gwf Gas/Erdgas Biogas (Vorschau)

3/2014
Jahrgang 155
Biogas
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398
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Biogas
Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
Auch in der zweiten Auflage werden sämtliche Aspekte der Einspeisung von Biogas
von der Erzeugung über die Aufbereitung bis hin zur Einspeisung behandelt.
Schwerpunkt ist die verfahrenstechnische Betrachtung der Gesamtprozesskette.
Dabei werden die derzeit geltenden technischen, regula torischen und rechtlichen
Rahmenbedingungen in Deutschland zu Grunde gelegt. Das Buch soll als
Standardwerk für die Biogaseinspeisung dienen und ist an alle Interessengruppen
gerichtet, die sich fachlich mit der Biogaseinspeisung beschäftigen.
Hrsg.: Frank Graf, Siegfried Bajohr
2. Auflage 2014
496 Seiten, vierfarbig, DIN A5
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ISBN: 978-3-8356-3363-6
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DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
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Biogas – Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
2. Auflage 2014 – ISBN: 978-3-8356-3363-6 für € 160,– (zzgl. Versand)
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| STANDPUNKT |
Die Energiewende-Wende:
Mut zur Zukunft mit Bioerdgas
Die Treibhausgas-Emissionen sollen bekanntermaßen
bis 2050 um bis zu 95 %
gesenkt werden. In diesem Zusammenhang
soll der Anteil der erneuerbaren Energien
am Energieverbrauch bis zum Jahr 2020 auf
20 % steigen, konkret beim Strom (35 %), bei
der Wärme (18 %) und beim Kraftstoff (12 %).
Dies bedingt milliardenschwere Investitionen
und bedarf klarer, einfacher politischer Rahmenbedingungen,
um diese Ziele realistisch,
erreichbar und eindeutig zu gestalten.
Insgesamt liegt die mittels Biogas erzeugte
elektrische und thermische Energiemenge bei
rd. 30 TWh und damit in der Größenordnung
gleichrangig mit der durch Fotovoltaik erzeugten
elektrischen Energie.
Aktuell sind ca. 130 Bio-Erdgasanlagen mit
einer Einspeisemenge von ca. 6,5 TWh bzw.
Leistung von ca. 870 MW an das Erdgasnetz
angeschlossen. Weitere ca. 28 Anlagen befinden
sich im Bau und ca. 33 in der Planung.
Gemäß der Gasnetzzugangsverordnung (Gas-
NZV) soll eine Bio-Erdgaseinspeisung von
60 TWh in 2020 und 100 TWh in 2030 erreicht
werden, dann voraussichtlich mit ca. 2000 Einspeiseanlagen.
Genug Potenzial an geeigneten
Agrarflächen ist für den weiteren Ausbau
vorhanden.
Die für 2014 prognostizierten rd. 7900 Biogas-Direktverstromungsanlagen
verfügen
dann über eine Leistung von rd. 3750 MW el .
Der jährliche Zubau dieser Anlagen wird von
1270 Anlagen in 2011 auf prognostizierte
180 Anlagen in 2014 zurückgehen.
Unter Nachhaltigkeitskriterien sind in den
letzten Jahren mit gutem Erfolg u. a. die Verbesserung
der Biodiversität (neue Energiepflanzen),
die ergänzende Nutzung von Abfallstoffen
und der Trinkwasser- und Gewässerschutz
entwickelt worden. Dieser Prozess
ist noch nicht abgeschlossen und es bedarf
dazu weiterer Anstrengungen der Beteiligten.
Mit Hilfe der bestehenden Gasinfrastruktur
ist Bio-Erdgas heute praktisch jederzeit einfach
und sicher im europäischen Gasnetz
transportierbar, speicherbar und verfügbar.
Als Brennstoff in modernen, hocheffizienten
Gaskraftwerken oder in dezentralen KWK-Anlagen
mit optimaler Wärmenutzung und
-speicherung eingesetzt, ist ein Ausgleich der
fluktuierenden Stromlast von Windkraft- und
Fotovoltaikanlagen relativ schnell bei hohen
Leistungsanforderungen bedarfsorientiert realisierbar.
Beim Vergleich der direkten und indirekten
Kosten der Erneuerbaren für die Erzeugung
von Elektrizität ist Bio-Erdgas unter Berücksichtigung
seines Alleinstellungsmerkmals
zur Sicherung der Systemstabilität mit Ausnahme
von Onshore-Wind durchaus konkurrenzfähig
mit Offshore-Wind und Fotovoltaik.
Unter den Erneuerbaren Energien nimmt
Bioerdgas einen Spitzenplatz bei den vermiedenen
THG-Emissionen ein.
Ob zukünftig die Biogaseinspeisung weiter
ausgebaut werden kann, hängt maßgeblich
von der Ausgestaltung der EEG-Novellierung
in 2014 ab, des mit Abstand wichtigsten
Vermarktungspfades für Biogas. Im Januar
2014 hat die Bundesregierung ein Eckpunktepapier
für ein EEG 2.0 verabschiedet. Darin ist
eine deutliche Reduzierung der Förderung
von Biogas und Bioerdgas sowie die Begrenzung
des Ausbaues vorgesehen. Die geplante
Streichung des Gasaufbereitungsbonus, der
Wegfall der Förderung des Einsatzes von Energiepflanzen
und der Ausbaudeckel von
100 MW/a für Biomasse insgesamt, bedeuten
für Bioerdgas faktisch die vollständige Abkehr
von den Ausbauzielen der GasNZV.
Unbenommen einer notwendigen Kalkulations-
und Investitionssicherheit wurde die
Biogasbranche im Vertrauen auf den Bestand
der politischen Zielvorgaben und eine gesellschaftliche
Akzeptanz über viele Jahre aufgebaut,
die Wettbewerbsfähigkeit mittels
Kostensenkungen und Effizienzsteigerungen
verbessert und Innovationen sowie Forschungsvorhaben
unterstützt.
Biogas kann, flexibel im Strommarkt und
Wärmemarkt sowie als erneuerbarer Kraftstoff,
seinen Beitrag zur Energiewende leisten,
dies kann jedoch nur durch eine aktive politische
Unterstützung gelingen.
Dipl.-Ing. (SFI) Uwe Bauer,
Geschäftsführer E.ON Bioerdgas GmbH
Obmann des GTK „Biogas“ des Deutschen
Vereins des Gas- und Wasserfaches e. V.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 101

| INHALT
|
Die Biogasanlage Klein-Schulzendorf in der Nähe von Berlin wurde von
der Agrargenossenschaft Trebbin 2006 errichtet. Mit Hilfe der Landwärme
GmbH wurde die Anlage auf Gasaufbereitung umge rüstet und
an das Erdgasnetz angeschlossen. Ab Seite 132
Erdgas-Tankstellen- und Fahrzeugbestand
1998–2013. Ab Seite 140
Fachberichte
Biogas
128 J. Clemens
132 Z. Elek
Erfahrungen bei der Untersuchung
von Biogasanlagen auf Gasdichtheit
Diffuse emissions from biogas plants –
practical experience
Umrüstung bestehender Biogasanlagen
auf Biomethanaufbereitung
Biogas plant repowering for biomethane grid
feed-in
136 M. Klewar und C. König
Aktueller Rechtsrahmen für
Biomethan
Regulatory framework for biomethane
140 R. Walter
Erdgas und Biomethan als
Mobilitätslösung
Natural gas and biomethane as mobility
solution
148 O. Grün und D. Kirchner
Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt
Kombikraftwerk2 aus Sicht
der Biogastechnologie
Results from the research project Kombikraftwerk2
from the perspective of biogas
technology
Power-to-Gas
156 L. Neumann, M. Stubbe und N. Rilling
Biologische Methanisierung
von fluktuierendem Wind- und
Solarstrom
Biological methanization of fluctuating wind
and solar electricity
162 G. Volk
Wasserstoff in Erdgasnetzen
Hydrogen in natural gas networks
März 2014
102 gwf-Gas Erdgas

| INHALT |
apptech reko
Gasbeschaffenheitsrekonstruktion
Brennwertverfolgung für
Transport- und Verteilnetze
Erfüllt die Anforderungen der
PTB und Eichbehörden
Revisionssichere
Datenspeicherung
In der neuen Broschüre Messsystem-Dienstleistungen stellt VOLTARIS die Hauptaufgaben
und Anforderungen an den GWA vor. Seite 118
Automatisierter Betrieb
Unterstützt STANET, SIMONE
und GANESI
Nachrichten
Märkte und Unternehmen
108 Neue Verdichterstation in Egtved
eingeweiht
applied technologies bringt
CRM-System für Kunden der
Energiewirtschaft auf den Markt
110 LNG wird Schiffstreibstoff der
Zukunft
Beteiligungsgesellschaft
Europipe soll ersten offshore-
Strang der South Stream liefern
112 Grundsteinlegung für PtG-Pilotanlage
im Energiepark Pirmasens-Winzeln
Stadtwerke Aachen ist neuer
Partner der utilicount
113 Wintershall Norge erzielt
Fortschritte bei Skarfjell
114 Niederlande reduzieren
Gas förderung
116 Erdgas ist beliebtester alternativer
Antrieb
117 MT-Energie errichtet erste
Biogasanlage in Litauen
118 Broschüre von Voltaris informiert
über Gateway-Administrator
Forschung und Entwicklung
120 Bayerischer Energiepreis
Personen
122 E.ON trauert um Ulrich Hartmann
123 Geschäftsführungswechsel bei
der IDS GmbH
Veranstaltungen
124 BIOGAS Fachmesse 2014
TÜV SÜD veranstaltet 18. Kunststoffrohrtage
erstmals in
München
125 12. Riesaer Brennstoffzellen-
Workshop
Verbände und Vereine
126 Biogasrat+ fordert Vertrauensschutz
für alle EEG-Anlagen
Zukunft Erdgas tritt geea bei
Flexible Schnittstellen
Intuitives User Interface
Unterstützung beim
Dataclearing
Automatisiertes Reporting
apptech REKO, die intelligente Lösung
zur abrechnungsrelevanten
Gasbeschaffenheitsrekonstruktion,
berechnet exakt die Brennwerte an den
Ausspeisestellen und erspart so die
Anschaffung teurer PGC.
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März 2014
gwf-Gas Erdgas 103

| INHALT
|
▲ Anlandestation Lubmin. Ab Seite 178
◀ Das Hauptgebäude des Deutschen Biomasseforschungs
zentrums. Ab Seite 168
März 2014
104 gwf-Gas Erdgas

| INHALT |
Im Profil
168 Deutsches Biomasseforschungszentrum
Aus der Praxis
174 Biogasanlagen als chemische Energiespeicher
und regionale Energieversorger
178 Gesicherte Energieversorgung nach
Messung und Aufbereitung von russischem
Erdgas in Lubmin
181 Technik Aktuell
Rubriken
101 Standpunkt
106 Faszination Gas
188 Termine
190 Impressum
182 Regelwerk
Firmenporträt
189 PlanET Biogas Group
Gehen Sie auf Nummer sicher !
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des digitalen Planwerks
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März 2014
gwf-Gas Erdgas 105

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

Schlagwort
NACHRICHTEN
Schweißarbeiten
im Rahmen der Produktion einer
Gasaufbereitungsanlage mit Aminwäsche.
Januar/Februar 2012
gwf-Gas Erdgas 107
© MT-Biomethan

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Neue Verdichterstation in Egtved eingeweiht
Martin Lidegaard, Dänemarks
Minister für Klima, Energie und
Bau, weihte eine neue Verdichterstation
für Erdgas im dänischen
Egtved ein. Zweieinhalb Jahre plante
und fertigte die MAX STREICHER
GmbH & Co. KG aA in ARGE mit
den Firmen PER AARSLEFF A/S und
JOHANN BUNTE Bauunternehmung
GmbH & Co. KG die Station, deren
Bau im Rahmen des European Energy
Programme for Recovery von der Europäischen
Union gefördert wurde.
Die neue Anlage sichert die Gasversorgung
Dänemarks langfristig ab.
Im Januar 2011 begann STREI-
CHER mit den Arbeiten am EPCC-
Projekt (Engineering – Procurement
– Construction – Commissioning).
Der Auftrag umfasste die schlüsselfertige
Erstellung einer Anlage mit
vier Kompressoren sowie die Erneuerung
und Erweiterung von
bestehenden Armaturengruppen.
Die STREICHER-Beteiligungsgesellschaft
compact e+p+c+ GmbH &
Co. KG übernahm dabei das gesamte
Engineering und war wesentlich
am Projektmanagement beteiligt.
Eine besondere Anforderung
des Projekts waren die architektonischen
Wünsche, die in die Planung
mit einflossen. Die Verdichterstation
sollte sich harmonisch in das
Landschaftsbild einfügen. Für die
Gestaltung der Fassade wurde ein
dänisches Architekturbüro engagiert,
das ein modernes würfelartiges
Gebäude mit metallischer
Außenfassade gestaltete.
Im Rahmen eines Festaktes
mit rund 240 Gästen, darunter
auch Dänemarks Minister für
Klima, Energie und Bau, Martin
Lidegaard, und der EU Generaldirektor
für Energie, Philip Lowe,
wurde die Verdichterstation in
Egtved eingeweiht. Zeitgleich
wurde eine 94 km lange Gaspipeline
zwischen Dänemark und
Deutschland in Betrieb genommen.
Der Bau der Verdichterstation
soll die Gasversorgung des Landes
Dänemark langfristig absichern.
Die Verdichterstation liegt
in der Mitte von Jütland und ist
damit ein wichtiger Knotenpunkt
des dänischen Gasleitungsnetzes.
Hier treffen sich die Nord-Süd-
Pipeline vom Gasspeicher bei Lille
Torup nach Ellund und die West-
Ost-Pipeline von Nybro nach Egtved,
die über Dragor weiter nach
Schweden verläuft. Die maximale
Durchflussrate der Anlage beträgt
bis zu 1 050 000 m 3 Gas/h.
applied Technologies bringt CRM-System für
Kunden der Energiewirtschaft auf den Markt
Speziell in der Energiewirtschaft
sehen sich viele Unternehmen
mit der Herausforderung der kundenorientierten
Vertriebssteuerung
konfrontiert. Eine effektive Koordination
von Maßnahmen zur Stärkung
von Kundenbeziehungen wird
durch ein gewissenhaftes Customer
Relationship Management ermöglicht.
Applied Technologies ist spezialisiert
auf die Entwicklung dieser
Systeme auf Basis von Microsoft
Dynamics CRM. Für die Energiewirtschaft
stellt Applied Technologies
dafür die CRM-Lösung „Enetra“ bereit,
die für den Kunden Gas-Union
ganz individuell auf die Unternehmensbedürfnisse
angepasst wurde.
Seit November 2013 nutzt die
Gas-Union GmbH ihr neues CRM-
System. Applied Technologies entwickelt
speziell auf die Branche ausgerichtete
Module, die zur schnellen
Projektrealisierung beitragen.
So können Handels- und Serviceverträge
verwaltet, marktgebietsscharfe
Bedarfsdaten für jeden
Geschäftspartner erfasst sowie
integrierte Preiskalkulationen und
Angebote erstellt werden. Daneben
werden auch die von CRM-Systemen
bekannten Funktionalitäten, wie
eine Darstellung von Firmenverflechtungen,
die revisionssichere
Versionierung der Dokumente, eine
Ressourcenplanung sowie das Reporting
und Controlling, genutzt.
In Absprache mit dem Kunden
können so kundenspezifische Produkte
und individuelle Schnittstellen
pass genau entwickelt werden.
Auch nach dem Systemstart
steht Applied Technologies den
Anwendern zur Seite und sorgt
durch schnelle Konfigurationen und
weitere Integrationen, z. B. von
Rating Agencies wie Crefo, für eine
flexible Hand habung.
März 2014
108 gwf-Gas Erdgas

Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
Herausforderungen und Chancen für die häusliche,
gewerbliche und industrielle Anwendung
Erdgas hat sich in Deutschland und in Europa in den letzten Jahrzehnten als
vielseitiger, effizienter und umweltschonender Energieträger in Haushalt,
Gewerbe und Industrie etabliert. Doch der Erdgasmarkt befindet sich im Wandel:
traditionelle Erdgasquellen versiegen, während neue Quellen, insbesondere
im außereuropäischen Ausland, an Bedeutung gewinnen. Im Rahmen der
deutschen Energiewende spielt zudem die Nutzung regenerativer Quellen
(Biogas oder auch Wasserstoff und Methan mittels „Power-to-Gas“) eine
immer größere Rolle, während auf EU-Ebene Handelshemmnisse zunehmend
abgebaut werden. Diese Veränderungen bieten große Chancen für die Gasversorgung
und -anwendung.
Hrsg.: Jörg Leicher, Anne Giese, Norbert Burger
1. Auflage 2014
596 Seiten, vierfarbig
165 x 230 mm, Broschur
ISBN: 978-3-8356-7122-5
Preis: € 80,–
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
LNG wird Schiffstreibstoff der Zukunft
Die Umweltvorschriften für den
maritimen Verkehr werden Zug
um Zug drastisch verschärft – erst in
den Häfen und an den Küsten Europas
und Nordamerikas, dann weltweit.
Bis zum Jahr 2020 müssen
mehr als 60 000 Schiffe auf einen
neuen Kraftstoff wechseln. Doch
was kommt danach? Immer stärker
zeichnet sich ab, dass flüssiges Erdgas
(LNG) der kommende Treibstoff
auf hoher See ist.
Wenige Schiffe können heute
schon mit LNG fahren, und sie können
auch nicht überall tanken. Den
Aufbau der nötigen Infrastruktur in
Deutschland hat Bomin Linde in
Angriff genommen, ein Unternehmen
des Linde-Konzerns und des Hamburger
Energiehändlers Marquardt
+ Bahls. „Wir liegen voll im Plan und
werden ab 2015 Schiffe in allen
deutschen Häfen entlang der Nordund
Ostseeküste mit LNG versorgen
können“, sagt Geschäftsführer Ruben
Benders. Geplant sind zwei LNG-
Terminals in Hamburg und Bremerhaven,
die auch Häfen wie Kiel, Lübeck,
Rostock oder Wilhelmshaven
bedienen könnten. Das sei ein wichtiger
Schritt, um LNG als Schiffstreibstoff
zu etablieren.
Das Zögern der Reeder hat
seinen Grund. LNG ist nicht konkurrenzlos.
Die Schiffe könnten
auch mit Diesel fahren. Der bringt
ebenfalls Umwelt-Fortschritte, wenn
auch nicht so deutliche. Um LNG
nutzen zu können, müssen zusätzliche
Tanks in die Schiffe eingebaut
werden, die Geld und
Frachtraum kosten. Die Preispolitik
der LNG-Anbieter ist nicht transparent;
es gibt bisher keine öffentlichen
Börsenpreise. Die Unsicherheit
der Reeder ist deshalb so groß,
weil Kraftstoff der größte Kostenblock
bei den Betriebskosten ist.
Das Umdenken in der Branche hat
aber bereits begonnen, es gibt in
der Schifffahrt viele kleine und
größere Signale. Ein großes neues
Kreuzfahrtterminal in Hamburg soll
einen LNG-Anschluss bekommen.
Die Kreuzfahrtreederei Aida lässt
zwei Riesenschiffe bauen, die mit
LNG fahren können. Die Hafenfähren
in Hamburg sollen zumindest
bei Neubestellungen in
Zukunft mit Flüssiggas fahren. Und
japanische Reeder haben 90 neue
Flüssiggas-Tanker bis 2020 bestellt,
für insgesamt 17,6 Mrd. Dollar.
Grund: Der LNG-Handel soll sich bis
dahin von 250 auf 400 Mio. t fast
verdoppeln.
Endress+Hauser Gruppe steigert Umsatz
Die Endress+Hauser Gruppe hat
im Geschäftsjahr 2013 ihren
Umsatz um rund 7 % auf mehr als
1,8 Mrd. € gesteigert. Auch beim
Betriebsergebnis, dem Ergebnis vor
Steuern sowie dem Ergebnis nach
Steuern verbesserte sich das Unternehmen
gegenüber dem Vorjahr.
Den ausführlichen Geschäftsbericht
wird Endress+Hauser am 6. Mai 2014
an der Bilanzmedienkonferenz in
Basel vorstellen.
Beeinflusst wird das konsolidierte
Ergebnis der Gruppe durch verschiedene
Firmenübernahmen. So erlangte
Endress+Hauser Ende September 2013
die Kontrolle über den börsenkotierten
Laboranalyse-Spezialisten Analytik
Jena. Im Januar übernahm die
Firmengruppe den bisherigen Repräsentanten
in Indonesien; im November
wurde die Akquisition von Kaiser
Optical Systems in den USA wirksam,
ein Hersteller von Geräten zur Raman-
Spektroskopie. Ende 2013 beschäftigte
Endress+Hauser weltweit 11 919
Menschen – 1 853 mehr als vor Jahresfrist.
Knapp 1 300 dieser Stellen entfallen
auf die neu zur Firmengruppe
hinzugestoßenen Unternehmen.
Beteiligungsgesellschaft EUROPIPE soll ersten
offshore-Strang der South Stream liefern
Beteiligung des Salzgitter-Konzerns
und der AG der Dillinger
Hüttenwerke, wird 450 000 t Stahlrohre
für den ersten Strang des
offshore-Abschnitts der South Stream-
Pipeline liefern. Dieser Großauftrag,
der in einem Wett bewerb gewonnen
wurde, führt bei EUROPIPE ab dem
zweiten Quartal zu einer zufriedenstellenden
Grund auslastung für die
kommenden zwölf Monate. Das
Vormaterial wird in Form von
hochwertigem Grobblech seitens
der beiden Gesellschafter geliefert.
Das South Stream Pipeline-System
wird russische Gasvorkommen mit
Zentral- und Südosteuropa verbinden.
Die Pipeline führt durch das
Schwarze Meer und soll Ende 2015
in Betrieb gehen. Geplant ist der
Bau von vier offshore-Strängen.
März 2014
110 gwf-Gas Erdgas

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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Grundsteinlegung für PtG-Pilotanlage im
Energiepark Pirmasens-Winzeln
Wirtschaftsstaatssekretär
Uwe
Hüser, die Institutsleiterin des
Pirmasenser Prüf- und Forschungsinstitutes
(PFI) Kerstin Schulte sowie
PFI-Vorstandsvorsitzender Ralph
Rieker und der Oberbürgermeister
der Stadt Pirmasens Dr. Bernhard
Matheis haben gemeinsam den
Grundstein zum Bau einer Powerto-Gas-Anlage
im Energiepark Pirmasens-Winzeln
gelegt. In der Bioraffinerie
soll in Zukunft überschüssiger
Strom aus Wind oder Sonne in
Biomethan umgewandelt und so
gespeichert werden.
Für das Pirmasenser Prüf- und
Forschungsinstitut ist der Baustart
der Pilotanlage die Krönung langer
Forschungsarbeiten. Die neue
Forschungseinrichtung in Pirmasens
ist modular aufgebaut und wird
vom Land Rheinland-Pfalz anteilig
finanziert. Der Anlagenteil „Biogene
Methanisierung“ wurde mit rund
1,3 Mio. €, je zur Hälfte aus Landesmitteln
sowie aus dem Europäischen
Fonds für Regionale Entwicklung
(EFRE), gefördert. Eine Landesförderung
in Höhe von 1 Mio. €
kam außerdem der Erschließung
des Energieparks durch die Stadt
Pirmasens zugute.
In der Bioraffinerie in Pirmasens
geht es um die Optimierung eines
biotechnologischen Verfahrens zur
Herstellung von Methan aus CO 2
und Wasserstoff. In Abgrenzung zu
anderen Forschungsvorhaben in
diesem Bereich, erfolgt die Methanproduktion
in der Pirmasenser Anlage
mittels spezieller methanbildender
Mikroorganismen in einem
Bioreaktor. Als CO 2 -Quelle für die
Methanogenese dient zunächst der
CO 2 -Abgasstrom von Biomethananlagen
und später auch CO 2 aus
Industrieanlagen.
Stadtwerke Aachen ist neuer Partner der utilicount
Nachdem die utilicount bereits
Ende letzten Jahres eine Partnerschaft
mit den Stadtwerken
Detmold, Uelzen und Fröndenberg
zur Ausstattung von EEG-Anlagen
mit intelligenten Messsystemen
zum Schalten geschlossen hat,
konnte mit den Stadtwerken
Aachen (STAWAG) ein weiterer
Partner für das Kombi-Produkt
der utilicount gewonnen werden.
Utilicount stattet damit bei den vier
Stadtwerke-Partnern rund 600 PV-
Anlagen mit dem intelligenten
Messsystem zum „Messen und
Schalten von EEG-Anlagen“ aus.
Die Produktlösung „Messen und
Schalten von EEG-Anlagen“ hat
die utilicount in enger Zusammenarbeit
mit der Theben AG entwickelt.
Das Gateway der Theben AG,
die CONEXA, ist die zentrale
Kommunikationseinheit des intelligenten
Messsystems und wurde
für diese Lösung um das Schaltmodul
CSM 124 ergänzt. Parallel
zur Messwertübertragung an das
Meter-Data-Management der utilicount
leitet die CONEXA das
Schaltsignal aus der Netzleitwarte
an das Schalt modul der EEG-
Anlage weiter. Nach erfolgreichem
Schaltvorgang sendet das Gateway
eine Schaltbestätigung an den
Netzbetreiber. Auf diese Weise
kann der Netzbetreiber die Einspeiseleistung
jederzeit ferngesteuert
von 100 % auf 60 %, 30 %
oder 0 % reduzieren und den
entsprechenden Beitrag zur Netzstabilität
leisten.
März 2014
112 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
Wintershall Norge erzielt
Fortschritte bei Skarfjell
Wintershall gibt den erfolgreichen
Abschluss der Appraisal-Bohrung
Skarfjell South auf
dem norwegischen Kontinentalschelf
bekannt. Das Unternehmen
konnte in den oberen und unte ren
Intra-Heather-Sandsteinen der Skarfjell-Struktur
Erdöl- und Erdgasvorkommen
nachweisen, wobei
die Lagerstätteneigenschaften die
Erwartungen übertrafen. Die Appraisal-Bohrung
umfasst ein Hauptbohrloch
(35/9-10S) und eine
Ablenkung (35/9-10A). Beide wurden
von der Bohrplattform Transocean
Arctic aus abgeteuft. Die
von Wintershall eigenoperierte, im
Jahr 2012 entdeckte Lagerstätte
Skarfjell befindet sich in der nordöstlichen
Nordsee rund 15 km
südwestlich der Förderplattform
Gjøa und etwa 130 km nordwestlich
von Bergen.
Skarfjell South ist die zweite in
die Struktur niedergebrachte Appraisal-Bohrung.
Mit der ersten Appraisal-Bohrung,
die im nördlichen
Teil von Skarfjell abgeteuft worden
war, wurde eine Ausdehnung des
Feldes in nördlicher Richtung nachgewiesen,
wobei die Ressourcenschätzungen
zwischen 60 und 160
Mio. Barrel Öläquivalent (boe) lagen.
Die Bohrung Skarfjell South
zeigte jetzt eine Ausdehnung der
Lagerstätte nach Süden
und verringerte die Unsicherheit
hinsichtlich der
Verteilung der Lagerstätten
eigenschaften. Mit
der App raisal-Bohrung
wurden die Rohölmengen
bestätigt und zusätzlich
eine Gaskappe nachgewiesen.
Die aktuelle
vorläufige Ressourcenschätzung
geht von 120
bis 230 Mio. boe aus (davon
10-23 Millionen Standard-Kubikmeter
Erdöl
und Kondensat sowie
8-15 Mrd. Standard-Kubikmeter
Erdgas).
Wintershall wird nun
mit der Prüfung möglicher
Entwicklungsszenarien
für Skarfjell in Verbindung
mit weiteren
Funden im betreffenden
Gebiet beginnen. Möglich
wäre eine Anbindung
an die Gjøa-Plattform,
an eine andere Anlage oder
auch eine eigen ständige Entwicklung.
Die Hauptbohrung 35/9-10S
wurde vertikal bis auf 2 837 m unter
Meeresniveau in die Brent-Formation
abgeteuft. Die Ablenkungsbohrung
35/9-10A wurde vertikal
bis auf 2 835 m unter Meeresniveau
An der Hochschule für Technik (HFT) Stuttgart ist in der Fakultät
Bauingenieurwesen, Bauphysik und Wirtschaft zum Winter -
semester 2014/15 eine
Professur für Energietechnik
(Bes. Gr. W2) Kennziffer 557
zu besetzen.
Gesucht wird eine Persönlichkeit mit einem anwendungsorientierten
Kompetenzprofil. Die zu berufende Person soll primär im
Studiengang Infrastrukturmanagement die energietechnischen
und thematisch verwandte Lehrveranstaltungen übernehmen.
Hierbei handelt es sich um grundlegende Lehrveranstaltungen
der Energietechnik wie beispielsweise Netz(aus)bau, Smart
Grids, Stoff- und Wärmeübertragung, Kraftwerksbau (konventionell
und regenerativ) sowie E-Mobilität.
Neben einer ingenieur- oder naturwissenschaftlichen Hochschulausbildung
werden Erfahrungen in den für die obigen Bereiche
relevanten Aspekten der Energietechnik vorausgesetzt.
Ferner wird die Bereitschaft zur angewandten Forschung und
Entwicklung sowie zur Durchführung von Lehrveranstaltungen
in englischer Sprache und auch in benachbarten Studiengängen
erwartet. Die Bereitschaft zur Übernahme von Aufgaben in der
Selbstverwaltung und der Weiterentwicklung des Studiengangs
wird ausdrücklich erwünscht.
Ausführliche Informationen zu den Einstellungsvoraussetzungen
sowie den dienstlichen Aufgaben der Professorinnen und Professoren
finden Sie unter www.hft-stuttgart.de/Einstellungs -
voraussetzungen. Die Bewerbungsfrist endet am 07.04.2014.
Weitere inhaltliche Auskünfte zur Stellenbeschreibung erhalten
Sie vom Studiendekan Prof. Dr. M. Schmidt (Markus.Schmidt@
hft-stuttgart.de), Prof. Dr. Dr. A. Pustisek (Andrej.Pustisek@
hft-stuttgart.de) oder von Frau Franziska Schüle (Telefon
+49 (0)711 8926 2309).
in die Brent-Formation abgeteuft.
Lizenzpartner sind die Wintershall
Norge AS als Betriebsführerin mit
einer Beteiligung von 35 %, Capricorn
Norge AS (20 %), Bayerngas
Norge AS (20 %), Edison International
Norway (15 %) sowie RWE Dea
Norge AS (10 %).
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle
Tel. 089 / 203 53 66-56
Fax 089 / 203 53 66-99
trenkle@di-verlag.de
Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung
Uwe Lätsch
Tel. 089 / 203 53 66-77
Fax 089 / 203 53 66-99
laetsch@di-verlag.de
März 2014
gwf-Gas Erdgas 113

