gwf Gas/Erdgas Energiewende und Smart Gids (Vorschau)

11 / 2011
Jahrgang 152
gwfGas
Erdgas
oldenburger
gastage
Oldenbourg Industrieverlag München
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398
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Systemplanerische Grundlagen
der Gasversorgung
Das Fachbuch wendet sich an Fachleute, Studierende,
Hochschullehrer, Mitarbeiter von Behörden und „Quereinsteiger“,
die in der Praxis der Energie-, insbesondere der
Gasversorgung tätig und mit der Konzipierung, Planung und
dem Betrieb von Gasleitungen/Gasnetzen befasst sind.
Unter Beachtung der allgemeinen physikalischen, strömungstechnischen
und thermodynamischen Grundlagen werden
die Charakteristika der Systemelemente der Gasversorgung
beschrieben: Rohrleitungen, Verdichterstationen, Gasdruckregel-
und Messanlagen und Gasspeicher.
Das Werk ist bewusst nicht als „klassisches“ Lehrbuch
konzipiert, sondern behandelt problembezogen, jeweils in sich
geschlossen Schwerpunktthemen, die für die Konzipierung von
Gasversorgungssystemen von Bedeutung sind. Hierbei wird der
Stand der Technik erfasst, so dass das Buch eine belastbare
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Standpunkt
Energiewende und Smart Grids
Liebe Leserinnen und Leser,
die Ereignisse der vergangenen Monate
haben gezeigt, wie international das
Thema „Energieversorgung“ ist – und wie
schnell sich das Blatt im Energiesektor wenden
kann: Der Nuklearkatastrophe von Fukushima
im März 2011 folgte in Deutschland
eine vielschichtige öffentliche Diskussion, an
deren Ende schließlich der Atomausstieg und
eine damit einhergehende Energiewende
steht. Wie die Karten künftig verteilt werden
und welche Rollen sowohl Erd- als auch Biogas
nach dem bevorstehenden Wandel spielen
werden, ist eines der Kernthemen der
diesjährigen oldenburger gastage.
Vom 29. November bis zum 1. Dezember
2011 werden im niedersächsischen Oldenburg
erneut rund 1000 Kongress- und Messebesucher
aus ganz Europa die aktuelle Situation
sowie anstehende Veränderungen für die
Teilnehmer des europäischen Gasmarktes
erörtern, hinterfragen und reflektieren.
Gemeinsam mit unserem Veranstaltungspartner,
dem Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW), haben wir eine vielseitige,
mehr als 1500 Quadratmeter umfassende
Fachmesse sowie ein spannendes Kongressprogramm
zusammengestellt, das zu
intensiven Diskussionen anregen wird.
Neben der Energiewende stehen dabei
auch die Themen Smart Grid Gas und Smart
Metering Gas auf der Agenda. Denn wirklich
„intelligent“ werden die Energiesysteme und
Netze der Zukunft nur sein, wenn es bereits
die Gespräche der Gegenwart sind. Daher bieten
die oldenburger gastage erneut ein Forum
für den Dialog zwischen renommierten Experten
und Insidern der Gasbranche. Sie werden
ihre Visionen aufzeigen und dabei auch Problematiken
auf dem Weg zum Smart Grid
benennen. Zudem werden sie natürlich konkrete,
praxisnahe Strategien skizzieren, wie
die intelligenten Netze künftig aussehen und
wie die Marktteilnehmer die damit einhergehenden
Herausforderungen vor allem im IT-
Bereich bewältigen können. Diese Verknüpfung
von Theorie und Praxis ist seit jeher eine
Stärke der oldenburger gastage, die wir in
enger Zusammenarbeit mit dem BDEW nun
noch weiter ausbauen konnten.
Wie in den Vorjahren freuen wir uns, auch
2011 ein Partnerland begrüßen zu dürfen:
Großbritannien. Das Vereinigte Königreich
verfügt im Vergleich zu Deutschland in
Sachen Gasmarktregulierung sowie Smart
Metering über eine deutlich bewegtere Historie.
Denn die eigentumsrechtliche Entflechtung
der Gasversorgung und die Privatisierung
der Energiewirtschaft beschäftigt die
Branche des größten Inselstaates Europas
bereits seit vielen Jahren. Darüber hinaus setzen
sich die dortigen Unternehmen aufgrund
der schwindenden heimischen Erdgasvorräte
mit dem Wandel Großbritanniens vom Selbstversorger
zum Importeur auseinander.
Freuen Sie sich also mit uns auf wegweisende
Diskussionen, auf den intensiven Austausch
von Erfahrungen sowie auf die Möglichkeit,
alte Kontakte zu pflegen und neue zu
knüpfen – freuen Sie sich auf die oldenburger
gastage 2011!
Ihr Dr. Peter Rügge
Veranstalter oldenburger gastage
November 2011
gwf-Gas Erdgas 741

INhalt
Schnittstellen von Strom- und Gasnetz sowie Lage von
Erdgasspeichern. Ab Seite 770
Neubau einer Erdgasverdichteranlage. Ab Seite 786
BioErdgas-Anlage Rathenow. Ab Seite 790
Videoüberwachung als Gesamtkonzept. Sensible bzw. wertvolle Anlagen oder
Maschinen an dezentralen Stellen müssen geschützt werden. Ab Seite 794
Fachberichte
Erdgasspeicher
Energiespeicherkonzepte
770 G. Müller-Syring, M. Henel, H. Krause,
H. Rasmusson, H. Mlaker, W. Köppel, Th. Höcher,
M. Sterner und T. Trost
Power-to-Gas – Entwicklung von
Anlagenkonzepten im Rahmen der
DVGW-Innovationsoffensive
Power-to-Gas – storage concepts for renewable
energy
Gasversorgung
778 H. Leövey, W. Römisch, I. Wegner-Specht und
A. Steinkamp
Modellierung der Gasabnahme als
Funktion der Temperatur: Optimierung
der Temperaturgewichte
Modelling gas consumption as a function of
temperature: optimal temperature weights
786 J. Steinhausen
Verdichtermix: Turbo- und Kolbenverdichter
in Erdgasspeichern
Compressor mix: centrifugal and reciprocating
compressors at underground gas storages
Informationstechnologie
790 H. Cull
Minimale Ausgleichsenergiekosten
durch optimiertes Prognose-
Management
Minimum energy balance costs thanks to
accurate forecasting
794 M. Brieler und N. Crocoll
Videoüberwachung als
Gesamtkonzept
Video surveillance as overall concept
November 2011
742 gwf-Gas Erdgas

Inhalt
Sonderteil
oldenburger gastage
760 Programmüberblick
762 Produktstrecke zur Ausstellung
Nachrichten
Märkte und Unternehmen
744 Bioerdgas aus dem
Industriepark Höchst
745 E.ON gas Storage und RAG
eröffnen erste Ausbaustufe des
Energiespeichers 7Fields
746 E.ON Ruhrgas nutzt als erster
Marktteilnehmer neues
Biogasregister
746 „MONA“ analysiert
Biomethan-Anlagen
746 Haase Energietechnik mit
technischer Betriebsführung der
Biomethananlage Aicha
beauftragt
748 Advanced Process Control
unterstützt IT-Experten
748 LLH und Schmack Biogas planen
Kooperation
750 Nord Stream AG legt
Umweltmonitoring-Bericht vor
750 VNG-Speicherprodukt am Markt
erfolgreich
751 Ökobit erhält dritten Großauftrag
von HSE
751 Jena verkauft Anteile an Thüga
754 Polarstern geht Energiewende an
754 Schnelles Internet mit OPAL
755 RWE und Gazprom setzen
Verhandlungen fort
755 Wintershall startet Erdgas-Produktion
in britischer Nordsee
Personen
756 Möllenhoff wird Geschäftsführer
bei Remeha
756 Botzenhardt folgt Kaufmann
bei Thyssengas
756 Willmes übernimmt
Sprecherfunktion bei IEU
757 Neue Kundendienstorganisation
bei BDR-Thermea
Veranstaltungen
758 „smart energy“ bleibt
Zukunftsthema auf der E-world
758 Zukunftsmarkt Mikro-KWK
758 Informationstag
Nachhaltigkeitsmanagement
Im Profil
798 Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft e.V. (BDEW)
Aus der Praxis
802 „Optical Gas Imaging“ für die
Detektion von Gaslecks
804 KVV nutzt K3V-Energiewirtschaft
806 Streicher verlegt NEL
807 Hartmann Valves testet neue
Kugelhahnarmatur
Technik Aktuell
809 Luft/Wasser-Gas-Wärmepumpe
von Buderus
810 Wärmebildkameras
Wi-Fi-kompatibel
810 Rehau bei www.ausschreiben.de
811 Smart Metering braucht
reibungslose Datenintegration
812 Regelwerk
Rubriken
741 Standpunkt
813 Termine
814 Impressum
Dieses Heft enthält folgende Beilagen:
E-world energy & water GmbH, Essen
Oldenbourg Industrieverlag GmbH, München
ENERGYDATAHUB
energiewirtschaftliche Dienstleistungen
in der Cloud
Kommunikation
EDIFACT / EDIG@S
BDEW / DVGW
TASE.2 Prozessdaten
individuelle Formate
Datenbereitstellung
(Preise, Mengen, ...)
Business Process Management
INVOIC-Verarbeitung
Lieferantenwechsel
Gasbeschaffenheitsrekonstruktion
Vorteile des EnergyDataHub
keine Investitionen in Hard-,
Software, Personal
feste, kalkulierbare Kosten
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Nachrichten
Märkte und Unternehmen
Bioerdgas aus dem Industriepark Höchst
Im Industriepark Höchst wird jetzt
umweltfreundliches Bioerdgas er -
zeugt. Gemeinsam haben Mark
Weinmeister, Staatssekretär im hessischen
Umweltministerium, die
Frankfurter Oberbürgermeisterin
Petra Roth sowie Infraserv-
Geschäftsführer Dr. Roland Mohr,
Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender
der Mainova AG
und die Geschäftsführer der Infranova
Bioerdgas GmbH, Sabine Kuhlus
und Dr. Heinrich Lienkamp, die
neue Bioerdgas-Aufbereitungsanlage
im Industriepark Höchst in
Betrieb genommen. Der Bau der
neuen Anlage ist ein Gemeinschaftsprojekt
des Energieversorgers
Mainova AG und der Industriepark-Betreibergesellschaft
Infraserv
Höchst, die für diesen Zweck
gemeinsam die Infranova Bioerdgas
GmbH gegründet haben.
Das Biogas, das in der neuen
Aufbereitungsanlage auf Erdgasqualität
aufbereitet wird, stammt
aus der nahegelegenen Biogasanlage,
die Infraserv Höchst bereits
2007 in Betrieb genommen hatte.
Nahmen gemeinsam die neue Bioerdgas-Aufbereitungsanlage offiziell in Betrieb (von links):
Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstands vorsitzender der Mainova AG, Mark Weinmeister,
Staatssekretär im hessischen Umweltministerium, Oberbürgermeisterin Petra Roth,
Infraserv-Geschäftsführer Dr. Roland Mohr, sowie Sabine Kuhlus und Dr. Heinrich Lienkamp,
Geschäftsführer der Infranova Bioerdgas GmbH. © Infraserv GmbH & Co. Höchst KG, 2011
Hier werden ein Teil der am Standort
anfallenden Klärschlämme zu -
sammen mit organischen Abfällen
wie Fermentationsrückständen,
überlagerten Lebensmitteln oder
anderen vergärfähigen Abfällen, in
Biogas umgewandelt. Diese Anlage,
für die eigens ein Verfahren entwickelt
wurde, um industrielle Klärschlämme
mit Co-Substraten zu
verarbeiten, ist eine der größten
ihrer Art in Deutschland. Anders als
bei vielen anderen Biogas-Anlagen
werden im Industriepark Höchst
keine landwirtschaftlichen Nahrungsmittel
eingesetzt.
Bislang wurde das Biogas in
nachgeschalteten Blockheizkraftwerken
zur Erzeugung von Strom
und Dampf für die produzierenden
Unternehmen im Industriepark eingesetzt.
Deutlich effizienter ist allerdings
die Aufbereitung auf Erdgasqualität
und die Einspeisung in das
öffentliche Versorgungsnetz.
Als Betreiber der neuen Anlage
hat Infranova insgesamt fünf Millionen
Euro in das Vorhaben investiert.
In der Anlage werden dem Biogas
zunächst alle unerwünschten Be -
gleitstoffe entzogen. Im Anschluss
wird das entstandene Rohbiogas
auf Netzdruck verdichtet. Der
Brennwert wird durch die Beigabe
von Flüssiggas erreicht, und nach
der Odorierung wird das Bioerdgas
in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist.
Die Anlage der Infranova
zeichnet sich besonders durch zwei
hochmoderne Komponenten aus:
Zum einen kommt die Aminwäsche
zum Einsatz, um das Rohbiogas auf
Erdgasqualität zu bringen. Die
zweite Komponente, die die Anlage
in Höchst auszeichnet, ist der
besonders geringe Methanschlupf.
Dieses unkontrollierte Entweichen
von Methan wurde durch die hohe
Trennfähigkeit des Aminwäscheverfahrens
auf das technisch mögliche
Minimum reduziert.
Die neue Anlage wird pro Jahr
bis zu 80 Mio. kWh Bioerdgas produzieren,
was dem Verbrauch von
etwa 4000 Haushalten entspricht.
Der Ersatz von konventionellem
Erdgas durch klimafreundlich
gewonnenes Bioerdgas aus dem
Industriepark Höchst schont die
begrenzt verfügbare Ressource Erdgas,
damit werden die Kohlendioxid-Emissionen
jährlich um rund
16 000 t reduziert.
November 2011
744 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
Nachrichten
E.ON Gas Storage und RAG eröffnen erste
Ausbaustufe des Energiespeichers 7Fields
Nach zweijähriger Bauzeit wurde
die erste Ausbaustufe des europaweit
einzigartigen Gasspeicherverbunds
7Fields im österreichischen
Alpenvorland von E.ON Gas
Storage (EGS) und RAG (Rohöl-Aufsuchungs
Aktiengesellschaft) offiziell
eröffnet. Das Projekt hat ein
Investitionsvolumen von rund 300
Mio. € exklusive des benötigten Kissengases.
Mit einer Speicherkapazität von
1,2 Mrd. m 3 Arbeitsgas für die erste
Ausbaustufe entstand ein weiterer
Meilenstein für die europäische Versorgungssicherheit
mit Erdgas. Im
Endausbau wird 7Fields über 2,1 Mrd.
m 3 Speicherkapazität verfügen und
damit zu den größten Porenspeichern
Mitteleuropas zählen. Die Speicheranlage
wurde und wird nach den
international höchsten Umwelt- und
Sicherheitsstandards geplant, errichtet
und betrieben. Der Energiespeicher
7Fields ist ein Gemeinschaftsprojekt
der österreichischen RAG, die
sich für Planung, Errichtung und
Betrieb verantwortlich zeichnet, und
der deutschen EGS, die die Speicherkapazitäten
vermarktet.
In der ersten Umsetzungsphase
wurden drei Lagerstätten verbunden:
Nussdorf Nord, Nussdorf Süd
und Zagling. In weiteren Ausbaustufen
können je nach Bedarf bis
zu sieben Lagerstätten in Salzburg
und Oberösterreich zusammengeschlossen
werden. Der Speicher
7Fields ist über die Ferngasleitung
Austrian-Bavarian-Gasline (ABG)
bereits an das deutsche Marktgebiet
Net Connect Germany (NCG)
angeschlossen. In einem weiteren
Schritt wird die Anlage bis 2012 an
die Gasleitung Penta West angeschlossen.
Bis 2013 wird auch die
direkte Anbindung an die derzeitige
Regelzone Ost umgesetzt.
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haben Qualitäts- und Sicherheitsstandards
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werden daher ständig weiterentwickelt
und den neuen Umfeldbedingungen
in der Praxis angepasst.
Ob vollverschweißt oder geschraubt –
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die technischen Anforderungen der
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November 2011
gwf-Gas Erdgas 745

Nachrichten
Märkte und Unternehmen
E.ON Ruhrgas nutzt als erster Marktteilnehmer
neues Biogasregister
E
.ON Ruhrgas hat als erster Marktteilnehmer
Bio-Erdgas-Mengen
in das Biogasregister der Deutschen
Energie-Agentur (dena) eingebucht.
Das Biogasregister Deutschland ist
eine bundesweite internetbasierte
Handelsplattform und bietet einen
Standard zur Dokumentation der
unterschiedlichen Eigenschaften
von aufbereitetem Biogas im Erdgasnetz
(Bio-Erdgas). Das Register
erleichtert so die Vermarktung von
Bio-Erdgas. Die Bio-Erdgas-Mengen
wurden von der E.ON Bioerdgas
GmbH produziert. Von der dena
zugelassene Auditoren des TÜV
Rheinland haben die Produktion vor
Ort geprüft und Menge, Eigenschaftsprofil
und biogene Herkunft
zertifiziert. Das zertifizierte Bio-Erdgas
wird von E.ON Ruhrgas an die
erdgas mobil GmbH geliefert. Sämtliche
Fahrzeuge des VW Scirocco
R-Cup 2011 fahren mit diesem
Kraftstoff.
Die dena hat das Biogasregister
zusammen mit Partnern aus der
Wirtschaft, u. a. E.ON Bioerdgas
GmbH und TÜV Rheinland, aufgebaut.
Mit Hilfe des Registers können
Produzenten, Händler und Anwender
dokumentieren, welche Art von
Bio-Erdgas sie handeln oder verwenden,
wie viel ins Erdgasnetz
eingespeist und wie viel entnommen
wird. Das Biogasregister
ermöglicht, den Nachweis für biogene
Eigenschaften und umweltschonende
Produktion des im ganzen
Netzgebiet verteilten Bio-Erdgases
zu führen.
„MONA“ analysiert Biomethan-Anlagen
Unter dem Titel MONA – Monitoring
des Biomethanproduktionsprozesses
– untersucht ein Forschungsverbund
aus sechs Partnern
seit Mai dieses Jahres anhand von
Praxisanlagen unterschiedliche Biogasaufbereitungs-Verfahren.
In dem
Projekt unter Leitung des Fraunhofer-Instituts
für Windenergie und
Energiesystemtechnik (IWES) werden
10 bestehende Anlagen in
Deutschland, die Biogas zur Einspeisung
in das Erdgasnetz oder zur
Nutzung als Treibstoff aufbereiten,
analysiert. Die Forscher betrachten
verschiedene Parameter aus den
Bereichen Umweltauswirkungen,
Wirtschaftlichkeit, Betrieb und Technik.
Ziel ist es, wissenschaftlich
beleg- und belastbare Daten zu
erhalten. Das Projekt wird vom Bundesministerium
für Ernährung,
Landwirtschaft und Verbraucherschutz
über die Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe e.V. (FNR)
gefördert.
Zurzeit befinden sich in Deutschland
etwa 60 Biogasanlagen mit
einer Biogasaufbereitung in Betrieb,
rund 70 weitere Anlagen sind in Bau
oder Planung. Um die Ziele der Bundesregierung
– angestrebt wird
eine jährliche Einspeisemenge von
6 Mrd. m³ Biomethan in 2020 – zu
erreichen, müssten in den nächsten
10 Jahren 1000–2000 Biogaseinspeiseanlagen
neu gebaut oder bestehende
Biogasanlagen mit Vor-Ort-
Verstromung umgerüstet werden.
Aufgrund der hohen Klimawirksamkeit
von Methan sehen die relevanten
Gesetze und Verordnungen
Grenzwerte für die Methanemissionen
aus Biogasaufbereitungsanlagen
vor, welche in den letzten Jahren
sukzessiv verschärft wurden.
Die Ergebnisse des Projektes können
hier Lösungsansätze aufzeigen,
beispielsweise, wie eine energetische
und wirtschaftliche Optimierung
der Biogasaufbereitung bei
gleichzeitiger Reduzierung der
Methanemissionen möglich ist.
HAASE Energietechnik mit technischer Betriebsführung
der Biomethananlage Aicha beauftragt
Mit der technischen Betriebsführung
der Biomethananlage in
Aicha (bei Niedermünchshof, Niederbayern)
wurde die HAASE Energietechnik
AG & Co. KG beauftragt.
Der Vertrag läuft zunächst über fünf
Jahre. Die derzeit im Bau befindliche
Biomethananlage des Herstellers
Schmack wird voraussichtlich im
Februar/März 2012 in Betrieb gehen.
Die Anlage firmiert unter Bioerdgasanlage
Osterhofen-Aicha GmbH. Die
kaufmännische Geschäftsführung
wird von der Unternehmensberatung
HPO in Flensburg durchgeführt,
für die HAASE Energietechnik
derzeit eine komplette Biomethananlage
in Lehma errichtet.
November 2011
746 gwf-Gas Erdgas

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Nachrichten
Märkte und Unternehmen
Advanced Process Control unterstützt
IT-Experten bei der Wissensaneignung und
erhöht Sicherheitsniveau
Unternehmen in der Verfahrenstechnik
profitierten in der Vergangenheit
von den Erfahrungen
und der Qualifikation ihres Bedienund
Produktionspersonals und
ihrer Experten aus den Bereichen
IT, MSR- und Verfahrenstechnik.
Tatsache ist jedoch, dass Tausende
dieser Fachkräfte kurz vor ihrem
Ruhestand stehen und ein Mangel
an qualifizierten Nachwuchskräften
besteht. Besonders schwerwiegend
ist das Problem in der Öl-,
Gas- und Chemieindustrie. Laut
Angaben der Society of Petroleum
Engineers liegt das Durchschnittsalter
der Facharbeiter in der Mineralölindustrie
heute bei 51 Jahren.
Fast 60 % sind bereits 45 Jahre alt
oder älter. Diese Zahlen lassen darauf
schließen, dass in den kommenden
zehn Jahren etwa 40 Prozent
der Arbeitskräfte verloren
gehen.
Die wachsende Wissenslücke ruft
ernsthafte Sicherheitsbedenken hervor.
Der Bereich Advanced Process
Control (APC) ist in besonderem
Maße von der schwerwiegenden Wissenslücke
in der Öl-, Gas- und der
Chemieindustrie bedroht. In den vergangenen
20 Jahren wurden weltweit
nahezu 20 000 APC-Systeme
implementiert. Im Laufe der Zeit
haben sich Implementierungsstrategien
sowie „Profitricks und -kniffe“
entwickelt, doch die Pioniere gehen
ebenfalls bald in den Ruhestand.
Anspruchsvolle, aber dennoch
bedienerfreundliche Software-Programme
können eine entscheidende
Rolle bei der Unterstützung
von neuen Mitarbeitern spielen, die
sich die erforderlichen Kenntnisse
für die Arbeit an den alternden
Anlagen von ihren erfahrenen Kollegen
aneignen müssen. Diese Programme
bieten zudem nachhaltige
Best-Practice-Verfahren für diejenigen,
die bereits an solchen Betriebsanlagen
arbeiten oder dies beabsichtigen.
Die Anbieter von Softwaretechnologien
müssen dafür sorgen, dass
die Anwendungen intuitiv erlernbar
und anwendbar sowie auf die
Arbeitspraktiken in der Industrie
abgestimmt sind. Auf dieser Weise
stehen sie nicht nur den Experten
sondern einer breiten Anwenderschaft
innerhalb eines Unternehmens
zur Verfügung. Softwareprodukte,
die von Firmen wie Aspen-
Tech angeboten werden, können
Hunderte von betrieblichen Parametern
pro Sekunde überprüfen
und die Anlage sicher regeln. Die
Funktion des Bedieners entwickelt
sich zu der einer überwachenden
Person, die die fortschrittlichen
Anwendungen beaufsichtigt und
die allgemeine Richtung vorgibt.
Landesbetrieb Landwirtschaft Hessen (LLH)
und Schmack Biogas planen Kooperation bei
Biogaskompaktanlagen
Biogaskompaktanlagen im Leistungsbereich
bis zu 75 kW werden
Landwirten zukünftig eine lukrative
Möglichkeit bieten, in die Biogasproduktion
einzusteigen. Da das
kürzlich verabschiedete Erneuerbare
Energien Gesetz 2012 solche
Anlagen besonders fördert, kann
eine entsprechende Investition speziell
für kleinere Betriebe interessant
sein. Dieses Potenzial hat die
Firma Schmack bereits frühzeitig
erkannt und nun eine Zusammenarbeit
mit dem Landwirtschaftszentrum
vereinbart.
Ziel des gemeinsamen Projekts ist
es, durch Tests mit der von Schmack
entwickelten Kompaktanlage EUCOlino
weitere Praxiserfahrungen zu
sammeln und vorhandene Entwicklungspotenziale
zu nutzen.
Dazu wird auf dem Gelände des
LZE Eichhof ein EUCOlino mit einer
Leistung von 36 kWel. installiert und
unterschiedlichen Tests unterzogen.
Auch innovative Neuentwicklungen
wie die Hochleistungsbakterien
„METHANOS“, die eine deutliche
Verringerung des erforderlichen
Gärvolumens ermöglichen, werden
dabei zum Einsatz kommen. Das
LZE wird die Anlage betreiben und
stellt die notwendigen Rohstoffe
zur Verfügung.
November 2011
748 gwf-Gas Erdgas

Heute schon Know-how geshoppt?

Nachrichten
Märkte und Unternehmen
Nord Stream AG legt Umweltmonitoring-Bericht vor
Die Nord Stream AG begleitet
den Bau und Betrieb der Erdgasleitung
durch die Ostsee mit
einem umfassenden Umweltmonitoring-Programm
in allen Ländern,
durch deren Gewässer die Pipeline
verläuft. Die nationalen Monitoring-
Ergebnisse wurden heute in einem
Gesamtbericht für das Jahr 2010
veröffentlicht. Dafür wurden Daten
von mehr als 1000 Untersuchungsstationen
entlang des Trassenverlaufs
ausgewertet. Der Bericht zeigt,
dass der Bau des ersten Strangs der
Nord Stream-Pipeline keine signifikanten
Umweltauswirkungen hatte.
Die Berechnungen und Modelle der
nationalen Umweltverträglichkeitsprüfungen
(UVPs), die Nord Stream
durchgeführt hatte, waren verlässlich.
Es ist davon auszugehen, dass
die Umweltauswirkungen des Projekts
so wie in den UVPs angenommen
ausfallen oder sogar geringer.
Das Monitoring-Programm wird
in Russland, Finnland, Schweden,
Dänemark und Deutschland im Einklang
mit den nationalen Vorgaben
durchgeführt. Zudem werden we -
gen der geografischen Nähe auch
grenzüberschreitende Auswirkungen
im Finnischen Meerbusen – von
Finnland nach Estland und von
Russland nach Finnland – beobachtet.
Der Bericht wird an die zuständigen
Behörden aller neun Ostsee-
Anrainerstaaten (Russland, Finnland,
Schweden, Dänemark,
Deutschland, Polen, Litauen, Lettland
und Estland) übergeben. Im
Zuge des Umweltmonitorings werden
Untersuchungen zu 16 verschiedenen
Aspekten durchgeführt.
Dazu gehören zum Beispiel die Auswirkungen
der Verlegearbeiten auf
die Wasserqualität, bodennahe
Strömungen, Vögel und Fische.
Sozio-ökonomische Faktoren wie
mögliche Auswirkungen auf kulturelles
Erbe und den kommerziellen
Fischfang sind ebenfalls Teil des
Monitorings.
Mehr als 20 spezialisierte Unternehmen
und Forschungsinstitute
wurden von Nord Stream beauftragt,
die Untersuchungen durchzuführen.
Darunter sind Luode Consulting OY
(Finnland), SYKE Marine Research
Centre (Finnland), Marin Mätteknik
AB (Schweden), DHI Water Environment
Health (Dänemark), Marine
Monitoring AB (Schweden), AquaVision
(Niederlande), Freie Universität
Berlin (Deutschland) und Ecosafety
(Russland). Die Daten werden in
international anerkannten Laboren,
wie zum Beispiel ALS Scandinavia
und Verifin in Finnland, analysiert.
Die Ergebnisse erhalten die nationalen
Umweltbehörden der Länder,
durch deren Gewässer die Pipeline
verläuft. Nord Stream plant, bis zum
Jahr 2016 40 Mio. € in das Umweltund
Sozialmonitoring-Programm zu
investieren. Die nationalen Ergebnisse
sollen jährlich in einem
Gesamtbericht zusammengefasst
werden.
Erfolgreiche Vermarktung des neuen VNG
Speicherproduktes „3-Phasen-Speicherpaket lang“
Im Zeitraum vom 17. bis 23. August
2011 vermarktete die VNG – Verbundnetz
Gas Aktiengesellschaft
(VNG) erstmalig die zwei neuen
Produkte „3-Phasen-Speicherpaket
kurz“ und „3-Phasen-Speicherpaket
lang“ über store-x. Insgesamt wurden
drei verbindliche Gebote für
das Produkt „3-Phasen - Speicherpaket
lang“ im Rahmen des Chiffre-
Flex-Verfahrens abgegeben. Die
Kapazitäten in Höhe von 55 Mio. m 3
Arbeitsgasvolumen werden von
VNG diskriminierungsfrei an die
Meistbietenden vergeben. Mit
ihrem Gebot gaben die Speicherkunden
auch eine Indikation über
die gewünschten Speicherprodukte
ab. Das positive Feedback zeigt,
dass Speicherprodukte mit einer
festen Einspeisephase, einem Gasparkservice
und einer langen Phase
der flexiblen Nutzung für Marktteilnehmer
interessant sind und
bestärkt VNG, auch weiterhin ein
breites Spektrum an innovativen
Speicherprodukten anzubieten. Mit
der erfolgreichen Vermarktung dieser
Kapazitäten sind die Untergrundspeicher
von VNG für das
Speicherjahr 2011/2012 zu 100 %
vermarktet. Freie Speicherkapazitäten
in Höhe von 34 Mio. m 3 können
Interessenten über die Onlinebuchung
der VNG auf dem Speicherportal
www.speicherportal.vng.de
für das Speicherjahr 2012/2013
buchen.
November 2011
750 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
Nachrichten
ÖKOBIT erhält dritten Großauftrag
der Darmstädter HSE
Die ÖKOBIT GmbH aus Föhren
(Trier-Saarburg) ist zum dritten
Mal vom Energieversorger HEAG
Südhessische Energie AG (HSE) mit
dem Bau einer Biomethananlage
betraut worden. Die HSE ist einer
der führenden Energiedienstleister
Deutschlands und - gemessen am
Absatz – mit der größte Ökostromanbieter.
Bei dem dritten Auftrag handelt
es sich um den Ausbau der Biomethananlage
in Darmstadt-Wixhausen,
die ebenfalls von ÖKOBIT
errichtet wurde und im Jahr 2008 in
Betrieb ging. Ein Jahr später hat das
Biogas-Unternehmen für die HSE
außerdem die Biomethananlage in
Semd projektiert und errichtet. Die
Biogasmethananlage in Darmstadt-Wixhausen
war in Hessen die
erste und bundesweit die vierte
Anlage. Aufgrund ihrer Pilotfunktion
hat sie bereits überregionale
Bekanntheit.
Das dort aufbereitete Biogas
wird direkt ins regionale Erdgasnetz
eingespeist. Als Substrat werden
zukünftig jährlich rund 35 000 t
nachwachsende Rohstoffe verarbeitet
um fast sieben Mio. m 3 Biogas zu
produzieren. Die Rohgaskapazität
der Anlage wird damit um weitere
600 m 3 auf insgesamt 900 m 3 stündliche
Erzeugungsleistung ausgebaut.
Mit dem erzeugten Biogas
können statt bisher rund 700 insgesamt
2000 private Haushalte ein
Jahr mit regenerativer Energie,
Strom und Wärme, versorgt werden.
Die gegenüber der konventionellen
Energieerzeugung eingesparten
CO 2 -Emissionen steigen von rund
3500 t auf über 10 000 t/a. Die Inbetriebnahme
der erweiterten Anlage
ist für Ende 2011 geplant.
Stadt Jena verkauft Anteile der Stadtwerke Energie
an Thüga-Gruppe
20 % der Anteile an den Stadtwerken
Energie Jena-Pößneck werden
zum 1. Januar 2012 an die
Thüga-Gruppe verkauft. Die Stadt
Jena und die Stadtwerke Jena hatten
im vorigen Jahr beschlossen, die
10 % Anteile der Thüringer Energie
AG (E.ON) an den Stadtwerken Energie
zu übernehmen. Diese Anteile
sollten weiterverkauft werden an
einen neuen, am Markt etablierten
und wirtschaftlich erfolgreichen
Partner mit strategischem Interesse
und Potenzial. Die bisherige Gesellschafterstruktur
mit dem Hauptgesellschafter
Stadt Jena und mehreren
privaten Minderheitsgesellschaftern
hat bisher wesentlich zum
Erfolg der Stadtwerke Energie beigetragen
und soll dies auch in
Zukunft tun.
Im Januar 2011 waren 24 potenzielle
Investoren aufgefordert worden,
Angebote zu unterbreiten. Mehrere
Investoren zeigten Interesse, die
Thüga-Gruppe reichte ein verbindliches
Angebot ein. Dies bezieht sich
auf 20 % der Anteile an den Stadtwerken
Energie Jena-Pößneck. Deshalb
wird sich die Stadt Jena von einem
weiteren Gesellschafter bei den
Stadtwerken Energie trennen: Die
STEAG New Energies GmbH (bisher
EVONIK) scheidet – vorbehaltlich der
Entscheidung ihrer Aufsichtsgremien
– nach 20-jähriger guter Zusammenarbeit
aus unternehmensstrategischen
Gründen auf eigenen Wunsch
aus dem Gesellschafterkreis aus.
Die Rückkaufmöglichkeit von
Stadtwerke-Anteilen basiert auf
einem 1992 vereinbarten Konsortialvertrag,
der der Stadt und den Stadtwerken
Jena per 1. Januar 2012 den
Erwerb von Anteilen der privaten
Mitgesellschafter ermöglicht. Stadt
und Stadtwerke Jena haben deshalb
seit einem Jahr an diesem gemeinsamen
Projekt gearbeitet, um dem
Jenaer Stadtrat eine fundierte Entscheidungsgrundlage
zu liefern.
Die Gesellschaftsanteile der
Stadtwerke Energie setzen sich ab
2012 – vorbehaltlich der Freigabe
des Vorhabens durch das Bundeskartellamt
– wie folgt zusammen:
64,1 % hält die Stadt Jena (mittelbar
über die Stadtwerke Jena GmbH),
5,9 % die Stadt Pößneck (mittelbar
über die Stadtmarketing Pößneck
GmbH), 20 % die Thüga und 10 % die
Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen
mbH.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 751

