-KWK-Anlagen<br />

in der häuslichen Energieversorgung; http://www.wingas.de,<br />

2009.<br />

[4] Deutsche Physikalische Gesellschaft, Energiebericht 2010,<br />

2010.<br />

[5] EU-Amtsblatt 2007/74/EG; Harmonisierte Wirkungsgrad-<br />

Referenzwerte für die getrennte Erzeugung von Strom und<br />

Wärme in Anwendung der Richtlinie 2004/8/EG.<br />

[6] Obernitz, F.: BlueGen – das hocheffiziente Mikrokraftwerk,<br />

Vortrag 8. Riesaer Brennstoffzellen – Workshop, 2010.<br />

[7] a) EUROSTAT Datenbank; und b) DIN e. V.; DIN V 18599-100;<br />

Beuth, Berlin, 2009.<br />

[8] DIN e. V.; DIN 4709: 2011-11; Beuth, Berlin, 2011.<br />

[9] VDI e. V.; VDI 4655; Beuth, Berlin, 2008.<br />

Autor<br />

Dr. Holger Dörr<br />

DVGW Prüflaboratorium <strong>Gas</strong> |<br />

Engler-Bunte-Institut |<br />

Karlsruhe |<br />

Tel. +49 721 96402-62 |<br />

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

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PAGWFW0112<br />

Absendung des Widerrufs oder der Sache an den Leserservice <strong>gwf</strong>, Franz-Horn-Str. 2, 97082 Wü rzburg<br />

Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pfl ege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst, gespeichert und verarbeitet. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit einverstanden, dass ich<br />

vom Oldenbourg Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag □ per Post, □ per Telefon, □ per Telefax, □ per E-Mail, □ nicht über interessante, fachspezifi sche Medien- und Informations angebote informiert und beworben werde. Diese Erklärung kann<br />

ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen

Im profil<br />

dena – Deutsche Energie-Agentur GmbH<br />

Im Profil<br />

In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen<br />

im Bereich der <strong>Gas</strong>versorgung, <strong>Gas</strong>verwendung und <strong>Gas</strong>wirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich<br />