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Mehrheit der DAX-Unternehmen darf Energie nur
unter Auflage produzieren
Die Meldepflichten der EU-Transparenzrichtlinien
für den Energiehandel
gelten für alle Unternehmen,
die über 600 GWh Verbrauchskapazität
besitzen. Laut Steria Mummert
Consulting sind mehr als die Hälfte
der DAX-Unternehmen davon unmittelbar
betroffen.
Die Erfüllung der EU-Regulierungsvorschriften,
wie REMIT, EMIR, MiFID
und MAD gehört künftig zu den
Mindestanforderungen, um Energiehandel
betreiben zu können. Ab der
Menge von 600 Gigawattstunden
sind Energieproduzenten und -konsumenten
meldepflichtig. Vor genau
diesen Herausforderungen steht die
Mehrheit der DAX-Unternehmen,
da sie mindestens so viel Energie
produzieren beziehungsweise die
Verbrauchskapazität besitzen. Da
durch die Erneuerbaren Energien die
Stromversorgung zunehmend unsicherer
wird, sind energieintensive
Unternehmen dazu übergangen
ihre eigenen Kapazitäten zur Stromgewinnung
auszubauen. Die Vergrößerung
der Kapazitäten hat zur
Folge, dass diese DAX-Unternehmen
die meldepflichtige Strommenge
überschritten haben.
Deutsche Unternehmen und
Energieversorger stehen dieser Tage
unter enormem Termindruck. Die
EU-Richtlinien EMIR und REMIT sitzen
den Verantwortlichen im Nacken.
EMIR-Meldungen sind jab sofort
2014 meldepflichtig, das REMIT-
Reporting steht auch 2014 an. Um
die gesetzlichen Anforderungen
schnell zu erfüllen, begnügen sich
viele Versorger und Unternehmen
mit Minimallösungen. Das führt jedoch
zu massiven Folgeanpassungen
in den Reporting- und IT-Abteilungen,
die schnell zum Dauerzustand
ausarten. Denn EMIR/REMIT wird
nicht das letzte Regulierungsvorhaben
sein, wie das Beispiel
Markttransparenzstellengesetz zeigt.
Sinnvoll ist es daher, sofort Nägel
mit Köpfen zu machen und eine
erweiterungsfähige Reporting-Lösung
einzuführen.
E.ON baut Partnerschaft mit GreenWave Reality für
Smart Home-Lösungen aus
Im Rahmen der verstärkten Ausrichtung
auf dezentrale und smarte
Energielösungen erweitert E.ON
seine Partnerschaft mit GreenWave
Reality. Das US-ame rikanische Unternehmen
bietet maßgeschneiderte
Lösungen für die sichere Vernetzung
von Energie- und Haushaltsmanagement
an. Die Kooperation umfasst
Smart-Home-Dienstleistungen, die
E.ON-Kunden mehr Komfort, Sicherheit
und Ener gieeffizienz bieten.
E.ON nutzt zukünftig GreenWave
Hardware, Software, Hosting sowie
Cloud- Services. Mit der Smart-Home-
Infrastruktur steht eine breite Palette
an Energiemanagement-Anwendungen
wie z. B. die Steuerung von Solaranlagen
oder Elektronikgeräten bis
hin zur Beleuchtung zur Verfügung.
Die erweiterten Steuerungsfähigkeiten
der Plattform machen es
möglich, selbst Fehler zu erkennen
um somit Kosten zu senken.
E.ON hat GreenWave Realitys
„Home2Cloud“ als Entwicklungsplattform
nach einer zweijährigen Testphase
in 75 Wohnungen ausgewählt. Sie
haben die von Greenwave betriebene
Smart-Home-Technologie genutzt und
konnten messbar Energie einsparen
sowie ein besseres Verständnis des
eignen Energieverbrauchs entwickeln.
Niederlande reduzieren Gasförderung
Die Niederlande werden die
Förderung von Erdgas in den
kommenden drei Jahren deutlich
reduzieren. Das teilte Wirtschaftsminister
Henk Kamp mit. Die Regierung
reagiert damit auf Proteste
der Bevölkerung in der nördlichen
Provinz. Die Gas-Förderung hatte
in den vergangenen Jahren
mehrere kleinere Erdbeben in der
Region ausgelöst. Studien zufolge
nimmt das Risiko bei unverminderter
Gasproduktion zu. In dem am
stärksten getroffenen Gebiet soll
die Produktion um 80 % reduziert
werden.
2013 wurden in Groningen rund 54
Mrd. m 3 Gas gewonnen, dies soll stufenweise
auf 40 Mrd. verringert werden.
„Ein totaler Produktionsstopp ist wegen
langfristiger Verträge keine Option“,
sagte der Minister. Die Niederlande liefern
Erdgas aus Groningen auch nach
Deutschland, Belgien und Frankreich.
März 2014
114 gwf-Gas Erdgas

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1. INVITED PRESENTATIONS: Gas Market Development in the Republic of Croatia; Natural Gas
Production in Northern and Middle Adriatic; Energy industry on the Adriatic Islands
2. GAS MARKET OPENING – PANEL DISCUSSION: Technical Issues; Market Issues
3. HYBRID TECHNICS AND EFFICIENCY: Gas-Fired Boilers and Renewable Energy Sources;
Hybrid Vehicles; Gas, Transportation and Ecology
4. NEW PROJECTS: LNG (Technical Solutions, Capacity and Future); Gas Storage (Operational
and Strategic); New Gas Pipelines and Interconnections
5. ONSHORE AND OFFSHORE DISTRIBUTED ENERGY GENERATION: Centralized and
Decentralized Energy Systems; Distributed Energy Resource Systems (DER) Using Fossil
Fuels and Renewable Energy; Control and Management; Smart Systems
6. ENERGY EFFICIENCY: Efficiency of the Croatian Energy System; Energy Efficiency in
Production, Transformation and Transmission; Energy Efficiency in Use
7. WHEN WILL THE GREAT UNCERTAINTIES IN ENERGY INDUSTRY END? Dynamics of
Change; Liberalisation and Requirements for Reducing CO 2
Emissions; Efficiency and Plant
Lifespan; Energy Mix and Reliability of Supply; Energy and Economy (Employment)
8. GAS DISTRIBUTION PROBLEMS: Operations and Safety of Use; When to Install Smart
Devices?
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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Erdgas ist beliebtester alternativer Antrieb
Im vergangenen Jahr stieg die Zahl
der neuzugelassenen Erdgas-Pkw
in Deutschland um rund 50 %.
Insgesamt wurden mehr als 7 800
Neuwagen mit Erdgasantrieb verkauft.
Das sind rund 2 600 mehr als
im Vorjahr, berichtet erdgas mobil.
In einigen Medien war in den
vergangenen Tagen zu lesen, dass
2013 weniger Gasfahrzeuge als im
Vorjahr zugelassen wurden. „Das ist
schlicht falsch“, so Kehler. „Bei einer
Statistik wurden Erdgas- und Flüssiggasautos
zusammengefasst, sodass
ein verzerrtes Bild entstanden
ist. Allerdings ist nur bei Neuwagen
mit Flüssiggasantrieb der Verkauf
zum Vorjahr signifikant gesunken.
Erdgasfahrzeuge konnten im Vergleich
zu 2012 deutlich zulegen.“
Bundesweit stieg die Zahl der Neuzulassungen
von Erdgas-Pkw um
rund 50 %. Konkret wurden laut
Kraftfahrt-Bundesamt (KBA) mehr als
7 800 Erdgasautos neu angemeldet.
In vielen Bundesländern ist ein
deutlicher Zuwachs an Erdgasautos
zum Vorjahr zu erkennen. In Niedersachsen
wurden nach Angaben des
KBA mit mehr als 1 600 (plus 52 %)
die meisten Pkw mit Erdgasantrieb
gekauft. Auf Rang 2 folgt Nordrhein-
Westfalen mit knapp 1 400 (plus
57 %) und Bayern mit mehr als 1 000
(plus 48 %) neuzugelassenen Erdgasautos.
Generell lag der Zuwachs
in allen Bundesländern im zweistelligen
Prozentbereich. Nach
Ansicht von erdgas mobil wird sich
dieser Trend weiter fortsetzen. Grund
ist zum einen die im Koalitionsvertrag
festgehaltene Fortschreibung
der Steuervergünstigung für Erdgas
als Kraftstoff über 2018 hinaus, welche
die umweltschonende Alterna tive
langfristig wirtschaftlich interessant
macht. Zum anderen ist die Erdgastechnologie
längst alltags tauglich
und praxiserprobt. Hinzu kommt,
dass mit der Markteinführung des
VW Golf TGI und des Audi A3 g-tron
attraktive Volumenmodelle mit CNG-
Antrieb erhältlich sind. Experten
rechnen daher mit weiter steigenden
Absatzzahlen in 2014.
RWE nimmt Wertberichtigung vor
Die RWE AG hat gegenüber
dem Zwischenabschluss vom
30. September 2013 einen zusätzlichen
Wertberichtigungsbedarf in
Höhe von ca. 3,3 Mrd. € identifiziert.
Diese Wertberichtigungen sind mit
ca. 2,9 Mrd. € im Wesentlichen dem
Segment „Konventionelle Stromerzeugung“
zuzuordnen und auf
die sich weiter verschlechternde
Ertragslage im kontinental-europäischen
Kraftwerkssektor zurückzuführen.
Der übrige Wertberichtigungsbedarf
ergibt sich aus dem
Segment Erneuerbare Energien und
dem Beteiligungsbereich. Die Wertberichtigungen
mindern das neutrale
Ergebnis und damit auch das
Nettoergebnis für 2013. Sie haben
aber keine Auswirkungen auf das
EBITDA, das Betriebsergebnis und
das nachhaltige Nettoergebnis für
das Geschäftsjahr 2013 und sind
nicht zahlungswirksam.
„In ganz Europa stehen derzeit
vor allem Erdgas- und Steinkohlekraftwerke
unter einem hohen
wirtschaftlichen Druck“, erklärt
Peter Terium, Vorstandsvorsitzender
der RWE AG. „Mit dieser Wertberichtigung
tragen wir insbesondere
den tiefgreifenden Veränderungen
der Rahmenbedingungen
auf dem europäischen Erzeugungsmarkt
Rechnung. Wir reagieren
aber bereits auf die schwierige
Ertragslage – mit der im Übrigen
alle euro päischen Stromerzeuger
konfrontiert sind – und senken
weiter konsequent die Kosten
unseres Kraftwerksparks, um so
unsere Ertragskraft zu steigern.“
März 2014
116 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
Die Hochschule München ist die größte Hochschule für angewandte Wissenschaften in Bayern und eine der
größten ihrer Art in Deutschland. Wir sehen unsere Herausforderung und Verpflichtung in einer aktiven und
innovativen Zukunftsgestaltung von Lehre, Forschung und Weiterbildung.
Für die nachstehend aufgeführte Professur wird eine wissenschaftlich ausgewiesene Persönlichkeit gesucht, die
umfassende praktische Erfahrungen in verantwortlicher Position außerhalb einer Hochschule erworben hat und diese
nun in Lehre und angewandter Forschung an unsere Studierenden weitergeben möchte.
Zum Wintersemester 2014/2015 oder später besetzen wir an der:
Fakultät für Versorgungs- und Gebäudetechnik, Verfahrenstechnik Papier und Verpackung, Druck- und Medientechnik
W2-Professur für Gasversorgung und Gasinstallationstechnik Kennziffer 0545
Von dem Stelleninhaber/der Stelleninhaberin werden fundierte Kenntnisse, mehrjährige Berufserfahrung und wissenschaftliche
Erfolge auf diesem Gebiet erwartet. Daneben sind Lehrveranstaltungen in Grundlagenfächern zu übernehmen,
insbesondere im Bereich der Werkstoffkunde, Mechanik und Festigkeitslehre.
Wenn Sie sich für eine Professur berufen fühlen, freuen wir uns auf Ihre aussagefähige Bewerbung mit den erforderlichen
Bewerbungsunterlagen in Kopie.
Diese senden Sie bitte per E-Mail oder per Post bis zum 31.03.2014 unter Angabe der o. g. Kennziffer an die Personalabteilung
der Hochschule München.
Weitere Informationen, insbesondere zu den Einstellungsvoraussetzungen und den erforderlichen Bewerbungsunterlagen,
entnehmen Sie bitte der Homepage unter: www.hm.edu unter der Rubrik Job & Karriere.
Bewerbungen per E-Mail senden Sie bitte im PDF-Format als eine Datei
an professur-bewerbung@hm.edu.
Postanschrift: Hochschule für angewandte Wissenschaften München
Personalabteilung, Lothstraße 34, 80335 München
Ansprechpartnerin: Frau Finke, Telefon 089/1265 1185, michaela.finke@hm.edu
www.hm.edu
MT-Energie errichtet erste Biogasanlage in Litauen
Die osteuropäischen Länder verfügen
über große Potenziale für
die energetische Nutzung von Biomasse.
Insbesondere im Baltikum
gibt es vielversprechende Ansätze.
Jetzt ist MT-Energie mit dem Bau
der ersten beiden Biogasanlagen im
professionellen Maßstab in Litauen
beauftragt worden.
Die Anlagen haben eine Leistung
von 637 kW beziehungsweise
999 kW. Investor ist ein litauischer
Projektentwickler, der insbesondere
im Bereich der Nutzung erneuerbarer
Energien und alternativer
Kraftstoffe im Verkehrssektor tätig
ist. Der Aufgabenbereich von MT-
Energie reicht von der Planung und
der Ausarbeitung der technischen
Dokumentation über die Projektierung
bis hin zur Montage und
Inbetriebnahme der Biogasprojekte,
die noch im Frühjahr 2014 erfolgen
wird.
Neben nachwachsenden Rohstoffen
wie Maissilage und Pressschnitzeln
aus Zuckerrüben werden
zu einem Großteil auch Reststoffe aus
der Landwirtschaft wie Schweineund
Rindergülle zum Einsatz kommen.
Ausgerüstet sind die beiden
Anlagen mit MT-Technologie. Dazu
zählen unter anderem Feststoffeinträge,
Rührwerks- und Pumptechnik,
Tragluftfolienabdeckungen
sowie die intelligente Software zur
Steuerung und betriebswirtschaftlichen
Auswertung der Anlagen. Für
den Einsatz der Gülle werden entsprechende
Vorbehälter installiert,
aus denen das Substrat in die Fermenter
weitergeleitet wird. Die in
den BHKWs entstehende Abwärme
soll für die Beheizung von benachbarten
Ställen genutzt werden.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 117