Nachrichten
Märkte und Unternehmen
Neuer Energieversorger Polarstern geht
Energiewende weltweit an
Die Polarstern GmbH, ein neuer
unabhängiger Ökoenergieanbieter
am Markt, der Kunden bundesweit
ein Produkt anbietet, das
die Energiewende weltweit angeht.
Das heißt, Polarstern vermarktet
nicht nur 100 % Ökostrom, sondern
auch 100 % Reststoff-Biogas und
verknüpft dies mit direkter Entwicklungshilfe.
In den Energiekosten
eines typischen Dreipersonenhaushalts
enthalten sind dazu jährlich
rund 40 € für den Ausbau der erneuerbaren
Energien bei uns und 40 €
für den Ausbau in einem Entwicklungsland,
aktuell in Kambodscha.
„Die Energiewende ist letzten Endes
immer eine weltweite Aufgabe. Das
blieb bei den bisherigen Angeboten
unbeachtet. Mit unserem neuen
Ansatz stoßen wir genau in diese
Lücke vor“, erklärt Florian Henle,
Mitgründer von Polarstern. „Denn
ein sauberes Europa ist gut, aber es
reicht nicht. Weltweit muss der
Umstieg erfolgen.“ Das Polarstern
Ökostromprodukt ist zertifiziert
vom TÜV Nord und dem Grüner
Strom Label. Das Reststoff-Ökogas
wurde ebenfalls von TÜV Nord ausgezeichnet.
Unterstützt wird der
Ansatz von bekannten Botschaftern
wie dem Extrembergsteiger Hans
Kammerlander.
Das Reststoff-Biogas wird von
der Biogasanlage einer ungarischen
Zuckerrübenfabrik eingekauft. Da -
bei erhält Polarstern das Reststoff-
Biogas bilanziell. Die Erzeugung
und Nutzung des physischen Biogases
erfolgt in lokalen Netzen. Die
Vermarktung ist über Zertifikate
jedoch international möglich.
Der Bezug von Ökostrom oder
Ökogas ist immer verknüpft mit
einem Energiehilfsprojekt. Polarstern
arbeitet mit Partnern in Regionen,
wo die Energieversorgung in
den Kinderschuhen steckt, aktuell in
Kambodscha. Für jeden Kunden
unterstützt das Unternehmen eine
Familie beim Zugang zu sauberer
Energie und zu einem höheren
Lebensstandard. Gefördert wird der
Bau einer eigenen Mikro-Biogasanlage.
Außerdem erhält die Familie
einen Gasherd, Gaslampen und
sanitäre Anlagen. Die Gärreste aus
der Biogasanlage sind ein natürlicher
Dünger für die Felder.
Als „Hilfe zur Selbsthilfe“ leisten
die Polarstern-Kunden damit eine
Anschubfinanzierung für den Bau
der Mikro-Biogasanlage. Die Familien
erbringen den Rest selbst, etwa
über Mikro-Kredite von lokalen Banken.
Projektpartner in Kambodscha
ist das renommierte National Biodigester
Programme (NBP). Bis heute
haben durch das Programm über
10 500 Familien eine eigene Biogasanlage
bekommen.
Schnelles Internet mit der OPAL
Rund 5 Mio. Menschen in
Deutschland, vor allem in ländlichen
Regionen, sind immer noch
vom schnellen Internet abgeschnitten.
Mit dem Bau der OPAL (Ostsee-
Pipeline-Anbindungs-Leitung) leistet
die WINGAS-Gruppe einen Beitrag
zum „Breitband-Programm“ der
Bundesregierung, mit dem drei
Viertel aller deutschen Haushalte
bis 2014 mit einer schnellen Internetverbindung
versorgt werden
sollen. Zusammen mit der über
470 km langen Erdgastrasse sind in
den vergangenen Monaten neue
Lichtwellenleiter-Kabel (LWL) durch
Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg
und Sachsen verlegt worden,
die nun für Telekommunikation
und DSL genutzt werden können.
Eine der ersten Gemeinden, die
das neue Angebot nutzen kann, ist
der Ortsteil Neukünkendorf der
Stadt Angermünde im Norden Brandenburgs.
Zusammen mit den deutschen
Netzen von zwei europäischen
Partnerunternehmen erreicht
das von WINGAS in Deutschland
vermarktete Lichtwellenleiternetz
mittlerweile eine Streckenlänge von
mehr als 10 000 km und schafft
damit ein Rückgrat für die deutsche
IT- und Telekommunikationsindustrie.
Auf direktem Weg verbindet das
Netz wichtige Standorte in den
maßgeblichen Wirtschaftsräumen
Deutschlands.
Im Vergleich zur Datenübertragung
via Kupferkabel oder Funk
verfügen Lichtwellenleiter, die aus
feinstem Quarzglas bestehen, über
eine extrem hohe Bandbreite – und
das bei einem Faserdurchmesser
von gerade einmal 0,125 mm. Lichtwellenleiter
können heutzutage
Datenmengen von bis zu 10 Terabits
pro Sekunde übertragen. Dies
bedeutet, dass über ein Glasfaserpaar,
das nicht dicker als ein Haar ist,
weit mehr als 10 Mio. Telefongespräche
gleichzeitig geführt werden
können oder auch, dass die
Datenmenge einer Tageszeitung,
die 300 Jahre lang täglich erscheint,
innerhalb von einer Sekunde verschickt
werden kann.
November 2011
754 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
Nachrichten
RWE und Gazprom setzen Verhandlungen fort
Nach einer Reihe von konstruktiven
Gesprächen in den vergangenen
Wochen haben sich RWE und
Gazprom anläßlich eines Treffens
von Alexey Miller, CEO Gazprom,
und Jürgen Großmann, Vorstandsvorsitzener
der RWE AG, in Den
Haag geeinigt, die Verhandlungen
zu einem möglichen Joint Venture
intensiv fortzusetzen. Die Verhandlungen
werden bis Ende des Jahres
2011 exklusiv weitergeführt und
betreffen eine mögliche Zusammenarbeit
bei neuen bzw. bestehenden
Gas- und Steinkohlekraftwerken
in Deutschland, Großbritannien
und den Benelux-Staaten. Basis
der Gespräche ist das Memorandum
of Understanding, das RWE und
Gazprom am 14. Juli 2011 unterzeichnet
haben.
Wintershall startet Erdgas-Produktion
in britischer Nordsee
Wintershall hat mit der
Wingate-Plattform die erste
eigenoperierte Erdgasproduktion in
der britischen Nordsee aufgenommen.
Die Plattform in der britischen
Offshore-Konzession 44/24b soll
zunächst täglich 1,5 Mio. m 3 Erdgas
fördern. Eine zweite Produktionsbohrung
soll die Förderrate bereits
im nächsten Jahr auf 3 Mio. m 3 Erdgas
steigern. Damit können rund
400.000 Haushalte mit Gas versorgt
werden. Das Unternehmen ist seit
rund 50 Jahren in der Nordsee aktiv.
Wintershall Noordzee ist Betriebsführer
von Wingate (49,5%), Konsortialpartner
sind Gazprom Germania
(20 %), Exxon Mobil (15,5 %) und
Gas-Union (15 %).
Das aus einer Tiefe von 3700 m
geförderte Erdgas wird per Pipeline
zur 20 km entfernten GDF SUEZ
Plattform D15-A in der niederländischen
Nordsee transportiert. Von
dort strömt es über eine Strecke
von rund 300 Kilometern ans niederländische
Festland bei Uithuizen.
Um die Betriebsführung effizient
zu steuern, betreibt Wintershall
Noordzee dort eines der modernsten
Zentren für Funküberwachung
von Offshore-Plattformen – der
Zentrale für Remote Controlled
Operations (RCO). Nach dem Start
von Wingate kontrolliert Wintershall
nun insgesamt 20 Plattformen
von der RCO-Zentrale in Den
Helder aus, davon 18 Plattformen in
der niederländischen, eine Plattform
in der deutschen sowie die
Wingate-Plattform in der südlichen
britischen Nordsee. Durch diese Art
der Fernsteuerung können Transport-
und Versorgungsflüge zu den
Plattformen um ein Drittel reduziert
werden. Die Zentrale für Remote
Controlled Operations (RCO) ist
außerdem eine wesentliche Voraussetzung
für die wirtschaftliche Förderung
kleinerer Lagerstätten in
der südlichen Nordsee. In Rijswijk
bei Den Haag befindet sich zudem
das unternehmensweite Kompetenzzentrum
für Offshore-Technologie.
Seit fast 50 Jahren arbeitet
Wintershall dort auch an der Weiterentwicklung
ihrer Expertise im
flachen Wasser.
Die Zuteilung des Konzessionsblocks
44/24b an Wintershall
erfolgte im Zuge der 22. UK-Offshore-Lizenzrunde
im Jahr 2004.
Das Erdgasfeld wurde im Jahr 2008
entdeckt. An der Wingate-Plattform
haben in den Werfthallen in
Dordrecht und in Ridderkerk bis zu
100 Fachkräfte und Handwerker
gleichzeitig gebaut. Die Bauzeit
betrug 10 Monate. Die Plattform
funktioniert völlig autark: Ein Mini-
Turbinenkraftwerk erzeugt Strom
mit dem direkt aus dem Feld
gewonnenen Erdgas. Die Plattform
Wingate ist etwa 1200 m2 groß, das
Plattformdeck wiegt rund 950 t und
steht auf einem 45 m hohen und
rund 850 t schweren Gerüst, dem
sogenannten Jacket, das im Meeresboden
verankert ist. Vom Fuß bis an
die Spitze misst Wingate 70 m.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 755

Nachrichten
Personen
Remeha gewinnt Stefan Möllenhoff
als Geschäftsführer Vertrieb
Ab Mitte 2012
an Bord bei
Remeha:
Stefan
Möllenhoff
wird Geschäftsführer
Vertrieb.
Bild: De Dietrich
Remeha GmbH,
Emsdetten
Die De Dietrich Remeha GmbH
hat sich in den nächsten Jahren
ambitionierte Ziele gesteckt. Der
Heizungsspezialist aus Emsdetten
richtet sich auf ein stabiles Wachstum
aus. Aus diesem Grund wird ab
Mitte 2012 mit Stefan Möllenhoff
die neu geschaffene Position des
Geschäftsführers Vertrieb besetzt.
Der 46-jährige Diplom-Ingenieur
bringt sowohl aus dem Bereich
Heiztechnik als auch Vertrieb langjährige
Erfahrung mit. Seine Aufgabe
wird sein, die zentrale Vertriebssteuerung
für ganz Deutschland
zu übernehmen. Dabei wird er
eng mit Matthias Pütz und Hartmut
Leibenguth als Vertriebsleiter Nord
und Süd zusammenarbeiten. Die
Gesamtgeschäftsführung liegt weiterhin
in den Händen von Rolf Waltermann.
Wechsel in der Thyssengas-Führung
Dr. Axel Botzenhardt übernimmt
die Nachfolge von Dr. Wandulf
Kaufmann als Vorsitzender der
Geschäftsführung der Thyssengas
GmbH. Die Gesellschafterversammlung
bestellte den 44-jährigen mit
Wirkung zum 20. September 2011
zum neuen Leiter des Unternehmens.
Der gebürtige Ulmer begann seine
Karriere bei BMW wechselte dann in
die Energiebranche und ist seit 2001
global in verschiedenen leitenden
Positionen bei der Shell AG tätig,
zuletzt als Global Head of Logistics
Exploration. Vorgänger Dr. Wandulf
Kaufmann und Thyssengas haben
einvernehmlich vereinbart, dass er
aufgrund unterschiedlicher Standpunkte
über die strategische Ausrichtung
des Unternehmens aus der
Geschäftsführung ausscheidet. Dr.
Wandulf Kaufmann war seit Juli 2003
Thysssengas-Geschäftsführer, deren
Vorsitz er im April 2011 übernahm.
Werner Willmes übernimmt Sprecherfunktion
für die Heizungsmodernisierung
IEU-Geschäftsführer
Werner
Willmes.
Bild: IEU
Bernhard Funk ist zum 30. September
2011als Sprecher der Initiative
Erdgas pro Umwelt (IEU)
planmäßig ausgeschieden. Seit
Oktober führt IEU-Geschäftsführer
Werner Willmes die Sprecherfunktion
in Personalunion aus. Funk
hatte seit 2010 den Dialog über die
notwendige Umgestaltung des Wärmemarkts
in Deutschland vorangetrieben
und der Heizungsmodernisierung
ein Gesicht gegeben. Auf
zahlreichen Fachtagungen und Kongressen
hatte Funk unter anderem
die Inhalte der Studie IEU-Modernisierungskompass
vorgestellt und für
die Auflösung des Modernisierungsstaus
in deutschen Heizungskellern
geworben. „Den eingeschlagenen
Weg wird die IEU jetzt konsequent
weiterverfolgen und die Arbeit für
eine effiziente, klimaschonende und
zukunftsfähige Wärmeversorgung
in Deutschland fortsetzen“, so Willmes.
Mit dem Auslaufen des Vertrags
mit Funk übernimmt Willmes
dessen Aufgaben. Der Diplom-Ingenieur
für Versorgungstechnik Werner
Willmes ist seit 2008 Geschäftsführer
der IEU. Zuvor war er seit 1986
in verschiedenen Funktionen für
E.ON Ruhrgas tätig, zuletzt als Leiter
Kundenberatung Konzern/Europa.
November 2011
756 gwf-Gas Erdgas

Personen
Nachrichten
BDR-Thermea baut Kundendienst
für seine deutschen Heiztechnik-Marken auf
Die BDR-Thermea Gruppe hat mit
Wirkung zum 1. September
2011 Marc Oliver König mit der
Gründung einer eigenständigen
Kundendienstorganisation beauftragt,
welche zum Saisonstart
2012/2013 im Markt tätig werden
soll. Zur BDR-Thermea Gruppe gehören
in Deutschland unter anderem
die Heiztechnik marken Brötje, De
Dietrich und Remeha.
Marc Oliver König ist 45 Jahre alt,
seit über 25 Jahren in der Branche
tätig und kann auf eine reiche
Managementerfahrung in den
Bereichen Produktentwicklung,
Marketing und Vertrieb zurückblicken.
Darüber hinaus hat er mehr als
10 Jahre Erfahrung in der Führung
einer Kundendienstorganisation.
Seine bisherige Position als Bereichsleiter
bei der August Brötje GmbH
wird zukünftig von Thorsten Engel
für den Vertrieb und Burkhard Maier
für das Marketing übernommen.
Thorsten Engel ist 49 Jahre alt
und mit einer kleinen Unterbrechung
seit 1997 in der Brötje Vertriebsorganisation
tätig, zuletzt als
Regional Verkaufsleiter Nord.
Burkhard Maier ist 44 Jahre alt
und kam im August 2005 zu Brötje,
Marc Oliver
König. Foto:
BRÖTJE, Rastede
Thorsten
Engel. Foto:
BRÖTJE, Rastede
wo er die Verantwortung für das
Produktmanagement übernahm.
Seit 2007 führt er ferner die Abteilungen
Marketing und Schulung.
Burkhard
Maier. Foto:
BRÖTJE, Rastede
7.-9.2.2012
Essen /Germany
GAS ALS TREIBER DER ENERGIEWENDE
ANALYSIEREN SIE NEUESTE ENTWICKLUNGEN UND STRATEGIEN AUF
DEM KONGRESS DER E-WORLD ENERGY & WATER
Das goldene Zeitalter des Gas
und die Perspektiven für den
deutschen Markt
Gaspreise, Ölpreise, Kohlepreise:
Zusammenhang und Bedeutung
der Preisentwicklungen
Wärmemarkt und Stromerzeugung
im Zeichen der
„Energiewende“
Shale Gas in Europa:
Welche Potenziale
bestehen wirklich?
Gasvertrieb:
Ein Geschäftsmodell für
den Endkundenvertrieb
Wie behaupten sich kleinere
Stadtwerke im Gasmarkt?
PROGRAMM UND ANMELDUNG FINDEN SIE UNTER
www.e-world-2012.com/kongress

Nachrichten
Veranstaltungen
„smart energy“ bleibt wichtiges
Zukunftsthema auf der E-world
Die zwölfte E-world energy &
water, die vom 7. bis 9. Februar
2012 in der Messe Essen stattfindet,
zeigt unter anderem neueste Entwicklungen
zum Thema „smart
energy“. In Halle 7, auf einer Fläche
von 540 Quadratmetern präsentieren
rund 30 Aussteller – darunter
das Fraunhofer-Anwendungszentrum
Systemtechnik AST, das Technologieunternehmen
RocketHome
und der Softwareanbieter GreenPocket
– Lösungsansätze für einen
Wirtschaftszweig mit Zukunft.
Dabei geht es etwa um intelligent
steuerbare Netze (smart grids),
intelligente Zähler (smart Meter)
oder vernetzte Haustechnik.
„Smart energy“ als vergleichsweise
junger Ausstellungbereich
stößt bei Besuchern wie Ausstellern
auf großes Interesse: Vor zwei Jahren
wurde die Präsentation des
Geschäftsfelds erstmals in das Konzept
der E-world energy & water
integriert. Heute bietet die Leitmesse
der Energie- und Wasserwirtschaft
einen umfassenden Einblick
in die Entwicklungen einer Branche,
die mithilfe innovativer Technologien
Chancen für mehr Energieeffizienz
aufzeigt, um damit auch den
CO 2 -Ausstoß langfristig zu reduzieren.
Erweitert wird der Bereich durch
die Sonderschau „Future of Mobility“.
Fahrzeughersteller, Infrastruktur-Dienstleister
und Verbände
zeichnen die Entwicklung von alternativen
Mobilitätskonzepten nach.
In Sachen Elektromobilität geht die
Forschung mit großen Schritten
voran. Die Sonderschau zeigt neue
Speichertechnologien und IT-
Lösungen. „Future of Mobility“ zeigt
solare Carports, die sauberen Strom
direkt vor Ort bereitstellen. Neben
theoretischem Know-how gibt es
aber auch Information mit Praxisbezug:
Auf einem Parcours erhalten
Besucher die Möglichkeit, alternativ
angetriebene Zweiräder im Selbstversuch
zu testen.
Zukunftsmarkt Mikro-Kraft-Wärme-Kopplung
Die Technik der Kraft-Wärme-
Kopplung wird bereits seit langem
eingesetzt, um mit Blockheizkraftwerken
(BHKW) effizient
Wärme zu erzeugen und gleichzeitig
Strom zu gewinnen. Anlagen der
großen und mittleren Leistungsklasse
wurden bislang vor allem in
der Industrie, im Nahwärmebereich
und in großen Immobilien eingesetzt.
Seit einigen Jahren wird die
Technik auch für Privatkunden interessant,
denn immer mehr Hersteller
bieten BHKW im kleinen Leistungsbereich
an, die in Ein- oder Mehrfamilienhäusern
zum Einsatz kommen,
so genannte Mikro- und
Mini-KWK-Anlagen. Die „1. Öster -
reich ische Tagung für Mini- und
Mikro-Kraft-Wärme-Kopplung“, die
am 25.11.2011 im Rahmen der REN-
EXPO® Austria in Salzburg stattfindet,
versammelt erstmals die österreichische
Branche.
Informationstag „Nachhaltigkeitsmanagement und
Nachhaltigkeitsberichterstattung für EVU“
Am Informationstag „Nachhaltigkeitsmanagement
und Nachhaltigkeitsberichterstattung
für
EVU“ am 1. Dezember 2011 im Kloster
Eberbach werden betriebswirtschaftliche
Instrumente zur operativen
Umsetzung nachhaltiger
Geschäftsstrategien vorgestellt, die
auf EVU zugeschnitten sind. Erfahrene
Experten erläutern Vorgehensmodelle
und Instrumente zur Einführung
und Weiterentwicklung der
Strategieelemente Nachhaltigkeitsmanagement
und Nachhaltigkeitsberichterstattung.
Nicht nur aufgrund der Klimaschutz-Politik
der Bundesregierung
darf unternehmerische Nachhaltigkeit
bei Energieversorgungsunternehmen
(EVU) kein „Parallel-Thema“
mehr sein. Nachhaltigkeit ist der
zentrale Faktor für den zukünftigen
Unternehmenserfolg. Sie ist kein
bloßer Kostenfaktor, sondern die
Licence-to-Operate und das Potenzial
zukünftiger Marktchancen. Der
Informationstag wendet sich an
Top-Entscheider aus EVU, insbesondere
Geschäftsführer sowie Leiter
der Bereiche Controlling, Produktion,
Vertrieb, Umwelt und Marketing.
Kontakt:
EW Medien und Kongresse GmbH,
Hélène Seier,
Tel. (069) 7 10 46 87-349,
Fax (069) 7 10 46 87-459,
E-Mail: helene.seier@ew-online.de
November 2011
758 gwf-Gas Erdgas

Lexikon der
Gastechnik
Begriffe, Definitionen und
Erläuterungen
Seit über 30 Jahren ist das „Lexikon der Gastechnik“
ein elementares Nachschlagewerk für die Gasversorgungswirtschaft.
Kurz gefasste Definitionen erlauben
eine Orientierung hinsichtlich der wichtigsten technischen
Begriffe in der öffentlichen Gasversorgung.
Ursprünglich entstanden aus einem Arbeitskreis „Begriffsbestimmungen
im Gasfach“ des DVGW wurde das Werk von
verschiedenen Autorenteams kontinuierlich weiterentwickelt
und ergänzt. Neben einer Überprüfung der Defi nitionen
enthält die 5. Aufl age viele neue Begriffe zu den aktuellen
technischen Entwicklungen.
Um dem modernen Nutzungsverhalten gerecht zu werden,
wird das Kompendium jetzt auch in vollständig digitaler
Form angeboten.
Hrsg.: B. Naendorf
5. Aufl age 2011, ca. 250 Seiten + Datenträger, Hardcover
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mit Zusatzinhalten und
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Sofortanforderung per Fax: +49 (0) 201 / 820 02 - 34 oder im Fensterumschlag einsenden
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Oldenburger Gastage
Programmüberblick zu den oldenburger gastagen 2011
29. November bis 1. Dezember 2011
Dienstag, 29. November 2011
10.00–13.00 Uhr Keynote Session –
Kongresshalle Gaspolitische Entwicklungen
Moderation: N.N.
""
Eröffnung der oldenburger gastage 2011
Dr. Peter Rügge, CX4U
""
Begrüßung Partnerland UK
Simon Gallagher, Britische Botschaft Berlin
""
Eröffnungsrede Kooperationspartner BDEW
Ewald Woste / BDEW e. V.
""
Erdgas im Energiekonzept der Bundesregierung
Stefan Kapferer / Bundesministerium für Wirtschaft
und Technologie
Kaffeepause / Messeausstellung
""
Die Rolle der UK für die europäische
Gasver sorgung (Titel in Abstimmung)
David Strahan, Phoenix Supply Ltd.
""
Herausforderungen der Energiewende
Dr. Werner Brinker, EWE AG
""
Energiebranche im Wandel –
welche Perspektiven hat Erdgas?
Achim Südmeier, RWE Vertrieb AG
Mittagspause / Messeausstellung
14.00–14.30 Uhr Round Table Discussion
Messehalle – Moderation: Navita Systems UK Ltd.
Business Lounge
""
Gashandel
Navita Systems UK Ltd.
15.30–16.30 Uhr Impulsvorträge
Kongreshalle ENTWICKLUNGSPER SPEKTIVEN
der Gaswirtschaft
Moderation: N.N.
""
Aktuelle energiepolitische Rahmenbedingungen
und gesetzliche Vorgaben –
Wie sieht dir Zukunft der Gaswirtschaft aus?
Oliver Krischer, Bündnis 90/Die Grünen
""
Gaspolitische Entwicklungsperspektiven –
Vertrieb/Marketing
Bettina Pohl-Lütcke, Shell Energy Deutschland GmbH
""
Wie viele Gasnetze und Gasnetzbetreiber wird
es zukünftig geben?
Marten Jürgens, EnBW Gasnetz GmbH
""
Power to Gas
Dr.-Ing. Alexander Vogel, E.ON Ruhrgas AG
16.30–17.15 Uhr Podiumsdiskussion –
Kongresshalle Entwicklungsperspektiven der
Gaswirtschaft
Moderation: N.N.
""
Entwicklungsperspektiven der Gaswirtschaft
Oliver Krischer, Bündnis 90/Die Grünen,
Bettina Pohl-Lütcke, Shell Energy Deutschland GmbH,
Marten Jürgens, EnBW Gasnetz GmbH,
Dr. Michael Ritzau, BET GmbH,
Dr.-Ing. Alexander Vogel, E.ON Ruhrgas AG
Mittwoch, 30. November 2011
10.00–13.05 Uhr Keynote Session –
Kongresshalle Gasmarktregulierung
Moderation: Helmut Sendner, Energie und
Management Verlagsgesellschaft mbH
""
Die richtungsweisenden Pläne der EU Kommission
Günther Oettinger, Europäische Kommission
(angefragt)
""
N.N.
Hans-Heinrich Sander,
Niedersächsisches Ministerium für Umwelt
""
Regulierung in Deutschland –
aktuelle Heraus forderungen
Jan Fuhrberg-Baumann,
GF Stadtwerke Leipzig Netz GmbH,
BDEW-Vorsitzender Lenkungskreis Energienetze
""
Gasmarkt quo vadis – wo ist der Masterplan?
Jens Schumann, Gasunie Deutschland GmbH & Co. KG
Kaffeepause / Messeausstellung
""
Verteilnetzbetreiber im fortdauernden
Change Management
Eva Hennig, Thüga AG
""
Erdgas – inmitten von Regulierung,
Energiewende und Wettbewerb
Dr. Ludwig Möhring, Wingas GmbH & Co. KG
""
Regulierungsaufgaben im Gasbereich
auf europäischer Ebene –
ACER Maßnahmen und Pläne
Michael Schmöltzer,
Energie-Control Austria für die Regulierung der
Elektrizitäts- und Erdgaswirtschaft (E-Control)
Mittagspause / Messeausstellung
14.15–14.45 Uhr Round Table Discussion
Messehalle – Moderation: Dr. Timm Kehler, erdgas mobil GmbH
Business Lounge
""
Erdgas Mobil
Dr. Timm Kehler, erdgas mobil GmbH
Alwin Schlörmann, EWE Energie AG
14.00–16.00 Uhr Biogas Session
Messehalle – Internationaler Ökogashandel
Biogasfläche Moderation: Partrick Cnubben, Stiching Energy Valley
""
Herausforderungen von Biogas in der Zukunft
Felix Hess, NAWARO BioEnergie AG
""
Green Gas Entwicklungen mit Attero
Pierre Vincent, Attero
""
Zertifizierung von Green Gas
Britta van Boven, Vertogas
""
Green Gas Produktion bei E.ON und
internationale Zielsetzungen
Thomas Stephanblome, E.ON Bioerdgas GmbH
""
Wichtige interregionale Projekte
in Deutschland und den Niederlanden
im Bereich green gas/Biogas
Bart Bagerman,
Province Groningen, Province Drenthe
""
Biogas in Deutschland
Jenifer Fulton, Schutz Consultancy
November 2011
760 gwf-Gas Erdgas

Oldenburger Gastage
16.00–17.30 Uhr Energy Panel Discussion
Messehalle – Moderation: Michael G. Feist,
Bühne
enercity Stadtwerke Hannover AG
""
Gasmarkt (Handel & Vertrieb)
Dr.-Ing. Anke Tuschek, BDEW e. V.,
Jörg Budde, EWE Energie AG,
Dr. Klaus-Dieter Barbknecht,
VNG – Verbundnetz Gas AG,
Michael G. Feist, enercity Stadtwerke Hannover AG
Donnerstag, 1. Dezember 2011
10.00–11.30 Uhr IT Panel Discussion
Messehalle – Moderation: Michael Kopetzki,
Bühne
PricewaterhouseCoopers AG
""
IT Herausforderungen im Europäischen Gasmarkt
Dr. Peter Rügge, CX4U,
Dr. Johannes Viereck,
Logica Deutschland GmbH & Co. KG,
Dr.-Ing. Michael Berger, evu.it GmbH,
Klaus Heimann, SAP AG,
Wayne Johncock, Centrica plc
Kaffeepause / Messeausstellung
13.00–15.15 Uhr Break-out Session 1
Seminarraum 1 „Gasspeicher“
Moderation: André Janssen, EWE Energie AG
""
Vermarktungsstrategie Speicher
Claus Obholzer, E.ON Gas Storage GmbH
""
Einsatzmöglichkeiten von Erdgas-
Röhrenspeichern im liberalisierten Markt
Peter Deschkan, Wien Energie Speicher GmbH
""
Intelligente Erdgasspeicherung
Dirk Junge, ABB Automation GmbH
""
Gas, die solide Basis für nachhaltige Energie
Robert Zwakenberg, Gasunie Zuidwending
13.00–15.15 Uhr Break-out Session 2
Seminarraum 2 „Smart Grids/Smart Metering/
Smart Homes“
Moderation: N.N.
""
Intelligente Gasnetze der Zukunft:
Visionen und Strategien
Robert Hinterberger, Energy Research Austria
""
Smart Home – ein Mehrwert für die Gasversorger
Dr. Norbert Verweyen, RWE Effizienz GmbH
""
Intelligente Energiesysteme
Torsten Maus, EWE Netz GmbH
""
Hat die EnWG-Novellierung das Smart Metering
vorangebracht? – Eine Standortbestimmung
Andreas Jakobi / Stadtwerke Augsburg Energie GmbH
& Vorsitzender BDEW Projektgruppe „Messwesen –
Markt und Regulierung“
13.00–15.15 Uhr Break-out Session 3
Seminarraum 3 „Gas Grid Code & Gastransport“
Moderation: Dr. Olaf Lüke, BDEW e. V.
""
Von der Kooperationsvereinbarung
zum German Grid Code
Dr. Friedrich von Burchard, E.ON Ruhrgas AG
""
Kapazitätsvermarktung über TRAC-X primary
Dr. Dirk Flandrich, WINGAS TRANSPORT GmbH
""
Kapazitätsmanagement und Kapazitätsausbau
Dr. Michael Kleemiß,
Gasunie Deutschland Services GmbH
""
Blick nach Europa:
Welche zusätzlichen Regeln kommen auf uns zu?
Lars Voss, Open Grid Europe GmbH
13.00–15.15 Uhr Break-out Session 4
Seminarraum 4 „Marktprozesse”
Moderation: Timo Tonding, BDEW e. V.
""
Marktkommunikation für WiM und nach
Novellierung des EnWG für GeLi Gas •
Stand zur Einführung der Kommunikation
für WiM • Auswirkungen der EnWG Novellierung
auf GeLi Gas • Ausblick
Alexander Pisters, E WIE EINFACH Strom & Gas GmbH
""
Möglichkeiten der Weiterentwicklung der
Marktprozesse Gas – Wer entwickelt Was bis
Wann weiter? – Welches Potential besteht? –
Was passiert gerade?
Jens Badeja, Open Grid Europe GmbH
""
Automatisierung der Rechnungsprüfung- und
Abrechnungs-Marktprozesse bei Lieferanten
und Messstellenbetreibern
Mario Weber, AKTIF Technology GmbH
""
Prozesse und Marktkommunikation
des MGV – Datenaustäusche des MGV mit
Marktpartnern – Anpassungen in IT-Systemen –
Änderungen durch die KOV IV
Torsten Frank, NetConnect Germany GmbH & Co. KG
13.00–15.15 Uhr Break-out Session 5
Konferenzraum 1 „Gas to Power“
Moderation: Dr. Bernd Eikmeier, Bremer Energieinstitut
""
Gaskraftwerke: Vom perfekten Investment
zum Subventionsfall?
Stefan-Jörg Göbel, Statkraft Markets GmbH
""
Gas-KWK als Ergänzung zu Wind- und Solarstrom
Dr. Götz Brühl, Stadtwerke Rosenheim GmbH & Co. KG
""
Strom aus Gas –
Eine Rechnung mit zu vielen Unbekannten?
Dr. Uwe Johänntgen, Trianel GmbH
""
Beitrag des Erdgasnetzes zur Energiewende
Dr. Thomas Hüwener, Open Grid Europe GmbH
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle
Tel. 089 / 4 50 51-388
Fax 089 / 4 50 51-323
trenkle@oiv.de
Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung
Claudia Fuchs
Tel. 089 / 4 50 51-277
Fax 089 / 4 50 51-207
fuchs@oiv.de
November 2011
gwf-Gas Erdgas 761

Oldenburger Gastage
Von Analyse bis Gasspeicher –
BET zeigt Know-how für die Gasbranche
Auf den Oldenburger Gastagen
stellt das Aachener Beratungsunternehmen
BET zum dritten Mal
seine aktuellen Beratungsleistungen
für den Gasmarkt vor. Das BET-
Know-how erstreckt sich dabei entlang
der gesamten Wertschöpfungskette
von der Analyse des
Gasmarkts über Beratung zu
Geschäftsmodellen und Organisationsgestaltung,
über Gasvertrieb/
Pricing und Beschaffungsstrategien,
Gasportfolio- und Risikomanagement
bis hin zum Einsatz von Gasspeichern.
Gasvertrieb und Pricing
Um weiterhin attraktiv insbesondere
für Sondervertrags- und Großkunden
zu bleiben, unterstützt BET
Kunden bei der Produktgestaltung.
Eine differenzierte Produktgestaltung
grenzt gegenüber anderen
Marktteilnehmern ab und wirkt auf
die Beschaffung und vor allem auf
die Risikoübernahme durch den Lieferanten.
Notwendig ist es, die Vertriebspreise
für Endkunden systematisch
daraufhin zu überprüfen, ob die vertragsspezifischen
Risiken belastbar
eingepreist worden sind. Hierbei
stehen u.a. das Bindefrist-, Struktur-
Geschäftsmodell
und
Organisationsgestaltung.
Analyse des Gasmarktes
Viele Fragestellungen rund um die
verschiedenen Wertschöpfungsstufen
können über Analysen des Gasmarktes
beantwortet werden. Diese
Analysen dienen beispielsweise der
strategischen Positionierung in der
Beschaffung bzw. auch im Ge -
schäftsfeld Speicher als auch bei der
Begleitung bei Revisionsverhandlungen
von Gaslieferverträgen und
Organisationsgestaltung.
BET bietet Antworten anhand
der Modellierung von Gasmärkten
und -preisen und der darauf aufbauenden
Systemanalyse. Im Fokus
steht insbesondere die Analyse der
Entwicklung von Öl- und Gasmärkten.
Die Analysen werden mittels
eines energiewirtschaftlichen Fundamentalmodells
durchgeführt. Für
verschiedene Fragen in der Bewertung
von Speichern und Lieferverträgen
werden auch stochastische
Prozessmodelle und Price Forward
Curces eingesetzt.
Geschäftsmodell und
Organisationsgestaltung
Der fortschreitende Wettbewerb im
Gasmarkt ist besonders auf Vertriebsseite
zu spüren. Aber auch die
Beschaffungsseite bietet mittlerweile
viele Optionen. Daher ist es
für die Stadtwerke wichtig, sich
sowohl im Vertrieb als auch auf der
Beschaffungsseite neu zu positionieren.
Für die erfolgreiche Positionierung
im Wettbewerb ist eine klare
Dr. Klaus-Dieter Barbknecht, VNG Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft
Selbst bei optimistischsten Annahmen zum Ausbau der erneuerbaren
Energien wird Erdgas künftig ein wesentlicher Grundpfeiler der
Energieversorgung sein und sein müssen. Erdgas hat die günstigste
CO 2 -Bilanz unter allen konventionellen Energieträgern und steht
noch für Jahrhunderte zur Verfügung. Mit seinen Anwendungsvorteilen
in allen Segmenten Strom, Wärme und auch Verkehr wird Erdgas
im künftigen Energiemix in Deutschland eine stärkere Rolle einnehmen.
Erdgas wird zu Recht höchste Bedeutung bei der zukünftigen
Energieversorgung beigemessen.
und transparente Aufbauorganisation
und Ablauforganisation essenziell.
BET hilft bei der präzisen
Beschreibung der Rollenteilung
innerhalb der Wertschöpfungskette
(von Beschaffung über Vertrieb zum
Kunden). Hieraus ergeben sich
Rückwirkungen auf die Aufbauorganisationen
in Bezug auf deren
Ausstattungen mit qualifiziertem
Personal und notwendigen Arbeitsmitteln
(z. B. IT-Systemen). Zusätzlich
ergeben sich erfahrungsgemäß
auch Auswirkungen auf die notwendigen
Prozesse.
November 2011
762 gwf-Gas Erdgas