die dena – Deutsche Energie-Agentur GmbH im Profil.<br />

Folge 7:<br />

Energieeffizienz entscheidet –<br />

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)<br />

Stephan<br />

Kohler,<br />

Geschäftsführer<br />

der dena.<br />

Weltweit streben mehr als sieben<br />

Milliarden Menschen<br />

nach einem guten Lebensstandard.<br />

Dieses Bedürfnis ist mit einem<br />

rasant steigenden Bedarf an Wohnraum,<br />

Mobilität, industrieller Produktion<br />

und Konsumgütern verbunden,<br />

was bisher auch zu einer<br />

gesteigerten Nachfrage nach verschiedenen<br />

Energieträgern (Kohle,<br />

Öl etc.) führte. Für eine nachhaltige<br />

Entwicklung ist hier eine grundlegende<br />

Umorientierung erforderlich.<br />

Nicht mehr die Energieversorgung<br />

darf im Mittelpunkt stehen, sondern<br />

die möglichst effiziente Bereitstellung<br />

von Energiedienstleistungen.<br />

Das Gebot der Stunde lautet daher:<br />

Energieeffizienz. Das bedeutet, die<br />

verfügbare Energie bewusster und<br />

intelligenter zu nutzen und weniger<br />

Energie pro Energiedienstleistung<br />

einzusetzen. Und das in jeder Beziehung:<br />

in der Gewinnung und<br />

Umwandlung, bei Transport und<br />

Speicherung sowie in der Anwendung.<br />

Seit ihrer Gründung im Herbst<br />

2000 stellt sich die Deutsche Energie-Agentur<br />

GmbH (dena) als Kompetenzzentrum<br />

für Energieeffizienz,<br />

erneuerbare Energien und intelligente<br />

Energiesysteme der Herausforderung,<br />

den effizienten Umgang<br />

mit Energie zur Normalität in Unternehmen,<br />

privaten Haushalten und<br />

Kommunen werden zu lassen. Das<br />

Leitbild der dena ist es, Wirtschaftswachstum<br />

zu schaffen und Wohlstand<br />

zu sichern – mit immer geringerem<br />

Energiee<strong>ins</strong>atz. Dazu muss<br />

Energie so effizient, sicher, preiswert<br />

und klimaschonend wie möglich<br />

erzeugt und verwendet werden –<br />

national und international. Die dena<br />

wurde im Herbst 2000 mit Sitz in<br />

Berlin gegründet. Die Gesellschafter<br />

der dena sind die Bundesrepublik<br />

Deutschland, die KfW Bankengruppe,<br />

die Allianz SE, die Deutsche<br />

Bank AG und die DZ BANK AG.<br />

Die dena entwickelt Märkte für<br />

Energieeffizienz und erneuerbare<br />

Energien und kooperiert dafür mit<br />

Akteuren aus Politik, Wirtschaft und<br />

Gesellschaft. Sie entwickelt Strategien<br />

für die verschiedenen Verbrauchssektoren<br />

(Wärme, Strom,<br />

Kraftstoffe) und erarbeitet Lösungen<br />

für die Energieerzeugung, Vernetzung<br />

und Speicherung. Sie stößt<br />

vorbildliche Projekte an, zeichnet<br />

Vorreiter aus, berät Politiker, Hersteller<br />

und Dienstleister, qualifiziert<br />

Multiplikatoren, informiert Verbraucher,<br />

baut <strong>Netz</strong>werke auf, bewertet<br />

Technologien, analysiert Auslandsmärkte<br />

und entwickelt Zukunftsszenarien.<br />

Die dena setzt vor allem auf<br />

marktwirtschaftliche Instrumente<br />

und innovative Energiedienstleistungen,<br />

die von Ordnungspolitik<br />

und Förderprogrammen sinnvoll<br />

flankiert werden.<br />

Russland und die Länder Zentralasiens<br />

wie beispielsweise Kasachstan<br />

sind aufgrund der großen Effizienzpotenziale<br />

ein wichtiger<br />

Kooperationspartner für die dena.<br />

Im Juli 2009 wurde daher die Rus-<br />

März 2012<br />

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

dena – Deutsche Energie-Agentur GmbH<br />

Im Profil<br />

sisch-Deutsche Energie-Agentur<br />

(rudea) gegründet, an der die dena<br />

mit 40 % beteiligt ist. Ein weiterer<br />

Schwerpunkt der internationalen<br />

Arbeit ist die Zusammenarbeit mit<br />

China. Hier unterstützt die dena<br />

Politik und Verwaltung dabei, energieeffiziente<br />

Gebäudestandards zu<br />

entwickeln. Denn in China entsteht<br />

in zwei Jahren so viel Wohnfläche<br />

wie derzeit in Deutschland <strong>ins</strong>gesamt<br />

existiert. Werden hier<br />

anspruchsvolle Effizienzstandards<br />

festgelegt und eingehalten, kann<br />

China sein Energiewachstum deutlich<br />

verlangsamen.<br />

Vielversprechende Option: das <strong>Erdgas</strong>netz als Speicher.<br />

Energiewende: richtig und<br />

machbar für Deutschland<br />

Deutschland steht vor der Herausforderung,<br />

eine Energiewende für<br />

eine Industrienation im Herzen<br />

Europas zu realisieren, die Versorgungssicherheit,<br />

Bezahlbarkeit und<br />

Wettbewerbsfähigkeit sowie Klimaschutz<br />

garantiert. Das heißt, das<br />

Energiesystem der Zukunft muss<br />

weit mehr sein als ein Mix aus konventionellen<br />

und regenerativen<br />

Kraftwerken. Vielmehr soll es sich<br />

durch die intelligente Vernetzung<br />

von Erzeugung, Transport, Speicher<br />

und Nachfrage auszeichnen. Um<br />

diese sogenannten „Smart Grids“<br />

realisieren zu können, müssen in<br />

den kommenden Jahren verstärkt<br />

Informations- und Kommunikationstechniken<br />

in das Stromversorgungssystem<br />

integriert werden. Mit<br />

ihrer Hilfe können Lasten auf der<br />

Nachfrageseite flexibler gesteuert<br />

oder beispielsweise durch<br />

Demand-Side-Management besser<br />

nutzbar gemacht werden. Gleichzeitig<br />

muss Energie auf allen Ebenen<br />

so effizient wie möglich genutzt<br />

werden. Denn jede Kilowattstunde,<br />

die nicht verbraucht wird, muss<br />

auch nicht erzeugt werden.<br />

Neben dem Ausbau der erneuerbaren<br />

Energien, der Speicher und<br />

<strong>Netz</strong>e wird auch im Jahr 2020/2030<br />

noch ein erheblicher konventioneller<br />

Kraftwerkspark benötigt, um die<br />

Versorgungssicherheit zu gewährleisten.<br />

Daher muss der konventionelle<br />

Kraftwerkspark erneuert und<br />

effizienter gemacht werden, um die<br />

CO 2 -Emissionen zu reduzieren. Deshalb<br />

ist der Bau neuer effizienter<br />

konventioneller Kraftwerke in einer<br />

Größenordnung von 10 000 MW bis<br />

zum Jahr 2020 erforderlich. Zugleich<br />

muss der fossile Kraftwerkspark<br />

auch den zukünftigen Herausforderungen<br />

gewachsen sein, um die<br />

stark fluktuierende Stromerzeugung<br />

aus Photovoltaik- und Windkraftwerken<br />

ausgleichen zu können.<br />

Dafür werden schnell zu<br />

regelnde <strong>Gas</strong>kraftwerke stärker zum<br />

E<strong>ins</strong>atz kommen. Der Energieträger<br />

<strong>Gas</strong> wird also in Zukunft eine zentrale<br />

Rolle bei der Stromerzeugung<br />

spielen.<br />

Verteilnetze – Schlüssel zur<br />

Integration der Erneuerbaren<br />

Aufgrund der zunehmenden Anzahl<br />

dezentraler Stromerzeugung müssen<br />

neben den Höchstspannungsnetzen<br />

auch die Verteilnetze optimiert<br />

bzw. ausgebaut werden.<br />

Denn hier wird der Strom von über<br />

80 % der Erneuerbaren-Energien-<br />

Anlagen eingespeist. Deshalb<br />

untersucht die dena in einer neuen<br />

Studie den Modernisierungsbedarf<br />

der Verteilnetze in Deutschland.<br />

Ziel der Studie ist es, den Ausbau-<br />

und Innovationsbedarf für die<br />

Stromverteilnetze bis 2030 zu ermitteln.<br />

Dafür werden die realen <strong>Netz</strong>-,<br />

Erzeugungs- und Laststrukturdaten<br />

am Beispiel von sechs unterschiedlichen<br />

Regionen analysiert und die<br />

Ergebnisse auf ganz Deutschland<br />

übertragen. Im Mittelpunkt stehen<br />

unter anderem die Integration<br />

dezentraler Stromerzeugung aus<br />

regenerativen Energien und Kraft-<br />

Wärme-Kopplung sowie geeignete<br />

Maßnahmen zur Flexibilisierung der<br />

<strong>Netz</strong>e und zur Vermeidung von<br />

<strong>Netz</strong> engpässen. Die dena erarbeitet<br />

die Studie in Zusammenarbeit<br />

mit 16 Verteilnetzbetreibern, wissenschaftlichen<br />

Forschungseinrichtungen<br />

und Prüfgutachtern. Sie<br />

wird durch einen Fachbeirat begleitet.<br />

Die Ergebnisse sollen bis Ende<br />

des Jahres vorliegen.<br />

Power-To-<strong>Gas</strong> – Langfristspeicher<br />

mit Zukunft?<br />

Für einen steigenden Anteil erneuerbarer<br />

Energien müssen auch neue<br />

Möglichkeiten zur Stromspeicherung<br />

geschaffen werden. Hier steht<br />

<strong>ins</strong>besondere die Langzeitspeicherung<br />

elektrischer Energie im Mittelpunkt,<br />

um die fluktuierende Leistung<br />

von Sonne- und Windkraft<br />

optimal <strong>ins</strong> Versorgungssystem<br />

integrieren zu können. Als Speicher<br />

sind bisher nur Pumpspeicher großtechnisch<br />

erprobt. Andere Speichermöglichkeiten<br />

wie Batterien und<br />

Druckluftspeicher stehen noch<br />

nicht in großem Maßstab für die<br />

wirtschaftliche Nutzung zur Verfügung.<br />

<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 195

Im profil dena – Deutsche Energie-Agentur GmbH<br />

Eine weitere Alternative ist die<br />

Umwandlung von Strom in <strong>Gas</strong> und<br />

die Nutzung des bestehenden <strong>Erdgas</strong>netzes<br />

als Speicher über das<br />

Zwischenprodukt Wasserstoff bzw.<br />

synthetisches <strong>Erdgas</strong>. Das aus<br />

Strom gewonnene <strong>Gas</strong> könnte<br />

dann bei Bedarf in Heizungen,<br />

KWK-Anlagen oder Fahrzeugen<br />

genutzt werden. Noch muss gezeigt<br />

werden, ob dieser Ansatz technisch<br />

und wirtschaftlich umsetzbar ist.<br />

Jedoch erscheint diese Option zurzeit<br />

als vielversprechende Möglichkeit,<br />

den zunehmenden Stromanteil<br />

aus fluktuierenden erneuerbaren<br />

Energien in großem Maße<br />

langfristig zu speichern. Die notwendige<br />

Speicherinfrastruktur ist in<br />

Deutschland bereits vorhanden:<br />

das <strong>Erdgas</strong>netz und die dazugehörigen<br />

<strong>Erdgas</strong>speicher.<br />

Daher hat die dena die Strategieplattform<br />

„Power to <strong>Gas</strong>“ gestartet,<br />

in der sich Politik, Wirtschaft und<br />

Wissenschaft über Potenziale und<br />

technologische Entwicklungsmöglichkeiten<br />

austauschen können. Darüber<br />

hinaus bietet ein Online-Portal<br />

weiterführende Informationen zum<br />

Thema und zu den Diskussionsergebnissen.<br />

Neben der Entwicklung<br />

von Handlungsempfehlungen für<br />

die Politik sollen im Rahmen des<br />

Projekts auch Strategien für eine<br />

wirtschaftliche Nutzung dieser Speicheroption<br />

erarbeitet werden.<br />

<strong>Biogas</strong> – ein wichtiger<br />

Baustein im Energiesystem<br />

der Zukunft<br />

Eine der vielversprechendsten Nutzungen<br />

für Biomasse ist die Erzeugung<br />

von <strong>Biogas</strong> für das <strong>Erdgas</strong>netz.<br />

Die dena hat hierzu in Zusammenarbeit<br />

mit Partnern aus Land-,<br />

<strong>Biogas</strong>- und Energiewirtschaft das<br />

Projekt „<strong>Biogas</strong>partnerschaft“ initiiert,<br />

in der die Marktakteure zusammengebracht<br />

und in ihren Aktivitäten<br />

zur Marktgestaltung unterstützt<br />

werden. Die dena übernimmt dabei<br />

die Rolle des neutralen Moderators<br />

und stellt eine Plattform für die<br />

Informationsbeschaffung und -aufbereitung<br />

sowie deren nationale<br />

und internationale Verbreitung zur<br />

Verfügung. Zudem hat die dena<br />

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

und im vergangenen Jahr in<br />

Betrieb genommen. Die Internetplattform<br />

ermöglicht die standardisierte<br />

Dokumentation von Herkunfts-<br />

und Eigenschaftsnachweisen<br />

für <strong>Biogas</strong> im <strong>Erdgas</strong>netz.<br />

<strong>Erdgas</strong> und Biomethan<br />

als Kraftstoff<br />

Der Straßenverkehr als mit Abstand<br />

größter Energieverbraucher im Verkehr<br />

nutzt derzeit zu über 90 % den<br />

Energieträger Öl. Zukünftig werden<br />

Elektro- und Wasserstofffahrzeuge<br />

hier Alternativen sein. Mit <strong>Erdgas</strong> und<br />

Biomethan als Kraftstoff stehen be -<br />

reits heute echte Alternativen für klimaschonende,<br />

kostengünstige und<br />

komfortable Mobilität zur Verfügung.<br />

Um den Markt für diese Technologie<br />

in Deutschland voranzubringen,<br />

hat die dena die „Initiative <strong>Erdgas</strong>mobilität“<br />

<strong>ins</strong> Leben gerufen.<br />

Dafür hat sie führende Vertreter der<br />

Fahrzeughersteller und Energiewirtschaft<br />

sowie den ADAC an einen<br />

Tisch gebracht und geme<strong>ins</strong>am mit<br />

ihnen eine Absichtserklärung erarbeitet.<br />

Die Akteure konkretisierten<br />

auf der Internationalen Automobil-<br />

Ausstellung (IAA) im September<br />

2011, wie sie das Angebot an <strong>Erdgas</strong>fahrzeugen<br />

erweitern, das Tankstellennetz<br />

ausbauen und den<br />

Anteil an Biomethan im Kraftstoff<br />

<strong>Erdgas</strong> erhöhen wollen. Gleichzeitig<br />

einigten sich die Mitglieder auf Vorschläge<br />

für bessere politische Rahmenbedingungen,<br />

zum Beispiel für<br />

die Verlängerung der Energiesteuerermäßigung<br />

für <strong>Erdgas</strong> als Kraftstoff<br />

oder eine stärker CO 2 -orientierte<br />

Beschaffung kommunaler<br />

Fahrzeuge.<br />

Kontakt:<br />

Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena),<br />

Vorsitzender der Geschäftsführung:<br />

Stephan Kohler,<br />

Chausseestraße 128a, 10115 Berlin,<br />

Tel. (030) 72 61 65 600,<br />

Fax (030 )72 61 65 699,<br />

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

smart meter<br />

smart grid<br />

smart energy 2.0<br />

Intelligente Wege in ein<br />

neues Energiezeitalter<br />

Termin:<br />

• Mittwoch, 30.05.2012,<br />

10:00 – 18:00 Uhr Tagung<br />

19:00 – 22:00 Uhr Geme<strong>ins</strong>ame<br />

Abendveranstaltung<br />

• Donnerstag, 31.05.2012,<br />

09:00 – 13:00 Uhr Tagung<br />

Ort:<br />

Hilton Hotel Dortmund<br />

An der Buschmühle 1, 44139 Dortmund, www.hilton.de/dortmund<br />

Zielgruppe:<br />

Mitarbeiter von Stadtwerken, Energieversorgungs unternehmen,<br />

Verteilnetzbetreibern, Softwareunternehmen und der Geräteindustrie<br />

Veranstalter<br />

Mehr Information und Online-Anmeldung unter www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de

Marktübersicht<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>transport und <strong>Gas</strong>verteilung<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>druckregelung und <strong>Gas</strong>messung<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit und <strong>Gas</strong>verwendung<br />