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Broschüre von Voltaris informiert über
Gateway-Administrator
In der neuen
Broschüre
Messsystem-
Dienstleistungen
stellt
VOLTARIS die
Hauptaufgaben
und Anforderungen
an den
GWA vor.
© VOLTARIS GmbH
Die Aufgabe des Gateway-Administrators
(GWA) wird in
Zukunft eine zentrale Funktion
im Mess wesen haben. VOLTARIS
ge hört bundesweit zu den wenigen
Dienstleistern, die Messsysteme betreiben
sowie Einbau, Wartung und
die Aufgabe des GWA übernehmen
werden. Davon profitieren besonders
kleine und mittlere Stadtwerke.
In der neuen Broschüre
Messsystem-Dienstleistungen informiert
das Unternehmen darüber,
welche Aufgaben der GWA übernehmen
wird und stellt darüber
hinaus die komplexe System- und
Kommunikationsarchitektur der GWA
anschaulich vor.
Mit der Veröffentlichung der
Kosten-Nutzen-Analyse (KNA) deutet
sich der deutsche Lösungsweg
für die Einführung intelligenter
Zähler und Messsysteme an. Damit
stehen Stadt- und Gemeindewerke
vor der Herausforderung, die neue
Zählertechnologie in die komplexe
Infrastruktur der Energieerzeugung
und -verteilung zu integrieren.
Das Betreiben eines „Smart
Meter Gateways“ (SMGW) wird
verpflichtend vorgeschrieben und
zieht neue hochkomplexe Prozesse
sowie hohe Investitionen in die
neue IT-Umgebung nach sich.
Daher ist es für kleinere und mitt lere
Energieversorgungsunternehmen
wirtschaftlicher, den Betrieb der
neuen Messsysteme und die
Dienstleistung des GWA extern zu
vergeben.
Durch die aktive Mitarbeit
mehrerer VOLTARIS- Experten im
Projekt MessSystem 2020 des
Forum Netztechnik/Netzbetrieb im
VDE (FNN) ist das Unternehmen
mit der Funktion der intelligenten
Zähler und SMGW sowie den
zukünftigen Einbau- und Betriebsprozessen
vertraut. Wer sich also
schon heute auf den Rollout vorbereitet,
kann entscheidende Erfahrungen
für kommende Massenszenarien
sammeln, indem er bereits
heute intelligente Zäher einbaut
und sie später nachrüstet.
Acht neue Lizenzen für Wintershall in Norwegen
Wintershall setzt seinen Wachstumskurs
in Nordeuropa fort:
In der aktuellen Lizenzrunde APA
2013 („Awards in Predefined Areas“)
hat das norwegische Energieministerium
acht neue Explorationslizenzen
an Deutschlands größten
international aktiven Öl- und Gasproduzenten
vergeben. Bei fünf
dieser Lizenzen wird Wintershall
Norge zudem die Betriebsführerschaft
übernehmen. Von allen 50 Mitbewerbern
hat Wintershall damit
nach dem mehrheitlich staatlichen
Energieunternehmen Statoil die
größte Anzahl an eigenoperierten
Lizenzen erhalten. Vier der neuen
Wintershall-Lizenzen (davon drei
als Betriebsführer) befinden sich
in der Nordsee, drei Lizenzen
(davon eine als Betriebsführer) in
der Norwegischen See sowie eine
weitere eigenoperierte Lizenz in der
Barentssee.
März 2014
118 gwf-Gas Erdgas

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Veranstaltungsort:
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Jahrhunderthalle Frankfurt-Höchst

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
VNG Norge erhält Angebot von sechs
Explorationslizenzen
Der VNG Norge, dem norwegischen
Tochterunternehmen der
VNG – Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft
(VNG), wurden im
Rahmen der staatlichen Lizenz runde
APA 2013 vom norwegischen
Energie ministerium sechs weitere
Produktionslizenzen auf dem norwegischen
Kontinentalschelf angeboten.
Die Lizenzen liegen in der
Nordsee sowie in der Norwegischen
See und damit in den Fokusgebieten
der VNG Norge. In drei der vergebenen
Lizenzen wird dem Unternehmen
die Möglichkeit eröffnet, als
Betriebsführer tätig zu sein, an drei
weiteren Lizenzen wird der VNG
Norge eine 20 prozentige Beteiligung
an Explorationslizenzen angeboten.
In den nächsten Tagen wird die
VNG Norge die Lizenzangebote prüfen,
ein Zuschlag ist in zwei Wochen
zu erwarten. Mit der Annahme der
neuen Lizenzen verpflichtet sich die
VNG Norge, innerhalb der nächsten
drei Jahre geologische und geophysikalische
Untersuchungen in diesen
Gebieten durchzuführen sowie Erkundungsbohrungen
vorzubereiten.
Die APA-Runde fand bereits zum
elften Mal statt. VNG Norge nimmt
seit ihrer Gründung im Jahr 2006
regelmäßig daran teil. Erst im vergangenen
Jahr wurden VNG Norge
vier Lizenzen zugeteilt. APA steht
für „Awards in Predefined Areas“
und damit für Lizenzzuteilungen in
vorab festgelegten Gebieten des
norwegischen Kontinentalschelfs.
Diese Gebiete sind zum Teil bereits
geologisch erschlossen und verfügen
über ein gewisses Maß an
Infrastruktur. Das norwegische
Ministerium für Erdöl und Energie
hat 48 Unternehmen insgesamt
65 Lizenzen zugeteilt.
Unabhängig von der Veröffentlichung
der APA-Lizenzen startete
die VNG Norge am 21.01.2014
die Explorationsbohrung „Pil“ auf
der Haltenbanken-Terrasse in der
norwegischen See. Die Bohrung
soll Aufschluss über das Potenzial
an Erdöl- und Erdgasreserven in
diesem Gebiet geben. Dazu wird
von der Plattform Transocean Arctic
in einer Wassertiefe von 324 m rund
3 280 m weit in den Untergrund
gebohrt. „Pil“ liegt in der von VNG
operierten Lizenz PL 586.
Die VNG hält als Betriebsführer
30 % der Anteile. Die weiteren
Partner sind die Spike Exploration
Holding AS mit 30 %, Faroe Petroleum
Norge AS mit 25 % und
Rocksource Exploration Norway AS
mit 15 %. Die Bohrung wird
zwischen 50 und 120 Tagen andauern.
| NACHRICHTEN
|
Forschung und Entwicklung
Bayerischer Energiepreis 2014
Bis zum 11. April 2014 können
sich Unternehmen, Forschungsinstitute,
Städte, Gemeinden, Landkreise
und Verbände ebenso wie
Privatpersonen und Teams für den
Bayerischen Energiepreis 2014 bewerben.
Insgesamt werden Preisgelder
in Höhe von 31 000 € vergeben.
Neben dem mit 15 000 € dotierten
Hauptpreis werden jeweils
zwei Preise in den vier Kategorien
„Erneuerbare Energien, Energienetze
und Speichertechnologien“, „Energiekonzepte
und Initiativen“, „Gebäude
und Gebäudekonzepte“ und „Anlagen,
Prozesstechnik und Produktentwicklungen“
vergeben.
Mit dem „Bayerischen Energiepreis“
zeichnet die Bayerische Staatsregierung
seit 1999 im 2-Jahresrhythmus
herausragende Innovationen für
den verantwortungsvollen Umgang
mit Energie aus. Kriterien für die Preisvergabe
sind in erster Linie der Grad
der technischen Neuheit und der
Innovation. Voraussetzung für eine
erfolgreiche Bewerbung ist, dass die
eingereichten Projekte bereits erfolgreich
umgesetzt wurden und einer
fachkundigen Prüfung standhalten.
2014 erfolgt die Bewerbung erstmals
über ein Online-Tool – damit
wird Interessenten die Bewerbung
noch leichter gemacht. Die Preisträger
werden von einer unabhängigen
Jury aus Energieexperten bayerischer
Universitäten bestimmt. Der
Bayerische Energiepreis 2014 wird
erneut vom Bayerischen Energie-
Forum organisiert. Interessierte Unternehmen,
Forschungsinstitute, Kommunen,
Verbände und Privatpersonen
können sich direkt beim Bayerischen
Energie-Forum über die Bewerbungsformalitäten
informieren. Beim Bayerischen
Energie-Forum erhalten sie
auch die Kontaktadressen der für die
unterschiedlichen Bewerbergruppen
zuständigen vorschlagberechtigten
Stelle.
http://www.bayern-innovativ.de
März 2014
120 gwf-Gas Erdgas

Lexikon der Gastechnik
Begriffe, Definitionen und Erläuterungen
Seit über 30 Jahren ist das „Lexikon der Gastechnik“ ein elementares Nachschlagewerk
für die Gasversorgungswirtschaft. Kurz gefasste Definitionen erlauben eine
Orientierung hinsichtlich der wichtigsten technischen Begriffe in der öffentlichen
Gasversorgung.
Ursprünglich entstanden aus einem Arbeitskreis „Begriffsbestimmungen im Gasfach“
des DVGW wurde das Werk von verschiedenen Autorenteams kontinuierlich
weiterentwickelt und ergänzt. Neben einer Überprüfung der Definitionen enthält
die 5. Auflage viele neue Begriffe zu den aktuellen technischen Entwicklungen.
Um dem modernen Nutzungsverhalten gerecht zu werden, wird das Kompendium jetzt
auch in vollständig digitaler Form angeboten.
Hrsg.: B. Naendorf
5. Auflage 2011
233 Seiten, DIN A5
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Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| NACHRICHTEN
|
Personen
E.ON trauert um Ulrich Hartmann
Ulrich Hartmann, der langjährige
Vorstands- und Aufsichtsratsvorsitzende
des Energieversorgers
E.ON, verstarb im Alter von 75 Jahren.
Ulrich Hartmann begann 1973
als Justitiar seine Karriere bei VEBA,
einem der Vorgängerunternehmen
von E.ON. Von 1975 bis 1980 war er
Leiter des Vorstandsbüros und der
Öffentlichkeitsarbeit, anschließend
wurde er Vorstandsmitglied der
VEBA-Tochter Nordwestdeutsche
Kraftwerke. Von 1985 bis 1989 war
er Finanzvorstand der PreussenElektra.
1989 wechselte er als Finanzvorstand
zur VEBA, wo er 1993 das
Amt des Vorstandsvorsitzenden
übernahm.
Ulrich Hartmann erkannte bereits
in den 90er Jahren die Notwendigkeit
einer tiefgreifenden Modernisierung
und Internationalisierung
der deutschen Wirtschaft. Unter
seiner Führung zählte VEBA zu den
ersten Unternehmen, die eine Politik
der konsequenten Orientierung auf
Wachstum und langfristige Wertsteigerung
verfolgten. Konsequent
und beherzt nutzte er die unternehmerischen
Chancen, die sich aus der
Liberalisierung der europäischen
Energiemärkte 1998 ergaben. Aus
der in kurzer Zeit erfolgreich umgesetzten
Fusion von VEBA und VIAG
entstand mit E.ON ein neues, auf
Vollständige Funktionalität unter
WINDOWS, Projektverwaltung,
Hintergrundbilder (DXF, BMP, TIF, etc.),
Datenübernahme (ODBC, SQL), Online-
Hilfe, umfangreiche GIS-/CAD-
Schnittstellen, Online-Karten aus Internet.
Gas, Wasser,
Fernwärme, Abwasser,
Dampf, Strom
Stationäre und dynamische Simulation,
Topologieprüfung (Teilnetze),
Abnahmeverteilung aus der Jahresverbrauchsabrechnung,
Mischung von
Inhaltsstoffen, Verbrauchsprognose,
Feuerlöschmengen, Fernwärme mit
Schwachlast und Kondensation,
Durchmesseroptimierung, Höheninterpolation,
Speicherung von
Rechenfällen
I NGE N I E U R B Ü R O FIS C H E R — U H R I G
WÜRTTEMBERGALLEE 27 14052 BERLIN
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den europäischen Markt ausgerichtetes
Unternehmen mit einer klaren
strategischen Ausrichtung auf das
Energiegeschäft. Das neue Unternehmen
fokussierte Ulrich Hartmann
in einem beispiellosen Umbau
mit einem Tansaktionsvolumen
von über 100 Milliarden Euro auf
das Energiegeschäft, das er schnell
in europäischer Dimension expandierte.
Große Übernahmen wie die
der britischen Powergen oder von
Ruhrgas und eine Vielzahl kleinerer
Schritte machten E.ON binnen
weniger Jahre zu einem der größten
privaten und internationalsten
Energieversorger Europas.
Wie bereits im Rahmen der Fusion
geplant, gab Ulrich Hartmann
2003 den Vorstandsvorsitz von E.ON
ab und wurde Vorsitzender des
Aufsichtsrats. Bis zu seinem Ausscheiden
im Jahr 2011 förderte er in
dieser Funktion die weitere Integration
des Konzerns, den Aufbau eines
neuen internationalen Geschäftsbereichs
für erneuerbare Energien,
den Eintritt in das russische Stromgeschäft
und eine Reihe weiterer
Expansionsschritte.
Seine unternehmerischen Entscheidungen
hat Ulrich Hartmann
immer im Bewusstsein der besonderen
Bedeutung der politischen
Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft
getroffen. Immer wieder
gelang es ihm, einen Ausgleich
zwischen den unternehmerischen
Zielen des Konzerns und den Erwartungen
von Politik und Gesellschaft
herzustellen. Dahinter stand die
Überzeugung, dass E.ON nur mit
Akzeptanz von Politik und Gesellschaft
erfolgreich sein kann. In
Markt und Wettbewerb sah er den
besten Rahmen dafür, Interessen
des Gemeinwohls und des Unternehmens
sowie seiner Mitarbeiter
und Kunden zu verbinden.
Sein unternehmerisches Entscheiden
und Handeln verband Ulrich
Hartmann mit einer feinen Sensibilität
für die Bedürfnisse, Perspektiven und
Interessen der Menschen, denen er
begegnete. Dies machte ihn zu
einem versierten Gremien-Leiter, zu
einem ebenso fairen wie erfolgreichen
Partner in Verhandlungen
und vor allem zu einer Führungspersönlichkeit,
die Menschen zu
außergewöhnlichen Leistungen motivieren
konnte.
Seine Weltoffenheit kam nicht
zuletzt auch in seinem Engagement
für die Kunst zum Ausdruck. Sie
war für Ulrich Hartmann Ausgleich
und Kraftquelle. Besonders sichtbar
wurde dies mit der Zusammenarbeit
von E.ON mit der Stadt
Düsseldorf beim Neubau des Museums
Kunstpalast am Ehrenhof, das
zusammen mit der ebenfalls neu
gebauten E.ON-Konzernzentrale ein
architektonisches Gesamtensemble
bildet. Als Partner der Stiftung
Museum Kunstpalast setzt E.ON
dieses einzigartige, von Ulrich
Hartmann initiierte und realisierte
Projekt erfolgreich fort.
März 2014
122 gwf-Gas Erdgas