(Abweichung des stündlichen Prognoselastgangs
von Standardprodukten
des Terminmarktes), Mengen-
(Abweichungen zwischen
Prognosefahrplan und Istbezug)
sowie Kreditrisiko (Kosten durch
(Teil-)Ausfall des Vertragspartners)
im Fokus der Betrachtung. Für die
Berechnung dieser Risikobestandteile
hat BET eine quantitative
Methodik entwickelt. Diese verarbeitet
mit Hilfe eines robusten und
sehr genauen mathematischen
Ansatzes verschiedene Kriterien der
Vertrags- und Marktparameter, um
Risikoprämien quantitative einordnen
zu können.
Ziel ist es, kundenclusterscharfe
bzw. kundenindividuelle Risikoprämien
für eine darauf aufbauende
Vertriebsaktivität zu generieren.
Umgekehrt können unterschiedliche
Ausgestaltungen der Produkteigenschaften
durch das Pricing in
Form der Risikoprämie quantitativ
bewertbar gemacht werden (z. B.
was bedeutet eine ToP-Grenze in
Hinblick auf die faire Höhe der Risikoprämien).
Beschaffungsstrategien
Daneben hat die Produktgestaltung
immer auch Auswirkungen auf die
Beschaffungsaktivitäten. Um Vertriebsstrategien
erfolgreich unterstützen
zu können, sind entsprechende
Beschaffungsstrategien
notwendig. BET unterstützt bei der
Bedarfsermittlung und in der Entwicklung
einer geeigneten Beschaffungsstrategie.
Hierbei sind die Vertriebsstrategie,
die Risikoneigung
und Marktchancen zu berücksichtigen.
Aus der Veränderung einer
Beschaffungsstrategie – und die
meisten Energieunternehmen orientieren
sich aufgrund der Entkopplung
von Öl- und Gaspreisen
um – ergeben sich Auswirkungen
auf Organisation, Prozesse und einzusetzende
Methoden.
Gasportfolio- und
Risikomanagement
Seit 2010 berät BET Energieunternehmen
bei dem Aufbau einer
Kooperationspartner:
Das erwartet Sie auf den 8. oldenburger gastagen
Vom 29. November bis 01. Dezember 2011
Richtungsweisende Keynote Sessions
„Gaspolitischen Entwicklungen“ und
„Gasmarktregulierung“
Erdgas im Energiekonzept der Bundesregierung
(Stefan Kapferer, BMWi)
Die Rolle der UK für die Europäische Gasversorgung
(David Strahan, Phoenix Supply Ltd.)
Herausforderungen der Energiewende
(Dr. Werner Brinker, EWE AG)
Energiebranche im Wandel – welche Perspektiven hat
Erdgas? (Achim Südmeier, RWE Vertrieb AG)
Die richtungsweisenden Pläne der EU Kommission
(Günther Oettinger, EU Kommission, eingeladen)
Gasmarkt quo vadis – wo ist der Masterplan?
(Jens Schumann, Gasunie Deutschland GmbH & Co. KG)
Erdgas – inmitten von Regulierung, Energiewende und
Wettbewerb
(Dr. Ludwig Möhring, WINGAS GmbH & Co. KG)
Regulierunsaufgaben im Gasbereich auf europäischer
Ebene – ACER Maßnahmen und Pläne
(Michael Schmöltzer, E-Control Austria)
uvm.
Stadtwerke im Dialog
Zwei abwechslungsreiche
Abendveranstaltungen
Young@Gas
Umfassendes Angebot zur Heranführung von
Young Professionals an die Gaswirtschaft
Impulsvorträge „Entwicklungsperspektiven
der Gaswirtschaft“
(Podiumsdiskussion im Anschluss)
Oliver Krischer (Bündnis 90/Die Grünen),
Bettina Pohl-Lütcke (Shell Energy Deutschland GmbH),
Marten Jürgens (EnBW Gasnetz GmbH),
Dr. Alexander Vogel (E.ON Ruhrgas AG),
Dr. Michael Ritzau (BET GmbH)
Energy-Panel
„Gasmarkt Vertrieb & Handel“
Dr.-Ing. Anke Tuschek (BDEW e.V.), Jörg Budde
(EWE Energie AG), Dr. Klaus-Dieter Barbknecht
(VNG - Verbundnetz Gas AG), Michael G. Feist
(enercity Stadtwerke Hannover AG)
IT-Panel „Herausforderungen im
europäischen Gasmarkt“
Dr. Peter Rügge (CX4U), Dr. Johannes Viereck
(Logica Deutschland GmbH & Co. KG),
Dr.-Ing. Michael Berger (evu.it GmbH),
Klaus Heimann, Wayne Johncock (Centrica plc)
Vertiefende Breakout Sessions
Gasspeicher, Smart Grids / Smart Metering / Smart
Homes, Gas Grid Code & Gastransport, Marktprozesse,
Gas to Power
Biogas Session
Internationaler Ökogashandel
Round Table Discussions
zu Themen wie Energiehandel und Erdgas mobil
Mehr als 40 Aussteller
in der interaktiven Messe
Jetzt anmelden unter www.oldenburger-gastage.de
November 2011
gwf-Gas Erdgas 763

Oldenburger Gastage
Methodik zur Berechnung verschiedener Risikobestandteile im Gasvertrieb.
Dr. Anke Tuschek, BDEW e.V.
strukturierten Gasbeschaffung und
einem dafür ausgerichteten Gas-
Portfoliomanagement. Hierbei stehen
neben den vorgelagerten Diskussionen
zum Geschäftsmodell
und der Organisationsstruktur die
konkrete Konzeption von Buchstrukturen
und Verrechnungssystemen
zur operativen Durchführung
des Portfoliomanagements im
Die Klimaziele werden nur dann eine Chance zur
Verwirklichung haben, wenn alle Maßnahmen
technologieoffen und auf marktwirtschaftlicher
Basis umgesetzt werden. Nur so lassen sich Effizienz,
Effektivität und Akzeptanz bei den Kunden
erreichen. Erdgas bietet hier innovative, sozialverträgliche
und leistungsstarke Lösungen, um in
kurzer Zeit deutliche CO 2 -Senkungen und Energieeinsparungen
zu erzielen.
Fokus. Daneben ist die fachliche
Ausgestaltung und Systemeinführung
für folgende Aufgaben notwendig:
""
Organisation des Marktzugangs
""
Datenmanagement und EDM
inkl. der Prognose
""
Fahrplan- und Bilanzkreismanagement
""
Performance- und Risikomessung
(inkl. Benchmarking)
""
Steuerungs- und Limitsystem
""
Systemimplementierung
""
Steuerungskennzahlen und
Reportingsysteme
Gasspeicher
Viele Unternehmen interessieren
sich außerdem für Investitionen in
Gasspeicher, um diese im Kontext
einer marktorientierten Vermarktung
am Termin- und Spotmarkt
einzusetzen oder um Ausgleichsenergie
zu vermeiden. Um den Wert
einer solchen Realoption in Form
der damit verbundenen Flexibilität
sichtbar zu machen, muss der Speicher
gegen alle künftig möglichen
Marktzustände auf dem Großhandelsmarkt
bewertet werden. Hierfür
verwendet BET ein Verfahren der
dynamischen stochastischen Optimierung.
Der Vorteil dieser Methodik
liegt in der Möglichkeit, sehr
komplexe Preisprozesse (mehrfaktorielle
stochastische Prozesse) zu
verwenden, um sehr realitätsnahe
Preissimulationen vornehmen zu
können. Als Ergebnisse werden die
Cash-Flows jedes Szenarios, die
Speichereinsatzweise sowie der Present
Value bzw. dessen Wahrscheinlichkeitsverteilung
ausgegeben.
Daneben können die Erwartungswerte
und Verteilung der Einund
Ausspeicherung und der
Umschlagshäufigkeit generiert werden.
Die Investitionsentscheidung
wird damit auf eine solide Grundlage
gestellt.
Kontakt:
BET Büro für Energiewirtschaft und
technische Planung GmbH,
Tel. (0241) 47062-0, Fax (0241) 47062-600,
E-Mail: info@bet-aachen.de,
www.bet-aachen.de,
Stand Nr. A 37.
Dr. Johannes Viereck, Logica Deutschland GmbH & Co. KG
Wahrscheinlichkeitsberechnungen von Umschlagshäufigkeit.
Die Gaswirtschaft ist spannend und anders! Auf
den Oldenburger Gastagen hat man eine gute
Gelegenheit, sich über die aktuelle Situation eines
sich schnell wandelnden Marktes mit Experten
aus der Branche aus erster Hand auszutauschen.
Hochkarätige Referenten und spannende Vorträge
versprechen auch dieses Jahr wieder eine interessante
Veranstaltung.
November 2011
764 gwf-Gas Erdgas

Oldenburger Gastage
numetris Cloud Metering Ansatz optimiert
Kostenstrukturen und schafft Transparenz
Cloud Computing, in der IT-Branche
längst kein nebulöser Trend
mehr, hält jetzt auch in der Energiewirtschaft
Einzug. Der Cloud Metering
Ansatz der Essener numetris AG
bietet Energieversorgern und Stadtwerken,
die sich nicht mit Investitionen
in kostenintensive Smart
Metering Technologie belasten
möchten, eine Alternative. Beim
Cloud Metering oder auch Metering-as-a-Service
(MaaS) werden die
aufwändigen Prozessschritte der
Messdatenbeschaffung und Datenverarbeitung
bis hin zur Marktkommunikation
ausgelagert und als
Messdienstleistung auf Basis der
bewährten numetris Software für
Metering-Prozesse und Energiedatenmanagement
zugekauft. Ganz
nach eigenem Bedarf, denn der
Kunde bestimmt selbst, welche
Daten er wie oft für seine internen
und externen Prozesse benötigt.
Statt in kostspielige Abruftechnik
zur Zählerfernauslesung zu
investieren und die notwendige IT-
Infrastruktur zur Plausibilitätsprüfung,
Ersatzwertbildung, Analyse
und Prognose auszubauen, können
sich die Unternehmen auf ihr Kerngeschäft
konzentrieren – ihre Kunden
serviceorientiert und kostengünstig
mit Energie zu versorgen.
Die Abrechnung der numetris
Messdienstleistung erfolgt auf Basis
der erfolgten Messstellen-Abrufe
und Abrufintervalle sowie zusätzlich
gebuchter Dienstleistungen,
beispielsweise einem optionalen
Online-Portal oder der externen
Marktkommunikation. Das Ergebnis:
transparente und deutlich reduzierte
Kostenstrukturen sowie eine
Risiko-Verlagerung zugunsten der
EVU. Denn notwendige Anpassungen
der IT-Prozesse, die sich durch
Veränderungen im Hinblick auf die
Kommunikation mit den Zählern,
die Marktkommunikation, die
Ersatzwertbildung oder Plausibilisierung
ergeben, sind nicht länger
mit großem Aufwand vom Energieversorger
selbst vorzunehmen, sondern
erfolgen automatisch durch
numetris.
Speziell zu den Oldenburger
Gastagen bietet numetris interessierten
Energieversorgern, Stadtwerken,
Messstellenbetreibern, Energiehändlern
und Contractoren die
Möglichkeit, die numetris Messdienstleistung
für eine Messstelle
drei Monate kostenlos zu testen.
Unternehmen, die die Messung
einer RLM Gas Messanlage und die
David Strahan, Phoenix Supply Ltd.
Datenbereitstellung im Rahmen der
WiM Prozesse für die GeLi Gas und
GABi Gas-konforme Verarbeitung
nutzen möchten, melden sich einfach
am numetris Ausstellungsstand.
Kontakt:
numetris AG,
Bruna Riviello-Janoschka,
Tel. (0201) 895454-0,
E-Mail: Bruna.Riviello@numetris.de,
www.numetris.de,
Stand A48.
„Der numetris
Cloud Metering
Prozess“.
Während im Vereinigten Königreich und anderen europäischen Staaten
von wirtschaftlichem Wachstum gesprochen wird, ist der wirtschaftliche
Aufschwung sehr schwach. Erdgas bleibt in Europa der
Schlüssel für Strom- und Energieversorgung im privaten und öffentlichen
Bereich. In diesem Zusammenhang stellen die britischen und
europäischen Energievorgaben und Preise, vor allen Dingen im
Bereich Erdgas, einen bedeutenden Faktor bei der Suche nach einem
stärkeren Wirtschaftswachstum dar. 

Die 8. oldenburger gastage
geben die einmalige Gelegenheit die Herausforderungen und Chancen
des europäischen Gasmarktes zu diskutieren. Daher freue ich
mich sehr auf diese Veranstaltung.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 765

Oldenburger Gastage
50 Jahre GasVersorgung Süddeutschland GmbH
Michael Kirschner.
Die GasVersorgung Süddeutschland
GmbH (GVS), Stuttgart,
zählt zu den großen deutschen Gasgesellschaften.
Das Unternehmen
beliefert Stadtwerke, regionale Gasversorger,
Industriekunden und
Kraftwerke im In- und Ausland mit
Erdgas und Bio-Erdgas. Seit 50 Jahren
tragen Mitarbeiter, Kunden und
Partner zum Erfolg der GVS bei. Deshalb
steht das diesjährige Jubiläumsjahr
unter dem Motto „Wir
feiern Sie“.
Das Produktspektrum ist vielfältig:
Verträge mit Ölpreis-Gleitformel,
Day- und Month-Ahead-Produkte,
Tranchenmodelle oder flexible
Bänder, aber auch die klassische
Vollversorgung, Fahrpläne mit individuellen
Toleranzen, Standard-
Handelsprodukte oder Residuallieferungen
bis hin zu ganz individuellen
Lösungen mit unterschiedlichen
Beschaffungsindexierungen. So
können die Kunden ihren Gaseinkauf
flexibel gestalten, Marktrisiken
intelligent managen und die
eigenen Ressourcen optimal den
Anforderungen des eigenen Unternehmens
anpassen.
Die GVS bietet vielfältige Dienstleistungen
zum Speicher- und
Bilanzkreis- sowie Portfoliomanagement
an: „Wir erarbeiten für
jeden Kunden ganz auf seine Anforderungen
zugeschnittene Beschaffungsstrategien
und helfen ihm bei
der Entscheidung, wie die Chancen-/Risikoverteilung
in seinem
Produktportfolio sein soll“, sagt
Michael Kirschner, GVS Bereichsleiter
Vertrieb.
Zum Serviceangebot des Unternehmens
gehört ein Serviceportal
im Internet mit nützlichen Tools, die
den Arbeitsalltag im Erdgasgeschäft
erleichtern. In Workshops und Seminaren
zeigen erfahrene Social-
Media-, Marketing-, oder PR-Experten,
wie die Teilnehmer Internetdienste
effektiv nutzen können,
erfolgreich Kunden- und Verkaufsgespräche
durchführen oder beim
Interview vor der Kamera auftreten.
Die GVS bietet darüber hinaus Internet-
und Social-Media-Dienstleistungen
sowie Event-Support an.
Außerdem einen Profilcheck, bei
dem der Unternehmensauftritt der
Kunden auf den Prüfstand gestellt
und Optimierungsmöglichkeiten
vorgeschlagen werden.
Mit Bio-Erdgas bitet die GVS
ihren Kunden einen zukunftsfähigen
Energieträger an, der einen
bedeutenden Beitrag zum Klimaschutz
leisten kann. Bio-Erdgas ist
nicht nur CO 2 -neutral, sondern lässt
sich mit Erdgas kombinieren.
Außerdem können damit gesetzliche
Bestimmungen schnell und
unkompliziert erfüllt werden. Passend
zum Produkt hat die GVS die
Kampagne „Bio-Erdgas. Einfach
gutes Klima“ entwickelt, die auf die
individuellen Bedürfnisse jedes einzelnen
Stadtwerks angepasst werden
kann. Im Verbund möchte die
GVS Bio-Erdgas bekannter machen.
Neben verschiedenen Anzeigenmotiven
und Infomaterialien beinhaltet
die Kampagne Messeexponate,
Filmmaterial, gebrandete
Fahrzeuge und die Webseite www.
einfach-gutes-klima.de.
Die GVS engagiert sich auch in
den Bereichen Bildung, Kultur und
Sport insbesondere bei der Nachwuchsförderung.
Dazu gehören
neben dem Wettbewerb „Energie
für Bildung“, der GVS Erdgas-Schüler-Cup,
der Camillo-Michele-Gloria-Preis
zur Förderung junger
Künstler und Leistungspreise für
den Nachwuchs in Handwerk,
Hotellerie und Gastronomie.
Zudem ist die GVS Hauptsponsor
des Science Centers „experimenta“
in Heilbronn. Im Unternehmen
arbeiten 60 Mitarbeiterinnen und
Mitarbeiter. Gesellschafter sind zu
je 50 % die EnBW und der italienische
Energiekonzern Eni.
(Bio-)
Erdgas-Auto.
Kontakt:
Gasversorgung Süddeutschland,
Roxana Parlapanis,
Tel. (0711) 7812-0,
E-Mail: r.parlapanis@gvs-erdgas.de,
www.gvs-erdgas.de,
Stand A30.
November 2011
766 gwf-Gas Erdgas

Oldenburger Gastage
Marktübergreifende und unabhängige
Gasversorgung durch goldgas
Das Nürnberger Unternehmen
goldgas ist ein stark wachsender,
unabhängiger Gasversorger in
Deutschland. Seit goldgas 2006 das
operative Geschäft begann, wurden
die neuen rechtlichen und wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen
der Gasmarktliberalisierung konsequent
genutzt. Dabei hat es sich
das Unternehmen zur Aufgabe
gemacht, die Liberalisierung zu nutzen
und den Energiemarkt insgesamt
transparenter zu machen.
goldgas verfolgt dabei nicht nur
eine stringente, netzunabhängige
Strategie, sondern ist als inhabergeführtes
Unternehmen auch gesellschaftsrechtlich
vollkommen unabhängig.
Die Nutzung neuer Importkanäle
ermöglicht es, marktübergreifend
und unabhängig von den großen
Energiekonzernen zu operieren.
Durch das gesetzlich verbriefte
Recht auf diskriminierungsfreien
Netzzugang, kann goldgas prinzipiell
jeden Entry- und Exitpunkt in
Deutschland und der europäischen
Union bedienen. Auch auf die viel
diskutierte Ölpreisbindung kann so
weitgehend verzichtet werden,
wodurch der Kundenkreis von
zusätzlichen Preisvorteilen profitieren
kann. Auch Kostenstrukturen
der Zwischenhändler müssen nicht
mitfinanziert werden. goldgas
beliefert mehr als 170 000 Kunden.
Neben Privathaushalten und Ge -
schäftskunden zählen hierzu zahlreiche
Großabnehmer aus Ge -
werbe, Industrie und Weiterverteilung.
Kontakt:
goldgas SL GmbH,
Stefanie Bonie,
Tel. (089) 520 575 99 15,
E-Mail: Stefanie.Boni@goldgas.de,
Stand A34.
Achim Südmeier, RWE Vertrieb AG
Ewald Woste, BDEW e.V.
Der laufende Wandel in unserer Branche hat
durch die beschlossene Energiewende neue kräftige
Impulse erhalten. Gas wird darin als Brücke
bezeichnet, KWK-gespeiste Wärmeversorgung
steht vielfach im Fokus. Stadtwerke sehen sich
hier gut aufgestellt, aber auch branchenfremde
Unternehmen erkennen darin attraktive Potenziale.
Neue Allianzen werden erfolgreich Themen
wie Smart Meter, Abrechnung, Erzeugung, Handel
miteinander verknüpfen.
Das Energiesystem der Zukunft
und die zunehmende Konvergenz
von Stromerzeugung und
Wärmeversorgung erfordern
Energieträger, die bei hohen
Wirkungsgraden in modernsten
Anwendungen flexibel einsetzbar
sind und gleichzeitig
den hohen Ansprüchen einer
CO 2 -armen Energieversorgung
gerecht werden. Erdgas erfüllt
alle diese Anforderungen und
ist daher idealer Partner der
erneuerbaren Energien.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 767

Oldenburger Gastage
Gas-Union für die bundesweite Belieferung
kommunaler Energieversorger
Gas-Union ist eine führende
Großhandelsgesellschaft für
Erdgas auf dem deutschen Markt.
Seit 50 Jahren werden bundesweit
Energieversorger und Industrieunternehmen
mit Erdgas versorgt.
Der Bedarf der Kunden wird gebündelt
und das Erdgas frei und
kostenoptimiert von den Handelsplätzen
und Importeuren beschafft
Als Gesellschaft mit rund 75 % kommunalen
Anteilseignern liegt der
Hauptaugenmerkt auf der Versorgung
kommunaler Energieversorger
mit Erdgas. Die Lieferprodukte
reichen von der Vollversorgung bis
hin zu vollständig flexiblen Angeboten.
Lieferungen können sowohl
im NCG-H als auch im Gaspool
erfolgen.
Die Gas Union betreibt eine
eigene Erdgasspeicheranlage in
Reckrod und hält wesentliche An -
teile an bedeutenden Erdgasspeichern
in Deutschland. Das Unternehmen
ist seit 2007 auch im
Upstream-Bereich aktiv und besitzt
eine wesentliche Beteiligung an
einem Explorationsfeld in der britischen
Nordsee. Im Herbst 2011 wird
dort mit der Förderung von Erdgas
begonnen.
Für Stadtwerke und Industriebetriebe
bietet der Shared-Service von
Gas-Union umfassende Dienstleistungen
unabhängig vom Erdgashandel.
Dazu gehören Produkte wie
das Bilanzkreis- und das Portfoliomangement.
Besondere Beachtung
findet das Premium-Pool zur Optimierung
der Ausgleichs- und Strukturierungsbeitragskosten.
Sämtliche
Angebote des Shared Service
können individuell zusammengestellt
oder auch einzeln gebucht
werden.
Kontakt:
Gas-Union GmbH,
Tel. (069) 30 03-0,
E-Mail: info@gas-union.de,
www.gas-union.de,
Stand A50+51.
Die Zukunft der europäischen Gasbranche
„Die Relevanz von Erdgas als vielseitige und flexible Energiequelle wird durch die Energiewende noch
verstärkt.“ Dr. Peter Rügge, Geschäftsführer der CX4U-Unternehmensgruppe und Veranstalter der oldenburger
gastage, ist sicher, dass der Atomausstieg Deutschlands neue Chancen und Perspektiven für die
Gasbranche bietet – und eben diese werden ein Kernthema der diesjährigen oldenburger gastage sein. Die
achte Auflage der Fachveranstaltung findet vom 29. November bis zum 1. Dezember 2011 in der Weser-Ems
Halle im niedersächsischen Oldenburg statt. Mit rund 1000 Kongressbesuchern und 3000 verkauften Messetickets
gelten die oldenburger gastage als wichtigster Branchentreff für die europäische Gaswirtschaft.
„Auch in diesem Jahr haben wir das Konzept der Veranstaltung weiter optimiert“, berichtet Dr. Rügge. Maßgeblich
dafür ist die seit Herbst 2010 bestehende Kooperation mit dem Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW): „Der BDEW verfügt über ein starkes Netzwerk an renommierten Experten, die
das Programm des Kongresses bereichern“, sagt Dr. Rügge.
Thematisch stellen die oldenburger gastage neben der Energiewende den Wandel der Energiesysteme und
Netze in den Fokus. Renommierte Experten und Insider der Gasbranche werden ihre Visionen hierzu aufzeigen,
Problematiken benennen sowie konkrete, praxisnahe Lösungsstrategien skizzieren. „Dabei profitieren
unsere Besucher auch von den Erfahrungen, die in unserem diesjährigen Partnerland Großbritannien
bereits gemacht wurden“, stellt Dr. Rügge in Aussicht. Das Vereinigte Königreich verfügt im Vergleich zu
Deutschland in Sachen Gasmarktregulierung sowie Smart Metering über eine bewegtere Historie. Denn die
eigentumsrechtliche Entflechtung der Gasversorgung und die Privatisierung der Energiewirtschaft beschäftigt
die Branche des größten Inselstaates Europas seit vielen Jahren. Dr. Rügge: „Darüber hinaus wandelt
sich Großbritannien vom Selbstversorger zum Importeur. Wir sind sehr gespannt auf die Perspektive unseres
Partnerlandes im Hinblick auf die Entwicklungen in Kontinentaleuropa.“
November 2011
768 gwf-Gas Erdgas

WISSEN für die ZUKUNFT
Biogas
Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
Dieses Standardwerk behandelt sämtliche Aspekte rund um
das Thema Biogas von der Erzeugung über die Aufbereitung
bis zur Einspeisung.
Der inhaltliche Schwerpunkt liegt auf der Betrachtung der gesamten
verfahrenstechnischen Prozesskette. Grundlage der Erörterung sind
die technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen in Deutschland.
Ergänzend werden zukünftige Entwicklungen und Potenziale
für Biogas diskutiert. Die Themenaufbereitung basiert auf aktuellen
Forschungsergebnissen, Erfahrungsberichten sowie Best-Practice-
Anwendungen und ist in ihrer Form bisher einzigartig.
Das Buch richtet sich an alle Interessengruppen, die fachlich mit
der Biogas einspeisung befasst sind. Es trägt sowohl konkreten,
praktischen Aspekten Rechnung und fungiert zugleich als Einstiegswerk
für die wissenschaftliche Bearbeitung.
Aus dem Inhalt:
∙ Politische, rechtliche und wirtschaftliche Rahmenbedingungen
∙ Verfahrenstechnik der Biogaserzeugung
∙ Technische und rechtliche Anforderungen an die Gasqualität
∙ Verfahrenstechnik der Gasaufbereitung
∙ Anlagentechnik der Gaseinspeisung
∙ Abrechnung und Messtechnik
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Hrsg.: S. Bajohr / F. Graf
1. Auflage 2010, ca. 300 Seiten, Farbdruck,
Hardcover, mit CD-ROM oder DVD
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Biogas, 1. Auflage 2010
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ISBN: 978-3-8356-3211-0
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FachberichtE Energiespeicherkonzepte
Power-to-Gas
Entwicklung von Anlagenkonzepten im Rahmen der
DVGW-Innovationsoffensive
Energiespeicherkonzepte, Power-to-Gas, DVGW-Innovationsoffensive, Wasserstoff und EE-Methan
Gert Müller-Syring, Marco Henel, Hartmut Krause, Hans Rasmusson, Herwig Mlaker, Wolfgang Köppel,
Thomas Höcher, Michael Sterner und Tobias Trost
Power-to-Gas ist eine Technologie, welche die Integration
von Erneuerbaren Energien in die bestehenden
Netzinfrastrukturen maßgeblich unterstützen kann.
Weiterhin führt die Etablierung dieser Technologie
zur weiteren Verschmelzung der Energienetze Strom
und Gas, was einen wichtigen Schritt zur Schaffung
eines gesamtoptimierten Energiesystems darstellt. Zur
Bewertung der Technologiepotenziale, zur Ausgestaltung
von gesetzlichen Rahmenbedingungen sowie für
die Entwicklung von Demonstrationsprojekten ist es
erforderlich, realistische Anlagenkonzepte zu definieren
und Gestehungskosten für die Technologien bzw.
deren Produkte (Erneuerbare Gase) zu ermitteln.
Diese Fragestellungen werden in dem DVGW F&E
Vorhaben „Energiespeicherkonzepte“ adressiert und
wurden im DBI-Fachforum „Energiespeicherkonzepte
und Wasserstoff 2011“ in Berlin diskutiert. Die Zwischenergebnisse
aus dem DVGW F&E-Vorhaben sowie
Kernaussagen der Podiums diskussion des Fachforums
werden im Folgenden erläutert.
Power-to-gas – storage concepts for renewable
energy
Power-to-gas is a technology that can significantly
support the integration of renewable energies into
existing energy infrastructures. Beyond this the
implementation of Power-to-gas will lead to a further
merging of the power- and natural gas grid, which
marks an important step forward on the way to a
future energy system. To evaluate the potential of the
technology, as a basis for future political measures
and as a precondition for successful pilot plants it is
important to develop realistic system concepts. Moreover
the expected costs for the technologies and their
products (hydrogen and methane) needs to be estimated.
These tasks are addressed in the DVGW R&D
project „Energy Storage Concepts“ and were discussed
at the DBI-Panel on „Energy storage concepts
and Hydrogen 2011“ in Berlin. Preliminary results
from the DVGW R&D project and statements of the
panel discussion will be explained below.
Mit den klimapolitischen Zielen der Bundesregierung
wurden die Weichen für eine grundlegende Umgestaltung
der Energieversorgungssysteme gestellt. Bis 2050
sollen die CO 2 -Emissionen in Deutschland um mindestens
80 % und der Primärenergieverbrauch um 50 %
sinken. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE), das
Energiesparen und die Energieeffizienzsteigerung stehen
daher im Fokus der politischen Tagesordnung. Dieser
energiepolitischen Ausrichtung muss sich die Gasversorgung
anpassen und steht vor einem tiefgreifenden
Wandel. Erdgas, derzeit noch die Nr. 1 im
Wärmemarkt, muss sich heute stärker denn je im Wettbewerb
mit alternativen Heiztechnologien behaupten.
Darüber hinaus reduzieren erhöhte Dämmstandards
sowie Effizienzsteigerungen den Heizbedarf und in
Folge auch den Erdgasabsatz.
Insbesondere in der Stromerzeugung ist die Wirkung
der politischen Vorgaben klar zu erkennen. Allein im
Bereich der Photovoltaik (PV) wurden im Jahr 2010 zu
den bereits installierten rund 10 GW Leistung nach einer
Prognose des Bundesverband Solarwirtschaft e. V. noch
einmal fast 7 GW peak zugebaut und rund 12 000 GWh
Solar-Strom erzeugt [1]. Noch stärker zeigt sich der Ausbau
der regenerativen Energien bei der Windkraft. Derzeit
sind Windkraftanlagen mit einer Erzeugungskapazität
von rund 27 GW installiert. Für 2020 plant die Bundesregierung,
dass dieser Anschlusswert auf 45,8 GW
ansteigt [2]. Bereits heute übersteigt die Einspeisung
von Strom aus Wind und Sonne jedoch zeitweise die
Nachfrage bzw. droht die Stromnetze zu überlasten, so
dass nicht nur konventionelle Kraftwerke heruntergefahren
werden müssen, sondern auch Windräder und
Solaranlagen temporär von den Netzen genommen
werden. Die erfolgreiche Integration der zunehmenden
Mengen an Erneuerbarem Strom erfordert aus jetziger
Sicht einen Ausbau der Stromnetze sowie zusätzliche
Transport- und Speichertechnologien. Einen solchen für
die gesamte Energie- und Volkswirtschaft vielverspre-
November 2011
770 gwf-Gas Erdgas

Energiespeicherkonzepte
Fachberichte
chenden Lösungsansatz bietet die Umwandlung von
regenerativ erzeugtem Strom in Wasserstoff oder
Methan und deren Einspeisung in das Gasnetz und die
daraus resultierende Kopplung von Strom- und Gasnetz.
Vor diesem Hintergrund untersucht der DVGW, der
Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches e. V. im Rahmen
einer Innovationsoffensive, welche Rolle der Energieträger
Gas im zukünftigen Energiesystem einnehmen
kann. Ein Ansatz, der im Rahmen der Gasfachlichen
Aussprachetagung 2010 in Stuttgart erneut von den
DVGW-Mitgliedern bekräftigt und von Behörden und
Politik begrüßt wurde. Ziel ist es, die Potenziale von Erdgas
als geeignetem Partner der erneuerbaren Energien
deutlich zu machen und die technologische Basis dafür
auszubauen. Ein Kernthema dabei ist die Erzeugung,
Speicherung und Einspeisung von Wasserstoff und
Methan aus regenerativem Strom in das vorhandene
Gasnetz: „Power-to-Gas“.
1. Schlüsselthema „ Power to Gas“
Gleich mehrere Gründe sprechen für das Power-to-Gas-
Konzept: In das bestehende Gasnetz eingespeist, können
Wasserstoff oder Methan je nach Bedarf wieder in
Strom, Wärme oder Kraftstoff umgewandelt werden. Ein
ausgebautes und leistungsfähiges Gasnetz innerhalb
Deutschlands und auch Europas besteht bereits. Das
deutsche Gasnetz verfügt über ein Speichervolumen,
das gut einem Drittel der gesamten jährlichen Stromproduktion
Deutschlands entspricht, und es bietet eine
hohe Flexibilität bei hohen Transportkapazitäten über
große Entfernungen. Das Gasnetz transportiert jährlich
eine Energiemenge von rund 1000 Mrd. kWh und damit
etwa doppelt so viel wie das Stromnetz (rd. 540 Mrd. kWh
netto) [3]. 20 % des jährlichen Gasabsatzes werden derzeit
in Untergrundspeichern vorgehalten, bis 2030 wird
dieser Wert auf 30 % ansteigen. Das Erdgasnetz ist damit
nicht nur ein flächendeckendes und europaweit vernetztes
Energieverteilungssystem, sondern stellt auch
eine erhebliche Energiespeicherkapazität dar. Im
Gegensatz zum Stromnetz, in dem eine zeitversetzte
Auf- und Abgabe von Energie nicht möglich ist. Der
Netzausbau von 850 km nach Dena I sind für die Integration
Erneuerbarer Energie in jedem Fall notwendig.
Darüber hinaus kann je nach dem realisierten Ausbau
Erneuerbarer Energie ein zusätzlicher Bedarf an Stromtransportkapazitäten
von bis zu 2000 km entstehen [4;
5]. Ein milliardenschwerer und enorm hoher technischer
Aufwand [6 bis 8].
Rund 500 000 km Gasleitungen und Speichermöglichkeiten
für 20 Mrd. m³ Gas [9] sind hingegen schon
vorhanden und könnten regenerativ erzeugten Strom
in Form von Wasserstoff oder Methan sofort aufnehmen.
Technisch wurden wasserstoffhaltige Gase bis in
die 1980erJahre genutzt. Im Stadtgas zum Beispiel der
1950erJahre waren Wasserstoffanteile von bis zu 50 %
durchaus üblich und wurden flächendeckend eingesetzt.
In der modernen Gastechnik haben sich die Rahmenbedingungen
aber auf ein weitgehend reines
MethanGas eingestellt. Dennoch sind heute unter
Berücksichtigung des DVGW Regelwerkes (G 260/G 262)
bereits Beimischungen von Wasserstoff ins Gasnetz
möglich [10]. Ergebnisse aus EUkofinanzierten Projekten
(z. B. NaturalHY, SES6/CTI 20041502661) zeigen, dass
viele Elemente der bestehenden Gaswirtschaft Zumischungen
von Wasserstoff bis zu 15 Vol.% gut tolerieren
können.
Um die klimapolitischen Ziele zu erreichen, neue Herausforderungen
und Aufgaben für die Gaswirtschaft zu
entwickeln und wirtschaftlich tragfähige PowertoGas-
Konzepte zu schaffen, sind eine effiziente Anlagentechnik
und ein entsprechend förderlicher regulatorischer
Rahmen notwendig. Die hierfür wesentlichen technologischen
Prozesse sind die Elektrolyse von Wasser zu
Wasserstoff und Sauerstoff sowie, wenn erforderlich.
nachfolgend eine exotherme Methanisierung, die aus
Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid Methan synthetisiert.
Für eine Bewertung der Potenziale dieser Prozesse und
ihrer Eignung für den Power-to-Gas-Ansatz der Energiespeicherung
muss die Effizienz der Verfahren sowie der
erforderlichen Nebenanlagen bewertet werden. Dies
erfordert neben der Konkretisierung von Anlagenkonzepten
auch weitere Betrachtungen, z. B. der Schnittstellen
der Energienetze oder der Toleranz der bestehenden
Erdgasinfrastruktur gegenüber Wasserstoff. Diese Fragestellungen
werden im Rahmen der DVGWInnovationsoffensive
in dem F&E-Projekt „Energiespeicherkonzepte“
(G1-07-10) untersucht. Die Bearbeitung des Projektes
erfolgt innerhalb eines DVGWForschungskonsortiums
mit den Partnern: DVGWForschungsstelle am Engler-
BunteInstitut des KIT, E.on Ruhrgas AG, Fraunhofer IWES
und VNG AG unter der Koordination der DBI GUT GmbH.
Die Projektschwerpunkte und erste Zwischenergebnisse
werden im Folgenden dargestellt.
2. Ziele und Schwerpunkte des
DVGW-Projektes Energiespeicherkonzepte
Für die weitere Entwicklung des Power-to-Gas-Ansatzes
durch die Gaswirtschaft ist eine objektive Einschätzung
der Potenziale sowie der Wirtschaftlichkeit dieser Speicheroption
essenziell. Auf Grundlage einer solchen
Bewertung können dann die erforderlichen wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen gemeinsam mit den Verantwortlichen
in der Politik und den ausführenden Organen
(z. B. Bundesnetzagentur) diskutiert werden. Wesentliches
Ziel des Projektes ist es daher, diese Bewertung
durchzuführen und die folgenden für eine Diskussion
erforderlichen Grundlagen zu schaffen:
""
Ermittlung des Standes der Technik hinsichtlich der
Elektrolyse und der Methanisierung
""
Inventur des Wissens- und Erfahrungsstandes zur
Toleranz der bestehenden Erdgasinfrastruktur
November 2011
gwf-Gas Erdgas 771