■■<br />

<strong>Gas</strong>speicher<br />

■■<br />

Handel und Informationstechnologie<br />

■■<br />

DVGW-zertifizierte Unternehmen<br />

Ansprechpartnerin für den<br />

Eintrag Ihres Unternehmens:<br />

Claudia Fuchs<br />

Oldenbourg Industrieverlag München<br />

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

Telefon 089 45051-277<br />

Telefax 089 45051-207<br />

E-Mail: fuchs@oiv.de

2012<br />

<strong>Gas</strong>transport und <strong>Gas</strong>verteilunG<br />

Marktübersicht<br />

Rohrdurchführungen<br />

Rohre und Rohrleitungszubehör<br />

Armaturen und Zubehör<br />

Armaturen<br />

Korrosionsschutz<br />

Aktiver Korrosionsschutz<br />

Januar/Februar März 2012 2012<br />

198 92 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>

<strong>Gas</strong>transport und <strong>Gas</strong>verteilunG<br />

2012<br />

Aktiver Korrosionsschutz<br />

Korrosionsschutz<br />

Marktübersicht<br />

Passiver Korrosionsschutz<br />

Januar/Februar März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 93 199

2012<br />

<strong>Gas</strong>druckreGelunG und <strong>Gas</strong>messunG<br />

Marktübersicht<br />

<strong>Gas</strong>messgeräte<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheit und <strong>Gas</strong>verwendunG<br />

<strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

Filtration<br />

Odorierungskontrolle<br />

<strong>Gas</strong>speicherung, LNG<br />

<strong>Gas</strong>verdichtung<br />

Januar/Februar März 2012 2012<br />

200 94 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>

<strong>Gas</strong>speicher<br />

2012<br />

Zubehör<br />

Marktübersicht<br />

handel und informationstechnoloGie<br />

Fernwirktechnik<br />

Ihr „Draht“ zur Anzeigenabteilung von<br />

Claudia Fuchs<br />

Tel. 089 45051-277<br />

Fax 089 45051-207<br />

fuchs@oiv.de<br />

Januar/Februar März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 95 201

2012<br />

dvGw-zertifizierte unternehmen<br />

Marktübersicht<br />

Rohrleitungsbau<br />

Filter<br />

<strong>Gas</strong>messgeräte<br />

Korrosionsschutz<br />

<strong>Netz</strong>service<br />

Januar/Februar<br />

März 2012<br />

2012<br />

202 96 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong><br />

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

Technik Aktuell<br />

Direkte Energiegewinnung aus strukturreichen<br />

biogenen Reststoffen<br />

SMARTFERM der Fa. Eggersmann<br />

Anlagenbau GmbH & Co. KG ist<br />

die erste semi-mobile Trockenfermentationsanlage<br />

für geringe bis<br />

mittlere Durchsatzleistung, die mit<br />

minimalem Platzbedarf und in kurzer<br />

Bauzeit überall dort aufgestellt<br />

werden kann, wo unmittelbar ein<br />

Bedarf an Strom und Wärme<br />

besteht.<br />

Der Betrieb der Anlage auf eigenem<br />

Grund und Boden ermöglicht<br />

es den Eggersmann Anlagenspezialisten<br />

2012 praxisnahe Demonstrationen<br />

auch im Rahmen von Schulungsveranstaltungen<br />

im eigenen<br />

Schulungszentrum durchzuführen.<br />

Darüber hinaus bietet die eigene<br />

Anlage unmittelbar vor Ort die<br />

Möglichkeit, Funktionen zu überwachen,<br />

zu prüfen und weitere Entwicklungsschritte<br />

intensiv voranzutreiben.<br />

Mit der Entscheidung der direkten<br />

Energiegewinnung und –nutzung<br />

aus strukturreichen, biogenen<br />

Reststoffen lebt das Unternehmen<br />

das Konzept der wirtschaftlich<br />

unabhängigen Energiegewinnung<br />

vor und spart so übliche fossile<br />

Energieträger ein. Die Anlage dient<br />

der Energieversorgung der eigenen<br />

Anlagenfertigung (Lackier- und<br />

Trocknungsanlage).<br />

SMARTFERM-Trockenfermentationsanlagen<br />

beruhen auf dem<br />

KOMPOFERM-Anlagenprinzip, dass<br />

bereits 2007 ebenfalls von Eggersmann<br />

Anlagenbau entwickelt und<br />

in den Markt eingeführt wurde. Die<br />

Anlagenkomponenten beider Anlagenlayoute<br />

sind nahezu identisch,<br />

SMARTFERM ist jedoch kleiner und<br />

für dezentrale Konzepte Leistungsbandbreite<br />

von 2500 bis ca. 3500 t/a<br />

konstruiert.<br />

Der Betreiber stellt dafür lediglich<br />

den vorbereiteten Baugrund<br />

mit dem unterirdischen Perkolatspeicher<br />

in Ortbetonbauweise und<br />

die Bodenplatte, inklusiv der erforderlichen<br />

Versorgungsanschlüsse<br />

für Wasser und Strom. Die Anlagenkomponenten<br />

werden innerhalb<br />

20 Arbeitstagen angeliefert, abgeladen,<br />

endmontiert, und in Betrieb<br />

genommen.<br />

Die vergleichsweise geringe<br />

Größe und Durchsatzleistung der<br />

Anlage erfordert nur ein einfaches<br />

Baugenehmigungsverfahren. Durch<br />

den hohen werkseitigen Vorfertigungsgrad<br />

der Containermodule<br />

lässt sich der Bau dieser dezentralen<br />

semi-mobilen Trockenfermentationsanlage<br />

innerhalb kurzer Zeit (in<br />

der Regel sechs bis acht Wochen<br />

inklusive der erforderlichen Tiefbau-<br />

Anlagenlayout<br />

einer SMARTFERM<br />

Trockenfermen tationsanlage.<br />

Foto: Unternehmensgruppe Eggersmann<br />

und Betonarbeiten sowie der Aufstellung<br />

und die Endmontage der<br />

Fermenter- und Technikcontainer)<br />

realisieren.<br />

Je nach länderspezifischer Aufgabenstellung<br />

kann die Anlage beispielsweise<br />

mit mobiler Aufbereitungstechnik<br />

ergänzt auch für<br />

unterschiedliche Restabfallströme<br />

eingesetzt werden. Vor allem bei<br />

schlechter Verkehrsinfrastruktur<br />

bieten sich dezentrale Kleinanlagen<br />

an. Das macht das System auch<br />

über die Grenzen der Europäischen<br />

Union interessant.<br />

Kontakt:<br />

Eggersmann Anlagenbau GmbH & Co. KG,<br />

Tel. (05734) 6690-0,<br />

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

www.f-e.de<br />

AHK-PE-Reiniger 99,9 % in der Sicherheitsflasche<br />

Produkt der <strong>Gas</strong>- und Wasserversorgung – geprüft DVGW VP 603<br />

Reinigungsmittel für Schweißverbindungen an PE-Rohren im <strong>Gas</strong>- u. Wasserbereich (5290)<br />

P Keine betäubenden Dämpfe<br />

P Keine Fettrückstände<br />

P Keine Schleierbildung<br />

P Kürzeste Trockenzeit<br />

P Biologisch abbaubar<br />

P Keine ätherischen Öle<br />

P Sicherheitsflasche geprüft<br />

Verhindert auch bei geöffnerter Flasche ein unbeabsichtigtes Auslaufen der Flüssigkeit.<br />

Flüssigkeit kann nur austreten, wenn auf den Flaschenkörper gedrückt wird.<br />

P Sparsamer Verbrauch, da Sicherheitsflasche Dosiermöglichkeit bietet.<br />

Verwenden Sie nur Original AHK-PE-Reiniger 99,9 % gemäß DVGW VP 603 unverdünnt.<br />

Alleinvertrieb:<br />

S.A.T. Kunststofftechnik GmbH, Brockhägerstr. 51, 33330 Gütersloh, Tel. 0 52 41/9 95 55-10, Fax -01<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 203