Personen | NACHRICHTEN |
Geschäftsführungswechsel bei der IDS GmbH
Die IDS GmbH, Spezialist für
Netzmanagement, Leittechnik,
Automatisierungs-, Fernwirk- und
Kommunikationstechnik, hat zwei
neue Geschäftsführer. Seit dem
1.1.2014 übernehmen Jörn Fischer
und Harald Herrmann die Aufgaben
von Norbert Wagner, der seine
Funktion als Geschäftsführer der
IDS GmbH aufgibt. Gemeinsam mit
Friedrich Abriß (CFO) wird er jedoch
weiterhin als hauptamtlicher Geschäftsführer
(CEO) die Geschicke
der IDS-Gruppe Holding GmbH
steuern.
Jörn Fischer und Harald Herrmann
sind Ingenieure aus Passion
mit langjähriger Erfahrung im Bereich
der Energieversorgung und
den hierfür erforderlichen technischen
Lösungen. Jörn Fischer übernimmt
als CEO die Leitung der Bereiche
Vertrieb und Projektabwicklung,
Harald Herrmann betreut als
CTO die Entwicklung und den Geschäftsbereich
Integrationslösungen.
Da neben verantwortet Michael
Pein als CFO seit dem 1.4.2013 die
kaufmännische Geschäftsführung
und hat seit dem 1.1.2014 zu sätzlich
den neu geschaffenen Geschäftsbereich
Produktgeschäft übernommen.
Seit Anfang 2013 ist Jörn Fischer
für die IDS GmbH tätig. Als Leiter
des Geschäftsbereiches Vertrieb
konnte er die sehr gute Marktposition
des Unternehmens stärken
und um zusätzliche internationale
Absatzmärkte erweitern. Harald
Herrmann, bereits seit zehn Jahren
im Unternehmen, leitete zuletzt den
IDS-Geschäftsbereich Entwicklung
und das Produktmanagement.
Die IDS-Gruppe ist seit dem
1.4.2013 offiziell etabliert. Sie steuert
als Managementholding die Firmen
Berg GmbH, Caigos GmbH,
Erwin Peters Systemtechnik GmbH,
GÖRLITZ AG, IDS GmbH und Systema
GmbH und fördert maßgeblich
das Wachstum der Unternehmensgruppe.
Biogasentschwefelung mit
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März 2014
gwf-Gas Erdgas 123

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
BIOGAS Fachmesse 2014
Die 23. BIOGAS Jahrestagung
und Fachmesse gilt als weltweit
größte Ausstellung für erneuerbare
Energien aus Biomasse. Der TÜV
Thüringen zieht als Aussteller ein
positives Resümee. Schwerpunkt
der auf der BIOGAS Fachmesse
nachgefragten Themen lag in der
Erweiterung und Optimierung von
Biogasanlagen. Aber auch der Neubau
kleinerer Anlagen zur Gülleaufbereitung
stand im Fokus. Derzeit
werden in Deutschland ca. nahezu
8 000 Biogasanlagen betrieben,
etwa ein Zehntel davon in Mitteldeutschland.
Die Sicherheit und
Rentabilität der Anlagen steht dabei
im Vordergrund. Und so waren es
vorrangig Betreiber, die die Prüfleistungen
rund ums Thema sicherer
Betrieb von Biogasanlagen nachfragten.
Darüber hinaus spielten
allerdings auch Änderungsabnahmen
bei der Erweiterung von Anlagen
eine große Rolle. Neben Anlagenbetreibern
schauten sich ebenfalls
Behördenvertreter, Errichterfirmen
und Komponentenzulieferer auf
dem Branchentreff in Nürnberg um.
Neu gefragt war in diesem Jahr
die effiziente Nutzung von Abwärme,
die bei der Verstromung des
Biogases entsteht. Hier sehen die
Energieexperten des TÜV Thüringen
mittelfristig einen größeren Bedarf,
denn ein Großteil der Anlagenbetreiber
kann diese Abwärme momentan
noch nicht nutzen. Heute
wird diese fast ausschließlich nur
von großen Betreibern, die an ein
Fernwärmenetz angeschlossen sind,
genutzt. Über so genannte ORC-Anlagen
(Organic Ranking Cycle) kann
mittels eines Wärmetauschers die
Abwärme auch von kleineren Blockheizkraftwerken
(BHKW) effektiv
genutzt werden. Diese Anlagen waren
ein gefragtes Thema der Messe.
Der TÜV Thüringen engagiert
sich seit rund zehn Jahren für die
sichere Nutzung von Bioenergie.
Dazu hat der Ingenieurdienstleister
einen bundesweit anwendbaren
Biogasanlagenstandard entwickelt
und ist seit Oktober 2010 von der
Bundesanstalt für Landwirtschaft
und Ernährung als Prüf- und Zertifizierungsstelle
nachhaltiger Stromerzeugung
aus flüssiger Biomasse
und für Biokraftstoffe anerkannt.
Damit kann der TÜV Thüringen die
gesamte Herstellungskette von
Biomasse bewerten und zertifizieren.
Für sichere Anlagen vergibt er
das begehrte „blueTÜV by TÜV
Thüringen“-Siegel.
TÜV SÜD veranstaltet 18. Kunststoffrohrtage
erstmals in München
Auf den „Münchner Kunststoffrohrtagen“
diskutieren renommierte
Experten am 27./28. März 2014
über Trends und Praxisberichte
rund um Innovationen, Verlegetechniken
und Produkte. TÜV SÜD
holt das seit 1997 bestehende Fachforum
in diesem Jahr zum ersten
Mal von Wiesbaden nach München.
„Im Jahr 2011 haben wir die Trägerschaft
für die Wiesbadener Kunststoffrohrtage
übernommen und
seitdem im Sinne des Initiators
Heiner Brömstrup fortgeführt, dem
ein hohes Maß an Fachkompetenz
von Veranstalterseite wichtig war“,
sagt Marcus Demetz, Leiter des
Instituts für Kunststoffe der
TÜV SÜD Industrie Service GmbH.
„Mit der Verlegung des Veranstaltungsorts
nach München stellen wir
die räumliche Nähe zu unseren
Fachforen ‚Kunststoffe im Anlagenbau‘,
‚Schwerer Korrosionsschutz‘
und ‚GFK Unlimited‘. Seit über
17 Jahren bieten die Kunststoffrohrtage
praxisnahe Fachinformationen
für Planungs-, Bau- und Betriebsingenieure
sowie Instandhalter und
Schweißtechniker. Auf der Veranstaltung
vertreten sind unter
anderem Rohstoff-, Halbzeug- und
Rohrhersteller, aber auch Experten
aus der Kommunal- und Energiewirtschaft.
Eröffnet wird die zweitägige
Veranstaltung mit einem englischen
Vortrag zum Markt für PE-Rohre
in den ehemaligen Sowjetrepubliken.
Auf dem Programm stehen
unter anderem Innovationen bei
der Oberflächengeothermie und
bei Erdwärmesonden oder Fortschritte
bei Mehrschichtrohren und
beim Heizwendelschweißen. Weitere
The men sind Regelwerke, Regeln
der Technik, Zertifizierungen und
Normungen. Der zweite Tag bietet
insbesondere Anwenderberichte
aus den Bereichen Gas, Wasser
und Abwasser. Dabei werden beispielsweise
Hochdruck-Kunststoffleitungen,
Kanalrohrsysteme, das
PE-Reduktionsverfahren und smarte
und sichere Verbindungstechniken
für PE-Großrohre vorgestellt. Wei tere
Informationen zu den 18. Kunststoffrohrtagen
sowie Programm
und Anmeldemöglichkeit unter
www.tuev-sued.de/muenchnerkunststoffrohrtage.
März 2014
124 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen | NACHRICHTEN |
Grundlagen und Weiterbildung im Bereich
Explosionsschutz
Die Verantwortung für den
Arbeitsschutz und damit auch
für den Explosionsschutz liegt sowohl
beim Anlagenbetreiber wie
auch bei Arbeitgebern, deren Mitarbeiter
in explosionsgefährdeten
Bereichen tätig sind oder mit explosionsfähigen
Stoffen umgehen.
Bei nicht ausreichender Fachkunde
des Beurteilenden liegen
hier erhebliche Fehlerquellen, die
im Zweifel später zur Haftung der
Verantwortlichen führen können.
Für Führungskräfte ist es daher umso
wichtiger, die Grundlagen und
die daraus resultierenden Pflichten
zu kennen. Die Projekthaus GmbH
aus Bremen, ein Beratungsunternehmen
für die Energiebranche,
bietet deshalb Schulungen an, die
das rechtliche und technische Basiswissen
für den Explosionsschutz
vermitteln. Das Grundlagenseminar
behandelt neben der Gefährdungsbeurteilung
die Erstellung von Explosionsschutzdokument
und -konzept
sowie die Qualitätsanforderungen
an Dienstleister und befähigte
Personen.
In einer weiteren zweitägigen
Schulung können die Teilnehmer
das Wissen für eine Bestellung zur
anlagenbezogen befähigten Person
im Explosionsschutz nach
BetrSichV/TRBS 1203-1 erwerben.
Darüber hinaus gibt es ein Seminar
zum Erfahrungsaustausch, um
dem vorgeschriebenen, regelmäßigen
Austausch nachzukommen. Die
Seminare finden zwischen März
und Dezember 2014 in Bremen
statt. Auf Anfrage sind auch Inhouse-Schulungen
möglich Detaillierte
Informationen zu den Schulungsprogrammen
sowie zur Anmeldung
erhalten Interessierte
telefonisch oder online unter
www.projekthaus.com.
iro-Treffpunkt Gasverteilleitungen
Der „iro Treffpunkt Gasverteilleitungen“
ist eine Weiterbildungsveranstaltung
für Fachleute
aus Gasversorgungsunternehmen,
die ein Gasverteilnetz mit
einem Betriebsdruck von bis zu
16 bar betreiben, und legt seinen
Schwerpunkt auf den Erfahrungsaustausch
der Teilnehmer. Hierzu
werden in vier thematisch variierenden
Arbeitskreisen mit maximal 20
Teilnehmern über aktuelle Themen
und Problemstellungen aus dem
Bereich der Gasversorgungstechnik
diskutiert. Diese Arbeitskreise werden
von jeweils zwei Fachleuten der
Branche angeleitet, die durch
Kurzvorträge einen Einstieg in die
Diskussion geben. Der nächste
„iro-Treffpunkt Gasverteilleitungen“
findet am 01. und 02. April 2014 in
Schwerin statt.
Info:
Dipl.-Ing. (FH) M. Heyer,
E-Mail: Heyer@iro-online.de,
Tel. (0441) 36103914
12. Riesaer Brennstoffzellen-Workshop
Zum diesjährigen Riesaer Brennstoffzellen-Workshop
am 19. März
2014 in Glaubitz lädt die DBI – Gastechnologisches
Institut GmbH
Freiberg gemeinsam mit der RBZ
Riesaer Brennstoffzellentechnik GmbH
und dem Technologie und Gründerzentrum
Riesa-Großenhain zum
nunmehr 12. Workshop ein.
Experten der Brennstoffzellenund
KWK-Branche nutzen wieder die
Gelegenheit interessante Vor träge
zu präsentieren. Die Veranstaltung
bietet mit den Schwerpunktthemen
Wirtschaftlicher Einsatz von Brennstoffzellheizgeräten
Gelegenheit zum
Wissenstransfer zwischen Industrie
und Forschung. Unter anderem
werden aktuelle Informationen zur
Energiewende und Förderprogramme
für Brennstoffzellensysteme vorgestellt.
Des Weiteren wird über den
mobilen Einsatz von Brennstoffzellen
und Herausforderungen diskutiert.
Ein weiteres Highlight zum
Ende der Veranstaltung ist die
Besichtigung der Produktionsstätte
der Riesaer Brennstoffzellen GmbH.
Der Workshop, welcher sich als
feste Größe in der Branche etabliert
hat, soll den Teilnehmern neben
den Vorträgen auch die Chance
zum intensiven Networking geben.
Die Veranstaltung ist vor allem
für Interessierte und Vertreter der
Brennstoffzellenbranche aber auch
für Mitarbeiter von Energieversorgern,
Behörden und Verbänden,
beratenden und planenden
Ingenieurbüros und Forschungseinrichtungen
konzipiert. Ausführliche
Informationen zum Programm sowie
zu den Anmeldungs modalitäten
können auf der Website unter
www.dbi-gti.de entnommen werden.
Anmeldeschluss ist der 10. März 2014.
Kontakt
DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH
Freiberg,
Emily Schemmel,
Tel. (03731) 4195-339,
E-Mail: kontakt@dbi-gti.de,
www.dbi-gti.de
März 2014
gwf-Gas Erdgas 125