FachberichtE Energiespeicherkonzepte
gegenüber Wasserstoff sowie Ansätze zur Erhöhung
deren Toleranz
""
Entwicklung von Power-to-Gas-Anlagenkonzepten
für vier realistische Leistungsklassen sowie deren
wirtschaftliche Bewertung
Weiterhin werden die Power-to-Gas-Verfahren mit
Lösungen im Stromnetz verglichen, auch um einzuschätzen,
ob und in welcher Größenordnung ein Netzausbau
auf der Stromseite durch den Einsatz dieser
Technologien verringert werden kann. Darüber hinaus
wird der Forschungsbedarf für die Umsetzung dieser
Lösungen in Abhängigkeit ihres Einsatzgrades ermittelt.
Auf Grundlage der Ergebnisse werden Handlungsempfehlungen
für die Gaswirtschaft erarbeitet, die auch
die praktische Prüfung der Anwendbarkeit im Rahmen
von Pilotanlagen umfassen werden. Darüber hinaus ist
der DVGW bestrebt, diesen Technologieansatz und insbesondere
die erforderlichen Demonstrationen gemeinsam
mit den Bundesministerien weiterzuentwickeln und zu
befördern. Hierzu wurden erste Gespräche geführt, welche
mit der Bereitstellung von neuen Projektergebnissen
fortgeführt werden.
3. Schnittstellen der Energieinfrastrukturen
Die Speicherung von Erneuerbarer Energie im Erdgassystem
setzt die Fähigkeit des Netzes voraus, die Energieträger
Wasserstoff und Methan aufnehmen zu können.
Hierzu ist es erforderlich, neben der technischen
Verträglichkeit des Mediums, die für Methan uneingeschränkt
und für Wasserstoff in Grenzen gegeben ist,
auch mögliche Übernahmeschnittstellen zwischen den
Netzen sowie deren Kapazitäten zu betrachten. Hierbei
stellt sich vorteilhaft dar, dass beide Energienetze
(Strom- und Erdgasnetz) ähnliche Grundstrukturen aufweisen.
Große Energiemengen werden zentral erzeugt
bzw. eingespeist und an Transport- und Verteilungsnetze
übergeben, die die Versorgung des größten Teiles
Bild 1. Schnittstellen von Strom- und Gasnetz sowie Lage von Erdgasspeicher
[11]
der Endkunden sicherstellen. Bei der Betrachtung der
Transportebene der Energienetze wird deutlich, dass
eine Vielzahl von Schnittstellen für die Umwandlung
von regenerativer Elektroenergie in speicherbare, gasförmige
Medien existiert (Bild 1).
4. Wasserstoff und Methan als Speichermöglichkeiten
für Erneuerbaren Strom
im Erdgasnetz
Die chemische Speicherung von regenerativem Strom
im Erdgasnetz erfordert zunächst die Umwandlung von
Strom zu Wasserstoff mit Hilfe der Elektrolyse. Im Mittel
kann heute abhängig von der eingesetzten Technologie
von rund 80 % Wirkungsgrad der Elektrolysezelle ausgegangen
werden (einfache Wasserelektrolyse etwa 70 %
und mit modifizierten Elektroden und Membranen
unter Laborbedingungen sogar über 90 %). Der hergestellte
Wasserstoff kann anschließend als Zusatzgas
dem Erdgas beigemischt werden oder in einer nachgeschalteten
Methanisierung zu Methan umgewandelt
werden. Für diesen zweiten Umwandlungsschritt (exotherme
Reaktion) wird CO 2 aus möglichst regenerativen
Quellen benötigt, das dann noch einmal genutzt werden
kann, bevor es emittiert wird. Die CO-Methanisierung
gehört zur StandardTechnologie für die Kohlevergasung,
und der Wirkungsgrad liegt im Bereich von
etwa 75 bis 85 % [12; 13]. Die Reaktortemperaturen
beim Umwandlungsprozess liegen bei 250 bis 500° C.
Die CO 2 -Methanisierung weist ähnliche Wirkungsgrade
auf und wird erstmals in Pilotanlagen zur Energiespeicherung
eingesetzt [14].
Eine Herausforderung der Methanisierung besteht
darin, die Wärme aus dem Reaktor abzuführen, so dass
über den gesamten Reaktionsraum eine thermodynamisch
optimale Reaktionstemperatur vorherrscht. Neben
dem Einsatz geeigneter Katalysatoren setzt der Prozess
in engen Grenzen schwankende Stoffströme voraus, was
eine Zwischenspeicherung des elektrolytisch erzeugten
Wasserstoffes erforderlich macht. Der wesentliche Vorteil
der Methanisierung liegt in der „unbegrenzten“ Zumischbarkeit
ihres Produktgases (Methan) zum Erdgas. Wird
regenerativ erzeugtes Methan in das Erdgasleitungsnetz
eingespeist, sind im Betrieb des Erdgasleitungssystems
und der Anwendung weder technische noch organisatorische
Anpassungen erforderlich. Bei einer Wasserstoffeinspeisung
ist dies nicht immer der Fall, jedoch sind
heute bereits schon geringe Zumischkonzentrationen
ohne Nachregelungen möglich. Für die Zumischung von
größeren Mengen Wasserstoff ist eine differenzierte
Betrachtung von Leitungsinfrastruktur und Anwendungstechnologien
erforderlich.
Bei der Integration von erneuerbarem Strom in das
Erdgasnetz ist daher prinzipiell zu unterscheiden, ob die
erforderlichen Aufwendungen zur Einbindung vor dem
Netz, in Form der Methanisierung, oder im Netz also der
Erhöhung der Toleranz gegenüber Wasserstoff, realisiert
November 2011
772 gwf-Gas Erdgas

Energiespeicherkonzepte
Fachberichte
werden. Als Grundlage für die Entscheidungsfindung ist
eine Bewertung unter Berücksichtigung von technischen,
betriebswirtschaftlichen und insbesondere
volkswirtschaftlichen Kriterien erforderlich. Im Ergebnis
einer solchen Bewertung können Anwendungsfälle
identifiziert werden, bei denen eine Zumischung von
Wasserstoff gegenüber der von Methan zu bevorzugen
ist sowie Netzschnittpunkte, bei denen die Methanzumischung
zu favorisieren ist. Grundlagen und eine erste
orientierende Bewertung werden im Rahmen des Projektes
geschaffen. Hierzu gehört auch eine Inventur des
aktuellen Wissensstandes zur Toleranz des Erdgasleitungsnetzes
gegenüber Wasserstoff. Diese ist für die
deutsche Gaswirtschaft wichtig, da die letzten umfänglichen
Arbeiten zu diesem Thema (DVGW-Forschungsvorhaben
„Möglichkeiten des Wasserstoffeinsatzes zur
Energieversorgung – Position der deutschen Gaswirtschaft“)
aus dem Jahr 2005 stammen und zwischenzeitlich
umfangreiche Arbeiten auf diesem Gebiet durchgeführt
wurden. Im Folgenden sind erste Ergebnisse aus
dem Arbeitspaket 1 (Wasserstofftoleranz) aufgeführt.
5. Wasserstofftoleranz des Erdgasnetzes
Die Zumischung von Wasserstoff führt, je nach Konzentration,
zu einer signifikanten Änderung der Gaskennwerte.
Der Brennwert von Wasserstoff beträgt etwa ein
Drittel des Brennwertes von Erdgas, sodass bei einer
Zumischung von 20 Vol.% Wasserstoff der Energieinhalt
des Gasgemisches um etwa 15 % abnimmt. Der Wobbeindex
hingegen, als Maß für die Charakterisierung der
Qualität von Brenngasen, nimmt bei gleicher Zumischung
nur um etwa 5 % ab, da aufgrund der gegenüber
Erdgas deutlich geringeren Dichte von Wasserstoff
eine Teilkompensation erreicht wird (Bild 2).
Schädigungen, die infolge von Wasserstoffeintrag bei
Rohrleitungen auftreten können, sind an eine dynamische
Belastung der Werkstoffe gebunden oder erfordern
das Vorhandensein von Elektrolyten in der Rohrleitung.
Gas-Transportleitungen unterliegen keinen bzw. sehr
wenigen dynamischen Belastungen. Selbst bei Vorhandensein
der genannten Voraussetzungen wird eine Wasserstoffbeimischung
von bis zu 50 Vol.%, unter Berücksichtigung
von Forschungsergebnissen, als unkritisch
eingeschätzt. Wasserstoffkonzentrationen von mehr als
50 Vol.% können zu einer technisch relevanten
Beschleunigung des Risswachstums führen, welches
durch geeignete Pipeline-Integrity-Maßnahmen überwacht
werden müsste [16].
Die Permeation von Wasserstoff durch Stahl- und
Kunststoffrohrleitungen, Dichtungen und Membranen
kann aufgrund ihres geringen Umfangs aus ökonomischer
sowie ökologischer Sicht vernachlässigt werden.
Aus sicherheitstechnischer Sicht besteht in Hinblick auf
die Permeation kein erhöhtes Risiko im Vergleich zu Erdgas,
vor allem, wenn der permeierte Wasserstoff frei in
die Atmosphäre entweichen kann. Die Permeationsverluste
sind wesentlich geringer als die Leckagen durch
Undichtheiten. Sowohl die Permeations- als auch
Leckageverluste sind so gering, dass diese i.d.R. vernachlässigt
werden können. Auf die Leckageraten selbst
hat die Wasserstoffzumischung zwei Auswirkungen: Der
Volumenstrom aller Leckagen steigt an, wobei sich der
Massestrom und Energiegehalt der Leckagen erkennbar
verringert.
Gasdruckregelanlagen für Eingangsdrücke ab 5 bar
werden in Deutschland in der Regel nach dem DVGW-
Arbeitsblatt G 491 geplant und errichtet. Diese Anlagen
werden mit Gasen nach dem DVGWArbeitsblatt G 260
mit Ausnahme von Flüssiggas betrieben. Dies bedeutet,
dass die Anlagen auch für wasserstoffreiche Gase ausgelegt
werden (bis 67 Vol.-Prozent H 2 ).
Kavernenspeicher bieten grundsätzlich gute Voraussetzungen
für die Wasserstoffspeicherung. Eine Einspeisung
von Wasserstoff in Porenspeicher wird zurzeit kritisch
betrachtet. Weitere Untersuchungen sind diesbezüglich
noch erforderlich und sollten klären, unter
welchen Voraussetzungen Kavernen- und Porenspeicher
für die Wasserstoffspeicherung genutzt werden
können.
Hinsichtlich der Wasserstofftoleranz von Gasturbinen
bestehen seitens der Hersteller keine Erfahrungen
bei der Verbrennung von Erdgas mit Wasserstoffanteilen
über 34 Vol.% in Turbinen die für Erdgas ausge legt
wurden. Mit Konzentrationen bis 9 Vol.% Wasserstoff im
Erdgas wurden einzelne Versuche unter Laborbedingungen
von Solar Turbines Inc. durchgeführt, deren
Ergebnisse jedoch nicht auf den Standardbetrieb übertragen
werden können. Solar Turbines Inc. beschränken
Bild 2. Veränderung der Gasbeschaffenheitskennwerte (HS, WS, d) in
Abhängigkeit der Wasserstoffkonzentration für drei verschiedene Erdgase
unter Berücksichtigung der Grenzwerte nach G 260. Die Unterschreitung
der Grenze für die relative Dichte (d = 0,55) ist nach einer
Einzelfallprüfung möglich [15].
November 2011
gwf-Gas Erdgas 773

FachberichtE Energiespeicherkonzepte
daher die Wasserstoffkonzentrationen für bestehende
Gasturbinen auf den in den Brenngasspezifikationen
festgelegten maximalen Wert von 4 Vol.%. Bei häuslichen
Gasendgeräten bestehen hingegen umfangreichere
Erfahrungen. Gasendgeräte, insbesondere
moderne vormischende Geräte im häuslichen Bereich,
zeigten auch bei 20 Vol.% Zumischkonzentrationen
keine Beeinträchtigungen [16]. Es wird daher antizipiert,
dass diese Geräte nicht den begrenzenden Faktor für
die Zumischkonzentration von Wasserstoff im Erdgasleitungsnetz
darstellen. Diese Erwartungshaltung wird
unterstützt, da die Hersteller von Gasendgeräten sicherstellen
müssen, dass alle in Verkehr gebrachten Geräte
einen sicheren Betrieb mit Gasen nach G 260 gewährleisten.
Weiterhin gilt die DIN EN 437 für alle Gasgeräte,
die in der öffentlichen Gasversorgung betrieben werden,
welches für die Gruppe Erdgas H ein Prüfgas (G 222)
mit einem Wasserstoffanteil von 23 Vol.% vorschreibt.
Mit diesem Wasserstoffanteil müssen daher alle in Verkehr
gebrachten Geräte zumindest kurzfristig einen
sicheren Betrieb gewährleisten.
Im industriellen Anwendungsbereich ist der Einfluss
von Wasserstoff auf die verschiedenen Prozesse wenig
bekannt. Bei GUD-Kraftwerken werden bei geringen
Konzentrationen marginale Leistungseinbußen erwartet.
Konzentrationen ab 4 Vol.% machen auf Grundlage
der verfügbaren Informationen den Einsatz von angepassten
Brennern in den Gasturbinen notwendig. Der
Schwerpunkt von Verträglichkeitsuntersuchungen sollte
auf neue, noch wenig etablierte Gasendgeräte im
Haushalts- und Industriebereich gesetzt werden. Darüber
hinaus sollte eine Identifizierung der Einsatzbereiche
von Erdgas als Arbeits- und Prozessgas erfolgen.
Bei Erdgas-Fahrzeugen und Tankstellen wird Untersuchungsbedarf
hinsichtlich der Druckwechselbeanspruchung
der verwendeten Stahltanks gesehen. Eine
Überprüfung der zulässigen Lastzyklen oder die Verwendung
anderer Werkstoffe wird daher empfohlen.
Die Zumischung von Wasserstoff führt zur Verringerung
der Klopffestigkeit, die bei Gasen mit niedriger Basismethanzahl
Probleme bei der Verbrennung in Ottomotoren
nach sich ziehen kann. Die Kraftstoffnorm DIN 51624
legt einen Mindestwert für die Methanzahl von 70 fest.
Der Einfluss erscheint jedoch bei geringen Konzentrationen
unproblematisch, da Literaturauswertungen zeigen,
dass eine Zumischung von Wasserstoff im einstelligen
Prozentbereich (etwa 8 Vol.%) sich aufgrund der
erweiterten Zündgrenzen und der erhöhten Flammengeschwindigkeit
positiv auf die Verbrennung in Ottomotoren
auswirkt. In Untersuchungen an der TU Graz
und in einem Feldversuch in Malmö konnte gezeigt
werden, dass die Schadstoffemissionen von Erdgas-
Wasserstoffgemischen gegenüber reinem Erdgas deutlich
geringer ausfallen [17, 18].
Auch bei der Zumischung von Wasserstoff (oder
anderer Gase) zum Erdgas muss die Sicherheit für
Mensch und Umwelt gewährleistet sein. Das Verhalten
eines Erdgas-Wasserstoff-Gemisches in geschlossenen
Räumen, z. B. bei Leckagen in der Hausinstallation, ist
sehr ähnlich dem von reinem Erdgas. Sowohl das Durchmischungsverhalten
mit der Raumluft als auch die Eintrittswahrscheinlichkeit
einer Explosion und deren Folgen
sind bei Wasserstoffkonzentrationen bis zu ca.
20 Vol.% vergleichbar mit dem Verhalten von Erdgas.
6. Entwicklung der Anlagenkonzepte und
Abschätzung der korrespondierenden Kosten
Für die Speicherung von regenerativem Strom unter
Anwendung des Power-to-Gas-Ansatzes werden Anlagen
benötigt, die diese Aufgabe technisch sicher, effizient
und zuverlässig übernehmen können. Diese Anlagen
werden in Abhängigkeit des Anwendungsfalles
und des Speicheransatzes (Wasserstoff- oder Methaneinspeisung)
unterschiedlich komplex ausfallen. Sie
zeichnen sich aber durch eine große gemeinsame
Schnittmenge von Komponenten, insbesondere der
Erzeugung von Wasserstoff, aus. In Bild 3 ist die Anlagenstruktur
schematisch aufgezeigt, welche im Laufe
der Projektbearbeitung weiter detailliert wird. Über eine
entsprechende farbliche Gestaltung wurde versucht,
die Anlagenelemente den verschiedenen Power-to-
Gas-Varianten zuzuordnen. Diese Zuordnung wird mit
zunehmendem Erkenntnisgewinn aktualisiert.
In Tabelle 1 sind vier Anlagenkonzepte, die im laufenden
F&E-Vorhaben näher untersucht werden,
beschrieben. Die ersten beiden Anlagenkonzepte unterscheiden
sich lediglich in ihrer Fahrweise. Beim ersten
Anlagenkonzept wird ausschließlich die Nutzung von
Windenergieüberschüssen betrachtet, das zweite Anlagenkonzept
fokussiert auf die Nutzung eines konstanten
Windenergiebandes. Die Definitionen von Windenergieüberschuss
und Windenergieband wurden wie
folgt abgegrenzt:
""
Der Windenergie- bzw. Stromüberschuss beschreibt
den Anteil an elektrischer Leistung bzw. Energie,
welcher regenerativ durch WEA oder PV erzeugt,
aber unter Berücksichtigung der regionalen Stromlast
und der Aufnahmekapazität des am Standort
vorhandenen Stromnetzes (Kappungsgrenze) nicht
in das Stromnetz eingespeist werden kann.
""
Das Windenergieband beschreibt den Anteil an elektrischer
Leistung bzw. Energie von WEA oder PV-
Anlagen, welcher für die Elektrolyse genutzt wird.
Dieser Anteil an elektrischer Leistung ist weniger
volatil, erreicht jedoch höhere Volllaststunden und
Häufigkeiten, da er unabhängig von der Aufnahmekapazität
des Stromnetzes ist.
Während bei den ersten beiden Konzepten mehrere
onshore Windparks als regenerative Stromquelle
genutzt werden, beschränkt sich das dritte, deutlich
kleinere Anlagenkonzept auf die Nutzung des Über-
November 2011
774 gwf-Gas Erdgas

Energiespeicherkonzepte
Fachberichte
Tabelle 1. Übersicht der betrachteten Anlagenkonzepte.
Anlagenkonzept Regenerative Stromquelle Energiebereich Einspeisung EE-Gase
I. Onshore Windparks (Schleswig Holstein) Windenergieüberschuss Transportleitung
II. Onshore Windparks (Schleswig Holstein) Windenergieband Transportleitung
III. Onshore Windräder (Brandenburg) Windenergieüberschuss Transport- oder Verteilungsleitung
IV. PV-Anlage (Schwäbisch Hall) Stromüberschuss Transport- oder Verteilungsleitung
schussstromes von wenigen onshore Windenergieanlagen.
Die Einspeisung erfolgt in eine regionale Transport-
oder Verteilungsleitung. Das vierte Anlagenkonzept
nutzt als regenerative Stromquelle mehrere
PV-Anlagen und repräsentiert so eine Speicher-/Netzentlastungsmaßnahme
auf der Verteilungsleitungsebene
und ist insbesondere für Süddeutschland interessant.
Die Einspeisung von EE-Gasen erfolgt in eine
regionale Transport- oder Verteilungsleitung. Die
jeweiligen Stromüberschüsse dienen bei allen Konzepten
unter Berücksichtigung des unmittelbar umgebenden
Stromnetzes sowie der Transformatoren als Ausgangsgröße
für die Dimensionierung der Anlagen insbesondere
der Elektrolyse.
Alle vier Anlagenkonzepte werden im Hinblick auf
eine Wasserstoff-Direkteinspeisung sowie einer Methanisierung
untersucht. Die Auswahl der Standorte er -
folgt auf der Grundlage von öffentlich zugänglichen
Daten.
Für technische Fragen und auch für Wirtschaftlichkeitsanalysen
wurden Gespräche mit Herstellern und
Fachkräften im Elektrolysebreich geführt. Dabei wurden
erste Kostenschätzungen einer Power-to-Gas-Anlage
vorgenommen, welche im weiteren Projektverlauf konkretisiert
werden. In Bild 4 ist eine nach aktuellem
Arbeitsstand entwickelte Investitionskostenverteilung
einer Power-to-Gas-Anlage (Wasserstoffdirekteinspeisung)
prozentual dargestellt. Die Anlage verfügt über
eine elektrische Elektrolyseleistung von 5 MW was ca.
1000 m³/h H 2 (STP) entspricht. Dazu wurde in diesem
Anlagenkonzept ein Speicher (Tanks) mit einem geometrischen
Volumen von etwa 1300 m³ zur Speicherung
des überschüssigen Wasserstoffs, welcher aufgrund der
Zumischgrenze nicht immer direkt in das Erdgasnetz
eingespeist werden kann, berücksichtigt. Im vorliegenden
Fall wird ein alkalischer Druckelektrolyseur eingesetzt,
so dass die Speicherung ohne Nachverdichtung
bis zu 30 bar erfolgen kann. Die Darstellung beinhaltet
weiterhin die Investitionskosten eines Wasserstoffverdichters,
so dass die Einspeisung in eine Erdgas-Transportleitung
> 60 bar erfolgen kann. Darüber hinaus sind
die Kosten für die Gebäude enthalten.
In der jetzigen Planungsphase ist es erforderlich,
einen Zuschlag von 30 %, für unvorhergesehene Kostenfaktoren,
in der Gesamtsumme von ca. 10 Mio. EUR
zu berücksichtigen. Im weiteren Projektverlauf werden
die Kostenpositionen exakter abgeschätzt.
7. Zusammenfassung
Durch die Einbindung von Wasserstoff oder Methan in
das Gasnetz können zeitliche sowie ggf. räumliche Differenzen
in der Stromerzeugung aus Windkraft- oder
Photovoltaikanlagen und dem Strombedarf ausgeglichen
werden. Dies erlaubt eine Optimierung des Lastmanagement
der Stromnetze. Neben Netzausbau und
Lastmanagements werden Speicher in der Energiewende
eine entscheidende Rolle spielen: In einer zunehmend
auf regenerativen Quellen beruhenden Energiewirtschaft
können wetterbedingt Versorgungslücken
von bis zu zwei Wochen in Deutschland entstehen, die
von bisher bekannten Speichertechnologien nicht
abgedeckt werden können. Die Nutzung der vorhandenen
Gasspeicher über PowertoGas ist derzeit die einzige
nationale Lösung für diese Problematik, da diese Langzeitspeicher
sehr große Kapazitäten aufweisen. Eine
Rückverstromung des so gespeicherten Erneuerbaren
Gases ist z. B. über moderne Gas- und Dampfkraftwerke
sowie BHKW möglich [19].
Zur Umsetzung dieser vielversprechenden Speicheroption
müssen technische Konzepte entwickelt
und hinsichtlich ihrer Praktikabilität, Verfügbarkeit und
Effizienz bewertet werden. Weiterhin ist es erforderlich,
für die verfügbaren technologischen Ansätze der direkten
Wasserstoffeinspeisung und der nachgeschalteten
Methanisierung Vorzugsanwendungsfälle zu ermitteln.
Hierzu sind Erkenntnisse zur Wasserstofftoleranz des
Bild 3. Schematische
Prozessdarstellung
PtG [11].
November 2011
gwf-Gas Erdgas 775

FachberichtE Energiespeicherkonzepte
Bild 4. Kostenstruktur
5 MW
elektrische Elektrolyseanlage
(1000 m³/h H 2 ,
STP) inkl. Einspeisung
(Stand:
September
2011) [11].
Erdgasleitungsnetzes ebenso notwendig wie eine
objektive Einschätzung der Technologiereife und der
Standortanforderungen für die Power-to-Gas-Konzepte.
Für eine realistische und volkswirtschaftliche Bewertung
ist auch der Vergleich mit Lösungen auf der Stromseite
erforderlich, nicht zuletzt, um die Möglichkeiten
zur Verringerung des Netzausbaus durch die Kopplung
von Strom- und Gasnetz aus technisch-ökonomischer
und gesellschaftlicher Sicht gesamtheitlich einschätzen
zu können. Schlussendlich müssen Handlungsempfehlungen
für die Gaswirtschaft auch in Bezug auf die Positionierung
im regulatorischen Diskurs formuliert werden.
Diese einzelnen Arbeitsschritte stellen die unverzichtbare
Basis für eine grundlegende Positionierung
der Gaswirtschaft zu dieser Technologie dar. Die hierfür
notwendigen Arbeiten werden im Rahmen des DVGW-
F&E-Projektes „Energiespeicherkonzepte“ (G 1/07/10)
als Teil der Innovationsoffensive Gas durchgeführt.
Auszug aus der Podiumsdiskussion des
DBI-Fachforum „Energiespeicherkonzepte
und Wasserstoff“
Am 13. und 14. September 2011 hat DBI GTI das zweite
Fachforum zum Thema Energiespeicherkonzepte und
Wasserstoff organisiert. Die Veranstaltung, an der mehr
als 100 internationale Gäste teilgenommen haben, thematisierte
am ersten Tag die Chancen und Möglichkeiten
der Technologie „Power-to-Gas“ und fokussierte am
zweiten auf die noch offenen technischen Fragestellungen
z. B. der Wasserstofftoleranz von Erdgasturbinen
und Untergrundspeichern sowie laufenden und geplanten
Demoprojekten.
Am Ende des ersten Tages konnte Dr. Krause (DBI
Gas- und Umwelttechnik) resümieren, dass innerhalb
der vergangenen 10 Monate seit dem ersten DBI-Fachforum
„Energiespeicherung und Wasserstoff“ viel
erreicht wurde. Erste wichtige Schritte wie die Anpassung
des regulatorischen Rahmens mit der Berücksichtigung
von Wasserstoff und Methan aus Power-to-Gas-
Prozessen in der Novellierung des EnWG wurden in
einem beachtlich kurzen Zeitraum umgesetzt. Wenngleich
noch Präzisierungsbedarf in den Gesetzestexten
besteht, welcher unter Berücksichtigung der erwarteten
Anschlusserfahrungen von Pilotanlagen umgesetzt
werden muss, wie Herr Müller (BNA) ausführte. Es
herrschte eine Einigkeit unter den Referenten und Teilnehmern,
dass schnellstmöglich Demonstrationsprojekte
realisiert werden müssen, um diese Erkenntnisse
sowohl in die technischen als auch marktwirtschaftlichen
Regularien einfließen zu lassen. Wenn die Technologie
sich im Markt zugunsten der Umwelt etablieren
soll, braucht es Planungssicherheit für langfristige
Investitionen und eine schnelle Umsetzung. So konnte
Herr Busch (Rheinische Netzgesellschaft) in der Podiumsdiskussion
die folgenden Thesen als Herausforderung
für die nahe Zukunft herausarbeiten:
""
Entwicklung von Demonstrationsprojekten zur
Erprobung der Power-to-Gas Technologie (PtG)
sowie als Lernprozess für eine Markteinführung und
zur Präzisierung des regulatorischen Rahmens
""
Unerlässlicher Ausbau der Strom- und Gasnetze in
einer effizienten Kooperation
""
Einspeicherung von Energie in Stunden-, Tages-,
Wochen- und Monatsspeichern ist weiter zu entwickeln
und die vorhandenen Gasspeicher in diesen
Strukturen zu integrieren bzw. weiter auszubauen
""
Ausbau der flexiblen Kraftwerkstechnik (Gaskraftwerke)
""
Entwicklung eines Marktmodells für die Einspeisung
von PtG-Gasen und Definition des marktpolitischen
Rahmens
""
Weiterentwicklung der Gasnutzungstechnologien:
„Es gibt Kunden, die mit der geänderten Gaszusammensetzung
produzieren müssen“.
Das DBI-Fachforum wurde mit dem einhelligen
Wunsch an den Veranstalter abgeschlossen, die Veranstaltung
fortzuführen sowie eine Plattform für die Kommunikation
zu etablieren, welche die Kommunikation
innerhalb der industriellen Akteure sowie zu den politischen
Einrichtungen intensiviert.
Quellen
[1] Statistische Zahlen der deutschen Solarstrombranche, (Photovoltaik);
Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW Solar),
Stand Januar 2011.
[2] Bundesrepublik Deutschland (2010): Nationaler Aktionsplan
für erneuerbare Energie gemäß der Richtlinie 2009/28/EG
zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren
Quellen. BMU, Berlin. http://www.bmu.de/erneuerbare_
energien/downloads/doc/46202.php.
[3] BMWi, www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/Statistikund-Prognoseen/Energiedaten/gesamtausgaben.html.
[4] Bundesnetzagentur (2011): Bericht gemäß § 63 Abs. 4 a
EnWG zur Auswertung der Netzzustands- und Netzausbauberichte
der deutschen Elektrizitätsübertragungsnetzbetreiber.
BNetzA, Bonn.
[5] Dena und Consentec (2011): Positionspapier zum Netzausbau.
Oberste Priorität für den Ausbau der Stromnetze. Fachgespräch
Netze. 1 Juni 2011, Berlin.
November 2011
776 gwf-Gas Erdgas

Energiespeicherkonzepte
Fachberichte
[6] DVGW, Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V. –
technisch-wissenschaftlicher Verein.
[7] Deutsche Energie-Argentur GmbH: dena-Netzstudie II, 2010
[8] BMWi, Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie,
2011.
[9] Bundesnetzargentur: Markt und Wettbewerb Energie –
Kennzahlen 2010, Seite 52 und 54.
[10] Gelbdruck, DVGW-Arbeitsblatt (Entwurf) G 262, 2010.
[11] DBI Gas- und Umwelttechnik, Leipzig 2011.
[12] Jurascik, M.; Sues, A. und Ptasinski, K. J. (2008): Optimization
of Biomass to-Synthetic Natural Gas Conversion Technology
Based on Exergy Analysis. In: Proceedings of the International
Conference ‚16th European Biomass Conference & Exhibition‘
of EUBIA in Valencia.
[13] Müller-Langer, F. (2008): Technische und Ökonomische
Bewertung von Bioenergie-Konversionspfaden. Expertise
für das WBGU-Hauptgutachten „Welt im Wandel: Bioenergie
und nachhaltige Landnutzung“. In collaboration with A. Perimenis,
S. Brauer und D. Thrän et al. WBGU – Wissenschaftlicher
Beirat Globale Umweltveränderungen. DBFZ – Deutsches
Biomasse Forschungszentrum.
[14] Specht, M.; Baumgart, F.; Feigl, B.; Frick, V.; Stürmer, B.; Zuberbühler,
U.; Sterner, M. und Waldstein, G. (2010): Speicherung von
Bioenergie und erneuerbarem Strom im Erdgasnetz. FVEE
Jahrestagung 2009. Forschen für globale Märkte erneuerbarer
Energien. FVEE, Berlin. http://www.fvee.de/fileadmin/publikationen/Themenhefte/th2009/th2009_05_06.pdf.
[15] E.ON Ruhrgas AG, Software CasCalc, Essen 2011.
[16] Projektproschüre NATURALHY, Stand Oktober 2009.
[17] Stolzenburg, K.: Nutzung von Wasserstoff aus erneuerbaren
Energien, DBI H2-Fachforum, Berlin 2010.
[18] Klell, M. und Sartory, M.: „Wasserstofferdgasgemische in Verbrennungsmotoren“,
HyCentA Research GmbH, 2007.
[19] Sterner, M. (2009): Bioenergy and renewable power methane
in integrated 100 % renewable energy systems. Limiting
global warming by transforming energy systems. Kassel
University, Dissertation. http://www.upress.uni-kassel.de/
publi/abstract.php?978-3-89958-798-2
Autoren
Dipl.lng. (FH) Gert Müller-Syring
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel. +49 341 2457129 |
E-Mail: gert.mueller-syring@dbi-gut.de
Dipl.Ing. Wolfgang Köppel
DVGW – Forschungstelle am Engler-Bunte-Institut
des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)|
Karlsruhe |
Tel. +49 721 9640222 |
E-Mail: koeppel@dvgw-ebi.de
Dipl.Ing, (FH) Marco Henel
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel. +49 341 2457124 |
E-Mail: marco.henel@dbi-gut.de
Dr.-Ing. Hartmut Krause
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel. +49 341 2457111 |
E-Mail: hartmut.krause@dbi-gut.de
M.Sc. Hans Rasmusson
DVGW Deutscher Verein des Gas- und
Wasserfaches e. V. |
Bonn |
Tel. +49 228 9188843 |
E-Mail: rasmusson@dvgw.de
Dr. Thomas Höcher
VNG - Verbundnetz Gas AG|
Leipzig |
Tel. +49 341 4432704 |
E-Mail: Thomas.Hoecher@vng.de
Dr. Michael Sterner
Fraunhofer Institut für Windenergie und
Energiesystemtechnik IWES |
Kassel |
Tel. +49 561 7294361|
E-Mail: Michael.Sterner@iwes.fraunhofer.de
Dipl.Wi.Ing. Tobias Trost
Fraunhofer Institut für Windenergie und
Energiesystemtechnik IWES |
Kassel |
Tel. +49 561 7294443|
E-Mail: tobias.trost@iwes.fraunhofer.de
Dipl.Ing. (FH) Herwig Mlaker
E.ON Ruhrgas AG |
Essen |
Tel. +49 201 1844616 |
E-Mail: herwig.mlaker@eon-ruhrgas.com
November 2011
gwf-Gas Erdgas 777