Technik Aktuell<br />

FLIR i-Serie robuster und mit verbesserter<br />

Bildqualität<br />

Bei allen Modellen der FLIR i-Serie<br />

wurde die Widerstandsfähigkeit<br />

verbessert: Die staub- und spritzwassergeschützten<br />

Infrarotkameras<br />

(Schutzart IP43) halten jetzt einen<br />

Sturz aus 2 m Höhe aus. Die FLIR i3<br />

bietet dieselbe Bildqualität wie das<br />

Vorgängermodell. Sie liefert Wärmebilder<br />

mit einer Auflösung von<br />

60 x 60 Pixeln. Die Bildqualität von<br />

FLIR i5 und FLIR i7 wurde verbessert.<br />

Die FLIR i5 besitzt nun eine<br />

Bildauflösung von 100 x 100 Pixeln.<br />

Im Vergleich zur bisherigen FLIR i5<br />

ist dies eine um 56 % bessere<br />

Bildqualität. Die Wärmebilder der<br />

FLIR i7 bieten eine Auflösung von<br />

140 x 140 Pixeln, somit eine um<br />

36 % bessere Auflösung. Bei einer<br />

höheren Pixelzahl kann man mehr<br />

Details erkennen und mehr thermische<br />

Anomalien entdecken. Jede<br />

Wärmebildkamera der FLIR i-Serie<br />

wird mit der Software FLIR Tools<br />

ausgeliefert und verfügt über eine<br />

austauschbare SD-Karte. Je nach<br />

Modell besitzen die Kameras Analysewerkzeuge<br />

wie Messpunkte,<br />

Bereiche und Isothermen.<br />

Kontakt:<br />

FLIR Systems GmbH,<br />

Tel. (069) 950090-0,<br />

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

www.flir.de<br />

Wartung und Instandhaltung<br />

von Energieanlagen<br />

7P Mobile<br />

Maintenance<br />

Energy: Mittels<br />

Handhelds,<br />

Smartphones<br />

oder Tablets<br />

wird die<br />

Papierflut<br />

reduziert und<br />

Doppelarbeit<br />

vermieden.<br />

Bild: © istockphoto<br />

– Bart Coenders<br />

Der Aufrechterhaltung der<br />

Strom-, <strong>Gas</strong>- und Wasserversorgung<br />

kommt besondere Bedeutung<br />

zu. Um sie zu gewährleisten, müssen<br />

Versorgungsunternehmen ihre<br />

Anlagen und Gebäude regelmäßig<br />

warten und <strong>ins</strong>tand setzen. Die<br />

SEVEN PRINCIPLES AG, eine international<br />

agierende Unternehmensberatung<br />

mit IT-Fokus bietet mit 7P<br />

Mobile Maintenance Energy jetzt<br />

eine Lösung an, die speziell auf die<br />

Anforderungen von Versorgern und<br />

<strong>Netz</strong>betreibern zugeschnitten ist.<br />

Mittels Handhelds, Smartphones<br />

oder Tablets können beispielsweise<br />

Inspektionen und Wartungen an<br />

Anlagen und Gebäuden vor Ort<br />

digital erfasst und dokumentiert<br />

sowie anfallende Nachfolgearbeiten<br />

festgelegt werden. Darüber hinaus<br />

ermöglicht die neue Lösung<br />

eine verbesserte E<strong>ins</strong>atzplanung<br />

von Mensch und Maschine.<br />

So umfasst das Leistungsspektrum<br />

von SEVEN PRINCIPLES die<br />

Bestandsaufnahme der Ausgangssituation,<br />

die Konzeption und Planung,<br />

die technische Umsetzung,<br />

zu der die Auswahl und Einrichtung<br />

der geeigneten Endgeräte gehört,<br />

und schließlich die Wartung und<br />

Pflege des kompletten Systems. Die<br />

Systemplattform von SEVEN PRIN-<br />

CIPLES arbeitet mit allen mobilen<br />

Betriebssystemen zusammen und<br />

erlaubt dadurch die einfache Implementierung<br />

von kundenspezifischen<br />

Anforderungen. Die verwendeten<br />

Geräte sind in der Regel für<br />

den industriellen E<strong>ins</strong>atz ausgelegt<br />

und verfügen häufig über Zertifizierungen<br />

bezüglich Fallschutz, Staub<br />

und Wasser bis hin zum Explosionsschutz.<br />

Eine Nutzung mit Handschuhen<br />

ist bei den meisten Endgeräten<br />

problemlos möglich.<br />

Weitere Informationen:<br />

www.7p-group.com<br />

März 2012<br />

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

Technik Aktuell<br />

Wirkungssteigerung von <strong>Biogas</strong>-Anlagen<br />

mit neuer Abwärme-Technik<br />

ORC energy präsentiert die<br />

neuen CRC-Kleinkraftwerke.<br />

Besonders geeignet für kleine und<br />

mittelgroße <strong>Biogas</strong>anlagen ab einer<br />

Leistung von ca. 280 kW elektrischer<br />

Leistung, lässt sich mit ihrer Hilfe ein<br />

Teil der bislang ungenutzten Abgaswärme,<br />

die bei vielen <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

immer noch einfach in die Luft<br />

gepustet wird, ebenfalls in elektrischen<br />

Strom umwandeln. Die CRC-<br />

Technik kann sowohl bei bestehenden<br />

Anlagen nachgerüstet werden<br />

als auch bei neuen Anlagen von<br />

Beginn an integriert werden. Angeboten<br />

werden aktuell zwei Varianten<br />

mit einer Nennleistung von 20<br />

kW bzw. 30 kW. Hergestellt werden<br />

die CRC-Kleinkraftwerke von Voith<br />

Turbo in Heidenheim, einem führenden<br />

Spezialisten für Antriebstechnik.<br />

ORC energy bietet sie als<br />

zertifizierter Vertriebs- und Servicepartner<br />

von Voith Turbo schlüsselfertig<br />

an.<br />

CRC steht für „Clausius-Rankine-<br />

Cycle“ und basiert auf der Erzeugung<br />

von überhitztem Wasserdampf<br />

in einem Kreisprozess zur<br />

Umwandlung von Wärme in mechanische<br />

Arbeit, beziehungsweise<br />

elektrischen Strom. Dies erfolgt hier<br />

in einem Hubkolbenexpander mit<br />

angeschlossenem Generator. Der<br />

entspannte Dampf wird anschließend<br />

kondensiert und über eine<br />

Speisepumpe wieder dem Verdampfer<br />

zugeführt.<br />

Somit wird Betreibern von <strong>Biogas</strong>anlagen<br />

die Möglichkeit geboten,<br />

zumindest einen Teil der bisher<br />

ungenutzten Abgaswärme in elektrischen<br />

Strom zu wandeln, der dann<br />

zusätzlich <strong>ins</strong> <strong>Netz</strong> eingespeist und<br />

im Rahmen des EEG vergütet wird.<br />

Alternativ ist eine Eigenstromproduktion<br />

verbunden mit einer Förderung<br />

nach dem KWK-Gesetz möglich.<br />

Die mögliche Stromerzeugung<br />

aus Abwärme ist beträchtlich: Der<br />

Abgasstrom aus der <strong>Biogas</strong>anlage<br />

hat in der Regel eine Temperatur<br />

von mehr als 450 Grad Celsius. CRC-<br />

Kleinkraftwerke nutzen diese Wärmeenergie<br />

mittels eines Wasserdampfprozesses<br />

in einem geschlossenen<br />

Kreislauf, der mit einem<br />

Hubkolbenexpander arbeitet. Die<br />

Nutzung der Abgaswärme steigert<br />

die Energie-Effizienz von Blockheiz-<br />

kraftwerken und ermöglicht damit<br />

einen deutlich ökonomischeren und<br />

ökologischeren Betrieb. ORC energy<br />

liefert die Anlagen als schlüsselfertiges<br />

Komplettsystem mit Wärmetauscher,<br />

Kondensator, Leittechnik,<br />

Container und Anschluss an die vorhandene<br />

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

Kontakt:<br />

ORC energy GmbH, Dr. Bodo Fink, Tel. (0221) 510 84 68-10,<br />

E-Mail: presse@orcenergy.de, www.orcenergy.de<br />

Wärmetauscher für Prozessgase<br />

Spezialist für individuelle Lösungen<br />

Anwendungsoptimierte Auslegung<br />

Hochdrucklösungen für <strong>Erdgas</strong>vorwärmer<br />

3 x 3 Vorteile<br />

K3V-Energiewirtschaft „by rent“<br />

Die B.I.K. Anlagentechnik GmbH<br />

bietet mit K3V-Energiewirtschaft<br />

„by rent“ die Möglichkeit,<br />

ohne Investitionskosten die Leistungsfähigkeit<br />

von K3V zu nutzen.<br />

Während der Mietphase können<br />

sich alle Beteiligten mit dem System<br />

vertraut machen. Damit wird den<br />

Kunden eine risikolose Systemeinführung<br />

ermöglicht. Lange Entscheidungsprozesse<br />

zur Genehmigung<br />

größerer Investitionssummen<br />

bleiben außen vor, da die monatliche<br />

Miete lediglich 2,25 % des<br />

Kaufpreises beträgt. Eine Kündigung<br />

kann jeder Zeit mit einer<br />

sechswöchigen Frist zum Monatsende<br />

ausgesprochen werden. Sollte<br />

während der Mietzeit der Wunsch<br />

bestehen das System zu kaufen,<br />

rechnet B.I.K, gestaffelt nach der<br />

Mietzeit, die geleisteten Mietzahlungen<br />

an.<br />

Kontakt:<br />

B.I.K. Anlagentechnik GmbH,<br />

Tel. (02601) 9203-0,<br />

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

www.bik-anlagentechnik.de,<br />

www.k3v.de<br />

FriCon – das <strong>Gas</strong>kühlsystem<br />

Optimierte Betriebskosten durch<br />

reduzierte Kälteleistung<br />

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Anschlussfertige Verrohrung und Service<br />

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91746 Weidenbach<br />

Tel.: +49 (0) 9826 / 6583 - 0<br />

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März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 205