| NACHRICHTEN
|
Verbände und Vereine
Biogasrat+ fordert Vertrauensschutz für alle
EEG-Anlagen
Der Entwurf des Eckpunktepapiers
für die Reform des
Erneuerbare-Energien-Gesetzes
von Bundesminister Gabriel enthält
eine Vertrauensschutzregelung, nach
der die alten Fördersätze des EEG
2012 für Windenergieanlagen gelten,
die bis 31. Dezember 2014
in Betrieb genommen werden, sofern
sie vor dem 22. Januar 2014
immissionsschutzrechtlich genehmigt
worden sind. Für andere Anlagen,
wie zum Beispiel Biomethan-
Einspeiseanlagen, soll diese Vertrauensschutzregelung
nicht gelten.
„Dies hat für die Investoren und Betreiber
katastrophale Auswirkungen
und bedeutet den Totalverlust ihrer
Investitionen. Wir fordern daher
dringend dieselbe Vertrauensschutzregelung
für alle EEG-Anlagen“,
macht Reinhard Schultz, Geschäftsführer
des Biogasrat+ e. V., mit Nachdruck
klar.
Der ehemalige Bundesumweltminister
Altmaier hatte bereits im
vergangenen Jahr für eine massive
Verunsicherung in der gesamten
erneuerbaren Energiebranche gesorgt.
Die Diskussionen um eine
Strompreisbremse machten es vorübergehend
nahezu unmöglich,
Investoren für neue EE-Anlagen zu
finden. „Das klare Bekenntnis des
aktuellen Wirtschafts- und Energieministers
Gabriel, Investitionen in
erneuerbare Energien zu schützen
und Eingriffe in den Bestand zu verhindern,
hatte die angespannte
Situation in der Branche bereits
spürbar entschärft. Wir vertrauen
nun darauf, dass Bundesminister
Gabriel zu seinem Bekenntnis steht
und dem Investitionsschutz auch
für Projekte, die sich derzeit in der
Realisierung befinden, Priorität einräumt
und zwar für alle EEG-Anlagen“,
erklärt Schultz.
„Wir brauchen schnellstmöglich
eine Klarstellung im Eckpunkte-
Papier, ansonsten werden alle seit
April 2013 in Bau gegangenen
Biomethananlagen zu einem Totalverlust
im dreistelligen Millio nenbereich“,
warnt auch Dr. Anton
Daubner, 1. Vorsitzender des Biogasrat+
e. V. und CEO der agri.capital
Luxembourg S.à r.l.. Der Vertrauensschutz
müsse dabei in jedem Fall
auch die technologiespezifische
Bauzeit für EE-Anlagen berücksichtigen.
Grundsätzliche Zweifel hat der
Biogasrat+ an der Verfassungsmäßigkeit
einer Regelung, die einer
Technologie einen Vertrauensschutz
zugesteht und sie damit
gegenüber anderen Technologieprojekten
privilegiert.
„Wir bieten dem Wirtschaftsund
Energieministerium deshalb
gerne an, für konkrete Korrek turen
Informationen aus Investoren-, Banken-
und Branchensicht zur Verfügung
zu stellen. Dies bezieht sich
ausdrücklich auch auf die deutlich
notwendige An hebung des geplanten
Biomassedeckels“, erklären
Geschäfts führung und Vorstand. Für
nachwachsende Rohstoffe, so die
Forderung des Biogasrat+ e. V., solle
der Zubau-Deckel auf 500 MW angehoben
werden, für Reststoffeund
Abfallstoffe sei aufgrund der
Potenziale keine Begrenzung notwendig.
Zukunft ERDGAS tritt geea bei
Der Zukunft ERDGAS e. V. ist der
Allianz für Gebäude-Energie-
Effizienz (geea) beigetreten. Dieser
von der Deutschen Energie-Agentur
(dena) koordinierte Zusammenschluss
setzt sich für eine energieeffizientere
Ausgestaltung des
deutschen Gebäudebestands ein.
Rund 40 % des Energiebedarfs in
Deutschland wird im Gebäudebereich
verbraucht, zwei Drittel
davon in Wohngebäuden. Bis 2050
soll der Gebäudebestand nahezu
klimaneutral sein. Doch bisher
passiert zu wenig. Zukunft ERDGAS
setzt sich verstärkt für eine Wärmewende
ein und unterstreicht durch
die Mitgliedschaft in der geea sein
Engagement für den Klimaschutz
und die Auflösung des Modernisierungsstaus
im Gebäudebestand
und Heizungskeller. „Wir müssen
uns daher viel mehr damit beschäftigen,
wie die Wärmewende auch
sozialverträglich zu schaffen ist“,
fordert Dr. Timm Kehler, Sprecher
des Vorstands von Zukunft ERD-
GAS. Das Ziel der geea ist es, insbesondere
die Rahmenbedingungen
für eine deutliche Intensivierung der
energetischen Gebäudesanierung
zu verbessern.
Die geea versteht sich als Allianz,
welche die Interessen der führenden
Marktakteure aus Bau- und
Energiewirtschaft, Handwerk, Finanzierung
und Wissenschaft zum
Thema Energieeffizienz bündelt.
Zukunft ERDGAS unterstützt diese
Allianz seit dem 1. Januar 2014 als
neues Mitglied. Damit haben sich
die Marktführer der Branche unter
dem Dach der geea zusammengefunden.
März 2014
126 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine | NACHRICHTEN |
DBFZ veröffentlicht aktualisiertes Monitoring zum
Biokraftstoffsektor
Angesichts konstanten Wachstums
im Verkehrssektor und
gleichzeitig abnehmender fossiler
Ressourcen, gewinnen alternative
Kraftstoffe zunehmend an Bedeutung.
Das DBFZ hat eine Neuauflage
des DBFZ-Report Nr. 11 „Monitoring
Biokraftstoffsektor“ veröffentlicht.
In der jetzt erschienenen 2. Auflage
werden die wesentlichen politischen
Zielstellungen und derzeitigen
rechtlichen Rahmenbedingungen
für Biokraftstoffe zusammenfassend
dargestellt. Darüber hinaus
geht die Publikation auf rund 140
Seiten auch auf Themen wie Rohstoffe
und Konversionstechnologien,
Biokraftstoffproduktionskapazitäten,
Distribution von Biokraftstoffen
sowie die Nutzung von Biokraftstoffen
ein. Im zweiten Teil werden
Bereitstellungskosten, Treibhausgasbilanzen
sowie daraus resultierende
Treibhausgasvermeidungskosten
ausgewählter Biokraftstoffoptionen
vergleichend gegenüber gestellt.
Abschließend haben die DBFZ-
Wissenschaftler die Treibhausgasemissionen
fossiler Kraftstoffe in Abhängigkeit
von ihrer Bereit stellung
analysiert. Damit stellt der Report 11
ein Standardwerk zur aktuellen Situation
des Biokraftstoffsektors dar,
welches unter www.dbfz.de kostenfrei
als PDF- oder Druckversion bezogen
werden kann.
Sagt mal, E.ON, könnt Ihr
eigentlich auch Bio-Erdgas?
Ja, wir sind einer der größten
Anbieter in Deutschland.
Von der Erzeugung, Bereitstellung und dem
Ankauf von Bio-Erdgas bis hin zum Betrieb
von Bio-Erdgasanlagen arbeiten bei E.ON
Experten aus der Energiewirtschaft für die
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März 2014
gwf-Gas Erdgas 127

| FACHBERICHTE
|
Biogas
Erfahrungen bei der Untersuchung von
Biogasanlagen auf Gasdichtheit
Biogas, Gasdichtheit, Leckagen, Emissionen, Tragluftdach
Joachim Clemens
Biogasanlagen dienen der Produktion von Methan
als regenerative Energiequelle. Biogasproduzierende
Anlagen sind ein potenzielles Sicherheits risiko
und sind deshalb regelmäßig auf Gas dichtheit zu
überprüfen. Bei der Untersuchung von 292 biogasführenden
Behältern konnten im Mittel je Behälter
mehr als eine Leckage detektiert werden. Die häufigsten
Leckagen (78) wurden an Tragluftdächern
gefunden. Etwa 29 % der untersuchten Tragluftdächern
(n=202) wiesen einen höheren Gasaustritt
als 3 L CH 4 /(m² bar d) auf, dagegen war dies nur für
eines von 37 untersuchten Einfoliendächern der
Fall. Für die regelmäßige Dichtheitskontrolle
empfiehlt sich eine Kombination aus Eigen- und
Fremdkontrolle.
Diffuse emissions from biogas plants – practical
experience
Biogas plants produce methane as a regenerative energy
source. As a consequence they bear a potential safety
risk by uncontrolled methane emissions. A statistical
analysis of leakage control analysis considering results
from 292 fermenter showed more than one leakage
per fermenter in average. Double foil membranes on
the fermenter were most vulnerable to leakages (78).
Additionally, about 29 % of the analysed gas holder
membranes (n=202) in double foil systems emitted
more than 3 l CH 4 /(m² bar d). Only one of 37 single membranes
showed emissions higher than 3 l CH 4 /(m² bar d).
Periodic leakage control is most efficient in a combination
of internal routines and external services.
Bild 1. Ablauf
einer Untersuchung
auf
Gasdichtheit.
1. Einleitung
Biogasanlagen liefern kontinuierlich regenerative Energie.
Die Mehrzahl der Anlagen ist der Landwirtschaft zuzuordnen
und produziert aus dem anfallenden Biogas
elektrische Energie. Aus sicherheitstechnischen, ökologischen
und ökonomischen Gründen ist ungenutztes
Biogas, das aus den Anlagen entweicht, unerwünscht.
Das im Biogas enthaltene Methan kann bei unkontrolliertem
Entweichen zu Verpuffungen und Explosionen
führen. Zudem ist Methan ein 25fach stärkeres Klimagas
als CO 2 . Und nicht genutztes Methan führt zu Einkommenseinbußen
beim Anlagenbetrieb.
2. Motivation zur Gasdichtheitsmessung
Die Motivation von Anlagenbetreibern hat sich im Lauf
der Zeit gewandelt. Zu Beginn der Messungen standen
im Wesentlichen ökonomische Interessen im Vordergrund.
Im Gegensatz zu Anlagen, die ausschließlich
Bioabfälle verwerten und den Anlagenbetrieb auch
durch Verwertungsgebühren finanzieren, sind derzeit
die meisten landwirtschaftlichen Anlagen darauf angewiesen,
die Substrate zur Vergärung selbst zu produzieren
oder einzukaufen. Als alleinige Erlösquelle dient der
Verkauf von Energie bzw. Methan. Somit achten landwirtschaftliche
Betriebe verstärkt darauf, möglichst viel
Biogas aus Substraten zu produzieren. Eine Leckage von
1 m³ Biogas je Stunde bedeutet einen Verlust von etwa
3 500,- € pro Jahr (Annahme: 50 % des Biogas liegt in
Form von CH 4 vor, Wirkungsgrad des BHKW: 40 %,
Einspeisetarif: 0,2 €/kWh).
In letzter Zeit werden verstärkt Messungen vor dem
Hintergrund des Arbeitsschutzes durchgeführt. Grundlagen
hierfür sind beispielsweise die Betriebssicherheitsverordnung
[1], in der regelmäßige Gasdichtheits-
März 2014
128 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
untersuchungen gefordert werden, oder die Untersuchung
der Gasdichtheit im Rahmen von § 29
BImSchG-Gutachten [2]. Einzelne Bundesländer fordern
auch bei neu genehmigten Anlagen eine Untersuchung
auf Leckagen während des regelmäßigen Betriebes
(z. B. Sachsen).
Eine weitere Motivation zur Durchführung einer
Gasdichtheitsmessung ist die Überprüfung im Rahmen
der Übergabe von Gewerken oder der Gewährleistung.
Hier spielt auch die Überprüfung der Gasdichtheit durch
die Gasspeicherfolie eine Rolle. Der einzuhaltende
Grenzwert liegt bei 1 l CH 4 /(m² bar d) [3].
3. Methoden zur Gasdichtheitsmessung
Es gibt eine Vielzahl von Methoden zur Gasdichtheitsmessung.
Während Methoden wie z. B. die Druckprüfung
oder der Einsatz von schaumbildenden Mitteln langjährig
etablierte Methoden sind, sind in den letzten Jahren
weitere Methoden wie der Einsatz von methansensitiven
Lasern oder die Leckageortung mittels Kohlenwasserstoffsensitiver
Infrarotkamera eingeführt worden. Biogasanlagen
sind für die Dichtheitsprüfung eine Herausforderung:
Der Betriebsüberdruck in dem System liegt nur bei
einigen hPa, z. B. reagieren einige Überdrucksicherungen
bereits bei 4 hPa Überdruck. Gasdichtheitsüberprüfungen
in einem solchen System im Betrieb durchzuführen ist
auch deshalb schwierig, da ständig neues Gas im System
durch mikrobielle Aktivität gebildet wird.
Der Einsatz von schaumbildenden Mitteln für die
Dichtheitsuntersuchung ist an Biogasanlagen nur schwer
zu realisieren, da die Zugänglichkeit aller möglichen
Leckageorte nicht gegeben ist. Zudem bedeutet der
Einsatz von schaumbildenden Mitteln immer, dass der
Prüfer in nächster Nähe zur Gasaustrittsstelle sein muss,
um eine Blasenentwicklung zu detektieren. Daraus
resultiert neben einem erhöhten Aufwand im Bereich
Arbeitsschutz (sicherheitstechnische Ausrüstung und
Personal bei Aufstiegshilfen, Risiken bei dem Prüfen von
Anlagenteilen, die nicht sicher mit der Steighilfe erreicht
werden können) ein hoher Zeitfaktor.
Als durchführbare und sichere Methode zur Gasdichtheitsuntersuchung
hat sich eine Kombination aus
kohlenwasserstoffsensitiver IR-Kamera und Gasmessgeräten
herausgestellt (Bild 1).
Zur Bestimmung der Gasdichtheit (nicht Löcher) von
Gasspeicherfolien werden zusätzlich sensible Gasmessgeräte
oder Verfahren benötigt, die Konzentrationen
unter 100 ppm v CH 4 analysieren können. Details zur
Analysemethode und auch eine Fehlerbetrachtung sind
bei [4] beschrieben. Da der messtechnische Aufwand
relativ groß ist, werden die Untersuchungen i. d. R. von
Dienstleistern durchgeführt.
4. Ergebnisse
Die folgenden Ergebnisse basieren auf einer Detailauswertung
von 292 Behältern von Biogasanlagen
Bild 2. Anzahl und Ort der gefunden Leckagen.
Bild 3. Leckagen pro Behälter in Abhängigkeit vom Baujahr.
sowie den dazugehörigen Gasverwertungseinheitenim
Wesentlichen BHKWs.
Die häufigsten Leckagen traten im Bereich der Dächer
an Tragluftdächern (78), Seildurchführungen (61) an
Klemmschläuchen (35) und Behälterleckagen inkl.
Betondeckel auf. An 25 Behältern war die Über/Unterdrucksicherung
undicht. Gasrohre und Gasregelstrecke
waren in 33 Fällen undicht (Bild 2).
Die Anzahl der Leckagen je Behälter korreliert nicht
mit dem Betriebsalter oder dem Datum der Fertigstellung
der Anlage (Bild 3). An Anlagen mit Inbetriebnahme
innerhalb der letzten vier Jahre wurde etwa eine
Leckage pro Behälter detektiert.
Von 202 untersuchten Tragluftdächern wiesen 127
höhere Emissionen als 1 l CH 4 /(m² bar d) auf (Bild 4). Da
das Diffusionsverhalten stark temperaturabhängig ist,
wurden Dächer erst dann als undicht bezeichnet, wenn
bei der unmittelbaren Prüfung Werte > 3 l CH 4 /(m² bar d)
ermittelt wurden. Diesen Grenzwert überschritten
42 Dächer bzw. 29 % der untersuchten Dächer. Dieser
Grenzwert bedeutet zwar keinen signifikanten ökonomischen
Verlust, er kann aber unter sicherheitstechnischen
Punkten relevant sein. Bei Überschreitung des
März 2014
gwf-Gas Erdgas 129