FachberichtE Gasversorgung
Modellierung der Gasabnahme als
Funktion der Temperatur: Optimierung
der Temperaturgewichte
Gasversorgung, Gasausspeisung, Gasversorgungsnetze, Nichtlineare Regression, Lineare
regression, Zweitagesmitteltemperatur, Viertagesmitteltemperatur, Temperaturgewichte
Hernán Leövey, Werner Römisch, Isabel Wegner-Specht und Ansgar Steinkamp
In diesem Artikel wird eine neue Methode zur optimalen
Bestimmung der Temperaturgewichte in
Modellen beschrieben, welche die Gasausspeisung an
Exits von Gasnetzwerken modellieren. Diese Modelle
basieren auf gewichteten Temperaturmitteln unter
Verwendung einer gewissen Anzahl von Tagesmitteltemperaturen
der vergangenen Tage.
In der Regel werden für diesen speziellen Anwendungsfall
Sigmoidmodelle bzw. lineare Modelle (eingeschränkt
auf gewisse Temperaturbereiche) verwendet.
Für beide Modellklassen wird gezeigt, dass sich
die resultierenden Optimallösungen deutlich von den
in der Praxis verwendeten Gewichten unterscheiden.
Die numerischen Ergebnisse basieren auf den Beispieldaten
eines großen deutschen Gasnetzbetreibers.
Dennoch ist die Methodik allgemein auf Problemstellungen
dieser Art anwendbar.
Die Verwendung der mittels Optimierung generierten
Temperaturgewichte verbessert die Modellgüte
durch Reduktion der Quadratsumme der Residuen.
Modelling gas consumption as a function of
temperature: Optimal temperature weights
In this article we present a new method to fix the optimal
choice of Temperature weights for models
describing the gas extraction on the Exit Points of a
gas network. These models are based on a composite
temperature defined as a weighted sum of several
consecutive daily average Temperatures. The usual
models employed in this application area are based
on either Sigmoid or Linear functions in restricted
sections of the temperature domain. For both kinds of
examples, we show that the resulting optimal weights
differ considerably from those considered by practitioners.
The numerical results are based on the data
provided by a large gas transmission company.
Although the numerical results may vary with the
data at hand, the methodology should be considered
as a general approach when these kinds of models
are applicable.
The usage of optimal weights obtained by the
methodology described in this article improves the
fitting of the models, reflected by the reduction of the
sum of squared residuals.
1. Einleitung
Die Modellierung der Gasabnahme an den Ausspeisepunkten
eines Marktgebietes ist für Gasversorgungsunternehmen
von großer Bedeutung. Sie wird für die
kurzfristige Prognose sowie die Konstruktion be- und
entlastender Gasabsatzszenarien verwendet.
Die Gasabnahme an den Exits eines Gasversorgungsnetzes
hängt im Wesentlichen von der Temperatur ab.
Neben der Temperatur des heutigen Tages haben aber
auch die Temperaturen der vergangenen Tage Einfluss
auf die heutige Gasabnahme.
Die Prognosegüte wird dabei entscheidend von der
sorgfältigen Wahl der Modellklasse sowie der Verwendung
geeigneter Optimierungsverfahren zur Modellkalibrierung
beeinflusst.
Als Eingangsdaten für die Modellanpassung liegen
Messwerte des Gasverbrauchs an den Ausspeisepunkten
der Gasversorgungsnetze sowie Temperaturdaten
des Deutschen Wetterdienstes vor. Der Gasabsatz unterliegt
auf Grund des hohen temperaturabhängigen Heizgasanteils
saisonalen Schwankungen. In der warmen
Jahreszeit sinkt der Gasverbrauch – lediglich die Warmwasserversorgung
der Haushaltskunden und Prozessgasverbräuche
durch die Industrie bilden die Grundlast
des Absatzes.
In der Abbildung Bild 1A ist das typische Verhalten
der Gasausspeisung an einem Exit Knotes eines deutschen
Gasversorgungsnetzes bzgl. Tagesmitteltemperatur
dargestellt. In der Abbildung Bild 1B ist das Verhal-
November 2011
778 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
Fachberichte
KW h
Gasfluss ( )
h
KW h
Gasfluss ( )
h
Temperatur (Tagesmitteltemperatur (°C))
Temperatur (Standard-Viertagesmitteltemperatur (°C))
Bild 1. Gasabnahme eines typischen Exits als Funktion der Tagesmitteltemperatur (links, Bild 1A) und als
Funktion der Standard-Viertagesmitteltemperatur (rechts, Bild 1B).
KW h
Gasfluss ( )
h
KW h
Gasfluss ( )
h
Temperatur (Standard-Viertagesmitteltemperatur (°C))
Bild 2A. Angepasste Sigmoidfunktion (Ergebnis der
Sigmoidregression).
Temperatur (Standard-Viertagesmitteltemperatur (°C))
Bild 2B. Angepasste stückweise-lineare Funktion
(gemäß „GaoTo-Algorithmus“ der Open Grid Europe
GmbH).
ten der Gasausspeisung bzgl. Standard-Viertagesmitteltemperatur
dargestellt.
Die Art der funktionalen Abhängigkeit der Gasausspeisung
von der Temperatur wird in der Literatur überwiegend
mittels linearer bzw. nichtlinearer Regressionsmodelle
mit einer variierenden Anzahl von Parametern
sowie zusätzlichen Bedingungen für die Parameter
beschrieben.
Eine umfassende Einführung in die Modellierung mittels
nichtlinearer sigmoider Wachstumsfunktionen wird
in [2] gegeben. In der Praxis werden daneben lineare
bzw. stückweise lineare Funktionen verwendet. Letztere
sind insbesondere bei der Modellierung der Temperaturabhängigkeit
des Gasverbrauchs bei sehr kalten Temperaturen
geeigneter als Sigmoidfunktionen. Beispiele
einer sigmoiden bzw. stückweisen linearen Modellierung
werden in Bild 2A bzw. Bild 2B dargestellt.
In der vorliegenden Analyse werden Vertreter beider
Modellklassen untersucht. In einigen Fällen ist die Temperaturabhängigkeit
sehr schwach ausgeprägt, hier
kommen prinzipiell lineare Modelle zur Anwendung.
Zur Ermittlung der optimalen Temperaturgewichte
beschränken wir uns dabei in der linearen Modellierung
auf den Temperaturbereich von –5 °C bis 12 °C.
Innerhalb der Modellklasse sigmoiden Typs wird das
„Basis-Sigmoidmodell“ ohne Temperaturbeschränkungen
verwendet, vgl. [1].
Es ist wohlbekannt, dass die Korrelation des Gasverbrauchs
mit der Tagesmitteltemperatur weniger stark
ausgeprägt ist als die Korrelation mit einem gewichteten
Temperaturmittel unter Verwendung einer gewissen
Anzahl von Tagesmitteltemperaturen der vergangenen
Tage. Die Ursache liegt in der verzögerten Reaktion
des Gasverbrauchs auf plötzliche Temperaturänderungen
auf Grund der Wärmespeicherkapazität von mehreren
Tagen der in Deutschland typischen Gebäude in
massiver Bauweise, vgl. [10]. Dies legt die Integration
der Temperaturen der vergangenen Tage als erklärende
Variable in das Modell nahe.
Für eine möglichst gute Prognose des Verbrauchs
werden deshalb in der Praxis Zweitagesmitteltemperaturen
(heute und gestern gleich gewichtet) und Viertagesmitteltemperaturen
(heute: 8/15, gestern: 4/15, vorgestern:
2/15, vorvorgestern: 1/15) verwendet,vgl. [1].
Im letzten Fall handelt es sich um die normalisierten
monoton fallenden ersten vier Terme der geometrischen
Reihe unter der impliziten Annahme, dass der
Einfluss länger zurückliegender Tagestemperaturen
abnimmt, vgl. [1]. Die Standard-Mehrtagesmitteltemperatur
ist nun ein gewichtetes Mittel aus der Temperatur
des aktuellen Tages sowie der Temperaturen der drei
Vortage.
Der Beitrag der vorliegenden Analyse besteht darin,
dass die Temperaturgewichte nicht als willkürlich fixierte
November 2011
gwf-Gas Erdgas 779

FachberichtE Gasversorgung
Parameter aufgefasst werden, sondern ihrerseits als
Optimierungsvariablen gemeinsam mit allen weiteren
Modellvariablen kalibriert werden. Künstliche Positivitätsrestriktionen
für diese Variablen sind nicht Bestandteil
des Modells, können bei Bedarf des Anwenders
jedoch ergänzt werden. Ebenso wie im klassischen Fall,
vgl. [1], enthält das Modell eine Normierungsrestriktion.
Als Eingangsdaten stehen die Verbrauchsdaten der
H-Gas- und L-Gas-Exits der Open Grid Europe GmbH zur
Verfügung (Zeitraum 2004 bis 2009), weiterhin die Temperaturdaten
von 256 Temperaturstationen des Deutschen
Wetterdienstes und die Zuordnung zwischen den
Exits und den Temperaturstationen.
Die numerischen Ergebnisse in Abschnitt 4. zeigen,
dass die optimalen Gewichte für die meisten Typen von
Gasverbrauchern positive Werte aufweisen. In einigen
Modellvarianten wird ein negatives Gewicht neben
ansonsten positiven Gewichten erzeugt. Von den oben
genannten „klassischen Gewichten“ unterscheiden sich
die optimalen Gewichte zum Teil deutlich.
2. Regressionsprobleme –
Sigmoide und lineare Modelle
Das klassische nichtlineare Modell vom sigmoiden Typ
für die temperaturabhängige Gasentnahme an einem
Exit enthält vier Parameter α, β, γ, δ:
⎛
⎞
⎜
⎟
α
f0( αβγδ , , , , t , X) = E( X )⋅⎜
+ δ⎟,
γ
⎜ ⎛ β ⎞ ⎟
⎜1+
⎜ ⎟ ⎟
⎝ ⎝ t − 40 ⎠ ⎠
wobei E(X) den empirischen Mittelwert der vorliegenden
Gasmessdaten bezeichnet, und t das gewichtete
Standardtemperaturmittel.
Für eine allgemeine Beschreibung sigmoider Wachstumsmodelle
und Strategien zur Bestimmung von Startwerten
für nichtlineare Regressionsprobleme verweisen
wir auf [2].
Zur Lösung dieses nichtlinearen Regressionsproblems
betrachten wir das zugehörige Kleinste-Quadratmittel-Problem.
Wir verweisen darauf, dass an dieser
Stelle weitere Normen ohne Einschränkung der allgemeinen
Methodik verwendet werden können. Siehe
Anhang 7.A für eine detaillierte Beschreibung.
Zusätzlich wird das klassische skalierte lineare
Modell für die Gasentnahme eingeschränkt auf den
Temperaturbereich von –5 °C bis 12 °C und die zugehörigen
Gasmessdaten angepasst. Eine entsprechende Restriktion
für das gewichtete Temperaturmittel wird in die
Modellierung aufgenommen.
Im Niedrigtemperaturbereich nähert sich die Gasentnahme
bei Auslegungstemperatur konstanten Werten.
Dies erfordert auch im Hinblick auf die geringe Datenbasis
und die weitaus höhere Varianz der Messdaten
alternative Modelle, vgl. [9].
3. Verallgemeinerung und
Lösungsmethoden
Nunmehr werden die vier Temperaturgewichte als Optimierungsvariablen
aufgefasst und gemeinsam mit den
Parametern des Sigmoidmodells als Lösung eines verallgemeinerten
nichtlinearen Kleinste-Quadratmittel-Problems
bestimmt. Das klassische Mehrtagestemperaturmittel
wird in der Zielfunktion nun durch ein gewichtetes
Mittel mit vier variablen Gewichten ersetzt. Hinzu
kommen jene Modellrestriktionen, welche im Abschnitt
2. beschrieben wurden. Siehe Anhang 7.B für eine
detaillierte Beschreibung der verrallgemeinerten
Methode.
In analoger Weise könnte man das Mehrtagestemperaturmittel
basierend auf der aktuellen Tagesmitteltemperatur
und den Temperaturen der vorangegangenen
vier oder fünf Tage betrachten. In der Tat zeigen numerische
Experimente, dass die Varianz der Residuen deutlich
abnimmt, sofern man die Temperaturen von fünf
bzw. sechs Tagen in die Modellierung aufnimmt. Im
Gegensatz dazu nimmt die Residuenvarianz bei Verwendung
eines Zweitagesmittels signifikant zu.
Für restringierte nichtlineare Quadratmittelprobleme
werden in der modernen Literatur Verfahren vom
Gauss-Newton-Typ empfohlen, die das Originalproblem
iterativ durch quadratische Optimierungsprobleme mit
linearen Restriktionen ersetzen [4, 7]. Letztere werden in
jedem Schritt durch spezielle Verfahren gelöst. Überdies
werden Globalisierungsstrategien [8] eingesetzt, um bei
dem nichtkonvexen Charakter der Probleme einen
möglichst Großen Konvergenzbereich zu sichern.
Geeignete Software-Systeme sind EASY-FIT [5] sowie
der Solver NLPLSQ [6] von Prof. K. Schittkowsk (Univ. Bayreuth.).
Die gleiche Verallgemeinerungsmethodik innerhalb
des linearen Regressionsproblems erzeugt ein lineares
Kleinste-Quadratmittel-Problem mit neuen Variablen
und einer neuen linearen Restriktion. Die Lösung dieser
Probleme ist als Lösung eines linearen Gleichungssystems
gegeben. Für diesen Zweck steht eine Vielzahl von
kommerziellen Lösern zur Verfügung.
4. Numerische Resultate
Die Optimierungsprobleme werden für fixierte bzw.
variable Temperaturgewichte mit den in Abschnitt 3.
beschriebenen Restriktionen unter Verwendung der H-
bzw. L-Gasmessdaten eines großen deutschen Gastransportnetzbetreibers
gelöst.
Die Verallgemeinerungsmethodik wird separat für
beide Netze auf jeden Exit angewandt und unter der
Bezeichnung Lokale Anpassung dokumentiert.
Die betrachtete Datenbasis umfasst 682 H-Gas-Knoten
sowie 702 L-Gas-Knoten.
Zusätzlich wird die Gesamtausspeisung aller Exit-
Knoten pro Netz analysiert und als Teilproblem Globale
Anpassung bezeichnet. Damit wird der Forderung
November 2011
780 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
Fachberichte
Resultate für das H-Netz mit verallgemeinertem Sigmoidmodell
Methodik ω 1 ω 2 ω 3 ω 4
Globale Anpassung 0,49 0,16 0,10 0,26
Durchschnittswerte der lokalen Anpassung
(Mittlere absolute Abweichung)
0,40
(0,10)
0,29
(0,12)
0,059
(0,081)
0,26
(0,12)
Resultate für das L-Netz mit verallgemeinertem Sigmoidmodell
Methodik ω 1 ω 2 ω 3 ω 4
Globale Anpassung 0,43 0,28 0,085 0,20
Durchschnittswerte der lokalen Anpassung
(Mittlere absolute Abweichung)
0,41
(0,082)
0,27
(0,10)
0,071
(0,073)
0,23
(0,11)
Resultate für 5 und 6 Temperaturgewichte für das H-Netz mit verallgemeinertem Sigmoidmodell
Methodik ω 1 ω 2 ω 3 ω 4 ω 5 ω 6
Globale Anpassung für 5 Temperaturgewichte 0,47 0,11 0,20 –0,0057 0,21
Globale Anpassung für 6 Temperaturgewichte 0,45 0,12 0,16 0,064 0,043 0,13
Resultate für 5 und 6 Temperaturgewichte für das L-Netz mit verallgemeinertem Sigmoidmodell
Methodik ω 1 ω 2 ω 3 ω 4 ω 5 ω 6
Globale Anpassung für 5 Temperaturgewichte 0,41 0,25 0,16 -0,034 0,19
Globale Anpassung für 6 Temperaturgewichte 0,39 0,25 0,14 0,041 -0,0098 0,17
Resultate für das H-Netz mit verallgemeinertem linearen Modell
Methodik ω 1 ω 2 ω 3 ω 4
Globale Anpassung 0,69 0,0064 0,062 0,23
Durchschnittswerte der lokalen Anpassung
(Mittlere absolute Abweichung)
0,42
(0,11)
0,26
(0,13)
0,055
(0,099)
0,27
(0,14)
Resultate für das L-Netz mit verallgemeinertem linearen Modell
Methodik ω 1 ω 2 ω 3 ω 4
Globale Anpassung 0,44 0,23 0,077 0,24
Durchschnittswerte der lokalen Anpassung
(Mittlere absolute Abweichung)
0,42
(0,09)
0,25
(0,12)
0,071
(0,092)
0,25
(0,13)
deutschlandweit einheitlicher Temperaturgewichten
Rechnung getragen. Die numerischen Resultate basieren
auf Daten der Jahre 2004–2009 in stündlicher Diskretisierung
und beziehen sich auf das Tagesmaximum
des Gasflusses. Die gleiche Analyse ist problemlos für
die Tagesmittelwerte durchführbar. Alle Rechnungen
wurden auf Standard-PC´s durchgeführt. Nachfolgend
werden die Ergebnisse für die Temperaturgewichte aufgeführt,
gerundet auf zwei signifikante Stellen.
Für alle Modellklassen und beide Netze zeigen die
numerischen Ergebnisse deutliche Abweichungen der
Lösungen für die vier Temperaturgewichte ω 1 , ω 2 , ω 3 , ω 4
von den klassischen Gewichten. Sie sind insbesondere
nicht monoton fallend, vielmehr ist die Temperatur des
Vorvorvortages stärker gewichtet als die Temperatur
einer der übrigen Vortage. Das größte Gewicht erhält
die aktuelle Temperatur, der Wert ist etwas kleiner als
der Standardparameter.
Innerhalb der globalen Anpassung mit 4 variablen
Temperaturgewichten liegen die Optimalwerte der
Summe der quadratischen Residuen (S. q. R.) etwa 1 bis
2 Prozent unter den Optimalwerten der S. q. R. des Problems
mit fixierten Standard-Temperaturgewichten.
Prinzipiell unterscheiden sich die Ergebnisse für das
H- und das L-Netz.
Die Resultate für 5 und 6 variable Temperaturgewichte
im sigmoiden Fall illustrieren die Änderung der
Gewichte bei Erhöhung der Anzahl der betrachteten
Tage im Temperaturmittel. Die Optimalwerte der S.q.R.
bei 5 oder 6 variablen Temperaturgewichten lagen in
allen Fällen etwa 2 Prozent unter den Optimalwerten
der S.q.R. des Problems mit 4 variablen Temperatu-
November 2011
gwf-Gas Erdgas 781

FachberichtE Gasversorgung
rewichten, d. h. diese geringe Erhöhung der Variablenanzahl
verbessert die Modellgüte der globalen Anpassung
.
Die lokale Anpassung in jedem Exit des H- bzw.
L-Gasnetzes weist oftmals stärkere Reduktionen der
S. q. R. in manchen Exit Knoten auf. Im Abschnitt 5. sind
die Histogramme der Temperaturgewichte und der
Reduktion der S. q. R. (verglichen mit) der lokale Anpassung
im H-Gasnetz dargestellt.
5. Histogramme der Gewichte und
Reduktion der S. q. R.
Die folgenden Histogramme zeigen die Reduktion der
Summe der quadratischen Residuen verglichen mit
Tagesmitteltemperatur, klassischen Viertagesmitteltemperatur
und optimalen Viertagesmitteltemperatur im
H-Netz. In Bild 3 und Bild 5 werden die relative Reduktion
(Reduktion der S. q. R./Ursprüngliche S. q. R.) der
S. q. R. von Tagestetemperatur zu klassischen Viertagestemperatur
in jedem Punkt des H-Netzes für das Sigmoidmodell
(Lineares Modell) abgebildet.
In Bild 4 und Bild 6 werden die relative Reduktion
der S. q. R. von klassischen Viertagestetemperatur zur
optimalen Viertagestemperatur in jedem Punkt des
H-Netzes für das Sigmoidmodell (Lineares Modell)
abgebildet.
6. Schlussfolgerungen
Die beschriebene Methodik zur Prognose der Gasabnahme
temperaturabhängiger Exits generiert geeignetere
Temperaturgewichte als die klassischen. Der beste
Weg diese Methodik anzuwenden, ist ihre lokale Realisierung
für jeden Exit des Gasnetzes. Die Histogramme
zeigen, dass die Verwendung der Mittelwerte der
Gewichte über alle Exits (vgl. Abschnitt. 4) eine gute
Option für die Wahl einheitlicher Gewichte für das
Anzahl der Ausspeisepunkte
Anzahl der Ausspeisepunkte
Relative Reduktion der S.q.R. in jedem Punkt verglichen
mit Tagestemperatur → klassischer Viertagestemperatur.
Mittelwert = 0,046 und mittlere abs. Abweichung = 0,10
Bild 3. H-Gas Histogramm Reduktion der S.q.R. für
Sigmoid Modellierung.
Relative Reduktion der S.q.R. in jedem Punkt verglichen mit
klassischer Viertagestemperatur → optimaler Viertagestemperatur.
Mittelwert = 0,018 und mittlere abs. Abweichung = 0,032
Bild 4. H-Gas Histogramm Reduktion der S.q.R. für
Sigmoid Modellierung.
Anzahl der Ausspeisepunkte
Anzahl der Ausspeisepunkte
Relative Reduktion der S.q.R. im jedem Punkt verglichen
mit Tagestemperatur → klassischer Viertagestemperatur.
Mittelwert = 0,047 und mittlere abs. Abweichung = 0,096
Bild 5. H-Gas Histogramm Reduktion der S.q.R. für
Lineare Modellierung.
Relative Reduktion der S.q.R. im jedem Punkt verglichen mit
klassischer Viertagestemperatur → optimaler Viertagestemperatur.
Mittelwert = 0,011 und mittlere abs. Abweichung = 0,026
Bild 6. H-Gas Histogramm Reduktion der S.q.R. für
Lineare Modellierung.
November 2011
782 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung
Fachberichte
Anzahl der Ausspeisepunkte
Anzahl der Ausspeisepunkte
ω 1
Mittelwert = 0,40 und mittlere abs. Abweichung = 0,10
Bild 7. H-Gas Histogramm für w 1 und Sigmoid
Modellierung.
ω 2
Mittelwert = 0,29 und mittlere abs. Abweichung = 0,12
Bild 8. H-Gas Histogramm für w 2 und Sigmoid
Modellierung.
Anzahl der Ausspeisepunkte
Anzahl der Ausspeisepunkte
ω 3
Mittelwert = 0,059 und mittlere abs. Abweichung = 0,081
Bild 9. H-Gas Histogramm für w 3 und Sigmoid
Modellierung.
ω 4
Mittelwert = 0,26 und mittlere abs. Abweichung = 0,12
Bild 10. H-Gas Histogramm für w 4 und Sigmoid
Modellierung.
Anzahl der Ausspeisepunkte
Anzahl der Ausspeisepunkte
ω 1
Mittelwert = 0,42 und mittlere abs. Abweichung = 0,11
Bild 11. H-Gas Histogramm für w 1 und Lineare
Modellierung.
ω 2
Mittelwert = 0,26 und mittlere abs. Abweichung = 0,13
Bild 12. H-Gas Histogramm für w 2 und Lineare
Modellierung.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 783

FachberichtE Gasversorgung
Anzahl der Ausspeisepunkte
Anzahl der Ausspeisepunkte
ω 3
Mittelwert = 0,055 und mittlere abs. Abweichung = 0,099
Bild 13. H-Gas Histogramm für w 3 und Lineare
Modellierung.
ω 4
Mittelwert = 0,27 und mittlere abs. Abweichung = 0,14
Bild 14. H-Gas Histogramm für w 4 und Lineare
Modellierung.
gesamte Netz darstellen. Die Mittelwerte für die Viertagesgewichte
führen zu einer Verbesserung der Summe
der quadratischen Residuen von 1,8% gegenüber den
klassischen Gewichten. Bei einer ganzen Reihe von Exits
ist diese Verbesserung aber deutlich größer.
Nach einem Update der Datenbasis sollte eine Neubestimmung
der Temperaturgewichte erfolgen. Die
Implementierung dieser Methodik verursacht keinen
höheren Aufwand im Vergleich zu üblichen Regressionsmethoden.
7. Anhang
7.A.
Innerhalb des Kleinste-Quadratmittel-Problems basiert
das Modell auf den verfügbaren geordnetenTemperaturmitteln
t min , …, t max und den zugeordneten Gasmesswerten.
In der Regel sind nun eine Anzahl von d ( t i )
Quadratterme derselben Mitteltemperatur t i zugeordnet,
weisen jedoch unterschiedliche Gasflusswerte
X(t i , j) auf, für 1 ≤ j ≤ d ( t i ). In der Statistik werden nun
üblicherweise die vorliegenden Daten in kleine Intervalle
des Definitionsbereiches der Temperatur t gruppiert,
um die verschiedenen Beobachtungen innerhalb
der Intervalle zu Klassen zusammenzufassen. Die Terme
innerhalb einer Klasse werden anhand varianzbasierter
Kriterien gewichtet. Vereinfachend arbeiten wir innerhalb
dieser Analyse mit gleichgewichteten Klassen. Das
Kleinste-Quadratmittel-Problem läßt sich nun folgendermaßen
formulieren:
min (α, β, γ, δ) t
(α, β, γ, δ) ∈Ω.
tmax
dt ( i )
2
∑ f ti
X X ti
j
i = t
∑ ( 0 ( αβγδ , , , , , )− ( , ))
min j=
1
Dabei bezeichnen Ω die zulässige Menge gemäß
den Modellrestriktionen sowie d ( t i ) die Anzahl der
Daten in der Temperaturklasse t i .
7.B.
Die folgende Verallgemeinerung für ein variables Viertagestemperaturmittel
t d wird nunmehr in die Modellierung
aufgenommen:
t = ω ⋅t
d
M=
4
∑
i=
1
i
d+−
1 i
Nun erhält die Zielfunktion des Optimierungsproblems
folgende Form:
4
∑ωi
= 1
i=
1
d N
2
min (α, β, γ, δ, ω1
f t X X
, ω 2 , ω 3 , ω 4 ) ∑ ( 0 ( αβγδ , , , , , d )−
d)
d=
d1
Dabei bezeichnet X d den Gasfluss am Tag d. Wir integrieren
zudem die Modellrestriktionen, welche in
M=
4
Abschnitt Regressionsprobleme beschrieben t
wurden.
d
= ∑ ωi⋅td+−
1 i
i=
1
Nunmehr ist die Gesamtheit der Restriktionen gegeben
durch:
(α, , γ, δ, ω 1 , ω 2 , ω 3 , ω 4 ,) ∈ Ω’,
4
∑
i=
1
ω = 1
wobei Ω’ die neuen Modellrestriktionen beschreiben.
Literatur
[1] Cerbe, G.: Grundlagen der Gastechnik (7. Auflage), Carl Hanser
Verlag, München, 2008.
[2] Seber, G. A. F. and Wild, C. J.: Nonlinear Regression, Wiley
Series in Probability and Statistics, 2003.
[3] Schittkowski, K.: Numerical Data Fitting in Dynamical Systems
A Practical Introduction with Applications and Software,
Kluwer, 2002.
[4] Schittkowski, K.: Solving nonlinear least squares problems by
ageneral purpose SQP method, in Trends in Mathematical
Optimization, K.-H. Hoffmann et al. eds., Birkhäuser, Boston,
1988.
[5] Schittkowski, K.: EASY-FIT: A software system for data fitting
in dynamic systems, in Structural and Multidisciplinary Optimization,
2002.
i
November 2011
784 gwf-Gas Erdgas

[6] Schittkowski, K.: NLPLSQ: A Fortran implementation of an
SQP-Gauss-Newton algorithm for least squares optimization
– user’sguide, version 1.0, in Report, Department of Computer
Science,University of Bayreuth, 2007.
[7] Schwetlick, H., Schellong, W. and Tiller, V.: Gauss-Newton-like
methods for nonlinear least squares with equality constraints-local
convergence and applications to parameter
estimation in implicit models, in Statistics 16 , 1985.
[8] Schwetlick, H. and Tiller, V.: Nonstandard scaling matrices for
trust region Gauss-Newton methods, SIAM J. Scient. Statist.
Comput. 1989.
[9] Mirkov, R. and Friedl, H.: Nonlinear and Spline Regression
Models for Forecasting Gas Flow on Exits of Gas Transmission
Networks. in Proceedings of the 26 th International
Workshop on Statistical Modelling, 2011.
[10] Geiger, B. und Hellwig, M.: Entwicklung von Lastprofilen für
die Gaswirtschaft. Gewerbe, Handel und Dienstleistung,
München, 2002.
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FachberichtE Erdgasspeicher
Verdichtermix: Turbo- und Kolbenverdichter
in Erdgasspeichern
Schwingungstechnische Absicherung für gemeinsamen Betrieb
Erdgasspeicher, Verdichteranlage, Kolbenkompressor, Turbokompressor, Gaspulsationen,
Rohrleitungsschwingungen, Pulsationsstudien
Jan Steinhausen
Die aktuelle Entwicklung beim Neu- und Umbau von
Erdgasspeichern zeigt, dass Kolben- und Turbokompressoren
häufiger für den gemeinsamen Betrieb eingesetzt
werden. Zur Vermeidung von überhöhten
Gaspulsationen innerhalb des Rohrleitungssystems
und daraus resultierenden Rohrleitungsschwingungen
werden in der Planungsphase theoretische Berechnungen
angestellt. Dieser Artikel gibt einen Überblick zur
Vorgehensweise bei der Kombination beider Maschinentypen,
für die eigentlich nach unterschiedlichen
Ansätzen vorgegangen wird. Es wird auf die Besonderheiten
eingegangen, die sich aus dem gemeinsamen
Betrieb von Turbo- und Kolbenkompressor ergeben.
Compressor Mix – Safeguarding against pulsations
and vibrations of centrifugal and reciprocating
compressors operating in parallel at underground
gas storagess
The current development of new construction and
revamping of underground natural gas storages
shows that reciprocating and centrifugal compressors
are used for common operation more frequently. As a
part of engineering, exceeding gas pulsations and
resulting piping vibrations should be avoided by theoretical
computations. This paper gives an overview
about the procedure when both compressor types are
combined. Usually, a different approach is used for
each type. The specific aspects due to the common
operation of reciprocating and centrifugal compressor
are discussed here.
Aufgrund der Situation am Gasmarkt sind die Anforderungen
an die technische Ausrüstung für den Betrieb
von Erdgasspeicheranlagen in den letzten Jahren deutlich
gewachsen. Eine hohe Flexibilität vor allem in Bezug
auf die ein- und auszuspeichernden Gasmengen, d. h.
die Volumenströme, bei unterschiedlichen Druckverhältnissen
ist gefordert. In der jüngeren Vergangenheit
Bild 1. Neubau einer Erdgasverdichteranlage.
ist deshalb zu beobachten, dass beim Ausbau oder Neubau
von Erdgasspeichern (Bild 1) verstärkt ein Konzept
verfolgt wird, bei dem die beiden unterschiedlichen
Maschinentypen Turboverdichter und Kolbenverdichter
parallel eingesetzt werden. Dass Kolbenverdichter mitunter
erhebliche Gaspulsationen innerhalb des angeschlossenen
Rohrleitungssystems verursachen können,
ist bekannt. Welche Konsequenzen ergeben sich aber
möglicherweise hieraus für den gleichzeitigen Betrieb
eines Turboverdichters?
Für viele Neuanlagen mit Kolbenverdichtern werden
sogenannte „Pulsationsstudien“ durchgeführt. Mit Hilfe
theoretischer Modelle wird das zu erwartende Pulsationsniveau
aufgrund des oszillierenden Arbeitsprozesses
der Verdichter vorausgesagt. Ziel ist, überhöhte
Gaspulsationen bzw. daraus resultierende mechanische
Rohrleitungsschwingungen bereits in der Planungsphase
zu vermeiden. Herzstück der akustischen Modellierung
ist dabei die Pulsationsquelle: die Kompressorzylinder.
Nach Vorlage der Maschinenzeichnungen
werden die akustischen Ersatzmodelle für Kolben, Zylinderraum,
Ventile, Gaskanäle erstellt. Anschließend wer-
November 2011
786 gwf-Gas Erdgas

Erdgasspeicher
Fachberichte
den die Modelle für Rohrleitungen, Behälter, Kühler,
Armaturen etc. gebildet. Der API Standard 618 (Reciprocating
Compressors for Petroleum, Chemical and Gas
Industry Services, API Standard 618, 5. Ausgabe, 2007)
beschreibt unter anderem Art und Umfang von Pulsationsstudien
und gibt Richtwerte für zulässige Druckpulsationen
an. Typischerweise treten die Gaspulsationen
mit der Drehfrequenz des Kolbenverdichters und deren
Vielfachen auf (typische Drehzahlen: ca. 200 1/min bis
1000 1/min).
Anders verhält es sich bei den Studien für Turboverdichter.
Hier spielen der drehfrequente Anteil sowie
auch der Drehklang (Drehfrequenz x Schaufelanzahl)
des Verdichters für das Auftreten von Rohrleitungsschwingungen
keine entscheidende Rolle. Zum einen
liegt der angeregte Frequenzbereich mit Drehzahlen
zwischen ca. 6000 1/min und 15 000 1/min deutlich
höher. Zum anderen sind die durch die Arbeitsweise des
Turbokompressors erzeugten Pulsationsamplituden,
also das Pulsationsniveau, gegenüber dem Kolbenverdichter
vergleichsweise gering. Unerwünschte Pulsationen
treten in Anlagen mit Turbokompressoren beim
regulären Betrieb primär aufgrund von strömungsinduzierter
Anregung auf. In erster Linie wird diese durch
Wirbelablösungen an T-Stücken verursacht, bei denen
ein nichtdurchströmter Abzweig „überblasen“ wird. Die
Ablösefrequenz der Wirbel ist dabei neben der Geometrie
unter anderem abhängig vom Volumenstrom. Stimmen
bei einem bestimmten Volumenstrom die Ablösefrequenz
und die akustische Eigenfrequenz des Abzweiges
überein (Koinzidenz), können hohe Gaspulsationen
auftreten (akustische Resonanz). Kritisch sind vor allem
die akustischen Resonanzen, deren Frequenz in der
Nähe einer meist lokal begrenzten, strukturmechanischen
Eigenfrequenz des Rohrleitungssystems liegen.
Zusammengefasst heißt das, dass bei Pulsationsstudien
für die beiden verschiedenen Maschinentypen –
Kolbenverdichter und Turboverdichter – nach zwei unterschiedlichen
Ansätzen vorgegangen wird. Wenn nun in
einer neuen oder zu erweiternden Anlage beide Maschinentypen
parallel betrieben werden sollen, liegt es nahe,
beide Ansätze zu verbinden. Beide Studientypen werden
zunächst mehr oder weniger getrennt voneinander bearbeitet,
d. h.: 1. Untersuchung der Anregung der Gaspulsationen
aus dem Betrieb der Kolbenverdichter und
2. Untersuchung der strömungsinduzierten Anregung
bei Betrieb des Turboverdichters.
Dabei wird das gesamte Leitungssystem, das auf der
Saug- und Druckseite der Verdichter angeschlossen ist,
betrachtet. Daher können auch die durch einen Kolbenverdichter
angeregten Pulsationen an den Anschlussflanschen
des Turboverdichters berechnet werden.
Beim gemeinsamen Betrieb mit dem Turboverdichter,
dessen stationärer Betriebspunkt beispielsweise in der
Nähe der Pumpgrenze liegt, sollten die auftretenden
Gaspulsationen unter anderem nicht dazu führen, dass
diese überschritten wird. Als konservativer Ansatz für
ein zulässiges Pulsationsniveau in einem solchen
Betriebspunkt kann der Abstand zur Pumpgrenze aus
dem stationären Kennfeld des Verdichters verwendet
werden, s. Bild 2.
Grundsätzlich ist es bei der Erweiterung bestehender
Erdgasspeicheranlagen von Vorteil, im Vorfeld zu
den Berechnungen die Pulsations- und Schwingungssituation
des Status quo durch Messungen zu bestimmen.
Unabhängig davon, ob ein Turboverdichter oder
ein Kolbenverdichter ergänzt werden soll. Zum einen
können durch die Messungen schwingungstechnisch
kritische Bereiche erkannt werden. Zum anderen dienen
die Messergebnisse der Abstimmung der akustischen
Modelle für bestehende Anlagenkomponenten.
Somit sind zuverlässigere Aussagen in der Studie für die
erweiterte Anlage möglich. Die Kombination aus Messung
und Berechnung hat sich in der Vergangenheit vor
allem bei älteren Anlagen bewährt. Entstehende
Modell unsicherheiten beispielsweise aufgrund nicht
mehr verfügbarer Unterlagen können auf diese Weise
kompensiert werden.
Oft ist im Nahbereich des Turboverdichters die Rohrleitungsführung
relativ weich gestaltet, wenn z. B. die
Anschlussleitungen von oben an den Verdichter herangeführt
werden. Daher ist dieser Leitungsbereich im
Hinblick auf die Pulsationsanregung durch parallel
betriebene Kolbenkompressoren relativ empfindlich
und wird i. d. R. bei den strukturdynamischen Berechnungen
der Pulsationsstudie näher betrachtet. Zur
Abschätzung des durch die Gaskräfte erzwungenen
Schwingungsniveaus werden die Ergebnisse aus den
akustischen Berechnungen als Anregung auf ein separat
erstelltes strukturdynamisches Modell des Rohrleitungssystems
aufgegeben, s. Bild 3. Gegebenfalls ist bei
einer Überschreitung von zulässigen Richtwerten (für
Schwinggeschwindigkeit, Auslenkung oder dynami-
Bild 2. Verdichterkennfeld
mit
Betriebspunkt
nahe der
Pumpgrenze,
Beispiel zur
Bestimmung
der zulässigen
Druck- und
Volumenstrompulsationen.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 787