Technik Aktuell<br />

Picolino – Notfackel für <strong>Biogas</strong>anlagen bis 550 kW el<br />

Nach dem EEG 2012 ist bis<br />

1.1.2014 die Nachrüstung einer<br />

Fackel für Bestands-<strong>Biogas</strong>anlagen<br />

gefordert. Für kostenbewusste Be -<br />

treiber von <strong>Biogas</strong>anlagen gibt es<br />

jetzt ein neues E<strong>ins</strong>teigermodell.<br />

Die smarte Fackel kann direkt mit<br />

dem Behälterdruck von nur 2 bis<br />

5 mbar betrieben werden und<br />

benötigt deshalb in der Regel kein<br />

zusätzliches Gebläse. Gestartet wird<br />

sie manuell, oder durch ein Signal<br />

aus der übergeordneten Steuerung<br />

der <strong>Biogas</strong>anlage, oder optional<br />

abhängig vom Füllstand des<br />

<strong>Gas</strong>speichers. Es gibt sie in vier Größen<br />

für Volumenströme von 50 bis<br />

275 Nm 3 /h <strong>Biogas</strong>.<br />

Kontakt:<br />

HAASE Energietechnik AG & Co. KG,<br />

Benn Boehme, Tel. (04321) 878-0,<br />

E-Mail: benn.boehme@haase.de,<br />

www.haase-energietechnik.de<br />

REGELWERK<br />

Regelwerk <strong>Gas</strong><br />

DVGW-Arbeitsblatt G 260 „<strong>Gas</strong>beschaffenheit“ überarbeitet<br />

Eines der grundlegenden Arbeitsblätter<br />

des DVGW-Regelwerks<br />

<strong>Gas</strong>, das DVGW-Arbeitsblatt G 260<br />

„<strong>Gas</strong>beschaffenheit“, ist vom Technischen<br />

Komitee „<strong>Gas</strong>förmige Brennstoffe“<br />

überarbeitet worden und<br />

liegt nun als Entwurf vor.<br />

Die Überarbeitung erfolgte zum<br />

Einen unter Anwendung der Festlegungen,<br />

die in der Neufassung des<br />

Arbeitsblattes G 262 vereinbart<br />

wurden, um so Vorwürfen der<br />

Ungleichbehandlung von <strong>Erdgas</strong><br />

und <strong>Biogas</strong> vorzubeugen, zum<br />

Anderen unter Anpassung an<br />

Gepflogenheiten des grenzüberschreitenden<br />

<strong>Gas</strong>transports. Insbesondere<br />

werden folgende Änderungen<br />

gegenüber der Fassung von<br />

2008 vorgeschlagen:<br />

""<br />

Der maximale Richtwert für<br />

Gesamtschwefel e<strong>ins</strong>chließlich<br />

Odorierung beträgt 8 mg/m³.<br />

Dabei ist zu berücksichtigen,<br />

dass die in Europa transportierten<br />

<strong>Erdgas</strong>e praktisch schwefelfrei<br />

sind. Dabei regeln entsprechende<br />

Fußnoten zulässige und<br />

notwendige Ausnahmen von<br />

dieser Anforderung (s. S. 17,<br />

Tabelle 3 mit Fußnoten sowie<br />

Anhang A.5). Die Anforderung 8<br />

mg/m³ entspricht im Übrigen<br />

der gesetzlichen Anforderung<br />

an <strong>Erdgas</strong> als Kraftstoff, die nach<br />

10. BImSchV und DIN 51624 10<br />

mg/kg beträgt.<br />

""<br />

Anstelle des Wassertaupunktes<br />

wird nunmehr ein numerischer<br />

Wassergehalt vorgegeben, wobei<br />

zwischen Hochdruck-Transportsystemen<br />

und Verteilernetzen<br />

unterschieden wird.<br />

""<br />

Der zulässige Sauerstoffgehalt<br />

bei E<strong>ins</strong>peisung in Untertagespeicher<br />

ist auf 0,001 Mol-%<br />

begrenzt.<br />

""<br />

Der Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt<br />

wurde präziser<br />

definiert.<br />

""<br />

Die <strong>Gas</strong>e der ersten <strong>Gas</strong>familie<br />

werden seit 1995 in der öffentlichen<br />

<strong>Gas</strong>versorgung in Deutschland<br />

nicht mehr verteilt. Daher<br />

werden sie in diesem Arbeitsblatt<br />

nicht mehr spezifiziert.<br />

""<br />

Erläuterungen zur E<strong>ins</strong>peisung<br />

von Wasserstoff in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

fassen den derzeitigen Stand des<br />

Wissens zusammen. Es besteht<br />

allerdings in einigen Punkten weiterer<br />

Forschungsbedarf.<br />

""<br />

Die Ausführungen zum Wobbe-<br />

Index wurden erheblich überarbeitet<br />

und vereinfacht.<br />

""<br />

Insgesamt wir dabei energetischen<br />

Angaben in Anpassung an<br />

europäische und internationale<br />

Gepflogenheiten der Angabe in<br />

MJ/m³ der Vorzug gegeben.<br />

Allerdings wird die bislang in<br />

Deutschland bevorzugte Angabe<br />

in kWh/m³ auch weiterhin aufgeführt.<br />

""<br />

Die Aussagen zur möglichen<br />

Zumischung von Flüssiggas-<br />

Luft-Gemischen wurden eingeschränkt,<br />

da die vor 20 Jahren<br />

durchgeführten Untersuchungen<br />

nicht ohne weiteres auf die<br />

heutige <strong>Gas</strong>gerätegeneration<br />

übertragbar sind. Auch wird die<br />

Flüssiggas-Luft-Zumischung<br />

durch die große Anzahl von <strong>Erdgas</strong>fahrzeugen<br />

beschränkt, für<br />

die eine Mindestmethanzahl von<br />

70 gilt.<br />

Preis:<br />

€ 27,61 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und<br />

€ 36,82 für Nichtmitglieder.<br />

März 2012<br />

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

Regelwerk<br />

Arbeitsblatt G 619 „Berechnungsgrundlagen zur Dimensionierung der Leitungsanlage<br />