| FACHBERICHTE
|
Biogas
wurden Folien erst dann als undicht bezeichnet, wenn
bei der unmittelbaren Prüfung Werte > 3 l CH 4 /(m² bar d)
ermittelt wurden. Diesen Grenzwert überschritt nur ein
Einfoliendach. Die Einfoliendächer scheinen relativ
undurchlässig zu sein. Leckagen treten in Form von
Löchern und Rissen auf, die aber nicht in die Diffusionsbetrachtung
eingingen.
Ein Teil der detektierten Undichtheiten hätte bei
einer regelmäßigen Begehung der Anlagenbetreiber
selbst finden können. Dies gilt insbesondere für die
Leckagen, die an ohne Aufstiegshilfen erreichbaren
An lagenkomponenten auftraten, z. B. viele Über/
Unterdrucksicherungen.
Bild 4. Emissionen am Tragluftdach (roter Strich: Grenzwert nach TI4,
grüner Strich: Sicherheitsfaktor: 3 l CH 4 /(m² bar d)).
Bild 5. Diffusion durch Einfoliendächer (roter Strich: Grenzwert nach
TI4, grüner Strich: Sicherheitsfaktor: 3 l CH 4 /(m² bar d)).
Grenzwertes ist es nicht möglich zu erkennen, ob es sich
um eine erhöhte Gasdiffusion oder aber um eine Leckage
handelt. Bei Werten > 10 l CH 4 /(m² bar d) ist aber davon
auszugehen, dass eine Leckage vorliegt.
Von 27 untersuchten Einfoliendächern zeigten nur
3 Folien höhere Werte als 1 l CH 4 /(m² bar d) (Bild 5). Da
das Diffusionsverhalten stark temperaturabhängig ist,
Autor
Priv. Doz. Dr. Joachim Clemens
bonalytic GmbH |
Troisdorf |
Tel. +49 2241 9715 3501 |
E-Mail: joachim.clemens@bonalytic.de
5. Schlussfolgerung
Biogasanlagen sind gegenüber Undichtheiten anfällig,
da diverse bewegliche Anlagenkomponenten zum
gasdichten Raum gehören, die sich bewegen und Umwelteinflüssen
ausgesetzt sind, z. B. Foliendächer und
Seilzüge von Rührwerken. Deshalb ist eine regelmäßige
Prüfung der Anlagen auf Gasdichtheit notwendig. In der
Betriebssicherheitsverordnung ist dies einerseits festgehalten,
andererseits ist die Überprüfung auch aus
ökonomischer Sicht sinnvoll.
Eine Kombination aus Eigen- und Fremdkontrolle
ist sinnvoll: Leicht zugängliche und anfällige Anlagenkomponenten
wie Über/Unterdrucksicherungen und
Seilzüge sind vom Betreiber zu überprüfen. Eine
Gesamtkontrolle der Anlage ist i. d. R. für einen
Anlagen betreiber nicht technisch durchführbar, so
dass hier auf externe Dienstleister zurückgegriffen
werden kann.
Leckagestellen sind möglichst transparent und
nachvollziehbar zu bewerten. Dabei spielen sicherheitstechnische,
ökologische und ökonomische Aspekte eine
Rolle. Der Arbeitskreis Qualitätssicherung Methanemissionsmessung
an Biogasanlagen (QMaB) hat hierfür
eine Bewertungsmatrix erstellt, die von diversen
Dienstleistern bereits angewandt wird [4].
Literatur
[1] Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der
Bereitstellung von Arbeitsmitteln und deren Benutzung bei
der Arbeit, über Sicherheit beim Betrieb überwachungsbedürftiger
Anlagen und über die Organisation des betrieblichen
Arbeitsschutzes (Betriebssicherheitsverordnung ‐
BetrSichV). 2002
[2] AISV: LAI - Arbeitshilfe für sicherheitstechnische Prüfungen
an Biogasanlagen, insbesondere für Prüfungen nach
§ 29a BImSchG. Hrsg. LAI-Ausschuss Anlagenbezogener
Immissionsschutz / Störfallvorsorge (AISV), 2013
[3] Landwirtschaftliche Berufsgenossenschaft: Technische Information
4 Sicherheitsregeln für Biogasanlagen. Hrsg.
Bundesverband der landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften,
2008
[4] QMaB: IR-Gasvisualisierung als Mittel zur Steigerung des
sicheren und umweltkonformen Betriebs von Biogasanlagen.
(Stand 20.1.2014). www.qmab.de
März 2014
130 gwf-Gas Erdgas

DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)
DVGW Gaskurs 2014
GASKURS 2014
Gestaltung: www.ki-werkstatt.de
GASKURS 2014
Gaskurs 2014
31. März. bis 04. April 2014
in Karlsruhe
Vom 31.03. bis 04.04.2014 veranstaltet die
DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-
Institut des Karlsruher Instituts für Technologie
(KIT) den jährlich stattfindenden
Gaskurs. Die Weiterbildungsveranstaltung
soll fachfremden und neuen Mitarbeitern
von Versorgungsunternehmen und der
nahestehenden Industrie die Einarbeitung
in gasfachliche Themen erleichtern. Für
erfahrene technische Fach- und Führungskräfte
der Versorgungswirtschaft bietet die
Veranstaltung die Möglichkeit, ihr gastechnisches
Wissen aufzufrischen und durch
neue Wissensinhalte zu ergänzen. In verschiedenen
Vortragsblöcken werden die
Themen Grundlagen Erdgas – Gewinnung
und Speicherung – Transport und Verteilung
– Sicherheits- und Messtechnik – Biogaseinspeisung
– Häusliche, industrielle und
mobile Anwendung – Einsatz von Erdgas
in der Stromerzeugung – Dispatching –
behandelt. Brennstoffchemische Grundlagen
werden zusätzlich in Form von Übungen
näher gebracht und vertieft. Abgerundet wird
das Programm durch Exkursionen zu einer
Verdichterstation und Messgeräte- und
Gaszähler-Hersteller. Der Gaskurs gehört
zum Fortbildungsprogramm des DVGW. Im
Rahmen der Vorträge wird umfassend auf
gesetzliche Rahmenbedingungen und das
DVGW-Regelwerk eingegangen. Nähere
Informationen zum Programm und zur
Anmeldung finden sich unter
www.dvgw-ebi.de
DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut
des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)
Annette Klesse, Gastechnologie
Engler-Bunte-Ring 1
76131 Karlsruhe
klesse@dvgw-ebi.de
Tel.: +49 (0)721/96402-20
Fax: +49 (0)721/96402-13

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Biogas
Umrüstung bestehender Biogasanlagen
auf Biomethanaufbereitung
Biogas, Biomethan, Bioerdgas, Gasaufbereitung, Umrüstung, Erweiterung, Bestandsanlage
Zoltan Elek
Die Umrüstung bestehender Biogasanlagen auf Biomethanaufbereitung
und Einspeisung in das Erdgasnetz
bietet eine sehr gute Repowering-Möglichkeit.
Wer sich dafür entscheidet, kann Effizienz und Erlöse
optimieren, muss sich aber auch mit neuen Herausforderungen
in der Erzeugung, dem Netzanschluss
und den Absatzmärkten für Biomethan beschäftigen.
Biogas plant repowering for biomethane grid
feed-in
Biogas plant repowering for biomethane grid feed-in
offers highly attractive business opportunities. Efficiency
and revenue can be optimized. But the biomethane
market also requires extensive knowledge
in terms of production, grid access and sales.
Infrastruktur und Speicherung lauten zwei der zentralen
Themen der Energiewende. Wo andere erneuerbare
Energieträger noch Nachholbedarf haben, sind Biogas
und speziell Biomethan schon heute bereit für die Zukunft,
denn das deutsche Erdgasnetz liefert die nötige
Infrastruktur: Biomethan kann gespeichert und zeitlich
und räumlich unabhängig von der Erzeugung flexibel
als Strom, Wärme oder Kraftstoff bereitgestellt werden.
Der Markt für Biomethan in Deutschland ist noch
jung. 2006 wurden die ersten beiden Anlagen an das
Gasnetz angeschlossen. Mittlerweile gibt es knapp
130 Biomethananlagen in Deutschland, die insgesamt
jährlich etwa 7 TWh Biomethan erzeugen. Nach zunächst
etwas schleppender Entwicklung auf den
Absatzmärkten ist seit letztem Jahr eine steigende
Nachfrage festzustellen. Der Gesetzgeber fördert Biomethan
in besonderem Maße und hat auch im Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) 2012 auskömmliche
Rahmenbedingungen geschaffen. So besteht weiterhin
das Ziel der Bundesregierung, bis zum Jahr 2020 rund
60 TWh Biomethan pro Jahr ins Gasnetz einzuspeisen.
Das sich derzeit in der Abstimmung befindliche EEG
2014 wird voraussichtlich den Zubau an Neubauprojekten
begrenzen und einen Fokus auf die Effizienzsteigerung
des Anlagenbestands legen. Ein guter
Zeitpunkt also, um sich jetzt mit dem Thema Umrüstung
auf Gasaufbereitung zu beschäftigen.
1. Künftige Herausforderungen für
Biogas-Bestandsanlagen
Im Koalitionsvertrag hat die Große Koalition ihrem
Willen Ausdruck verliehen, den Bestand an Biogasanlagen
unter Gesichtspunkten der Effizienzsteigerung
weiter zu entwickeln. Bestehende Biogasanlagen sollten
sich auf diese Anforderungen frühzeitig einstellen und
für sich diejenige Möglichkeit der Optimierung finden,
die bestmöglich zu dem Standort passt und somit
natürlich auch die besten künftigen Erlösmöglichkeiten
bieten. Für Anlagen mit lokaler Verstromung bieten sich
dabei zwei Optionen an: entweder kann der künftige
Fokus auf einer mehrheitlichen Wärmenutzung liegen,
oder aber die Verstromung wird bedarfsgerecht ausgestaltet
bei geringerer Wärmeerzeugung. Alternativ
besteht die Möglichkeit der Gasaufbereitung und
Einspeisung ins Erdgasnetz. Als Daumenregel zur
Entscheidungsfindung kann die folgende Überlegung
dienen: Biogasanlagen mit einer elektrischen Leistung
von deutlich mehr als 500 kW und ohne mehrheitliche
Wärmenutzung sollten Biomethan erzeugen. Kleinere
Anlagen sollten flexibilisiert werden.
Mehr denn je stellt sich vor dem Hintergrund der
aktuellen Kostendiskussion rund um die Energiewende
die Frage nach der Sinnhaftigkeit einzelner Technologien.
Bei der Umrüstung von bestehenden Biogasanlagen
aus Biomethananlagen sei diese anhand des
folgenden Gedankenspiels verdeutlicht:
Wenn beispielsweise 1 000 MW elektrische Leistung
der bestehenden Biogasanlagen ohne Wärmenutzung
auf Biomethan umgerüstet würden, entstünde eine
elektrische Kapazität von 3 000–5 000 MW an gesicherter
Leistung, ohne dass auch nur 1 m³ mehr Biogas erzeugt
werden müsste. Die Biomethanerzeugung aus diesen
Anlagen würde etwa 20–25 TWh/a betragen. Durch die
Wärme aus den Biomethan-BHKWs könnten zudem
bis zu 10 TWh fossile Energieträger pro Jahr eingespart
werden.
2. Erlöse steigern durch Gasaufbereitung
Neben den augenscheinlichen Vorteilen für das Energiesystem
bieten sich durch die Umrüstung aber auch
März 2014
132 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
Chancen für die beteiligten Projektpartner: Durch die
Umrüstung auf Gasaufbereitung können die Erlöse
teilweise erheblich gesteigert werden. In Faustzahlen
gesprochen: Je nach Standort und gewähltem Ko operationsmodell
kann der Rohgaserzeuger um bis zu
100 000 € höhere Jahreserlöse je MW installierter
elektrischer Leistung erzielen.
Für die meisten Biogasanlagen ist die Biogasaufbereitung
ab einer Leistung von 500 kW bzw. einer Biogaserzeugung
im Bereich über 10 000–12 000 MWh/a erst
wirtschaftlich attraktiv. Zudem sollte berücksichtigt
werden, dass die Gasaufbereitung für den wirtschaftlichen
Betrieb mindestens 20 000 MWh/a benötigt. Der
optimale Betrieb ist bei rund 60 000 MWh/a zu erreichen.
3. Förderrahmen für Biomethan
Der Gesetzgeber hat einen umfangreichen Förderrahmen
für Biomethan geschaffen: Auf dem Weg ins Gasnetz
hilft zunächst einmal die Gasnetzzugangsverordnung.
Neben dem Einspeisevorrang erhält der Einspeiser eine
Kostenentlastung, die sogenannten vermiedenen
Netzentgelte, in Höhe von 0,7 Cent/kWh. Dieser Betrag
ist aktuell für 10 Jahre ab der Inbetriebnahme fixiert. Bis
zum virtuellen Handelspunkt müssen keine Transportkosten
gezahlt werden. Netzbetreiber (75 % und Anschlussnehmer
(25 %) teilen sich die Kosten für den
Netzanschluss, wobei die Kosten für den Anschlussnehmer
zusätzlich auf max. 250 000 € gedeckelt sind,
sofern die Anschlussleitung nicht länger als 1 km ist. Die
laufenden Kosten für den Betrieb des Netzanschlusses
trägt der Netzbetreiber.
In allen drei für Biomethan offenen Märkten gibt es
außerdem eine Nachfrageförderung. Das EEG fördert
Biomethan, wenn es in Blockheizkraftwerken (BHKW)
mit 100-prozentiger Wärmenutzung eingesetzt wird,
durch spezielle Boni für die Gasaufbereitung. Im
Wärmemarkt kann man über das Erneuerbare-Energien-
Wärmegesetz (EEWärmeG) den Verpflichtungen zum
Einsatz von Erneuerbaren auch mit Biomethan nachkommen.
Biomethan ist zudem auf die Biokraftstoffquote
anrechenbar.
4. Kürzere Umsetzungsphasen als bei
Neubauprojekten
Die Umrüstung bestehender Biogasanlagen auf Gasaufbereitung
bietet zudem entscheidende Vorteile
gegenüber einem Neubauprojekt. Die Umsetzung des
Repowerings ist schneller möglich als bei einem Neubau.
In Zeiten, in denen sich der politische Rahmen
häufig ändert, bietet dies weitaus mehr Planungs- und
Investitionssicherheit. Die Risiken eines solchen Vorhabens
werden zudem durch weitere Aspekte minimiert:
Der Standort ist genehmigt und von Anwohnern
in der Regel akzeptiert, Substratlieferbeziehungen sind
bereits etabliert und die Betriebsführung ist eingespielt.
Eine lange Anlaufphase entfällt.
Bild 1–3. Die Biogasanlage Klein-Schulzendorf in der Nähe von Berlin
wurde von der Agrargenossenschaft Trebbin 2006 errichtet. Mit Hilfe
der Landwärme GmbH wurde die Anlage auf Gasaufbereitung umgerüstet
und 2012 an das Erdgasnetz angeschlossen. Das Vorhaben wurde
2012 von der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena) ausgezeichnet.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 133