FachberichtE Erdgasspeicher
Bild 3. Strukturdynamisches
Modell
(FEM) des
Rohrleitungssystems
im
Bereich eines
Turboverdichters;
die Pfeile
symbolisieren
die anregenden
Gaskräfte.
Pulsationen nach der (Wieder-)Inbetriebnahme der Erdgasspeicheranlagen
zeigen, dass aus schwingungstechnischer
Sicht ein problemloser Parallelbetrieb von Kolben-
und Turboverdichter grundsätzlich möglich ist. Es
empfiehlt sich jedoch, bereits in der Planungsphase
eine auf die Erfordernisse beider Maschinentypen abgestimmte
Pulsationsstudie ggf. in Verbindung mit einer
messtechnischen Untersuchung durchzuführen.
Autor
schen Anteil der Werkstoffspannung) die Rohrleitungsführung
zu modifizieren, z. B. durch zusätzliche Rohrleitungslager
oder eine Aussteifung von Rohrleitungsstützen
etc.
Die Erfahrungen aus der messtechnischen Kontrolle
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Die heutige Energieversorgung ist ein Mix aus konventionellen,
rationellen und regenerativen Energiesystemen,
wobei sich in Zukunft der Schwerpunkt
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Systemen verschieben wird.
Die Grundlage für die technische Bewertung dieser
Energiesysteme ist die Thermodynamik. Sie zeigt
die Grenzen im Wirkungsgrad der Umwandlungssysteme
auf. Sie ermöglicht mit ihren Gesetzen und
Gleichungen den Vergleich zwischen den reversiblen
(umkehrbaren) und den irreversiblen (nichtumkehrbaren)
Prozessen. Dadurch wird die Güte der
natürlichen Prozesse erkennbar. Bei der Verbrennung
fossiler Brennstoffe (Kohle, Erdgas, Erdöl) und
Biomasse wird die darin gebundene chemische
Energie zunächst in Wärme transformiert, die z.B.
von Motoren in kinetische Energie von Fahrzeugen
in elektrischen Strom umgesetzt wird. Alle Energieumwandlungen
sind mit Verlusten behaftet, d.h.
der zugeführte Energiestrom ist immer größer als
der nutzbare Energiestrom.
Aus dem Inhalt:
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788 gwf-Gas Erdgas

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FachberichtE Informationstechnologie
Minimale Ausgleichsenergiekosten
durch optimiertes
Prognose-Management
Wie die GASAG Berliner Gaswerke Aktiengesellschaft den Bedarfs-Forecast
für RLM-Kunden optimiert hat
Informationstechnologie, Prognosen, Bilanzkreismanagement, Lastgang-Bepreisung
Henry Cull
Die GASAG Berliner Gaswerke AG stand im Rahmen
der regulatorischen Veränderungen auf dem Gasmarkt
vor der Herausforderung, das Prognose-Management
neu zu organisieren. Entscheidend war dabei vor
allem, das gesamte Prognose-Verfahren so zu optimieren,
dass eine exakte und weitgehend automatisierte
Kalkulation der benötigten Gasmengen möglich ist. Im
Zuge einer Neuausrichtung der IT-Infrastruktur wurde
bei der GASAG ein leistungsfähiges Prognose-Modul
für kurz-, mittel- und langfristige Prognosen implementiert.
Über eine Schnittstelle ist das System an alle
relevanten Allokations- und Wetterdaten angebunden.
Für den Lastgang-Bepreisungsprozess bei RLM-Kunden
nutzt das Unternehmen darüber hinaus ein spezielles
Tool, das nach Postleitzahlen gegliedert auf Temperaturzeitreihen
zugreifen kann. Die Angebotserstellung
wird dadurch erheblich vereinfacht und kann
wesentlich genauer erfolgen.
Minimum energy balance costs thanks to accurate
forecasting
In conjunction with regulatory changes in the gas
market, the GASAG Berliner Gaswerke AG was faced
with the challenge of adopting new forecasting practices.
It was essential to optimize the entire forecast
methods, in order to increase accuracy and automate
calculations for gas quantity requirements as much
as possible. Within the scope of new IT infrastructure
implementations a new forecasting tool for short,
middle and long term forecasts was deployed at
GASAG, which was connected to all relevant allocation
and weather databases. For load consumption
based pricing for LPM customers GASAG uses a special
feature that is able to correlate temperature time
series according to postal codes. This considerably
reduces the efforts and increases the preciseness of
preparing price proposals.
Die GASAG Berliner Gaswerke Aktiengesellschaft steht
als Traditionsunternehmen seit mehr als 160 Jahren für
die Gasversorgung in Berlin. Die Ursprünge reichen bis
in die Mitte des 19. Jahrhunderts zurück. Mit einem
städtischen Gaswerk wurde damals die Versorgung von
rund 2000 öffentlichen Gaslaternen für die Straßenbeleuchtung
sichergestellt.
Heute versorgt die GASAG gemeinsam mit ihren
Partnerunternehmen in der Region Berlin-Brandenburg
über 700 000 private und gewerbliche Kunden und ist
dort mit einem jährlichen Erdgasabsatz von mehr als
20 TWh eindeutiger Marktführer. Durch die deutschlandweite
Bilanzkreisführung können weitere 2–3 TWh
verkauft werden. Die Unternehmensgruppe tritt darüber
hinaus inzwischen auch als Mehrspartenanbieter
mit den Bereichen Strom und Fernwärme auf (Bild 1).
1. Regulierung erforderte Anpassungen
der IT-Struktur
Im Zuge der regulatorischen Veränderungen auf dem
Gasmarkt und angesichts der absehbaren Herausforderungen
durch die neue Gaswelt ab Oktober 2007
beschäftigte sich das Unternehmen bereits 2006 mit der
Ausschreibung einer neuen IT-Infrastruktur. Es galt unter
anderem, komplett neue Prozesse für das Nominierungsmanagement
und die neue Marktrolle des Bilanzkreisverantwortlichen
regulierungskonform abzubilden.
Die weitere Planung dafür erfolgte gemeinsam mit
dem Software- und Beratungsdienstleister ECG Erdgas-
Consult, dessen Produktfamilie MTS (Management System
for Transport and Storage, Trading and Shipping)
die Ausschreibung für sich entscheiden konnte. Die
Lösung deckt die einzelnen Marktrollen vom Transport-
November 2011
790 gwf-Gas Erdgas

Informationstechnologie
Fachberichte
netzbetreiber bis zum Händler ab und unterstützt alle
Abläufe der Wertschöpfungskette. Das Hauptprojekt zur
Implementierung der Gesamtlösung startete Mitte April
2007 und konnte rechtzeitig vor dem Beginn des neuen
Gaswirtschaftjahres am 1. Oktober erfolgreich abgeschlossen
werden.
Ein ganz besonderes Augenmerk lag im Zuge der
Umstellung auf dem Prognose-System. Durch das im
Rahmen der Regulierung entfallende, so genannte City-
Gate-Modell war keine „physische“ Steuerung der Gasmengen
mehr möglich. An deren Stelle trat eine virtuelle
Steuerung, so dass man darauf angewiesen war,
den kurzfristig entstehenden Bedarf so genau wie möglich
zu prognostizieren.
„Die Prognosegüte ist für uns ein ganz entscheidender
Faktor“, erklärt Dominik Schmidt, Abteilungsleiter
Energiehandel und Optimierung bei der GASAG. „Je exakter
wir die benötigten Gasmengen prognostizieren können,
desto geringer sind später logischerweise die
Abweichungen zu den Ist-Werten. Durch den unmittelbaren
Einfluss auf die anfallenden Pönalen sehen wir die
Prognosequalität als einen extrem effektiven und schnell
greifenden Aspekt der Kostenminimierung an. Aufgrund
der komplexen Berechnungsgrundlagen und der Vielzahl
an maßgeblichen Einflussgrößen strebten wir außerdem
ein möglichst hohes Maß an Automatisierung an.“
Die Entscheidung für das Prognose-Modul fiel
schließlich für die Lösung mP Energy der metalogic
GmbH.
„Wir standen im Bereich der Prognosen vor einer
Make or Buy-Entscheidung“, erinnert sich Stefan Gerisch,
Projektleiter bei der ECG Erdgas-Consult GmbH. „Die
Leistungsfähigkeit von mP Energy hat nicht nur uns,
sondern auch unseren Kunden GASAG überzeugt. Das
Tool ergänzt sich als Prognosekern ideal mit unserer
Gesamtlösung.“
Die Implementierung der MTS-Gesamtlösung
erfolgte in vier Schritten. Nach dem Aufsetzen und ausführlichen
Testen eines Pilotsystems wurden die entsprechenden
Schnittstellen zu den bestehenden IT-Systemen
eingerichtet. Durch intensive Schulungen, die
seitdem in etwa jährlichem Rhythmus wiederholt werden,
erhielten die Anwender vor der finalen Produktivschaltung
das nötige Know-how für die tägliche Arbeit
mit dem System.
mP Energy ist im Rahmen der MTS-Gesamtlösung
über eine Schnittstelle an die Allokations- und Wetterdaten
angebunden und in der Lage, alle relevanten
Informationen auszulesen. Darauf basierend können
automatisiert Kurz-, Mittel- und Langfristprognosen
erstellt werden. Dabei kommen verschiedene mathematische
Verfahren zum Einsatz, deren unterschiedliche
Ansätze die Gesamtqualität der Prognosen unter verschiedensten
Bedingungen optimieren. Angewendet
werden beispielsweise die multivariate Regression
sowie eine Vorgehensweise auf Basis von neuronalen
Bild 2. BioErdgas-Anlage Rathenow. (Quelle: GASAG)
Netzen. Die Software kann für alle Energieformen eingesetzt
werden. Sowohl die zeitliche Auflösung als auch
der Zeithorizont sind individuell wählbar, was eine flexible
Anpassung ermöglicht.
2. Tägliche Prognosen für unterschiedliche
Zeiträume
Die GASAG nutzt im Tagesgeschäft vor allem die drei
Prognosezeiträume „heute“, „morgen“ sowie eine Dispositions-Prognose
für die nächsten fünf Tage. Zusätzlich
Bild 1.
GASAG-
Firmenzentrale
(Quelle: GASAG)
November 2011
gwf-Gas Erdgas 791

FachberichtE Informationstechnologie
Projektzeitplan
2006: Ausschreibung neue IT-Infrastruktur
2007: Implementierung MTS inklusive
Forecast/Prognose
2009: Start Back-to-Back-Bepreisungsprojekt
2011: Produktivsetzung Back-to-Back-Feature
kommt das Prognose-System auch innerhalb des kontinuierlich
wachsenden Drittgeschäfts zum Einsatz, das
der Berliner Gasversorger mit seinen Schwesterunternehmen,
wie beispielsweise der Potsdamer Energie
Mark Brandenburg GmbH (EMB), betreibt. Die GASAG
übernimmt im Rahmen des Bilanzkreismanagements
das Prognoserisiko in Bezug auf Ausgleichsenergiekosten
beziehungsweise Strukturierungsbeiträge für den
Drittkunden. Ein wesentlicher Wettbewerbsvorteil, der
durch die reproduzierbare, verlässliche Prognosegüte
und ein entsprechend gut kalkulierbares Risiko ermöglicht
wird.
Rund 400 Großkunden mit registrierender Leistungsmessung
(RLM) werden im Gas-Segment inzwischen
fortlaufend prognostiziert, die Tendenz ist steigend.
Hinzu kommt das Stromgeschäft, das bei dem Versorger
zwar bislang lediglich einen kleinen Anteil ausmacht,
der allerdings ebenfalls ausgebaut werden soll. Die Produktion
des Stroms, der aus Blockheizkraftwerken, Mini-
Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen sowie Photovoltaik
stammt, wird ebenso prognostiziert wie der gegenüberstehende
Verbrauch. Das Unternehmen greift hierbei
auf Prozesse zurück, die sich im Gasgeschäft bereits
bewährt haben (Bild 2).
3. Feintuning im Lastgang-Bepreisungsprozess
Um die Angebots- und Preisgestaltung für die Lastgänge
der RLM-Kunden anhand normalisierter Verbrauchsmengen
weiter zu optimieren, wurde 2009 ein
weiterer Schritt in Angriff genommen. Gemeinsam mit
metalogic entwickelte ECG im Rahmen eines Bepreisungsprojekts
das so genannte Back-to-Back-Feature.
Diese funktionale Erweiterung des Grundsystems greift
unter anderem auf Hunderte von Temperaturzeitreihen
mit Normaltemperaturen zu, die für jede Postleitzahl
verfügbar sind. Das Plug-In, das 2011 in den Produktivbetrieb
gegangen ist, beinhaltet eine Schnittstelle zum
SAP-CRM-System. Die Berechnungen erfolgen automatisiert
in sehr kurzer Zeit und erlauben den Verantwortlichen
des Versorgungsunternehmens eine exakte
Angebotserstellung für RLM-Kunden.
„Wir konnten unsere Abläufe rund um die Lastprognosen
mit mP Energy deutlich verbessern“, resümiert
Dominik Schmidt. „Für uns stechen als Vorteile vor allem
die hohe qualitative Güte der Forecasts sowie das große
Maß an Automatisierung heraus. Wir haben mittlerweile
die komfortable Situation erreicht, dass wir die Ausgleichsenergiekosten
faktisch minimiert haben, da die
Abweichung zu den Prognosen extrem niedrig ist.
Angesichts einer Vielzahl an zu prognostizierenden
Kundenlastgängen, sparen wir durch die Automatisierung
zudem sehr viel Zeit. Auch gehen wir mittelfristig
von einer weiteren Steigerung aus.“
Für die Zukunft sind weitere Projekte bereits in Planung.
So wird beispielsweise an einer Cluster-Erkennung
für RLMs gearbeitet, die durch sinnvolle Zusammenfassung
von einzelnen Großkunden in Gruppen für eine
weitere Verbesserung der Prognosegüte sorgen soll.
Autor
Dipl.-Kfm. Henry Cull
Metalogic GmbH |
München |
Tel.: +49 89 517393-52 |
E-Mail: henry.cull@metalogic.de
Parallelheft gwf-Wasser | Abwasser
In der Ausgabe 11/2011 lesen Sie u. a. fol gende Bei träge:
Treskatis u. a.
Jekel u. a.
Schneider
Scholz
Bewertung des Rückhaltevermögens von tertiären Sandschichten gegenüber
mikrobiologischen Einträgen in Filterrohrstränge eines Horizontalfilterbrunnens –
Modellversuche mit Säulen aus in-situ-Material
entfernung von Arsen, Nickel und Uran bei der Wasseraufbereitung
ermittlung der horizontalen und vertikalen Durchlässigkeitsbeiwerte aus
pumpversuchen
treffpunkt für das Wasserfach – 4. Kolloquium der Trinkwasserspeicherung
November 2011
792 gwf-Gas Erdgas

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OF THE INTERNATIONAL
GAS BUSINESS
The new „Magazine for Smart Gas Technologies, Infrastructure
and Utilisation” features technical reports on
the European natural gas industry as well as results of
research programmes and innovative technologies. Find
out more about markets, enterprises, associations and
products of device manufacturers.
Each edition is completed by interviews with major
company leaders and interesting portraits of associations
in the European market.
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measurement
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pipeline construction
regulation
biogas injection
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FachberichtE Informationstechnologie
Videoüberwachung als
Gesamtkonzept
Zuverlässige Komponenten von der Kamera bis zum Switch
Informationstechnologie, Videoüberwachung, Planung, Überwachungssysteme, Kameras,
Industrie-Switches
Michael Brieler und Nora Crocoll
Wer mit Kanonen auf Spatzen schießen will, dabei
aber das Pulver vergisst, ist gleich doppelt schlecht
dran. Auch wenn der Vergleich etwas hinken mag, ist
er doch recht treffend für die Situation am Videoüberwachungsmarkt.
Oft setzen Anbieter, um kostengünstige
Gesamtlösungen realisieren zu können,
neben teuren und nicht selten überdimensionierten
Kameras und Videorekordern auf billige Kommunikationskomponenten.
Dabei wird meist vernachlässigt,
dass die Komponenten zur Datenübertragung für
eine zuverlässige Überwachung mindestens genau so
wichtig sind. Hier führt übertriebene Sparsamkeit oft
dazu, dass das gesamte System nicht die nötige
Sicherheit bringt. Optimal auf die jeweilige Anwendung
angepasste Gesamtsysteme sind also gefragt,
von der Kamera über die eingesetzten Kommunikationsmedien
bis hin zum verwendeten Videorekorder,
ganz zu schweigen vom passenden Überwachungskonzept.
Video surveillance does not necessarily equal security
It’s often forgotten that not only the cameras and
video recorders used are the key to a reliable and
secure solution, but also the data-transmission components.
False savings made here often mean that the
system as a whole fails to achieve the desired level of
security. The following feature focuses on typical
errors that need to be avoided when installing a video
surveillance system.
Intro. Sensible
bzw. wertvolle
Anlagen oder
Maschinen an
dezentralen
Stellen wie Biogasanlagen,
Photovoltaikanlagen
oder Baustellenfahrzeuge
müssen
geschützt werden.
Die Art der
verwendeten
Videoüberwachungslösung
unterscheidet
sich aber je
nach Anwendungsfall.
November 2011
794 gwf-Gas Erdgas

Informationstechnologie
Fachberichte
Sensible bzw. wertvolle Anlagen oder Maschinen an
dezentralen Stellen wie Biogasanlagen, Photovoltaikanlagen
oder Baustellenfahrzeugen müssen geschützt
werden. Bahnhöfe oder Museen fordern ebenso zuverlässige
Überwachung wie Banken, Tankstellen oder
Supermärkte. Die Art der verwendeten Videoüberwachungslösung
unterscheidet sich aber je nach Anwendungsfall
und den davon abhängigen Anforderungen
deutlich. Trotzdem gibt es einige generelle Fehler, die
man in allen Applikationen vermeiden sollte.
a
Bild 1a. Die DS-2DF1-714 ist eine ideale Kamera für Freilandüberwachung.
Bild 1b. Wo auch bei Dunkelheit zuverlässig überwacht werden
soll, ist die DS-2CD892P-IR5 eine praxisgerechte Lösung.
1. Überwachungsaufgabe definieren
Bevor man ein Überwachungssystem einsetzt, ist gute
Planung das A und O. Wer wenig Erfahrung hat, sollte
hier auf das Knowhow kompetenter Anbieter von Videoüberwachungslösungen
zurückgreifen. So gilt es zu klären:
Welche Teile einer Anlage müssen überwacht werden,
welche sind für die Überwachung nicht relevant?
Welche Art von Überwachung ist wo gefragt und zu
welcher Zeit? Gilt es lediglich zu detektieren, also festzustellen,
dass eine Person an einer bestimmten Stelle ist,
an der sie nicht sein sollte? Oder ist es sinnvoll, betreffende
Personen auch identifizieren zu können? Wo
Detektion ausreicht, kann man sich teure hochauflösende
Kameras sparen. An manchen Stellen mögen sich
Kombinationen aus Detektieren und Identifizieren eignen,
sodass detektierende Kameras bei Auftreten von
unerwarteten Bewegungen eine identifizierende
Kamera antriggern, die sich dann auf den bestimmten
Bereich ausrichtet. Weitere Fragen sind: Wie oft müssen
Bilder übertragen werden? Immer oder nur bei Bewegung?
Reicht es, die Anlage selbst zu überwachen, oder
soll die Videoüberwachung bei einem Sicherheitsdienstleister
aufgeschaltet werden? Müssen verschiedene
Komponenten der Anlage eventuell redundant ausgelegt
werden, um maximale Sicherheit zu garantieren?
Eine Biogasanlage ist ein gutes Beispiel, anhand dessen
sich verschiedene Überwachungsaufgaben und die
damit einhergehenden Anforderungen an die eingesetzten
Systeme beschreiben lassen. Im ersten Schritt
muss zum Schutz vor Saboteuren oder Vandalen das
Gelände um die Anlage überwacht werden. Hier werden
spezielle Lösungen für Freilandüberwachung benötigt,
die entsprechende Distanzen überbrücken und
auch bei Dunkelheit zuverlässige Ergebnisse liefern
(Bild 1). Dabei ist es im Wesentlichen wichtig zu erkennen,
ob sich eine Person im Überwachungsbereich aufhält,
nicht aber wer genau diese Person ist. Ähnliches
gilt für das Überwachen der Gebäudeaußenhaut.
Im Inneren der Biogasanlage dagegen will man
schon genau wissen, wer wo ist. Halten sich zum Beispiel
im Labor, dem Rechnerraum oder der Leitzentrale
unbefugte Personen auf (Bild 2)? Auch zum Mitarbeiterschutz
sind Überwachungslösungen gefragt, bspw. im
Ex-Bereich der Anlage. Gefährliche Bereiche können mit
Kameras abgedeckt werden, so dass man sehen kann,
b
Bild 2. Will
man im inneren
von Gebäuden
Personen
identifizieren
eignet sich
zum Beispiel
die
DS-2CD7153-E
Switches für industrielle Kommunikation
Die Ethernet-Switches für industrielle Kommunikation von Sixnet vereinen die Vorteile aus zwei Welten: die hohe Performance
und Sicherheit von Enterprise-Class Switches und die Robustheit von Industriegeräten. Eine breite Produktpalette mit
vier Produktfamilien angefangen von der wirtschaftlichen Einsteiger-Serie bis hin zur sehr robusten EL-Serie für extrem
anspruchsvolle Umgebungsbedingungen bietet für jede Anwendung die richtige Lösung. Die Geräte überzeugen durch Redundanz,
hohe Netzwerksicherheit und zuverlässiges Netzwerkmanagement. Ein modularer Aufbau mit SFP-Ports ermöglicht
individuelle Kombinationen aus Kupfer- und Glasfaserports. Die Ethernet-Switches sind zertifiziert nach IEC 61850 und IEEE
1613 und erfüllen alle Anforderungen nach EN 50155, EN 50121-4, NEMA TS2 sowie ABS/DNV/Lloyds. Damit erschließen sie
sich breite Einsatzfelder: Angefangen von der Öl- und Gasindustrie über Bahnanwendungen, die Fabrikautomation, maritime
und Offshore-Anwendungen bis hin zum Transportwesen. Gerade auch im Energiesektor bieten sich zahlreiche Einsatzmöglichkeiten,
sei es in Umspannwerken, im Bereich der erneuerbaren Energien oder im Smart Grid.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 795

FachberichtE Informationstechnologie
wenn eine Person in Gefahr gerät. Auch hier ist es in der
Regel nicht relevant zu erkennen, wer die Person genau
ist, wesentlicher ist, dass jemand Hilfe benötigt. Ein
Bereich, in dem man sehr genau sehen will, was vonstatten
geht, ist die Anlieferung. Fährt z. B. ein Anlieferer mit
derselben Ware zweimal über die Waage oder werden
unerlaubte Fremdkörper abgegeben, die schlimmstenfalls
zu einem teuren Anlagenstillstand führen können?
Die Szenarien für den möglichen Einsatz von Überwachungslösungen
sind also vielfältig, ebenso wie die
Anforderungen an die verwendeten Komponenten. Gut
also, wenn der Lieferant ein breites Portfolio hat, aus
dem man für jeden Anwendungsfall die maßgeschneiderte
Lösung auswählen kann und darüber hinaus die
entsprechende Beratung liefert.
Bild 3. Für die Aufzeichnung bietet Welotec verschiedene Lösungen
vom Netzwerk Video Rekorder über Hybrid Video Rekorder bis hin zu
digitalen Video Rekordern, digitalen Video Servern und Video Karten
Bild 4. Sparen bei der Kommunikation geht auf Kosten der Ausfallsicherheit.
Hier bieten die robusten industrietauglichen Switches von Sixnet
mit großem Betriebstemperaturbereich hohe Kommunikationssicherheit.
Komplettangebot für CCTV Videoüberwachung
Der Markt für Videoüberwachung wächst stetig. Deshalb bietet Welotec
als offizieller Distributor der Hikvision Digital Technology Co. in
Deutschland hierfür eine breite Produktpalette. Angeboten werden
Lösungen zur Videoüberwachung angefangen von IP-Kameras über
analoge Kameras in Standard- und Dome-Ausführung bis hin zum
digitalen Videorekorder (DVR), Netzwerk-Video-Rekorder (NVR),
digitalen Video-Server (DVS), Network-Attached-Storage (NAS) und
Videokarten für Computer.
2. Netzwerkkommunikation ist Teil des
Überwachungssystems
Nach der konzeptionellen Planung einer Überwachungslösung
folgt die Umsetzung mit konkreten
Komponenten. Neben der richtigen Wahl der eingesetzten
Kameras und Videorekorder (Bild 3), ist aber die
Auswahl geeigneter Kommunikationskomponenten
relevant für die Zuverlässigkeit der Gesamtlösung. Die
Welotec GmbH aus Laer im Münsterland bietet daher
beides an: Als offizieller Distributor von Hikvision hat
das Unternehmen hochwertige Komponenten für die
Videoüberwachung im Produktprogramm (Kastentext,
Seite 4). Diese werden ergänzt von der Produktsparte
„industrielle Kommunikation“, deren Komponenten
eine zuverlässige Datenübertragung nach Industrievorgaben
ermöglichen. Die Erfahrung zeigt nämlich, dass
bspw. gerade bei den eingesetzten Switches oft gespart
wird. Diese haben dann für den Anwendungsfall keinen
ausreichenden Temperaturbereich, sind für den Einsatz
in rauen Bedingungen nicht robust genug oder bringen
nicht den benötigten Witterungsschutz mit. Das
Einschließen in ein wetterfestes IP67-Gehäuse kann
weitere Probleme bringen, statt diese zu lösen: Die
Wärme des Switches wird nicht abgeführt, er überhitzt
und fällt über kurz oder lang aus. Die Wahl eines ungeeigneten
Switches führt also nicht selten zu Kommunikationsausfällen,
so dass von einer noch so guten
Kamera keine Daten mehr übertragen werden. Hier
können die managed und unmanaged Ethernet Switches
von Sixnet (Bild 4) mit Gigabit Ethernet- und Glasfaseranschlüssen
ihre Vorteile ausspielen (Kastentext,
Seite 3). Sie sind von Haus aus sehr robust und bieten
einen großen Betriebstemperaturbereich. In der breiten
Produktpalette findet sich für jeden Anwendungsfall
die passende Lösung.
Auch bei den eingesetzten Kommunikationswegen
werden oft Fehler gemacht. Es geht dabei um weit
mehr, als um die Frage Kupferkabel oder Lichtwellenleiter
abhängig von Übertragungsdistanzen und Anzahl
der angeschlossenen Kameras. Geklärt werden muss
auch, ob die Kommunikationsleitungen robust genug
sind für den Außeneinsatz. Beeinflussen hohe Temperaturen
oder Sonneneinstrahlung die Leitungen kurzoder
langfristig? In hochsensiblen Anwendungen stellt
sich darüber hinaus die Frage: Wie sicher ist die eingesetzte
Kommunikationsleitung vor Manipulation? Muss
zum Beispiel ein Telefonanschluss außerhalb eines
Gebäudes, der relativ leicht aus dem Verkehr gezogen
werden kann, durch ein redundantes Kommunikationssystem
abgesichert werden? Denkbar ist hier eine
kabellose Lösung bspw. über Mobilfunk. Auch hier bietet
Welotec eine breite Auswahl an geeigneten Mobilfunkroutern,
die für eine sichere Kommunikation auch
die notwendige Verschlüsselung mitbringen (Bild 5).
Mit ihnen lassen sich flexible Lösungen realisieren, von
solchen, bei denen im Notfall lediglich ein Alarm per
November 2011
796 gwf-Gas Erdgas

Informationstechnologie
Fachberichte
Welotec – Vision meets solution
Welotec ist Hersteller elektronischer B2B-Komponenten
und versteht sich zudem als Value Added
Distributor, also ein spezialisierter Distributor, der
Mehrwertdienstleistungen und Beratung für die
vertriebenen, erklärungsbedürftigen Produkte
anbietet. Neben Beratung und Verkauf zählen z. B.
technischer Support, Schulungen und viele weiter
gehende Services zu diesen Mehrwertdienstleistungen.
Die fünf Schwerpunkte des weltweit
agierenden Unternehmens liegen auf den Produktbereichen
Video Überwachung, industrielle
Kommunikation, industrielle Funkfernsteuerungen,
industrielle Sensoren und industrielle
Sicherheit.
Als Lösungs- und Systempartner baut Welotec
weltweite Kooperationen mit auditierten Liefer-
Partnern auf. Mit dem Ziel Kundenaufgaben stets
ideal zu lösen, integriert das Unternehmen permanent
die besten Produkte auditierter Liefer-Partner
aus aller Welt ins Produktprogramm.
Bild 5. Wo Kommunikationsleitungen fehlen oder für maximale Sicherheit
eine redundante Kommunikation gefragt ist, können Mobilfunkrouter
die Lösung sein. Welotec bietet auch hier eine breite Auswahl. Alle
Bilder Welotec GmbH
Mobilfunk übertragen wird, bis hin zu Lösungen, bei
denen über Mobilfunk Live-Bilddaten kabellos übertragen
werden.
3. Mobile Sicherheitsüberwachung
Die kabellose Datenübertragung erschließt darüber
hinaus noch weitere Anwendungsbereiche bzw. erweitert
die Möglichkeiten von Sicherheitslösungen. So können
damit Überwachungsdaten nicht nur an eine ortsfeste
Zentrale übertragen werden. Ein Einsatzfahrzeug
kann ebenfalls mit einem Überwachungsmonitor ausgestattet
sein. Dadurch können die Sicherheitskräfte bei
der Fahrt zum Einsatzort sehen, wo genau sich ein Eindringling
gerade befindet. Oder der Betreiber, der zuvor
erwähnten Biogasanlage, erhält direkt auf sein Handy
Informationen über Probleme in der Anlage.
Ein weiterer Einsatzfall für Lösungen zur mobilen
Sicherheitsüberwachung findet sich auf Baustellen.
Baustellenfahrzeuge stellen einen beachtlichen Wert
dar. Hier sind die Sicherheitsexperten aus dem Münsterland
derzeit an der Entwicklung eines mobilen Sicherheitscontainers
beteiligt. Auf dem Dach des Technikcontainers
installierte Kameras überwachen einen Umkreis
von 80 m. So lassen sich Diebstähle an Baustellen deutlich
reduzieren. Und sollte es dennoch zu einem Diebstahl
kommen: In Kombination mit GPS-Ortungsgeräten
aus dem Produktprogramm der Sicherheitsexperten,
die in die Baustellenfahrzeuge eingebaut werden,
lassen sich gestohlene Maschinen und Fahrzeuge
schnell wieder auffinden. Egal in welchem Fall Sicherheitslösungen
gefragt sind, die Experten aus Laer im
Münsterland können mit den passenden Komponenten
und fachkundiger Beratung unterstützen. So lassen sich
für jeden Anwendungsfall ausfallsichere Lösungen
maßschneidern, von der Kamera über die Datenübertragung
bis hin zur Datenaufzeichnung.
Autoren
Michael Brieler
Welotec GmbH |
Laer |
Tel. +49 2554 9130-00 |
E-Mail: m.brieler@welotec.com
Dipl.-Ing. (FH) Nora Crocoll
Redaktionsbüro Stutensee |
Stutensee |
Tel. +49 7244 73969-9 |
E-Mail: ncrocoll@rbsonline.de
November 2011
gwf-Gas Erdgas 797

Im profil BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.
Im Profil
In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen
im Bereich der Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich
der BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. im Profil.
Folge 5:
Energie. Wasser. Leben
Der Bundesverband der Energieund
Wasserwirtschaft e. V.
Hildegard Müller, Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung
und Mitglied des Präsidiums.
Der Bundesverband der Energieund
Wasserwirtschaft e. V. (BDEW)
bündelt den Sachverstand und die
Interessen von mehr als 1800 Unternehmen
der Erdgas-, Strom- und
Fernwärmeversorgung sowie der
Wasserwirtschaft und vertritt als
Spitzenverband die Anliegen seiner
Mitglieder gegenüber Politik, Fachwelt,
Medien und Öffentlichkeit.
Das Spektrum der Mitglieder reicht
von lokalen und kommunalen über
regionale bis hin zu überregionalen
Unternehmen – vom Ein-Sparten-
Unternehmen bis hin zum Querverbundunternehmen.
Der BDEW entstand
2007 durch die Fusion der
Verbände BGW, VDEW, VDN und
VRE. 2008 wurde die Geschäftsstelle
der HEA-Fachgemeinschaft für effiziente
Energieanwendung integriert.
Die Verbandsmitglieder repräsentieren
rund 90 % des Stromabsatzes,
gut 60 % des Nah- und
Fernwärmeabsatzes, 90 % des Erdgasabsatzes
sowie 80 % der Trinkwasser-Förderung
und rund ein
Drittel der Abwasser-Entsorgung in
Deutschland. Die Mitglieder decken
alle Bereiche ab: von Erzeugung,
Gewinnung und Produktion bis hin
zu Verteilung, Vertrieb und Energieeffizienz.
Der BDEW führt die unterschiedlichen
Erwartungen, Anforderungen
und Lösungsvorschläge seiner
Mitgliedsunternehmen zu einer ge -
meinsam getragenen, transparenten
und fachlich fundierten Position
zusammen und bringt diesen in den
politischen Entscheidungsprozess
ein – auf regionaler, nationaler und
auch europäischer Ebene. Denn die
Überzeugungen und Interessen des
Einzelnen sind in unserer politischen
Ordnung nur dann wirksam,
wenn sie gebündelt mit einer
Stimme vorgetragen werden. Nur
so kann es gelingen, bei den zunehmend
komplexer werdenden Themen
der Branche im politischen
Raum Gehör und Akzeptanz zu finden.
Für die Politik bedeutet der
Austausch mit dem Verband ein
hohes Maß an Verlässlichkeit und
Klarheit. Im Gesetzgebungsprozess
bietet der BDEW entsprechende
Expertisen an. Im Jahr 2010 etwa
hat der Verband über 160 öffentliche
Positionen und Stellungnahmen
abgegeben. Dabei sind die
Mitgliedsunternehmen bei der
inhaltlichen Positionierung in einem
transparenten Verfahren aktiv eingebunden.
Gleichzeitig vermittelt
der BDEW seinen Mitgliedern aber
auch die berechtigten Anliegen von
Politik und Öffentlichkeit.
Die Stimme der Branche –
breit aufgestellt
Bereits heute werden viele Gesetze
und Verordnungen, welche die
deutsche Energie- und Wasserwirtschaft
betreffen, in Brüssel entwickelt.
Die europäischen Regelungen
werden häufig direkt in nationales
Recht übernommen. Daher setzt
sich der BDEW mit seiner Branchenvertretung
in Brüssel frühzeitig
auch auf EU-Ebene ein. Die Hauptgeschäftstelle
des Bundesverbandes
befindet sich in Berlin. Zudem
wird durch eine Vielzahl von Landesorganisationen
auch die Schnittstelle
zur Landespolitik sichergestellt.
Acht Landesorganisationen –
teilweise als Landesgruppen und
teilweise als selbständige Landes-
November 2011
798 gwf-Gas Erdgas