von Flüssiggas-Installationen“<br />

Dieses Arbeitsblatt wurde vom<br />

Projektkreis „Leitungsberechnung-TRF“<br />

im DVGW/DVFG Geme<strong>ins</strong>amen<br />

Technischen Komitee „Flüssiggas“<br />

erarbeitet.<br />

Das Verfahren zur Bemessung<br />

von Leitungsanlagen für Flüssiggas<br />

wird dem für <strong>Erdgas</strong>anlagen nach<br />

DVGW G 600 (TRGI 2008) angeglichen.<br />

Dies erleichtert dem Installateur<br />

die Arbeit mit beiden <strong>Gas</strong>arten.<br />

Dieses Arbeitsblatt über die<br />

Berechnungsgrundlagen von Flüssiggasanlagen<br />

ist auf der Basis des<br />

DVGW-Arbeitsblattes G 617 erarbeitet<br />

worden.<br />

Ergänzend zu der in der TRF<br />

beschriebenen Anwendung des<br />

Bemessungsverfahrens werden in<br />

diesem Arbeitsblatt die theoretischen<br />

Grundlagen zur Dimensionierung<br />

der Leitungsanlage von <strong>Gas</strong><strong>ins</strong>tallationen<br />

angegeben. Basierend<br />

auf diesen Grundlagen erfolgte die<br />

Erstellung der Tabellen und Diagramme<br />

des Bemessungsverfahrens<br />

der TRF. Des Weiteren können<br />

Die Tabellen und Diagramme der TRF wurden für Flüssiggas mit folgenden<br />

Werten berechnet:<br />

anhand der Vorgaben dieses<br />

Arbeitsblattes produktspezifische<br />

Dimensionierungstabellen bzw.<br />

-diagramme erstellt werden.<br />

Im Rahmen der Überarbeitung<br />

der TRF wurde das Bemessungsverfahren<br />

der Leitungsanlage von Flüssiggas-Installationen<br />

grundlegend<br />

überarbeitet. Das Bemessungsverfahren<br />

wurde an neue Nutzungsbedingungen<br />

angepasst und neue<br />

Bauteile und Materialien, wie z. B.<br />

<strong>Gas</strong>strömungswächter, Wellrohrleitungen<br />

oder Kunststoffrohre, in das<br />

Berechnungsverfahren integriert.<br />

Niederdruck<br />

Mitteldruck<br />

Betriebsheizwert H i, B kWh/m 3 25,26 40,7<br />

Ausgangsdruck Druckregler p d mbar 50 700<br />

zulässiger Druckverlust Dp zul Pa 500 7000<br />

Dichte r kg/m³ 1,96 3,16<br />

kinematische Viskosität n m³/s 4,1 · 10 –6 2,54 · 10 –6<br />

Ziel der Überarbeitung des Bemessungsverfahrens<br />

war es, ein anwenderfreundliches<br />

Berechnungsverfahren<br />

zur Verfügung zu stellen.<br />

Hierzu wurden ein Tabellenverfahren<br />

und ein Diagrammverfahren<br />

entwickelt, die eine einfache und<br />

schnelle Bemessung der Leitungsanlage<br />

ermöglichen.<br />

Dipl.-Ing. Peter Limbach<br />

Preis:<br />

€ 20,59 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und<br />

€ 27,45 für Nichtmitglieder.<br />

DVGW-Information Nr. 18: Prozessdatenaustausch zwischen Leitzentralen<br />

DVGW-Arbeitskreis „Prozessdatenaustausch/TASE.2“<br />

im Technischen<br />

Komitee „Dispatching“<br />

aktualisiert Leitfaden und Spezifikation<br />

zum Prozessdatenaustausch<br />

mit TASE.2<br />

Two“ und wird in der Normenreihe<br />

IEC 60870-6 spezifiziert. Es ist, bezogen<br />

auf das ISO-/OSI-Referenzmodell,<br />

ein Protokoll der Schicht 7, das<br />

als Schnittstelle zwischen Prozessleitsystemen<br />

einen Prozessdaten-<br />

Die neu erscheinende DVGW-Information<br />

Nr. 18 besteht aus zwei Teilen:<br />

Im Leitfaden zum Prozessdatenaustausch<br />

zwischen Disptachingzentralen<br />

(Teil 1) werden allgemeine<br />

Grundlagen zum Prozessdatenaustausch<br />

mittels TASE.2 und deren<br />

wichtigsten Merkmale und Funktionalitäten<br />

dargestellt. Besondere<br />

Berücksichtigung findet dabei das<br />

Extranet der <strong>Gas</strong>wirtschaft (ExtranetGAS)<br />

als die allgemein anerkannte<br />

Plattform für den Prozessdatenaustausch.<br />

TASE.2 steht für „Telecontrol<br />

Application Service Element<br />

TASE.2<br />

Datentransfer.<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 207

Regelwerk<br />

austausch entsprechend den heutigen<br />

Anforderungen ermöglicht.<br />

TASE.2 hat sich seit Ender der 1990er<br />

Jahre als der Standard in der <strong>Gas</strong>branche<br />

etabliert und weist einen<br />

immer größer werdenden Kreis von<br />

<strong>Netz</strong>werkpartnern auf. Typische<br />

Anwendungsbereiche in der <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

sind der Austausch von<br />

Prozessdaten aus der Fernwirkprozessen,<br />

Messdatenerfassung, Online<br />

Flow Control, Leitstellenkopplungen<br />

oder Kooperationen bezüglich<br />

<strong>Netz</strong>überwachungsaufgaben.<br />

Der zweite Teil der <strong>Gas</strong>-Information<br />

Nr. 18 beschreibt die<br />

genaue Spezifikation zur Implementierung<br />

des TASE.2 Protokolls<br />

anhand eines abstrakten und zu<br />

den IEC-Normen angepassten und<br />

eingeschränkten Objektdatenmodells.<br />

Hierbei sind Messwert-, Meldungs-<br />

und Zählerstandsobjekte<br />

die für den Datenaustausch zwischen<br />

Marktpartnern relevanten<br />

Prozessobjekte.<br />

Folgende organisatorische und<br />

technische Voraussetzungen für die<br />

Inbetriebnahme einer TASE.2 Kommunikation<br />

zwischen Marktpartnern<br />

sind erforderlich:<br />

""<br />

Anmeldung als Teilnehmer beim<br />

Extranet<strong>Gas</strong> Administrator<br />

(<strong>Netz</strong>werkpartner oder Dritter)<br />

""<br />

Zuweisung von IP-Adressbereichen<br />

für die Routerkopplung<br />

und die TASE.2 (Server/Client)<br />

durch den Extranet<strong>Gas</strong><br />

Administrator<br />

""<br />

Festlegung der <strong>Netz</strong>kopplungspunkte<br />

zum Extranet<strong>Gas</strong><br />

""<br />

Einrichtung der Übertragungswege,<br />

<strong>Netz</strong>kopplungspunkte<br />

und TASE.2 Server<br />

""<br />

Anbindung der Tase.2-Instanzen<br />

an das betriebseigene<br />

SCADA-System<br />

Ferner gibt die Spezifikation<br />

detaillierte Hinweise und Lösungen<br />

zu typischen Fehlern wie z. B. fehlende<br />

Reports, Verbindungsabbrüche<br />

oder <strong>Netz</strong>werk- und Protokollfehler.<br />

Die <strong>Gas</strong>-Information Nr. 18 „Prozessdatenaustausch<br />

zwischen Leitzentralen der<br />

<strong>Gas</strong>wirtschaft auf Basis von TASE.2“ ist zu<br />

beziehen durch:<br />

wvgw – Wirtschafts- und Verlagsgesellschaft<br />

<strong>Gas</strong> und Wasser mbH<br />

Josef-Wirmer-Straße 3<br />

53123 Bonn<br />

Verm.-Ass. Dipl.-Ing. Frank Dietzsch<br />

Regelwerk <strong>Gas</strong>/Wasser<br />

Neues DVGW-Merkblatt GW 128 „Einfache vermessungstechnische Arbeiten<br />

an Versorgungsnetzen; Schulungsplan“<br />

Die Anforderungen an die Vermessung<br />

und Dokumentation<br />

von Versorgungsnetzen haben in<br />

den letzten Jahren h<strong>ins</strong>ichtlich der<br />

Qualität deutlich zugenommen. Die<br />

sogenannte „Butterbrotskizze“ als<br />

Klassiker unter den Aufnahmeskizzen<br />

kann unter den heutigen Ge -<br />

sichtspunkten nicht weiter akzeptiert<br />

werden. So ist auch im neuen<br />

DVGW-Arbeitsblatt GW 120 im Kapitel<br />

4.2 „Vermessung“ festgelegt,<br />

dass für einfache vermessungstechnische<br />

Arbeiten mindestens nach<br />

GW 128 geschultes Personal einzusetzen<br />

ist, um sicherzustellen, dass<br />

bei der Vermessung und Dokumentation<br />

von Versorgungsleitungen<br />

und -anlagen mit der notwendigen<br />

Sorgfalt und Fachkompetenz gearbeitet<br />

wird. Denn spätestens bei der<br />

Auswertung der Daten in weiterführenden<br />

IT-Anwendungen machen<br />

sich schlechte Datenqualitäten<br />

schmerzlich bemerkbar und verursachen<br />

hohe Folgekosten. Seit 1998<br />

werden auf Grundlage der GW 128<br />

Qualifizierungsmaßnahmen durchgeführt.<br />

In der neuen Fassung der<br />

GW 128 sind die Erfahrungen aus<br />

den Schulungen in die neue GW<br />

128 eingeflossen. Darüber hinaus<br />

wurden die aus der Praxis oft geforderten<br />

Kriterien im Anwendungsbereich<br />

aufgenommen, die eine „einfache“<br />

Vermessung von einer „komplexen“<br />

Vermessung unterscheiden.<br />

Die beim DVGW durchgeführten<br />

Schulungen wurden bereits auf die<br />

neue GW 128 abgestimmt.<br />

Preis:<br />

€ 15,97 + MwSt. und Versandkosten<br />

für DVGW-Mitglieder und<br />

€ 21,29 für Nichtmitglieder.<br />

März 2012<br />

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

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gAs business<br />

This new magazine for smart gas technologies, infrastructure<br />

and utilisation features technical reports<br />

on the European natural gas industry as well as results<br />

of research programmes and innovative technologies.<br />

Find out more about markets, enterprises, associations<br />

and products of device manufacturers.<br />

Each edition is completed by interviews with major<br />

company leaders and interesting portraits of key<br />

players in the European business.<br />

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<strong>Gas</strong> applications<br />

<strong>Gas</strong> quality issues<br />

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

Grid infrastructure<br />

Pipeline construction<br />

Corrosion protection<br />

Measurement<br />

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Smart metering<br />

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gas for energy is published by Oldenbourg Industrieverlag GmbH, Rosenheimer Str. 145, 81671 Munich, Germany<br />

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Yes, please send me one issue of the trade journal gas for energy as<br />

a trial copy free of charge.<br />

If I do not wish to subscribe, I will give notice within 14 days upon<br />

receipt of the free copy at the latest. Otherwise I am prepared to<br />

read the magazine regularly for at least one year (3 issues)<br />

as an e-paper magazine (PDF) at the price of € 140.00<br />

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plus shipping (€ 9.00 within Germany / € 10.50 outside<br />

of Germany)<br />

Subscribers to the periodical <strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong> | <strong>Erdgas</strong> benefit from a<br />

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Phone<br />

No.<br />

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postfach 91 61<br />

97091 würzburg<br />

germAnY<br />

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written notification sent to Readers’ Service gas for energy, Franz-Horn-Str. 2, 97082 Wurzburg, Germany.<br />

After the first period the agreement can be terminated in writing with 2 months notice to the end of each year.<br />

E-Mail<br />

Company’s / <strong>ins</strong>titution’s line of business<br />

✘<br />

Date, signature<br />

PAGWFG0312<br />

Your personal data will be recorded and stored to permit processing of your request, and for communication purposes. Your signature indicates your agreement that this data also be used for commercial<br />

purposes by mail, telephone, fax or e-mail. Such agreement can be revoked in writing at any time.

Termine<br />

""<br />

BIOGAS-Intensiv Qualifizierungskurs<br />

12.–16.3.3.2012, Kirchberg/Jagst<br />

http://ibbk.fachgruppe-biogas.de/index.php?id=32&L=0&eventId=84<br />

""<br />

smart.grids.forum<br />

20.–21.3.2012, München<br />

TÜV Süd Akademie, Alexander Tizian, Tel. (089) 5791-1122, E-Mail: congress@tuev-sued.de<br />

""<br />

12. ICG Branchentreffen <strong>Gas</strong><br />

21.–22.3.2012, Berlin<br />

www.innovation-congress.de<br />

""<br />

Treffpunkt <strong>Netz</strong>e<br />

27.–28.3.2012, Berlin<br />

www.treffpunkt-netze.de<br />

""<br />

Ptc 7th Pipeline Technology Conference<br />

28.–30.3.2012, Hannover<br />

EITEP – Euro Institute for Information and Technology Transfer in Environmental Protection GmbH,<br />

Am Listholze 82, 30177 Hannover, www.eitep.de<br />

""<br />

<strong>Erdgas</strong>speicher für <strong>Gas</strong>versorgungsunternehmen<br />

24.–25.4.2012, Oldenburg<br />

Jadehochschule Wilhelmshaven Oldenburg, Tel. (0441) 361039 20, E-Mail: zfw@jade-hs.de, www.jade-hs.de/zfw/<br />

""<br />

Hannover Messe<br />

23.–24.4.2012, Hannover<br />

www.hannovermesse.de<br />

""<br />

Datenmanagement in der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

26.4.2012, München<br />

DVGW, Caroline Ohlmeyer, Tel. 0049 (0) 228/9188-734, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: ohlmeyer@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

""<br />

Wiesbadener Kunststoffrohrtage<br />

26.–27.4.2012, Wiesbaden<br />

www.tuev-sued.de/akademie<br />

""<br />

Unconventional <strong>Gas</strong> Market Scenarios<br />

21.–23.5.2012, Berlin<br />

IQPC, Frau Adam, www.iqpc.de<br />

""<br />

Smart meter – smart grid – smart energy 2.0<br />

30.–31.5.2012, Dortmund<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong>, www.<strong>gwf</strong>-smart-energy.de<br />

""<br />

Grabenlose Bauweisen<br />

20.-21.6.2012, Leipzig<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

""<br />

Planung und Berechnung von <strong>Gas</strong>druckregel- und -messanlagen<br />

20.–21.6.2012, Leipzig<br />

DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

" " BDEW Kongress 2012<br />

26.–28.6.2012, Berlin<br />

EW Medien und Kongress GmbH, Claudia Wiesert, Tel. (030) 2844 94-176, E-Mail: claudia.wiesert@ew-online.de,<br />

www.ew-online.de<br />

März 2012<br />

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

WELTEC BIOPOWER GmbH<br />

Firmenporträt<br />

WELTEC BIOPOWER GmbH<br />

Firmenname/Ort: WELTEC BIOPOWER GmbH<br />

Zum Langenberg 2, 49377 Vechta<br />

Geschäftsführung: Jens Albartus<br />

Geschichte:<br />

2001: Gründung der WELTEC BIOPOWER GmbH durch die<br />

Muttergesellschaften Stallkamp und WEDA<br />

2003: Der erste Schritt zur Internationalisierung:<br />

Lieferung der ersten <strong>Biogas</strong>anlage nach Schweden<br />

2005: Lieferung der ersten Anlage in die USA<br />

2006: WELTEC verrichtet Pionierarbeit in verschiedenen<br />

Ländern: Großbritannien, Zypern, Japan<br />

2007: WELTEC BIOPOWER gründet die Tochtergesellschaften<br />

AMBICO (USA) und WELTEC BIOPOWER ME s.r.o.<br />

(Tschechische Republik)<br />

2008: WELTEC BIOPOWER ist inzwischen in über 30 Ländern<br />

auf der ganzen Welt vertreten<br />

2008: WELTEC BIOPOWER erhält die Baugenehmigung<br />

der bisher größten <strong>Biogas</strong>anlage der Welt mit<br />

Direkte<strong>ins</strong>peisung in das <strong>Erdgas</strong>netz<br />

2008: Zertifizierung gemäß ISO 9001:2008 und<br />

ISO 14001:2004<br />

2010: Erste Anlage in China<br />

2011: Gründung der Tochterfirmen WELTEC Polska und<br />

WELTEC UK<br />

Bis heute Planung, Lieferung und Bau von mehr als<br />

300 <strong>Biogas</strong>anlagen in der ganzen Welt, wie zum Beispiel<br />

USA, Japan, Zypern, Tschechien, Großbritannien oder Spanien<br />

Konzern:<br />

nein<br />

Beteiligungsgruppen: Tochterfirmen: Ambico, WELTEC UK (Ltd), WELTEC Polska<br />

Kooperation(en): Kooperation mit NEXT Kraftwerke<br />

http://www.next-kraftwerke.de/<br />

Mitarbeiterzahl: 70<br />

Exportquote: 30 %<br />

Produktspektrum: Fullservice-Provider: Schlüsselfertiger Bau kompletter<br />

<strong>Biogas</strong>anlagen aus Edelstahl. Hierbei deckt WELTEC BIOPOWER<br />

die komplette Wertschöpfungskette ab: Herstellung, Planung,<br />

Entwicklung, Bau, Inbetriebnahme, Service (technisch und<br />

biologisch)<br />

Produktion:<br />

Fermentertechnik, Rührtechnik, Steuerungstechnik,<br />

Hygienisierungsanlagen, Lösungen zur Aufbereitung der<br />

Gärreste, Containerlösungen der Anlagenkomponenten<br />

Wettbewerbsvorteile: WELTEC BIOPOWER baut die <strong>Biogas</strong>anlagen aus Edelstahl.<br />

Die Vorteile liegen auf der Hand: Langlebigkeit, kurze Bauzeit,<br />

hervorragende Exportfähigkeit (Einhaltung von Qualitätsstandards),<br />

Flexibilität (individuelle Konzepte für jedes<br />

Anlagenkonzept), eigene biologische Abteilung: biologischer<br />

Service und Forschung, Service im technischen Bereich<br />

Zertifizierung: Qualitäts- und Umweltmanagement: WELTEC BIOPOWER<br />

GmbH ist zertifiziert nach ISO 9001:2008 und ISO 14001:2004<br />

DLG Fokus Test 11/10 „Abbauraute und <strong>Biogas</strong>ertrag“<br />

Servicemöglichkeiten: Biologischer Service: Eigenes Labor<br />

Professionelle biologische Betreuung<br />

24-Std.-Probenanalyse<br />

Substratanalysen<br />

Substrate<strong>ins</strong>atzoptimierung<br />

Untersuchung Gärrestepotenzial<br />

Gärversuche<br />

Spurenelementeanalyse<br />

Prozessdatenpflege<br />

BHKW-Service: Wartung, Instandhaltung, Reparaturen<br />

Online Trouble shooting<br />

Hohe Verfügbarkeit durch eigenes Ersatzteillager<br />

Eigene Reparaturwerkstatt<br />

Spezialisiert auf: MAN/MWM und weitere wie Jenbacher,<br />

Schnell usw.<br />

Motorenendoskopie, Abgasmessungen<br />

Kurze Revisionszeiten durch Mehrschichtplanung<br />

kurze Anfahrtswege durch Partner und Niederlassungen<br />

Anlagensteuerung:<br />

Online-Fernüberwachung<br />

Elektronische Reparaturen aller Art<br />

Softwarelösungen<br />

Vorbeugende Instandhaltung<br />

Wiederkehrende Prüfungen mit akkreditierter<br />

Dokumentierung<br />

Verbrauchsanalysenerstellung<br />

Anerkannte VDS-Energieanlagen<strong>ins</strong>pektion mittels<br />

Thermographie<br />

Mechanischer Service:<br />

Rührwerke<br />

Rohrleitungen<br />

Pumpen<br />

Schieber<br />

Dächer<br />

Druckprüfungen nach WHG<br />

Rohrleitungsreinigung mittels Kamera<br />

Repowering:<br />

Technische Anlagenoptimierung<br />

Biologische Anlagenoptimierung<br />

Wirtschaftlichkeitssteigerung<br />

Gärresteaufbereitung<br />

Fernwärmekonzepte<br />

Anlagenerweiterungen<br />

Internetadresse: www.weltec-biopower.de<br />

Ansprechpartner: Vertriebsleiter Hajo Schierhold<br />

März 2012<br />

<strong>gwf</strong>-gas <strong>Erdgas</strong> 211

ImPressum<br />

Das <strong>Gas</strong>- und Wasserfach<br />

<strong>gwf</strong> – <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong><br />

Die praxisorientierte technisch-wissenschaftliche Zeitschrift<br />

für <strong>Gas</strong>versorgung, <strong>Gas</strong>verwendung und <strong>Gas</strong>wirtschaft.<br />

Organschaften:<br />

Zeitschrift des DVGW Deutscher Verein des <strong>Gas</strong>- und Wasser faches e. V.,<br />

Technisch-wissenschaftlicher Verein,<br />

des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW),<br />

der Bundesvereinigung der Firmen im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach e. V.<br />

(figawa),<br />

des Fachverbandes Kathodischer Korrosionsschutz (FVKK),<br />

der Österreichischen Vereinigung für das <strong>Gas</strong>- und Wasserfach (ÖVGW),<br />

dem Fachverband der <strong>Gas</strong>- und Wärme versorgungsunternehmen,<br />

Österreich<br />

Herausgeber:<br />

Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI, Essen<br />

Prof. Dr.-Ing. Harro Bode, Ruhrverband, Essen<br />

Dipl.-Ing. Heiko Fastje, EWE <strong>Netz</strong> GmbH, Oldenburg<br />

Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe<br />

Dipl.-Wirtschaftsingeneur Gotthard Graß, figawa, Köln<br />

Dr.-Ing. Frieder Haakh, Zweckverband Landeswasserversorgung,<br />

Stuttgart (federführend Wasser/Abwasser)<br />

Prof. Dr. Winfried Hoch, EnBW Regional AG, Stuttgart<br />

Prof. Dr. Dipl.-Ing. Klaus Homann (federführend <strong>Gas</strong>/<strong>Erdgas</strong>),<br />

Thyssengas GmbH, Dortmund<br />

Dipl.-Ing. Jost Körte, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach<br />

Prof. Dr. Matthias Krause, Stadtwerke Halle, Halle<br />

Dipl.-Ing. Klaus Küsel, Heinrich Scheven Anlagen- und Leitungsbau<br />

GmbH, Erkrath<br />

Prof. Dr.-Ing. Hans Mehlhorn, Zweckverband Bodensee-<br />

Wasserversorgung, Stuttgart<br />

Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, TU Clausthal, Clausthal-Zellerfeld<br />

Prof. Dr.-Ing. Rainer Reimert, EBI, Karlsruhe<br />

Dr. Karl Roth, Stadtwerke Karlsruhe, Karlsruhe<br />

Dipl.-Ing. Hans Sailer, Wiener Wasserwerke, Wien<br />

Dipl.-Ing. Otto Schaaf, Stadtentwässerungsbetriebe Köln AöR<br />

Prof. Dr.-Ing. Lothar Scheuer, Aggerverband, Gummersbach<br />

Dr.-Ing. Walter Thielen, DVGW, Bonn<br />

Dr. Anke Tuschek, BDEW, Berlin<br />

Martin Weyand, BDEW, Berlin<br />

Schriftleiter:<br />

Dr.-Ing. Klaus Altfeld, E.ON Ruhrgas AG, Essen<br />

Dr.-Ing. Siegfried Bajohr, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts<br />

für Technologie (KIT), Karlsruhe<br />

Dr. rer. nat. Norbert Burger, figawa Bundesvereinigung der Firmen<br />

im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach, Köln<br />

Dr. rer. nat. Volker Busack, VNG Verbundnetz <strong>Gas</strong> AG, Leipzig<br />