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.
Im Profil
verbände organisiert – halten den
Kontakt zu Mitgliedsunternehmen
in den Regionen, bearbeiten länderspezifische
Themen und vertreten
die Interessen vor Ort. Darüber hinaus
ist die KMU-Vertretung innerhalb
des BDEW und seiner Landesorganisationen
zentraler Koordinator
der Anliegen kleiner und
mittelständischer Unternehmen,
die aufgrund ihrer Größe und
begrenzten Ressourcen vor besonderen
Herausforderungen stehen.
Als Kompetenzzentrum berät
und unterstützt der BDEW seine
Mitgliedsunternehmen in branchenrelevanten
politischen, wirtschaftlichen,
rechtlichen und kommunikativen
Fragen. Dabei fungiert
der Verband als Plattform für Informations-
und Erfahrungsaustausch
innerhalb der Energie- und Wasserwirtschaft.
Den Mitgliedern werden
branchenrelevante Informationen
exklusiv, bedarfsgerecht und zeitnah
zur Verfügung gestellt. Der
BDEW unterstützt die Mitglieder bei
der Umsetzung neuer Gesetze, Verordnungen
und Verfügungen und
erarbeitet ein einheitliches Verständnis
zur branchenweit rechtssicheren
Anwendung. Der Verband
erhebt regelmäßig Marktdaten
sowie Branchenstatistiken und analysiert
Grundfragen der Energieerzeugung
und des -verbrauchs bis
hin zu Preisen. Außerdem werden
Übersichten zu Wassertarifen und
zur Wassernutzung aufgestellt
sowie Untersuchungen zum Kundenverhalten
durchgeführt. Der
BDEW gestaltet eine zentrale
Öffentlichkeitsarbeit und ist die
Stimme der Branche.
Eine nachhaltige Energieversorgung
gestalten
Der BDEW und seine Landesorganisationen
orientieren sich bei der
Arbeit am Leitbild einer nachhaltigen
Versorgung, die den Aspekten
Umwelt- und Klimaschutz, Qualität
und Sicherheit sowie Wirtschaftlichkeit
gleiches Gewicht beimisst. Die
innere Spannung zwischen diesen
Zielen auszubalancieren, ist zentrale
Aufgabe der Unternehmen
und ihres Verbandes, aber auch der
Politik. Der BDEW nimmt diese Aufgabe
sehr ernst. Er wird immer wieder
deutlich machen, dass keines
der Ziele absolut gesetzt werden
darf, sondern seinen Wert nur bei
einer ausgewogenen Kombination
mit den anderen Zielen hat. Nur
Positionen, die bei den Mitgliedern
den notwendigen Rückhalt finden
und gleichzeitig die berechtigten
Interessen der Allgemeinheit
berücksichtigen, werden in der
Öffentlichkeit als abgestimmte Auffassung
der Branchen und als
Stimme von Gewicht wahrgenommen.
Die sachliche Arbeit, getragen
vom fachlichen Know-how sowohl
der ehrenamtlichen Gremienmitglieder
als auch der Mitarbeiter der
Geschäftsstelle, ist dabei die eigentliche
Stärke des Verbandes.
Das BDEW-Leitmotiv »Energie.
Wasser. Leben« zeigt sowohl den
Wirkungskreis als auch den
Anspruch des Verbandes, dessen
Mitgliedsunternehmen mit ihren
Produkten und Dienstleistungen
die Lebensqualität der Menschen
sichern – heute und in Zukunft. Die
Mitglieder gehören zu den größten
Investoren in der deutschen Industrie:
Etwa 15 Milliarden Euro werden
jährlich für den Ausbau und die
Modernisierung der Infrastruktur
investiert. Mit rund 280 000 Beschäftigten
ist die Branche einer der
größten Arbeitgeber der deutschen
Industrie. Die Unternehmen beliefern
im Inland nahezu alle 40 Mio.
Haushalte mit Strom und Wasser.
Außerdem beziehen etwa 20 Mio.
deutsche Haushalte Erdgas und
rund 5 Mio. Fernwärme.
Aktuelle Herausforderungen
umsetzen
Die Energiewende stellt die Branche
aktuell vor einen historischen und
komplexen Umbau der Energieversorgung.
Das Fernziel lautet: eine
nahezu CO 2 -neutrale Energieversorgung
bis 2050. Deshalb hat die Politik
ambitionierte Ziele zur Senkung
von Emissionen, zur Stärkung der
Energieeffizienz und zum Ausbau
der Erneuerbaren Energien formuliert.
Diese Ziele können aber nur
erreicht werden, wenn alle Maßnahmen
technologieoffen umgesetzt
werden. Effizienz, Effektivität und
Akzeptanz bei den Kunden lassen
sich nur dann erreichen, wenn der
Markt die Freiheit hat, die Wege
zum Ziel selbst zu wählen. In diesem
Kontext spielen Erdgas und
Bio-Erdgas als umweltschonende
Energieträger in den kommenden
Jahren weiter eine wichtige Rolle.
Roger Kohlmann,
Mitglied
der Hauptgeschäftsführung
und Geschäftsbereichsleiter
Energienetze
und Regulierung.
Dr.-Ing. Anke
Tuschek,
Mitglied der
Hauptgeschäftsführung
und Geschäftsbereichsleiterin
für Vertrieb,
Handel und
gasspezifische
Fragen.
November 2011
gwf-Gas Erdgas 799

Im profil BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.
Martin Weyand,
Mitglied
der Hauptgeschäftsführung
und Hauptgeschäftsführer
Wasser und
Abwasser.
Erdgas als idealer Partner
der Erneuerbaren Energien
Neben dem Ausbau der Erneuerbaren
Energien werden konventionelle
Energieträger wie Kohle und
Gas weiterhin eine tragende Rolle
im Energiemix einnehmen. Erdgas
hat von den fossilen Energieträgern
die günstigste Kohlendioxidbilanz,
steht langfristig sicher und ausreichend
zur Verfügung und ist flexibel
einsetzbar. Diese Eigenschaften
machen Erdgas in der Stromerzeugung
und im Wärmemarkt zum idealen
Partner der Erneuerbaren Energien.
Im Wärmemarkt können
dezentrale und systemintegrierende
Maßnahmen, die innovative
Heizungstechniken mit wachsenden
Anteilen Erneuerbarer Energien
aus Sonne und Bio-Erdgas koppeln,
eine verlässliche Zukunftsperspektive
eröffnen. Schon heute können
Erdgassystemlösungen wie die Erdgas-Brennwerttechnik
eine schnelle,
wirksame und bezahlbare CO 2 -
Reduktion und Effizienzsteigerung
im Heizungsbestand bewirken. Mit
kurzer Amortisationsdauer und
niedrigen CO 2 -Vermeidungskosten
können bestehende Heizungssysteme
ohne aufwändige Arbeiten an
der Bausubstanz modernisiert werden.
Schlüsselrolle bei Stromerzeugung
der Zukunft
Eine Schlüsselrolle spielt Erdgas als
klimaeffizienter und flexibler Energieträger
auch in der CO 2 -armen
Stromerzeugung. Neben der besonders
effizienten Nutzung von Erdgas
in KWK-Anlagen sind auch
moderne erdgasbefeuerte Kondensationskraftwerke
bestens geeignet,
um die durch die verstärkte Einspeisung
Erneuerbarer Energien
entstehenden Schwankungen auszugleichen.
Mit geringen Wirkungsgradverlusten
werden schnell zuund
abschaltbare Gaskraftwerke in
Zukunft verstärkt zur sicheren
Stromerzeugung notwendig sein.
Im Mobilitätssektor kann Erdgas als
sauberer kommerziell verfügbarer
Kraftstoff einen wesentlichen Beitrag
zur Diversifizierung leisten. Mit
Erdgas und Bio-Erdgas stehen
bereits heute ausgereifte und leistungsstarke
Optionen für eine nachhaltige
CO 2 -Reduktion im Verkehrssektor
zur Verfügung.
Bio-Erdgas vielfältig
einsetzbar
Mit Blick auf das energiepolitische
Zieldreieck aus Umweltverträglichkeit,
Versorgungssicherheit und
Wirtschaftlichkeit sollten zukünftig
verstärkt die Potenziale von Bio-Erdgas
genutzt werden. Bio-Erdgas ist
sehr gut speicherbar und verfügt
über eine optimale CO 2 -Bilanz. Im
Gegensatz zur schwankenden, vom
Wetter abhängigen Energiebereitstellung
durch Wind- oder Solarenergie
ist die Bereitstellung von
Bio-Erdgas plan- und regelbar. Bio-
Erdgas ist darüber hinaus vielfältig
und flexibel in der Wärmebereitstellung,
der Stromerzeugung und im
Verkehrssektor einsetzbar.
Der BDEW in den Regionen
Landesgruppe Berlin / Brandenburg
Geschäftsführer: Ralf Wittmann, info@bdew-bb.de, www.bdew-bb.de
Landesgruppe Mitteldeutschland
Geschäftsführung: Susan Engel, Reinhard Rauh, info@bdew-mitteldeutschland.de, www.bdew.de/mitteldeutschland
Landesgruppe Norddeutschland
Geschäftsführer: Dr. Torsten Birkholz, info@bdew-norddeutschland.de, www.bdew-norddeutschland.de
Landesgruppe Nordrhein-Westfalen
Geschäftsführer: Dr. Wolfgang van Rienen, bdew-info@bdew-nrw.de
Landesverband der Energie- und Wasserwirtschaft Hessen / Rheinland-Pfalz e. V. – LDEW
Geschäftsführung: Michaela Schmidt-Schlaeger, Heinz Flick, kontakt-mz@ldew.de, www.ldew.de
Verband für Energie- und Wasserwirtschaft Baden-Württemberg e. V. – VfEW
Geschäftsführer: Matthias Wambach, info@vfew-bw.de, www.vfew-bw.de
Verband der Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft e. V. – VBEW
Geschäftsführer: Detlef Fischer, vbew@vbew.de, www.vbew.de
VEWSaar – Verband der Energie- und Wasserwirtschaft des Saarlandes e. V.
Geschäftsführer: Wilfried Müller, verband@vewsaar.de, www.vewsaar.de
November 2011
800 gwf-Gas Erdgas

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.
Im Profil
Den Dialog suchen
Auf lange Sicht steht Erdgas den
Kunden ausreichend, sicher und aus
unterschiedlichen Quellen sowie
auf vielfältigen Transportwegen zur
Verfügung. Deutschland ist in
Europa führend bei der Sicherheit
der Versorgung mit Erdgas und
Strom. Wesentliche Grundlagen
dafür sind wirtschaftlich gesunde
Unternehmen, ein wettbewerblicher
Markt, Diversifizierung der
Bezugsquellen, einheimische Erdgasspeicher,
strategische Partnerschaften
mit Förderländern und ein
ausgewogener Energiemix. Erdgas
ist dabei ein unverzichtbarer Teil der
Lösung in der Energiewende. Die
Energiewirtschaft steht bereit, den
Umbau konstruktiv und mit großem
Engagement zu gestalten. Der Verband
zeigt Wege für den anstehenden
Wandel in der Branche auf und
wird gemeinsam mit Marktpartnern
und innovativen, effizienten Erdgastechnologien
Kunden und Politik
überzeugen, dass Erdgas ein Energieträger
der Zukunft ist. An dieser
Stelle ist es Aufgabe der Branche
und des BDEW, den Dialog zu
suchen.
Kontakt:
BDEW Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft e. V.
Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung:
Hildegard Müller,
Reinhardtstraße 32, 10117 Berlin,
Tel. (030) 300 199 – 0,
Fax (030) 300 199 - 39 00,
E-Mail: info@bdew.de, www.bdew.de
BDEW Vertretung bei der Europäischen Union
Geschäftsführer: Dr. Michael Wunnerlich,
Avenue de Cortenbergh 52,
1000 Brüssel, Belgien,
Tel. +32 (2) 771 96 42, Fax +32 (2) 763 08 17,
E-Mail: info@bdew.de
10.01. – 12.01.2012
BREMEN
· Plenarvorträge zu 9 Themenblöcken
· Große Biogas-Fachmesse
· 11 praxisrelevante Workshops
· Parallelveranstaltungen „Biogas für
Kommunen“ und „Biogas für Neueinsteiger“
· Lehrfahrt
21. JAHRESTAGUNG UND FACHMESSE
www.biogastagung.org
ENERGIEWENDE:
BIOGAS KANN´S
November 2011
gwf-Gas Erdgas 801

AUS DER Praxis
„Optical Gas Imaging“ für die Detektion
von Gaslecks
Das sogenannte „Optical Gas Imaging“ führt ein neues Zeitalter für die Gasdetektion ein. Gaslecks zuverlässig
zu finden ist ein komplexes Thema und erforderte bis heute Schnüffelgeräte, mit deren Sonde jede potenzielle
Leckstelle abgetastet werden musste. Seit einigen Jahren sind Kameras für die Gasvisualiserung erhältlich, die
für das menschliche Auge unsichtbare Gase sichtbar werden lassen. Allerdings kann man erst bei der neuen
Gerätegeneration von einem Konzept sprechen, das die Bedürfnisse der Anwender trifft.
Leck in Standardmode.
Experten aus dem Bereich der
Gasgewinnung, des Gastransports
und -verteilung kennen die
Notwendigkeit der Leckdetektion
und die damit verbundenen Un -
zulänglichkeiten. Eine regelkonforme
und dennoch wirtschaftliche
Lösung verspricht das „Optical Gas
Imaging“. Die Anwendung ist denkbar
einfach – mit einer modifizierten
Infrarotkamera werden alle Komponenten
betrachtet und eventuelle
Gasaustritte sind als Rauchfahne
wahrzunehmen. Der große Vorteil
liegt in der Prüfgeschwindigkeit und
dem berührungslosen Detektieren.
So kann auf Steighilfen oftmals verzichtet
werden und bei größeren
Gaslecks befindet sich der Operator
nicht in der unmittelbaren, gefährlichen
Nähe des Gases. Zu Dokumentationszwecken
kann das Audit bildlich,
inklusive der GPS-Koordinaten
mit Datum-/Zeitstempel in einem
üblichen Datenformat (jpg/wmv)
abgespeichert werden. Neben dem
Wärmebildkanal mit den eventuellen
Gasaustritten hilft eine Digitalkamera
bei der späteren Wiedererkennung
der geprüften Komponenten,
die sowohl das Abspeichern von
Einzelbildern wie auch Videosequenzen
zulässt. Bei Bedarf sogar
mit einem eingeblendeten Laserpunkt
auf dem betreffenden Bauteil.
Anwendung
Verglichen mit den klassischen
Messinstrumenten ist eine Optical
Gas Imaging Kamera sehr einfach zu
bedienen und schnell einsatzbereit.
Das komplette System ist batteriebetrieben
und nach dem Einschalten
in ca. 8 Minuten bereit. Diese
Zeit wird benötigt, um den Sensor
auf Betriebstemperatur zu kühlen.
Für optimale Ergebnisse sollte der
vorherrschende Temperaturbereich
gewählt werden und je nach persönlicher
Vorliebe des Operators
kann eine von fünf Farbpaletten
benutzt werden. Erfahrungsgemäß
ist die schwarz/weiss Palette durch
die höheren Kontrastwerte am besten
geeignet. Während der Inspektion
ist dann nur der Fokus der
Kamera nachzuführen, wahlweise
per Hand oder per Joystick inklusive
Autofokus. Ist ein Leck gefunden,
wird dieses auf einer SD-Karte mit
Video, Digitalbild und GPS Position
gespeichert. Für die Verbesserung
der Empfindlichkeit steht der High
Sensitive Mode (HSM) zur Verfügung.
Durch Herabsetzen der
Frequenz, der Mittelung mehrerer
Bilder sowie einer digitalen Kontrastverbesserung
können gute Er -
gebnisse selbst bei kleinsten Lecks
erzielt werden. Nach der Inspektion
hilft eine benutzerfreundliche Software
bei der Berichterstellung. Aus
den gespeicherten Daten lässt sich
ohne große Vorkenntnisse in der
Videobearbeitung ein aussagekräftiger,
professioneller Bericht erstellen.
Videoclips zeigen den Gasaustritt
deutlicher als Einzelbilder, die
sich zwecks einfacherer Dokumentation
aber nebenbei verwenden
lassen.
Auf welchem Prinzip beruht
dieses Verfahren?
Fälschlicherweise wird oft angenommen,
dass lediglich der Temperaturunterschied
des Gases visualisiert
werden kann. Tatsächlich ist es
allerdings die Absorption der Hintergrundstrahlung
durch das Gas.
Betrachtet man die spektrale
Absorptionskurve von Methan fällt
auf, dass dieses Gas bei ca. 3,3 mm
einen sehr hohen Wert aufweist. Die
Kamera (FLIR GF320) verfügt über
einen Sensor im Spektralbereich
von 3–5 mm mit einem zusätzlichen,
sehr schmalbandigen Filter im
Bereich von ca. 3,3 mm. Ist nun Gas
vorhanden, wird die Hintergrundstrahlung
absorbiert und die Gaswolke
ist gegenüber dem Hintergrund
ohne Gas sichtbar. An diesem
November 2011
802 gwf-Gas Erdgas

AUS DER Praxis
Punkt mag erwähnt sein, dass jederzeit
eine Hintergrundstrahlung existiert.
Auch verfügt z. B. der kalte
Himmel über genügend Wärmestrahlung
für diese Methode. Einige
weitere flüchtige Kohlenwasserstoffe
(wie z. B. Butan, Propan, Ethylen,
Methanol, …) haben ein ähnliches
Absorptionsverhalten wie
Methan und können daher mit derselben
Kamera gefunden werden.
Auch bei einem Gasmix, bei dem
eines der detektierbaren Gase enthalten
ist, findet die Methode
Anwendung.
Für das in elektrischen Schaltanlagen
eingesetzte Schwefelhexafluorid
(SF 6 ) ist eine weitere Kamera
erhältlich. Diese beruht auf dem
gleichen Funktionsprinzip, der Sensor
samt dem Filter ist allerdings in
einem anderen Spektralbereich
empfindlich/durchlässig. Da sich die
Sensoren in einem komplett anderen
Spektralbereich befinden, ist
der Austausch der Filter für die
Anpassung der Kamera an verschiedenen
Gasen nicht möglich. Auch
ist der Filter fest mit dem gekühlten
Sensor verbunden um Reflektionen
zwischen Sensor und Filter zu vermeiden.
Aus derselben Geräteserie ist das
Modell FLIR GF 309 für Raffinerien
äußerst interessant. So kann die
Temperatur von Bauteiloberflächen
hinter Flammen während des vollen
Brennerbetriebes gemessen werden.
Die typische Anwendung ist
die Kontrolle der Wärmetauscherrohre
und der Ofenwandungen.
Welche Leckrate sieht die
Kamera?
Ein wichtiger Punkt ist die Frage
nach der kleinsten detektierbaren
Leckmenge. Ein Wert in ppm, wie
von quantifizierenden Messgeräten
gewohnt, lässt sich nicht angeben,
da es sich um ein rein optisches Verfahren
handelt. Laborversuche des
Herstellers haben ergeben, dass bei
Methan ein Leck von 0.8 Gramm/
Infrarotspektrum von Methan. Bei 3.3 mm befindet sich ein Piek, d.h.
ein Großteil der Strahlung wird absorbiert. Der rote Balken markiert die
Bandbreite des Filters der Kamera. Quelle: NIST Chemistry WebBook
Die „Gaskamera“ FLIR GF320, ehemals bekannt
unter dem Namen GasFindIR. Quelle: FLIR
Stunde erkennbar ist. In der Praxis
nehmen Faktoren wie die Windstärke,
der Abstand und die Hintergrundstrahlung
Einfluss auf die tatsächlich
detektierbare Mindestleckrate.
An diesem Punkt sei jedoch
erwähnt, dass die Kameras tagtäglich
auf windigen Offshore Plattformen
oder auch in der Kälte von Sibirien
unter widrigsten Bedingungen
eingesetzt werden und gute Dienste
leisten. In den doch gemäßigten
Bedingungen der Schweiz steht
dem Einsatz nichts im Wege.
Den größten Vorteil bietet die
Leckortung mittels Kamera bei Prüfung
von einer Vielzahl von Komponenten
sowie bei schlecht oder nur
mit großem Aufwand zugänglichen
Prüfobjekten. Neben Raffinerien
sind Gasverteil- und Pumpstationen
mit den für Lecks anfälligen Kompressoren
ein gutes Anwendungsfeld.
In den letzten Monaten hat die
Biogasbranche das Optical Gas Imaging
entdeckt. Die Prozessleitungen
mit den ganzen Ventilen und Flanschen
samt der Hülle kann innerhalb
von kurzer Zeit inspiziert und
dokumentiert werden.
In der bekannten US amerikanischen
Norm „Method 21“ (Determination
of Volatile Organic Compound
Leaks) ist bereits empfohlen,
das Optical Gas Imaging bei allen
Prüfpositionen einzusetzen, bei
denen eine Steighilfe zur Dichtigkeitsprüfung
erforderlich wäre.
Als Nachteil beim Optical Gas
Imaging ist die fehlende Möglichkeit
der Quantifizierung zu erwähnen.
Zwar kann ein gefundenes
Leck in die Klassen „klein“, „mittel“
oder „groß“ eingestuft werden, eine
genauere Quantifizierung ist jedoch
nicht möglich. Hierzu benutzen
einige Anwender zusätzlich ein klassisches
Handgerät, das bei der
Leckortung problemlos mitgeführt
werden kann.
Autor:
Boris A. Horn,
Manager NDT Application,
Pergam-Suisse AG,
Talacker 42,
CH-8001 Zürich,
Tel. +41 (0)43 / 268 4335,
E-Mail: b.horn@pergam-suisse.ch,
www.pergam-suisse.ch
November 2011
gwf-Gas Erdgas 803

AUS DER Praxis
Netz und Service Unternehmen der
Kasseler Verkehrs- und Versorgungs GmbH
nutzt K3VEnergiewirtschaft
Das Versorgungsunternehmen −
Konzern Kasseler Verkehrs- und
Versorgungs GmbH (KVV) − setzt auf
ein durchgängiges Softwaresystem.
Denn rund um die Uhr und tagtäglich
verlassen sich in der Stadt Kassel
und der Region über 250 000 Menschen
und ca. 500 Unternehmen auf
die zuverlässige Versorgung mit
Strom, Gas, Wasser und Wärme. Für
die Versorgung zeichnet sich die
Netz + Service GmbH verantwortlich.
Um die Versorgungssicherheit
zuverlässig zu gewährleisten setzt
die Tochtergesellschaft der Kasseler
Aktiengesellschaft, die Städtische
Werke Netz + Service GmbH, auf
Auf der Suche nach einem unternehmensweiten
System für die Dokumentation und Instandhaltung
der Anlagen und Netze wurden Dipl.-Ing. Andreas
Kreher (links) und Dipl.- Ing. Daniel Brommana
(rechts) auf die B.I.K.-Anlagentechnik GmbH, die
das Softwaresystem K3V-Energiewirtschaft vertreiben,
aufmerksam. Fotos: Städtische Werke Kassel
ausreichend dimensionierte, funktionierende
und zuverlässige Netze.
Um jetzt und auch in Zukunft mit
den Anforderungen und Weiterentwicklungen
Schritt halten zu können
setzen die verantwortlichen
Inge nieure auf das Softwaresystem
K3V-Energiewirtschaft der B.I.K.-
An lagentechnik GmbH.
Die Ziellinie ist fast erreicht
Mit der Umstellung auf das Softwaresystem
K3V werden gleich
mehrere Teilziele erreicht: die generelle
Kostenreduzierung, das konzentrierte
BNetzAReporting, die
zentrale Dokumentation sowie die
Abwicklung sämtlicher technischer
Arbeitsaufträge und die rechtssichere
Archivierung aller Arbeitsergebnisse
in einem System. Da bisher
alle Teilschritte erfolgreich
umgesetzt wurden, sehen sich
Dipl.-Ing. Andreas Kreher, Geschäftsführer
der Städtische Werke Netz +
Service GmbH als Verantwortlicher
für die komplette Technik und Dipl.-
Ing. Daniel Brommana, als Projektingenieur
und Administrator, in ihrer
Entscheidung bestätigt.
Nach Jahren in drei
Fachbereichen auf dem
neusten Stand
Auf der Suche nach einem unternehmensweiten
System für die
Dokumentation und Instandhaltung
der Anlagen und Netze wurden
Dipl.-Ing. Andreas Kreher und
Dipl.-Ing. Daniel Brommana auf die
B.I.K. Anlagentechnik GmbH, die das
Softwaresystem K3V-Energiewirtschaft
vertreiben, aufmerksam.
Nach Präsentationen und Gesprächen
Anfang bis Mitte 2009 fiel die
Entscheidung dann sehr schnell, so
dass bereits im Oktober 2009 mit
der Installation des K3V Management-Server
mit den Fachschalen
Gas, Strom und Wasser inklusive der
Schnittstellenimplementierung
zum vorhandenen Geoinformationssystem
die kooperative Zusammenarbeit
startete. Bereits im März
2010 wurde im ersten Fachbereich
− STROM – der Produktivbetrieb
aufgenommen. Bis zu diesem Zeitpunkt
war auch die Übernahme der
Daten über eine Schnittstelleanpassung
aus vorhandenen Excel-Tabellen
abgeschlossen. Die dazu von
der B.I.K. entwickelten Datenübernahmeroutinen
ermöglichte die
komplette Nutzung vorhandener
Standard-Tabellen in K3V, inklusive
der vollständigen Nutzung der vorhandenen
Stücklisten.
Diese wurden automatisiert den
jeweiligen Stationen zugeordnet.
Jede dieser Standard-Anlagen
erhielt eine abgestimmte Baugruppenstruktur.
Die Bauteile wurden
Zeitlicher Projektverlauf von der Kaufentscheidung bis zur produktiven Nutzung. Grafik: B.I.K. Anlagentechnik GmbH
November 2011
804 gwf-Gas Erdgas

AUS DER Praxis
entsprechend der im Excel festgelegten
Zuordnungen mit den Baugruppen
und den einzelnen Symbolen
in dem neu erstellten Schemata
verlinkt. Auch die Navigationsstruktur
mit den einzelnen Anlagen
wurde in K3V automatisiert hinterlegt.
Ergänzend wurden die Instandhaltungsmaßnahmen
angelegt und
die Stücklistenzuordnung erfolgte
nach Vorgaben des überspielten
Wartungsplanes. Nach dem Datenimport
war K3V mit allen zuvor vorhandenen
Daten zu hundert Prozent
einsatzbereit.
Vier Monate später, im Juli 2010,
wurden die Datenübernahme der
Gasdruckregel- und Messanlagen
für den Fachbereich − GAS − abgeschlossen.
Auch hier wurde über
Schnittstellenlösungen alle vorhandenen
Daten, Unterlagen und
Zeichnungen in das System K3V-
Energiewirtschaft überspielt, die
dann automatisiert zugeordnet
wurden. Mit diesem Modul erfolgt
die gesamte Mitarbeiter und Fahrzeugeinsatzplanung.
Gleichzeitig
überwacht das Modul die erforderlichen
Qualifikationen der Mitarbeiter
und stellt sicher, dass zur Ausführung
der anstehenden Aufgaben
nur die Mitarbeiter mit entsprechenden
Qualifikationen herangezogen
werden.
Im Juli 2011 wurde die Fachschale
− HAUSANSCHLÜSSE − produktiv
geschaltet. Damit verbunden
war die Integration der gesamten
Hausanschlussdaten aus dem vorhandenen
GIS in K3VEnergiewirtschaft.
Dies erfolgte durch die
Umsetzung einer GIS-Import-
Schnittstelle zur Befüllung, dem
Abgleich von Hausanschlüssen und
Hausanschlussobjekten. Zur Befüllung
wurden die Daten in Form von
2 CSVDateien von der Städtische
Werke Netz + Service GmbH zur Verfügung
gestellt. Eine Datei beinhaltete
die Daten der Hausanschlusskästen
und die zweite Datei die
Daten der Zähler mit Verweis auf
den zugehörigen Hausanschluss.
Zum Datenabgleich wurden in der
Navigation eine Menüstruktur in
mehreren Ebenen für einzelne
Adressfelder beispielsweise für Ort,
Ortsteil, Straße und Hausnummer
angelegt.
Die Hausanschlussobjekte wurden
in der Stückliste den Hausanschlüssen
passend zugeordnet und
hinterlegt. Bei der Schnittstellenprogrammierung
achtete man darauf,
dass fehlende Objekte in der
richtigen Strukturebene angelegt
wurden. Zu jedem Hausanschluss
wurde ein Standard-Schema hinterlegt,
in dem Zählerplatz und Zähler
getrennt für Strom und Gas eine
Baugruppe zugeordnet wurde.
Dabei ist der jeweilige Zähler mit
der entsprechenden Baugruppe
verknüpft.
Geänderte Daten wurden während
eines Kontrolllaufes abgeglichen
und nicht mehr im GIS vorhandene
Objekte daraufhin in der Software
K3VEnergiewirtschaft ge -
löscht. Dadurch erübrigte sich eine
separate Datenerstbefüllung. Zur
Sicherheit ist die Schnittstelle mit
einem so genannten Backtrace ausgestattet,
die nach einem Abgleich
durch eine Rückwärtssuche die
Objekte findet, die im Quellsystem
nicht mehr vorhanden sind. Zur
Durchführung des Backtrace wird
immer ein vollständiger Datenextrakt
durchgeführt.
In 2010 und 2011 wurden bereits
mehrfache Systemerweiterungen
durch zusätzlich Clientlizenzen
durchgeführt, um noch mehr Mitarbeiter/-innen
die Nutzung der
„K3V-Energiewirtschaft“ zu ermöglichen,
damit diese noch effizienter
arbeiten können. Als nächster
Schritt steht die Nutzung und
Datenbefüllung der Fachschale −
WASSER − an.
Aus Auftraggebersicht
Mit der Grundsatzentscheidung für
ein System für alle Fachbereiche
Rund um die Uhr und tagtäglich verlassen sich in
der Stadt Kassel und der Region über 250 000 Menschen
und ca. 500 Unternehmen auf die Versorgung
mit Strom, Gas, Wasser und Wärme. Für die Versorgung
zeichnet sich die Netz + Service GmbH verantwortlich.
Foto: Städtische Werke Kassel, Fotograf: Michael Wiedemann
verfolgt die Städtische Werke Netz +
Service GmbH die unmittelbare und
langfristige Kostensenkung zur
Stärkung der Wirtschaftlichkeit des
kompletten Konzernverbundes.
Neben der hohen Transparenz der
Daten, der Vereinfachung und Vereinheitlichung
der Prozesse überzeugt
K3V-Energiewirtschaft auch
die Mitarbeiter/- innen.
Kontakt:
B.I.K. Anlagentechnik GmbH,
Tel. (02601) 9203-0,
E-Mail: info@bik-anlagentechnik.de,
www.bik-anlagentechnik.de, www.k3v.de
November 2011
gwf-Gas Erdgas 805

AUS DER Praxis
Energie für die Zukunft Europas
MAX STREICHER GmbH & Co. KG aA verlegt mehr als 100 Kilometer der Nordeuropäischen
Erdgasleitung NEL
Durch den beschlossenen Atomausstieg und die Energiewende spielen alternative Energieträger eine zunehmend
wichtige Rolle. Erdgas gilt als klimaschonende Brückentechnologie auf dem Weg in das regenerative
Energiezeitalter. Da Europa weltweit zu den größten Erdgasverbrauchern gehört, wird das europäische Erdgasleitungsnetz
kontinuierlich ausgebaut. Die Nordeuropäische Erdgasleitung NEL soll Erdgas aus der durch die
Ostsee führenden Nord Stream-Pipeline nach Westeuropa transportieren und die Energieversorgung langfristig
sichern. Im Frühjahr begannen die Bauarbeiten auf der NEL-Trasse in Mecklenburg-Vorpommern und Niedersachsen.
Die MAX STREICHER GmbH & Co. KG aA wurde von der WINGAS GmbH & Co. KG mit drei von
insgesamt neun Losen beauftragt.
Schweres Gerät
ist notwendig,
um die ebenso
tonnenschweren
Rohrstücke
an ihren Platz
zu bringen.
Bildquelle:
STREICHER
Das Pipelinerohr
wird von
STREICHER
Meter für Meter
in den Rohrgraben
abgesenkt.
Insgesamt
verlegt
STREICHER
105 Kilometer
der Nordeuropäischen
Erdgasleitung.
Bildquelle:
STREICHER
Die Arbeiten an der OPAL-Leitung,
die Erdgas aus der Nord
Stream bis in die Tschechische
Republik transportieren wird, sind
noch nicht abgeschlossen, da steht
für STREICHER bereits das nächste
Erdgas-Großprojekt ins Haus. Zwischen
Banzkow bei Schwerin und
Kleverhof bei Dargun in Mecklenburg-Vorpommern
wird das Unternehmen
bis August 2012 insgesamt
105 Kilometer der Nordeuropäischen
Erdgasleitung NEL verlegen.
Schon die einzelnen Rohrstücke,
von denen STREICHER rund 6 700
Stück verbaut, verdeutlichen die
Dimensionen der Baustelle: Mit je
15,5 Tonnen Gewicht, 18 Metern
Länge und einem Durchmesser von
DN 1400 sind sie wahre Schwergewichte.
Beachtlich ist auch das Aufgebot
an Menschen und Maschinen, das
auf der Trasse im Einsatz ist. Insgesamt
160 STREICHER-Mitarbeiter
und 92 Großgeräte sind derzeit auf
der Baustelle vor Ort. Neben STREI-
CHER sind zwei Tochterfirmen am
Projekt beteiligt: STREICHER GmbH
Tief- und Ingenieurbau Jena sowie
die PSI Pipeline Services International
GmbH & Co. KG.
Über Wiesen und durch
Moor
Seit Baubeginn Ende März senkte
das STREICHER-Team auf Los 5 bei
Banzkow bereits die ersten Rohrstränge
ab. Auf Los 4 bei Below wird
derzeit der Mutterboden abgetragen.
Obwohl die NEL-Trasse nicht wie
die OPAL durch Gebirge, sondern
überwiegend über leicht zugängliche
Wiesen und Äcker führt, hält sie
doch Herausforderungen bereit:
„Die Trasse verläuft abschnittsweise
durch Moorgebiete, die im Vorfeld
entwässert und mittels Baustraßen
befestigt werden müssen“, erläutert
Thomas Garçon, Projektleiter und
Leiter der MAX STREICHER Niederlassung
Geeste. „Die Erfahrungen,
die wir in den letzten anderthalb
November 2011
806 gwf-Gas Erdgas