Ing. Dipl. Kfm. (Mag. rer. soc. oec.) Hannes Fasching, Diehl <strong>Gas</strong> Metering<br />

GmbH, Ansbach<br />

Dr.-Ing. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-<br />

Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe<br />

Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann, DVGW Cert GmbH, Bonn<br />

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 />

Dipl.-Kfm. Dipl.-Volkswirt Dr. Gerrit Volk, Bundesnetzagentur, Bonn<br />

Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck, RWE Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz<br />

GmbH, Recklinghausen<br />

Dr. Achim Zajc, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach<br />

Redaktion:<br />

Chefredakteur:<br />

Volker Trenkle, Oldenbourg Industrieverlag GmbH,<br />

Rosen heimer Straße 145, D-81671 München,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-3 88, Fax (0 89) 4 50 51-3 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<br />

Spartenleiter: Stephan Schalm<br />

Anzeigenabteilung:<br />

Verantwortlich für den Anzeigenteil:<br />

Helga Pelzer, Vulkan-Verlag GmbH, Essen,<br />

Tel. (0201) 82002-35, e-mail: h.pelzer@vulkan-verlag.de<br />

Mediaberatung:<br />

Claudia Fuchs, im Verlag,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-277, Fax (0 89) 4 50 51-207,<br />

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

Anzeigenverwaltung:<br />

Eva Feil, im Verlag,<br />

Tel. (0 89) 4 50 51-316, Fax (0 89) 4 50 51-207,<br />

e-mail: feil@oiv.de.<br />

Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 61.<br />

Bezugsbedingungen:<br />

„<strong>gwf</strong> – <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong>“ erscheint monatlich einmal (Doppelausgaben<br />

Januar/Februar und Juli/August). Mit regelmäßiger Verlegerbeilage<br />

„R+S – Recht und Steuern im <strong>Gas</strong>- und Wasserfach“ (jeden 2. Monat).<br />

Jahres-Inhaltsverzeichnis im Dezemberheft.<br />

Jahresabonnementpreis:<br />

Inland: € 370,– (€ 340,– + € 30,– Versandspesen)<br />

Ausland: € 375,– (€ 340,– + € 35,– Versandspesen)<br />

Einzelheft: € 37,– + Versandspesen<br />

ePaper als PDF € 340,–, Einzelausgabe: € 37,–<br />

Heft und ePaper € 472,–<br />

(Versand Deutschland: € 37,–, Versand Ausland: € 37,–)<br />

Die Preise enthalten bei Lieferung in EU-Staaten die Mehrwertsteuer,<br />

für das übrige Ausland sind sie Nettopreise.<br />

Studentenpreis: 50 % Ermäßigung gegen Nachweis.<br />

Bestellungen über jede Buchhandlung oder direkt an den Verlag.<br />

Abonnements-Kündigung 8 Wochen zum Ende des Kalenderjahres.<br />

Abonnement/Einzelheftbestellungen:<br />

Leserservice <strong>gwf</strong> – <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong><br />

Postfach 91 61<br />

D-97091 Würzburg<br />

Tel. +49 (0) 931 / 4170-1615, Fax +49 (0) 931 / 4170-492<br />

e-mail: leserservice@oiv.de<br />

Die Zeitschrift und alle in ihr enthaltenen Beiträge und Abbildungen<br />

sind urheberrechtlich geschützt. Mit Ausnahme der gesetzlich<br />

zugelassenen Fälle ist eine Verwertung ohne Einwilligung des Verlages<br />

strafbar. Mit Namen gezeichnete Beiträge entsprechen nicht<br />

unbedingt der Meinung der Redaktion.<br />

Druck: Druckerei Chmielorz GmbH<br />

Ostring 13, 65205 Wiesbaden-Nordenstadt<br />

© 1858 Oldenbourg Industrieverlag GmbH, München<br />

Printed in Germany<br />

März 2012<br />

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

Inserentenverzeichnis<br />

Firma<br />

Seite<br />

Actemium Controlmatic GmbH, Berlin 118<br />

APROVIS Energy Systems GmbH, Weidenbach 205<br />

BIS E.M.S. GmbH, Cloppenburg 123<br />

CeH4 technologies GmbH, Celle 159<br />

Croatian <strong>Gas</strong> Association, Zagreb 143<br />

Das-IB GmbH, Kiel 133<br />

DVGW Cert GmbH, Bonn 121<br />

DVGW e.V., Bonn 125<br />

EITEP GmbH, Hannover 151<br />

Esders GmbH, Haselünne 119<br />

Euroforum Deutschland SE, Düsseldorf 131<br />

Fachverb. Kathodische Korrosionsschutz e.V., Esslingen<br />

Beilage<br />

figawa e.V., Köln 127<br />

Ing. Büro Fischer-Uhrig, Berlin 124<br />

HAUG Kompressoren AG, St. Gallen, Schweiz 115<br />

Innovations Kongress, Köln 137<br />

IQPC GmbH, Berlin 129<br />

Malmberg GmbH, Merseburg 179<br />

nPlan enginiering GmbH, Celle 157<br />

ProFair GmbH, Hilden 135<br />

rhenag AG, Köln 141<br />

RMG GmbH, Kassel<br />

Titelseite<br />

S.A.T. Kunstofftechnik GmbH, Gütersloh 203<br />

WINGAS GmbH & Co. KG, Kassel 117<br />

Einkaufsberater 197–202<br />

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

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

3-Monats-<strong>Vorschau</strong> 2012<br />

Ausgabe April 2012 Mai 2012 Juni 2012<br />

Anzeigenschluss:<br />

Erscheinungstermin:<br />

06.03.2012<br />

02.04.2012<br />

04.04.2012<br />

07.05.2012<br />

03.05.2012<br />

04.06.2012<br />

Themen-Schwerpunkt<br />

Rohrnetz/Rohrnetztechnologie/<br />

Korrosionsschutz<br />

Power to gas/Smart Metering/<br />

Smart Energy/Smart Grid<br />

<strong>Gas</strong>verwendungs- und <strong>Gas</strong>messtechnik(<br />

Messen · Steuern · Regeln<br />

Fachmessen/<br />

Fachtagungen/<br />

Veranstaltung<br />

(mit erhöhter Auflage und<br />

zusätzlicher Verbreitung)<br />

Esslingen am Neckar, 18.–19.04.2012<br />

Energy/Hannover Messe<br />

Hannover, 23.–27.04.2012<br />

15. Wiesbadener Kunststoffrohrtage<br />

Wiesbaden, 26.–27.04.2012<br />

Figawa-rbv-Jahrestagung<br />

Erfurt, 26.–28.04.2012<br />

Praxistag Korrosionsschutz<br />

Gelsenkirchen, 13.06.2012<br />

IFAT Entsorga 2012<br />

München, 07.–11.05.2012<br />

smart meter – smart grid –<br />

smart energy 2.0 – Essen, Mai 2012<br />

122. ÖGVW-Jahrestagung –<br />

Kongress und Fachmesse <strong>Gas</strong> Wasser<br />

Innsbruck (Österreich), 23.05.–24.05.2011<br />

Änderungen vorbehalten

WISSEN für die ZUKUNFT<br />

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

Erzeugung, Aufbereitung, E<strong>ins</strong>peisung<br />

Dieses Standardwerk behandelt sämtliche Aspekte rund um<br />

das Thema <strong>Biogas</strong> von der Erzeugung über die Aufbereitung<br />

bis zur E<strong>ins</strong>peisung.<br />

Der inhaltliche Schwerpunkt liegt auf der Betrachtung der gesamten<br />

verfahrenstechnischen Prozesskette. Grundlage der Erörterung sind<br />

die technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen in Deutschland.<br />

Ergänzend werden zukünftige Entwicklungen und Potenziale<br />

für <strong>Biogas</strong> diskutiert. Die Themenaufbereitung basiert auf aktuellen<br />

Forschungsergebnissen, Erfahrungsberichten sowie Best-Practice-<br />

Anwendungen und ist in ihrer Form bisher einzigartig.<br />

Das Buch richtet sich an alle Interessengruppen, die fachlich mit<br />

der <strong>Biogas</strong> e<strong>ins</strong>peisung befasst sind. Es trägt sowohl konkreten,<br />

praktischen Aspekten Rechnung und fungiert zugleich als E<strong>ins</strong>tiegswerk<br />

für die wissenschaftliche Bearbeitung.<br />

Aus dem Inhalt:<br />

∙ Politische, rechtliche und wirtschaftliche Rahmenbedingungen<br />

∙ Verfahrenstechnik der <strong>Biogas</strong>erzeugung<br />

∙ Technische und rechtliche Anforderungen an die <strong>Gas</strong>qualität<br />

∙ Verfahrenstechnik der <strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

∙ Anlagentechnik der <strong>Gas</strong>e<strong>ins</strong>peisung<br />

∙ Abrechnung und Messtechnik<br />

∙ Vermarktung<br />

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Hrsg.: S. Bajohr / F. Graf<br />

1. Auflage 2010, ca. 300 Seiten, Farbdruck,<br />

Hardcover, mit CD-ROM oder DVD<br />

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vollständigem E-Book<br />

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<strong>Biogas</strong>, 1. Auflage 2010<br />

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ISBN: 978-3-8356-3197-7<br />

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ISBN: 978-3-8356-3211-0<br />

Die bequeme und sichere Bezahlung per Bankabbuchung wird<br />

mit einer Gutschrift von € 3,- auf die erste Rechnung belohnt.<br />

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