AUS DER Praxis
Jahren auf der OPAL-Trasse sammelten,
machen sich bezahlt. Bis jetzt
sind die Arbeiten problemlos vorangekommen.“
Langfristige Versorgung für
Europa
Die NEL ist mit einer Gesamtlänge
von 440 Kilometern nach der OPAL
das zweitgrößte deutsche Erdgasprojekt.
Von Lubmin an der Ostseeküste
verläuft sie durch Mecklenburg-Vorpommern
bis nach Rehden
südlich von Bremen. Ab Herbst
nächsten Jahres soll die NEL jährlich
über 20 Milliarden Kubikmeter Erdgas
von der Nord-Stream-Pipeline
nach West-Europa transportieren
und knapp ein Fünftel des europäischen
Bedarfs decken. Ein wichtiger
Schritt zu einer langfristigen Versorgung
mit dem klimafreundlichen
Energielieferanten.
Kontakt:
MAX STREICHER GmbH & Co. KG aA,
Tanja Schmidt,
Tel. (0991) 330-213,
E-Mail: tanja.schmidt@streicher.de,
www.streicher.de
Auf Los 4 bei
Below wird
derzeit der
Mutterboden
abgetragen.
Bildquelle:
STREICHER
Neue Kugelhahnarmatur für Einsatz
in der Petrochemie getestet
Die Hartmann Valves GmbH erschließt mit ihren individuell entwickelten Kugelhähnen neue Einsatzgebiete.
Ihre 12 Zoll PN 50 Kugelhahnarmatur, ausgelegt für einen Einsatz als Steuer- und Regelarmatur in der Petrochemie,
bestand jetzt einen Langzeittest mit 100 000 Schaltungen bei 200 Grad Celsius.
Um als Zulieferer für ein französisches
Staatsunternehmen
zugelassen zu werden, das Lizenzen
für petrochemische Anlagen vergibt,
hatte die niedersächsische
Hartmann Valves GmbH den Langzeitversuch
mit seiner 12 Zoll PN 50
Kugelhahnarmatur im Sommer
2011 bei einem unabhängigen Institut
in Auftrag gegeben. Mit einer
Schaltzeit von vier Sekunden wurde
die Armatur in diesem Test mit
einem eigens entwickelten Antrieb
100 000-mal von AUF nach ZU
gefahren. Beim Öffnen, das innerhalb
von zehn Sekunden erfolgte,
mussten verschiedene Öffnungswinkel
genau angefahren werden,
da der Kugelhahn im späteren Einsatz
auch als Regelarmatur eingesetzt
werden soll. Als Medium kam
ein Lösungsmittel bei 200 Grad Celsius
zum Einsatz. Es wurde bei
einem Druck bis 50 bar und bei
12 bar Differenzdruck getestet.
„Diese Testumgebung ist natürlich
eine Kombination von Extrembedingungen“,
sagt Geschäftsführer
Carsten Braun, der die Entwicklung
der Armatur bei Hartmann von
Anfang an begleitet hat. „Eine
besondere Herausforderung be -
steht darin, dass wegen des
Lösungsmittels als Medium kein
Schmiermittel eingesetzt werden
konnte.“ Eine Herausforderung, die
die rein metallisch dichtende Kugelhahnarmatur
mit Bravour bestanden
hat: Trotz der kleinen Schaltzeiten,
der hohen Umfangsgeschwindigkeit,
hoher Temperatur
und hohem Druck kam es weder
zum sogenannten Fressen der
Dichtpartner noch zu nennenswertem
Verschleiß. „Bei der Entwicklung
der Armatur haben wir unser besonderes
Augenmerk auf die optimale
Materialpaarung von Sitzring und
Kugel gelegt“, erklärt Braun das
Ergebnis. Seit vielen Jahren entwickelt
und testet Hartmann Valves
November 2011
gwf-Gas Erdgas 807

AUS DER Praxis
intern und mit Forschungspartner
wie der Fraunhofer Gesellschaft für
Schicht- und Oberflächentechnik
(IST) in Braunschweig und dem TÜV
Nord auch Kugel- und Sitzringbeschichtungen
für die unterschiedlichsten
Anwendungen. Insbesondere
bei der Entwicklung drehmomentreduzierender
Beschichtungen
hat das mittelständische Unternehmen
aus Niedersachsen eng mit
dem Fraunhofer Institut kooperiert.
Mit großem Erfolg: Drehmomente
konnten bis zu 50 % reduziert werden.
Das spart Kosten bei den
Antrieben.
So gesehen ist das gute Gesamtergebnis
des unabhängigen Langzeittests
auch der Lohn intensiver
Forschungsvorleistungen: Gefordert
war selbst nach 100 000 Schaltungen
die 100-prozentige Gasdichtheit
bei maximal 3 Grad Winkelversatz
im Antriebsstrang (Kugel,
Schaltwelle, Antrieb) bezogen auf
die voll geöffnete Position. Die
Kugelhahnarmatur bestand diese
Anforderungen und übertraf sie: Es
gab keinen messbaren Verschleiß
der Kugel und der Sitzringbeschichtung;
keinen ersichtlichen Verschleiß
der O-Ringe zur Abdichtung
nach außen. Die Lagerungen der
Kugel waren wie neu. Nach diesem
Befund wären auch bei weiteren
100 000 Schaltungen – eine Zahl,
die im Vergleich zu den Schaltzahlen
im „echten“ Betrieb geradezu
exotisch ist – keine Probleme zu
erwarten.
Mit diesem Testergebnis unterstreicht
die Hartmann Valves GmbH
ihren eigenen Qualitätsanspruch,
dem sie als Familienunternehmen
mit mittlerweile 160 Mitarbeitern
seit 65 Jahren gerecht wird. Das
Unternehmen mit Hauptsitz in Celle
fertigt und montiert komplett
„Made in Germany“. Im Wellhead
Bereich – also bei den Verbindungen
zwischen unterirdischen Ölund
Gaskavernen sowie Geothermiebohrungen
und der oberirdischen
Pipeline – ist es der einzige
Anbieter, der komplett in Deutschland
ansässig ist. Gleiches gilt für
die hier vorgestellte neue Kugelhahnarmatur
für petrochemische
Anlagen.
Noch ist der Kugelhahn in der
Petrochemie relativ unbekannt, und
auch als Regelarmatur wird er erst
wenig eingesetzt. Das soll sich mit
der 12 Zoll PN 50 Kugelhahnarmatur
ändern, denn der Einsatz eines
Kugelhahns bietet große Vorteile.
Zum einen ist die Druckbeständigkeit
sehr gut, da die Kugel stabiler
ist als etwa die Platte eines Schiebers,
der in den Durchgang geschoben
wird. Bei jeder Betätigung reinigt
sich die Kugeloberfläche selbst.
Es gibt außerdem keine Strömungsverluste
in der „voll offen“-Position.
Und mit einer einzigen Vierteldrehung
ist die Position AUF oder ZU
erreicht, während bei Schiebern
viele Umdrehungen nötig sind. Aus
diesem Grund eignet sich der Kugelhahn
ideal für Sicherheitsarmaturen,
da diese Vierteldrehung schnell
mit einem Antrieb realisiert werden
kann. Auch die Option, den Kugelhahn
als Regler zu nutzen, ist mit
den aktuellen Testergebnissen
nachweislich attraktiv geworden.
Öffnete man bislang mit einem
Antrieb die Kugel um etwa 20 Grad,
so ließ sich damit zwar der Durchfluss
regeln, aber an den strömungsbeaufschlagten
Kanten entstand
Abrieb, gerade bei Gasen mit Feststoffanteilen,
die Überschall erreichen
können. Mit den Beschichtungen
von Hartmann Valves ist dieses
Problem gelöst.
Besonderen Wert legt Carsten
Braun auf die Kundenorientierung
des Unternehmens: „Bei neuen
Konstruktionen setzen wir die Maßstäbe
vergleichbar einem Maßanzug
an. Bis jetzt haben wir jeden
Auftrag realisiert, selbst für Temperaturen
von –150 bis +550 Grad
Celsius.“ Auch der Bereich der
Molcharmaturen, die zur Reinigung
und Überprüfung von Rohrleitungen
verwendet werden, gehört zum
Unternehmen. Die Produktgröße
reicht hier von 2 Zoll bis 36 Zoll.
Zum täglichen Geschäft gehören
auch Prozess armaturen für die Petrochemie
(Hochtemperatur, Tieftemperatur),
Schnellschlussventile,
Kavernenspeicherausrüstung und
Geothermieprojekte. Die Hartmann
Valves GmbH konstruiert und fertigt
nach Regelwerken der API, nach
Druckgeräterichtlinie sowie GOST.
Sie zählt EON, RWE, Siemens, DOW
und viele weitere seit vielen Jahren
zu ihren Kunden.
Testaufbau
Autor:
Christian Hartmann,
Hartmann Valves GmbH,
E-Mail: c.hartmann@hartmann-valve.com.
November 2011
808 gwf-Gas Erdgas

Technik Aktuell
Neue Luft/Wasser Gas-Wärmepumpe
für mittlere und größere Anlagen
Speziell für die Anforderungen in
mittleren und größeren Gebäuden,
Schulen, Verwaltungsgebäuden,
Mehrfamilienhäusern und
Industriegebäuden hat Buderus,
eine Marke von Bosch Thermotechnik,
die neue Luft/Wasser Gas- Wärmepumpe
Logatherm GWPL zur
Außenaufstellung eingeführt. Sie
erreicht einen hohen Wirkungsgrad
von bis zu 165 % und eignet sich
sowohl im Neubau als auch bei
einer Modernisierung. Die Installation
ist für den Heizungsfachmann
einfach, weil die An schlusstechnik
der eines Gas-Brennwertgerätes
entspricht und die Anforderungen
für die Außenaufstellung bereits
von Elektro-Wärmepumpen be -
kannt sind. Werkseitig verfügt die
Gas-Wärmepumpe über einen an -
schlussfertig gefüllten, wartungsfreien
Kältekreislauf.
Die Logatherm GWPL mit den
Außenmaßen 1537 × 848 ×
1258 mm (H × B × T) bietet eine für
Wärmepumpen hohe Vorlauftemperatur
von 65 °C für die Heizung
und bis zu 70 °C bei der Trinkwassererwärmung.
Die Gas-Absorptionstechnologie
ermöglicht den unterbrechungsfreien
Betrieb selbst bei
niedrigen Außentemperaturen. Mit
Die neue Buderus Gas-Wärmepumpe
Logatherm GWPL eignet
sich besonders für mittlere und
größere Anlagen. Quelle: Buderus
einer Leistung von 41 kW (A7/W35)
und einem Modulationsbereich von
50 bis 100 % eignet sich die Luft/
Wasser Gas- Wärmepumpe für
monovalente Anlagen sowie bivalente
Systeme mit einem Gas-
Brennwertkessel. In Kombination
mit einer solarthermischen Anlage
zur Trinkwassererwärmung kann
der Primärenergiebedarf noch weiter
reduziert werden.
Eine Besonderheit ist die übergeordnete
gemeinsame Ansteuerung
aller Systemkomponenten mit
dem Buderus Regelsystem Logamatic
4000, das für ein optimales
Zusammenwirken sorgt. Dadurch
ist ein energieeffizienter und
umweltschonender Betrieb möglich.
Die Modulation der Gas-Wärmepumpe
selbst erfolgt über die
Bedieneinheit Logamatic GHMC10.
Diese ist in einen als Zubehör erhältlichen
Schaltschrank integriert, der
alle weiteren Anschlüsse zur elektrischen
Anbindung eines Einzelgeräts
mit den erforderlichen Systemkomponenten
wie zum Beispiel
Netzteil und Schalter enthält.
Für Anlagen mit größerem Leistungsbedarf
bietet Buderus eine
Kaskadenlösung mit bis zu drei
Geräten, die auf einem Rahmen
bereits komplett hydraulisch und
elektrisch vormontiert geliefert
werden. In Verbindung mit einem
oder mehreren Spitzenlastkesseln
lassen sich so Anlagen sogar über
300 kW realisieren.
Kontakt:
Bosch Thermotechnik GmbH,
Buderus Deutschland,
Melanie Lauterbach,
Tel. (0 64 41) 4 18-17 97,
E-Mail: melanie.lauterbach@de.bosch.com,
www.buderus.de
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle
Tel. 089 / 4 50 51-388
Fax 089 / 4 50 51-323
trenkle@oiv.de
November 2011
gwf-Gas Erdgas 809

Technik Aktuell
Wärmebildkameras Wi-Fi-kompatibel
Immer mehr Anwender fordern die
Möglichkeit, Wärmebildkameras
und andere Geräte miteinander zu
verbinden. Denn diese Fähigkeit
gewinnt immer größere Bedeutung.
FLIR Systems trägt nunmehr der Tatsache
Rechnung,
dass eine ständig wachsende
Zahl von Anwendern Anschlussmöglichkeiten
für Messinstrumente
und andere Geräte nachfragen. Eine
drahtlose Verbindung zu einem iPad
bzw. iPhone konnten als erste die
Kameras der E-Serie sowie die
Modelle T640/T620 herstellen, und
diese Funktion stieß auf sehr positive
Resonanz. Auf vielfachen
Wunsch zahlreicher Anwender bietet
FLIR Systems diese Funktion nun
auch für die Modelle FLIR T250/
T335/T365/T425 und FLIR P660/
P640/P620. Damit lassen sich die Bilder
einer Wärmebildkamera drahtlos
auf ein iPad oder iPhone übertragen.
""
Das Gesehene kann auf diese
Weise einem Kollegen oder Kunden,
der nicht vor Ort ist, gezeigt
werden. Das ist vor allem dann
besonders sinnvoll, wenn Messungen
an einem schwer
zugänglichen Ort oder unter
schwierigen Umgebungsbedingungen
durchgeführt werden
müssen
""
Mithilfe der FLIR Betrachter-App,
die einfach herunterzuladen ist,
lassen sich Wärmebilderdirekt
auf dem iPad bzw. iPhone analysieren
""
Man kann umfassende Berichte
erzeugen
""
Die Inspektionsberichte können
direkt mittels eMail an den Kunden,
Kollegen oder das Management
geschickt werden
Mithilfe der FLIR MeterLink-
Technologie ist es möglich, Daten,
die eine Extech-Stromzange EX845
erfasst hat, via Bluetooth an eine
Wärmebildkamera zu übertragen.
Eine Vielzahl von Anwendern arbeitet
tagtäglich mit der MeterLink-
Technologie und nennt folgende
Vorteile:
""
Sie spart Zeit, denn während der
Inspektion brauchen keine Notizen
mehr gemacht zu werden
""
Sie macht Fehlern bei der Übertragung
der Notizen ein Ende
""
Sie beschleunigt die Berichterstellung,
denn alle Werte werden
automatisch in die Berichte integriert.
Folgende Wärmebildkameras
sind sowohl mit MeterLink als auch
mit Wi-Fi ausgestattet:
""
FLIR E40/E50/E60
""
FLIR T250/T335/T365/T425
""
FLIR T640/T620
""
FLIR P660/P620
Kontakt:
Flir Systems GmbH,
Tel. (069) 950090-0,
E-Mail: info@flir.de,
www.flir.de
REHAU bei www.ausschreiben.de
REHAU unterstützt seine Partner
nun auch bei der Erstellung von
Leistungsverzeichnissen und Angeboten
mit der Veröffentlichung seiner
Ausschreibungstexte in der
Online-Datenbank www.ausschreiben.de.
Die Positionsbeschreibungen
werden nur noch in einer Plattform
erstellt und gepflegt. Hierdurch
können sie stets aktuell
gehalten werden. Der Download ist
in allen am Bau relevanten Datenformaten
möglich, wie beispielsweise
GAEB 90, HTML, PDF oder
XML. In zahlreiche AVA-Anwendungen
und Handwerkerprogramme ist
die Datenübernahme schnell und
fehlerfrei direkt per Drag & Drop
möglich. Die meisten Artikel sind
mit Bildern veranschaulicht, die
optional in den entsprechenden
Datenformaten mit in das Leistungsverzeichnis
oder Angebot
übernommen werden können.
Detaillierte Informationen zu Normen,
Zulassungen oder anwendungsspezifische
Details komplettieren
die Ausschreibungstexte.
Darüber hinausgehende Informationen
oder individuelle Hilfe kann
per E-Mail von der Infoseite des
Kataloges aus angefordert werden.
REHAU legt großen Wert darauf, seinen
Kunden in allen Projektphasen
zur Seite zu stehen und unterstützt
das Unternehmen bei jedem Schritt
in der Planung und Realisierung des
Bauvorhabens: von der Planungssoftware
über offiziell von den Ingenieurkammern
anerkannte Weiterbildungsmöglichkeiten
an der
unternehmenseigenen Schulungseinrichtung,
der REHAU Akademie,
bis hin zu Informationsmaterial.
Kontakt:
REHAU AG + Co,
Tanja Nürnberger,
Tel. (09131) 92-5496,
E-Mail: tanja.nuernberger@rehau.com
November 2011
810 gwf-Gas Erdgas

Technik Aktuell
Smart Metering setzt
reibungslose
Datenintegration voraus
Schnittstellen-Know-how gehört zu den Erfolgsfaktoren
der Verknüpfung von Abrechnungssystem und
MDM (Meter Data Manage ment)-Lösung. Mit Hilfe der
Prozessspezialisten wurden bei der Inte gration der Infrastruktur
des MDM-Anbieters OSIsoft in die Systemlandschaft
eines Smart-Metering-Dienstleisters alle Voraussetzungen
für den erfolgreichen Austausch der
erforderlichen Enterprise Services der SAP Process Integration
(SAP PI) geschaffen. Inzwischen kann das MDM-
System – obwohl ursprünglich auf die Middleware-Version
SAP PI 7.1 ausgelegt – auch via SAP PI 7.0 Daten an
das SAP IS-U kommunizieren. Die Lösung wird somit für
viele deutsche Energieversorgungsunternehmen zu
einer praxistauglichen Option für zukünftige Smart-
Metering-Aktivitäten. Die System erfahrung der enmore
consulting AG war bei der Einbindung der Verbrauchsdaten
in das SAP IS-U-System der Testlandschaft ein
entscheidender Faktor für das Gelingen.
Beim Aufsetzen der relevanten Prozesse wie beispielsweise
Anlegen eines Geräts, Zählereinbau, Zählerausbau,
Anforderung Ableseergebnis, Bestätigung
Ableseergebnis erwies sich die Versionierung der Middleware-Komponente
SAP PI als unerwartetes Hindernis.
Denn OSIsoft setzte mit der PI Version 7.1 verschiedenste
Zusatzfunktionen für die vermittelnden Enterprise
Services voraus. Da die Mehrzahl der deutschen
Energieversorger jedoch weiterhin die Version 7.0 im
Einsatz hat, musste hier schnellstmöglich eine Lösung
gefunden werden, um die Verknüpfung mit dem
Abrechnungssystem realisieren zu können. Eine händische
Programmierung der einzelnen Prozessschnittstellen
war unumgänglich. Die Berater der enmore sorgten
für ein reibungsloses Gelingen und arbeiteten stets
entlang des SAP-Standards – ein entscheidender Faktor
für die Massentauglichkeit des Dienstleistungsprodukts,
das dem Markt inzwischen zur Verfügung steht. Dabei
bekamen sie Unterstützung durch das Entwicklerteam
von OSIsoft in Form der genauen Schnittstellen be schreibung
seitens des MDM.
Kontakt:
enmore consulting ag,
Tel. (06155) 605-300
E-Mail: contact@enmore.de
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3R erscheint in der Vulkan-Verlag GmbH, Huyssenallee 52-56, 45128 Essen

Regelwerk
Regelwerk Gas
DVGW-Arbeitsblatt G 676-B1 „Qualifikationskriterien für Umbau-, Anpassungs-,
Kontrollfirmen und Projektmanagement (Engineeringfirmen)“
Preis:
€ 15,97 + MwSt.
und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder
und € 21,29 für
Nichtmitglieder.
Ausgabedatum September 2011
Im Zuge der Überarbeitung des
DVGW-Arbeitsblattes G 682 „Verfahren
für die Erteilung der DVGW-
Bescheinigung für Umbauunternehmen“
durch den Projektkreis
„Gasgeräte“ wurde vom zuständigen
Technischen Komitee „Häusliche,
gewerbliche und industrielle
Gasanwendung“ beschlossen, diesen
Entwurf des Arbeitsblattes nun
als Beiblatt zu G 676 „Qualifikationskriterien
für Gasgeräte-Wartungsunternehmen“
herauszugeben. Die
Überarbeitung ist notwendig
geworden, weil im Zuge des DVGW-
F&E-Vorhabens „Untersuchungen
zur Anpassung von Gasgeräten bei
der Erdgasumstellung L – H“ (G5-01-
06) neue Erkenntnisse für die zeitnahe
Umstellung und Anpassung
von Gasgeräten gewonnen wurden.
Die Erkenntnisse führten auch zur
Überarbeitung des mitgeltenden
DVGW-Arbeitsblattes G 680.
Das Arbeitsblatt G 676-B1
beschreibt die formalen, personellen
und sachlichen Anforderungen
an Fachunternehmen, die Gasgeräte
entsprechend den Festlegungen
des DVGW-Regelwerks innerhalb
einer Gasfamilie bzw. von einer
Gasfamilie auf eine andere anzupassen
bzw. umzustellen. Ebenfalls
werden Anforderungen an die Firmen
gestellt, die die Qualitätssicherung
der Umstellungs- und Anpassungsarbeiten
durchführen und an
diejenigen, die Ingenieurdienstleistungen,
wie z. B. Ablauforganisation,
Kundeninformation, Netzgebietseinteilung,
Projektmanagement,
erbringen. Dieses Arbeitsblatt
dient als Grundlage für die Zertifizierung
von Umstell- und Anpassungsunternehmen.
Umstellungs- oder Anpassungsarbeiten
an Gasgeräten dürfen durch
den Netzbetreiber im Versorgungsgebiet
oder durch vom DVGW zertifizierte
Umbauunternehmen (vgl.
ehemals DVGW-Arbeitsblatt G 682)
ausgeführt werden. Vertragsinstallationsunternehmen
mit entsprechender
Kenntnis und Erfahrung dürfen
Umstellungs-/Anpassungsarbeiten
auch ohne ein DVGW-Zertifikat nach
DVGW-Arbeitsblatt G 676-B1 in
Abstimmung mit dem Netzbetreiber
durchführen. Ebenso dürfen in
Abstimmung mit dem Netzbetreiber
auch Wartungsunternehmen nach
DVGW-Arbeitsblatt G 676 Umstellungs-/Anpassungsarbeiten
durchführen.
Voraussetzung ist eine enge
Einbindung des Vertragsinstallations-
bzw. des Wartungsunternehmens
nach DVGW-Arbeitsblatt G 676
in den Gesamtumstellablauf; eine
arbeitsteilige Abwicklung der Aktion
zwischen allen Beteiligten ist festzulegen.
Dr.-Ing. Maik Dapper
Regelwerk Gas/Wasser
Ankündigung zur Fortschreibung der DVGW-Regelwerke gemäß GW 100
Kontakt:
Dipl.-Ing. Peter Frenz,
Tel. (0228) 9188-654,
E-Mail:
frenz@dvgw.de
Folgende Regelwerke werden
erarbeitet:
DVGW-Merkblattes GW 13: Durch
den kathodischen Korrosionsschutz
(KKS) gestützte zustandsorientierte
Instandhaltung von Gas- und Wasserverteilungsnetzen.
Das technische Komitee G-TK-1-
10 Außenkorrosion hat die Erarbeitung
des DVGW-Merkblattes Durch
den kathodischen Korrosionsschutz
(KKS) gestützte zustandsorientierte
Instandhaltung von
Gas- und Wasserverteilungsnetzen
beschlossen. Dazu wurde ein entsprechender
Projektkreis einberufen.
DVGW-Merkblattes GW 17: Ka -
thodischer Korrosionsschutz (KKS) –
Praxishinweise zum Umgang mit
der Referenzwertmethode.
Das technische Komitee G-TK-1-
10 Außenkorrosion hat die Erarbeitung
des DVGW-Merkblattes GW 17
Kathodischer Korrosionsschutz (KKS)
– Praxishinweise zum Umgang mit
der Referenzwertmethode beschlossen.
Dazu wurde ein entsprechender
Projektkreis einberufen
Folgende Regelwerke werden
überarbeitet:
DVGW-Arbeitsblatt GW 306: Verbinden
von Blitzschutzanlagen mit
metallenen Gas- und Wasserleitungen
in Verbrauchsanlagen
Das technische Komitee G-TK-1-
10 Außenkorrosion hat die Überarbeitung
des DVGW-Arbeitsblattes
GW 306 Verbinden von Blitzschutzanlagen
mit metallenen Gas- und
Wasserleitungen in Verbrauchsanlagen
beschlossen. Dazu wurde ein
entsprechender Projektkreis einberufen.
November 2011
812 gwf-Gas Erdgas

Termine
""
BDEW-Forum EDI@Energy 2011
23.–24.11.2011, Potsdam
EW Medien und Kongresse GmbH, Claudia Wiesert, Tel. 0049 (0) 30 / 28 44 94-176,
E-Mail: claudia.wiesert@ew-online.de, www.ew-online.de
""
Neuerungen zum Explosionsschutz für Gasversorgungsanlagen
24.11.2011, Dresden
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
""
Oldenburger Gastage
29.11.–1.12.2011, Oldenburg
www.oldenburger-gastage.de
""
Neuerungen zum Explosionsschutz für Gasversorgungsanlagen
7.12.2011, Hannover
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
""
Gasmessung und Gasabrechnung im liberalisierten Markt
14.–15.12.2011, Göttingen
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
2012
""
Gasspürer – Verlängerungsprüfung gemäß DVGW-Merkblatt G 468-2
16.–17.1.2012, Hagen
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
""
Gasspürer – Erstprüfung gemäß DVGW-Merkblatt G 468-2
16.–17.1.2012, Hagen
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
""
Aufbau und Betrieb von Gasdruckregel- und -messanlagen
7.–8.2.2012, Dortmund
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
""
E-world energy & water
7.–9-2.2012, Essen
www.e-world-2012.com
""
26. Oldenburger Rohrleitungsforum
9.–10.2.2012, Oldenburg
www.iro-online.de
""
7. Münchner Netzbetriebstage
29.3.2012, München
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
""
Hannover Messe
23.–24.4.2012, Hannover
www.hannovermesse.de
" " Wiesbadener Kunststoffrohrtage
26.–27.April 2012, Wiesbaden
www.tuev-sued.de/akademie
November 2011
gwf-gas Erdgas 813

ImPressum
Das Gas- und Wasserfach
gwf – Gas|Erdgas
Die praxisorientierte technisch-wissenschaftliche Zeitschrift
für Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft.
Organschaften:
Zeitschrift des DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasser faches e. V.,
Technisch-wissenschaftlicher Verein,
des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW),
der Bundesvereinigung der Firmen im Gas- und Wasserfach e. V.
(figawa),
des Fachverbandes Kathodischer Korrosionsschutz (FVKK),
der Österreichischen Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW),
dem Fachverband der Gas- und Wärme versorgungsunternehmen,
Österreich
Herausgeber:
Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI, Essen
Prof. Dr.-Ing. Harro Bode, Ruhrverband, Essen
Dipl.-Ing. Heiko Fastje, EWE Netz GmbH, Oldenburg
Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe
Dr.-Ing. Frieder Haakh, Zweckverband Landeswasserversorgung,
Stuttgart (federführend Wasser/Abwasser)
Prof. Dr. Winfried Hoch, EnBW Regional AG, Stuttgart
Prof. Dr. Dipl.-Ing. Klaus Homann (federführend Gas/Erdgas),
Thyssengas GmbH, Dortmund
Dipl.-Ing. Jost Körte, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach
Prof. Dr. Matthias Krause, Stadtwerke Halle, Halle
Dipl.-Ing. Klaus Küsel, Heinrich Scheven Anlagen- und Leitungsbau
GmbH, Erkrath
Prof. Dr.-Ing. Hans Mehlhorn, Zweckverband Bodensee-
Wasserversorgung, Stuttgart
Prof. Dr.-Ing. Rainer Reimert, EBI, Karlsruhe
Dr. Karl Roth, Stadtwerke Karlsruhe, Karlsruhe
Dipl.-Ing. Hans Sailer, Wiener Wasserwerke, Wien
Dipl.-Ing. Otto Schaaf, Stadtentwässerungsbetriebe Köln AöR
Prof. Dr.-Ing. Lothar Scheuer, Aggerverband, Gummersbach
Dr.-Ing. Walter Thielen, DVGW, Bonn
Dr. Anke Tuschek, BDEW, Berlin
Martin Weyand, BDEW, Berlin
Schriftleiter:
Dr.-Ing. Klaus Altfeld, E.ON Ruhrgas AG, Essen
Dr.-Ing. Siegfried Bajohr, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dr. rer. nat. Norbert Burger, figawa Bundesvereinigung der Firmen
im Gas- und Wasserfach, Köln
Dr. rer. nat. Volker Busack, VNG Verbundnetz Gas AG, Leipzig
Dr.-Ing. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-
Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann, DVGW Cert GmbH, Bonn
Dipl.-Ing. Jürgen Klement, Ingenieurbüro für Versorgungstechnik,
Gummersbach
Dr.-Ing. Bernhard Klocke, Gelsenwasser AG, Gelsenkirchen
Dr. Hartmut Krause, DBI Gastechnologisches Institut gGmbH, Freiberg
Prof. Dr.-Ing. Jens Mischner, Fachhochschule Erfurt, Erfurt
Dr.-Ing. Bernhard Naendorf, GWI Gaswärme-Institut e.V., Essen
Dr.-Ing. Dieter Stirnberg, greEn-C, Lünen
Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg
Dr. Martin Uhrig, Open Grid Europe GmbH, Essen
Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck, RWE Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz
GmbH, Recklinghausen
Dr. Achim Zajc, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach
Redaktion:
Chefredakteur:
Volker Trenkle, Oldenbourg Industrieverlag GmbH,
Rosen heimer Straße 145, D-81671 München,
Tel. (0 89) 4 50 51-3 88, Fax (0 89) 4 50 51-3 23,
e-mail: trenkle@oiv.de
Assistenz:
Elisabeth Terplan, im Verlag,
Tel. (0 89) 4 50 51-4 43, Fax (0 89) 4 50 51-3 23,
e-mail: terplan@oiv.de
Büro: Birgit Lenz, im Verlag,
Tel. (0 89) 4 50 51-2 23, Fax (0 89) 4 50 51-323, e-mail: lenz@oiv.de
Verlag:
Oldenbourg Industrieverlag GmbH,
Rosenheimer Straße 145, D-81671 München,
Tel. (089) 450 51-0, Fax (089) 450 51-207,
Internet: http://www.oldenbourg-industrieverlag.de
Geschäftsführer:
Carsten Augsburger, Jürgen Franke, Hans-Joachim Jauch
Spartenleiter: Stephan Schalm
Anzeigenabteilung:
Verantwortlich für den Anzeigenteil:
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Tel. (0201) 82002-35, e-mail: h.pelzer@vulkan-verlag.de
Mediaberatung:
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Tel. (0 89) 4 50 51-277, Fax (0 89) 4 50 51-207,
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Anzeigenverwaltung:
Eva Feil, im Verlag,
Tel. (0 89) 4 50 51-316, Fax (0 89) 4 50 51-207,
e-mail: feil@oiv.de.
Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 61.
Bezugsbedingungen:
„gwf – Gas|Erdgas“ erscheint monatlich einmal (Doppelausgaben
Januar/Februar und Juli/August). Mit regelmäßiger Verlegerbeilage
„R+S – Recht und Steuern im Gas- und Wasserfach“ (jeden 2. Monat).
Jahres-Inhaltsverzeichnis im Dezemberheft.
Jahresabonnementpreis:
Inland: € 360,– (€ 330,– + € 30,– Versandspesen)
Ausland: € 365,– (€ 330,– + € 35,– Versandspesen)
Einzelpreis: € 37,– + Versandspesen
ePaper als PDF € 330,–, Einzelausgabe: € 37,–
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Tel. +49 (0) 931 / 4170-1615, Fax +49 (0) 931 / 4170-492
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November 2011
814 gwf-Gas Erdgas

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Oldenbourg Industrieverlag München
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Die technischwissenschaftliche
Fachzeitschrift für
das Gasfach

Gasbeschaffenheit und
Gasverwendung
Gasaufbereitung
Filtration
Gasdruckregelung und
Gasmessung
Gasdruckregel- und Durchflussregelgeräte
Gasspeicher
Zubehör
Gasmessgeräte
Gastransport und
Gasverteilung
Rohre und Rohrleitungszubehör
Rohrdurchführungen
Odorierungskontrolle
Smart Metering
Gasspeicherung, LNG
Gasverdichtung

Rohrnetzsanierung u. -instandhaltung
Blasensetzgeräte
Korrosionsschutz
Armaturen und Zubehör
Aktiver Korrosionsschutz
Absperr- und Anbohrarmaturen
Armaturen

Aktiver Korrosionsschutz
Handel und Informationstechnologie
Fernwirktechnik
Rohrleitungsbau
Passiver Korrosionsschutz
DVGW-zertifizierte
Unternehmen
Der Gas-, Wasser- und Abwasserwirtschaft
bieten wir zuverlässige, termingerechte
Arbeit. Fragen Sie bitte bei uns an.
Die bei den einzelnen Firmen angegebenen
Zeichen bedeuten:
G1 Rohrleitungen für alle Drücke und
Nennweiten aus den Werkstoffen
Stahl und Gusseisen
G2 Rohrleitungen für Betriebsdrücke bis
einschließlich 16 bar und für Nennweiten
bis einschließlich DN 300,
getrennt nach den Werkstoffen Stahl,
Polyethylen und Gusseisen (G2 st,
G2 pe, G2 ge)
G3 Rohrleitungen für Betriebsdrücke bis
einschließlich 5 bar und für Nennweiten
bis einschließlich DN 300,
getrennt nach den Werkstoffen Stahl,
Polyethylen, Kunststoff und Gusseisen
(G3 st, G3 pe, G3 ku, G3 ge)
W1 Rohrleitungen für alle Drücke und
Nenn weiten aus den Werkstoffen
Gusseisen, Stahl und Kunststoff
W2 Rohrleitungen für alle Drücke und für
Nennweiten bis einschließlich
DN 400, getrennt nach den Werkstoffen
Guss eisen, Stahl, Polyethylen
und Kunststoff (W2 ge, W2 st,
W2 pe, W2 ku)
W3 Rohrleitungen für Betriebsdrücke bis
einschließlich 16 bar und für Nennweiten
bis einschließlich DN 300,
getrennt nach den Werkstoffen
Gusseisen, Stahl, Polyethylen und
Kunststoff (W3 ge, W3 st, W3 pe,
W3 ku)
Das derzeit gültige Verzeichnis der Rohrleitungs-Bauunternehmen
mit DVGW-Zertifikat
kann im Internet unter www.dvgw.de in
der Rubrik „Zertifizierung/Verzeichnisse“
heruntergeladen werden.

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Claudia Fuchs
Tel. 089 / 4 50 51-277
Fax 089 / 4 50 51-207
fuchs@oiv.de
gwfGas
Erdgas
3-Monats-Vorschau 2011/2012
Ausgabe Dezember 2011 Januar/Februar 2012 März 2012
Anzeigenschluss:
Erscheinungstermin:
10.11.2011
12.12.2011
20.12.2011
30.01.2012
03.02.2012
05.03.2012
Themen-Schwerpunkt
Rohrleitungsbau
Gaswirtschaft/Gasversorgung
Biogas/Gasbeschaffenheit
Messe-Special
Oldenburger Rohr leitungsforum 2012
Fachmessen/
Fachtagungen/
Veranstaltung
(mit erhöhter Auflage und
zusätzlicher Verbreitung)
Oldenburger Rohrleitungstage
Februar 2012, Oldenburg
E-world energy&water
07.– 09.02.2012, Essen
25. Oldenburger Rohrleitungsforum
09.02.– 10.02.2012, Oldenburg
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gwf Gas Erdgas erscheint in der Oldenbourg Industrieverlag GmbH, Rosenheimerstr. 145, 81671 München
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applied technologies GmbH, Essen 743
Böhmer GmbH, Sprockhövel 745
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E-world energy & water GmbH, Essen 757
E-world energy & water GmbH, Essen
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