| FACHBERICHTE
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Biogas
5. Die Eignung des Standorts
Wer darüber nachdenkt, seine Biogasanlage auf
Gasaufbereitung umzurüsten, sollte zur Machbarkeit
zunächst einige grundlegenden Dinge klären. Bei der
Vergleichsrechnung mit dem bisherigen Vergütungssatz
können zuvor durchgeführte Optimierungen wie
Holztrocknung oder die Anlagenteilung dazu führen,
dass der Standort durch Biomethan nicht weiter
optimiert werden kann. Zudem ist zu klären, wie mit
bestehenden Wärmeabnehmern und bestehenden
BHKW umgegangen werden kann. Die Einzel finanzierung
der Aufbereitung kann ebenso eine Hürde
darstellen wie die bereits fixierte Lage zum Gasnetz
oder der Platzbedarf für die Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen.
Die Aufbereitungstechnik muss individuell ausgewählt
werden. Zwar ähneln sich fast alle gängigen
Verfahren in Energiebedarf und Ausbeute, je nach
Methangehalt des Biogases und den Wärme- und
Strompreisen können sich aber große Unterschiede in
den laufenden Kosten ergeben.
Bei der Genehmigung muss genau geprüft
werden, ob die Errichtung einer Aufbereitung grundsätzlich
möglich ist. In Gesprächen mit der Gemeinde
gilt es, Planänderungen zu vermeiden. Je nach
Standort befindet man sich unter Umständen im
B ereich der Baugenehmigung oder einer Genehmigung
nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz.
Ebenfalls zu klären ist, ob eine separate
Neugenehmigung der Aufbereitung erforderlich ist,
oder ob eine Änderung der bestehenden Genehmigung
der Biogasanlage vorgenommen werden kann.
Autor
Zoltan Elek
Geschäftsführender Gesellschafter
Landwärme GmbH |
München |
Tel. +49 89 38 34 65 66 |
E-Mail: info@landwärme.de
Planungspartner helfen dabei, all diese Heraus -
forderungen zu identifizieren und Lösungen zu
finden (Bild 1–3).
6. Biomethanvermarktung
Die wohl größte Hürde für Neueinsteiger in den
Biomethanmarkt ist jedoch, dass sie sich im Unterschied
zur Vor-Ort-Verstromung auch intensiv um den Absatz
kümmern müssen. Entlang der gesamten Wertschöpfungskette
entstehen aus den neuen Lieferverpflichtungen
völlig neue und komplexe Anforderungen.
Schon in der Erzeugung gibt es neue Hausaufgaben:
Die Prozesswärme muss aus erneuerbaren Energien
oder Abwärme kommen. Das Gärrestlager ist gasdicht
abzudecken und es müssen Verbrauchseinrichtungen
für Störfälle oder Überproduktion vorgehalten werden.
Diese und die zahlreichen anderen Qualitätsmerkmale
des Biomethans – es gibt über 40 – müssen gegenüber
dem Stromnetzbetreiber nachgewiesen werden. Wer
für den Kraftstoffmarkt produzieren möchte, muss
außerdem eine zusätzliche Nachhaltigkeitszertifizierung
vornehmen.
Nachdem die Qualitätsanforderungen der Gastnetzzugangsverordnung
(GasNZV) und die Vorgaben des
Deutschen Vereins des Gas und Wasserfaches (DVGW)
erfüllt wurden und das Biomethan eingespeist wird,
stellt sich im nächsten Schritt die Frage nach der
Vermarktung.
Die Komplexität des Produktes einerseits und die
unterschiedlichen Absatzwege andererseits erfordern
tiefgehende Fachkenntnis und beständige Vermarktungsarbeit.
Dabei sind die Erwartungen der Marktteilnehmer
teilweise sehr unterschiedlich. Während Erzeuger und
Banken sich möglichst langfristige Verträge mit einem
frühzeitigen Vertragsabschluss wünschen, bevorzugen
Betreiber von Biomethan-BHKW zumeist eine kurzfristigere
Vertragsbindung mit flexiblerer Laufzeit. Hohe
Anforderungen an die Bonität des Lieferanten erschweren
dem Erzeuger zudem häufig den Markteintritt. Die
unterschiedlichen Zahlungsströme tragen zu einer
zusätzlichen Komplexität bei, so erfolgt etwa die
Bezahlung im Zuge des Quotenverkaufs im Kraftstoffsektor
in der Regel erst im April des Folgejahres.
März 2014
134 gwf-Gas Erdgas

5. gwi-Praxistagung
Effiziente
BRENNERTECHNIK
für Industrieöfen
sponsored by
Platin
Gold
Silber
31. März 2014 - 02. April 2014, Atlantic Congress Hotel, Essen • www.gwi-brennertechnik.de
Programm-Höhepunkte
Wann und Wo?
Vorkurs
Themenblock
1
Themenblock
2
Themenblock
3
Themenblock
4
Themenblock
5
Themenblock
6
Workshop
1
Workshop
2
Grundlagenseminar (31. März)
• Grundlagen der Verbrennung
• Grundlagen der Brennertechnik
• Verbrennungstechnische Emissionen
• Rekuperator- und Regeneratorbrenner
Fachkongress (01. bis 02. April)
Einführung
• Steigerung der Energieeffizienz – welche Impulse sind von der neuen Bundesregierung
zu erwarten?
Brennertechniken für Industrieöfen
• Brennersysteme mit großen Regelbereichen in Industriefeuerungen
• Schmelzen und Erwärmen in Industrieöfen – zukunftsfähig mit Sauerstoff
• Instandhaltungskonzepte für Industriebrenner – Warten oder Abwarten
Messen – Steuern – Regeln
• Vergleich der Messmethoden für zuverlässige Flammenüberwachung
• Ofenschutzsystem-Steuerung Baureihe 500
• Sensorische Verbrennungsoptimierung zur Steigerung der Effizienz und Brennstoffflexibilität
von Gasfeuerungsanlagen
Betriebserfahrungen mit gasbeheizten Thermoprozessanlagen – Teil 1
• Ofenmodernisierung an einer Contiglühe in Dortmund
• Erfahrungen bei der Umstellung von Kaltluftbrennern auf Regenerativbefeuerung
am Beispiel eines Aluminiumschmelzofens
Betriebserfahrungen mit gasbeheizten Thermoprozessanlagen – Teil 2
• Energieeffizienzoptimierung in einer Aluminiumgießerei
• Betrachtungen der Randparameter zum Einsatz von Sauerstoffbrennern
Sicherheit und Normung
• Neueste Entwicklungen im europäischen Normungsumfeld
Energiemanagement und Energieeffizienz
Moderation Prof. Dr.-Ing. Klaus Görner, Gas- und Wärme-Institut Essen e. V.
• Energieeffizienz an Industrieöfen zum Erwärmen und Wärmebehandeln von Stahl
• Haubenglüherei als Energiespeicher: Erdgas vs. Elektroenergie
Gasbeschaffenheit
Moderation Dr.-Ing. Franz Beneke, VDMA e. V.
• Entwicklungen der Gasbeschaffenheit in Europa
• Gasbeschaffenheit – Auswirkungen auf Industrieprozesse
MIT REFERENTEN VON: Durag GmbH, Elster GmbH, E.ON New Build & Technology GmbH,
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V., Hans Hennig GmbH, Hüttentechnische Vereinigung der deutschen
Glasindustrie e.V., Lamtec/Escube GmbH, Linde AG, LOI Thermprocess GmbH, Nemak Dillingen GmbH,
Noxmat GmbH, Praxair Deutschland GmbH, SMS Siemag AG, ThyssenKrupp Steel Europe AG, Trimet
Aluminium SE, VDMA e.V., WS Wärmeprozesstechnik GmbH
Termin:
• Montag, 31.03.2014 (optional)
Grundlagenseminar (14:00 – 17:30 Uhr)
• Dienstag, 01.04.2014
Kongress (08:30 – 17:15 Uhr)
Abendveranstaltung ab 19:00 Uhr
• Mittwoch, 02.04.2014
Workshops (09:00 – 13:30 Uhr)
Ort:
Atlantic Congress Hotel, Essen,
www.atlantic-congress-hotel-messe-essen.de
Zielgruppe:
Betreiber, Planer und Anlagenbauer von gasbeheizten
Thermoprozessanlagen und Industrieöfen
sowie Hersteller von Brennertechnik und
Brennerkomponenten
Teilnahmegebühr*:
Tagungsbesuch exklusive/inklusive
Grundlagenkurs am 31. März
• gwi-Abonnenten, GWI-Mitglieder oder/und
auf Firmenempfehlung: 800 € | 1.000 €
• regulärer Preis: 900 € | 1.100 €
* Teilnahmebedingungen: Die Teilnahmegebühr schließt
jeweils folgende Leistungen ein: Teilnahme an zwei/drei
Tagen, Tagungsunterlagen, Mittagessen, Erfrischungen
in den Pausen und Abendveranstaltung. Übernachtungspreise
sind in der Teilnahmegebühr nicht enthalten. Nach
Eingang Ihrer schriftlichen Anmeldung (auch per Internet
möglich) sind Sie als Teilnehmer registriert und erhalten
eine schriftliche Bestätigung sowie die Rechnung, die vor
Veranstaltungsbeginn zu begleichen ist. Bei Absagen nach
dem 14. März oder bei Nichterscheinen wird die volle
Teilnahmegebühr berechnet: Es kann jedoch ein Ersatzteilnehmer
gestellt werden. Stornierungen vor diesem Termin
werden mit € 150,00 Verwaltungsaufwand berechnet. Die
Preise verstehen sich zzgl. MwSt.
Veranstalter
Mehr Information und Online-Anmeldung unter
www.gwi-brennertechnik.de
Fax-Anmeldung: 0201 - 82 002 40 oder Online-Anmeldung: www.gwi-brennertechnik.de
Ich bin gwi-Abonnent
Ich bin Gas- und Wärme-Institut Mitglied
Ich zahle den regulären Preis
Ich nehme auch am Grundlagenseminar teil
Ich komme auf Empfehlung von Firma: ........................................................................................................................................................
Workshops (bitte nur einen Workshop wählen):
Workshop 1 Energiemanagement oder
Workshop 2 Gasbeschaffenheit
Vorname, Name des Empfängers
Firma/Institution
Straße/Postfach
Land, PLZ, Ort
Nummer
Telefon
E-Mail
✘
Ort, Datum, Unterschrift
Telefax
Änderungen vorbehalten

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Biogas
Aktueller Rechtsrahmen für Biomethan
Biogas, Recht, Netzanschluss, Einspeisevergütung, Gesetzgebung
Micha Klewar und Clara König
Der rechtliche Rahmen für die Aufbereitung und Einspeisung
von Biogas in das Gasnetz war in den letzten
Jahren vergleichsweise stabil. Die Einspeisung
von Biogas in das Gasnetz und der Transport des
eingespeisten Biogases über das Netz sind privilegiert.
Trotzdem wird immer noch der größte Teil der
Biogasproduktion nicht aufbereitet, sondern auf dem
Gelände der Biogasanlage verstromt. Fast die gesamte
in das Gasnetz eingespeiste Biogasmenge ist für die
dezentrale Strom- und Wärmeerzeugung vorgesehen.
In beiden Fällen kann für den erzeugten Strom die
Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-
Gesetz (EEG) beansprucht werden. Die Vorschläge
der Bundesregierung zur Reform des EEG beinhalten
eine drastische Kürzung der Einspeisevergütung. Zukünftig
werden allenfalls Biogasanlagen, die Abfälle
und Nebenprodukte verarbeiten, wirtschaftlich betrieben
werden können.
Regulatory bramework for biomethane
The regulatory framework in Germany for upgrading
biogas to natural gas standards has been relatively
stable in the last few years. The injection of biogas
into the natural gas grid and the transport of biogas
via the grid are privileged. Still, most of the biogas
production is not upgraded to natural gas standards,
but used for power production on the site of the biogas
plant. Nearly all of the biogas that gets injected
into the grid is used for on-site cogeneration. In both
cases, power produced with biogas has access to a
fixed tariff under the german renewable energy act
(EEG). Proposed legislation by the federal government
will cut the tariff drastically. In the future, only
biogas produced from waste and byproducts will
have a chance to be economically viable.
1. Einleitung
Durch anaerobe Vergärung erzeugtes Biogas besteht zu
etwa 50 % bis 60 % aus Methan und im Übrigen überwiegend
aus Kohlendioxid. Biogas kann entweder in
dieser Form direkt energetisch genutzt werden, dies
geschieht meist durch die Erzeugung von Strom und
Wärme in BHKW. Alternativ kann Biogas durch verschiedene
Techniken auf Erdgasqualität aufbereitet und in
das Gasnetz eingespeist werden.
Nach Schätzungen des Fachverband Biogas waren
Ende des Jahres 2013 etwa 7720 Biogasanlagen mit einer
installierten elektrischen Leistung von insgesamt
3.547 MW in Betrieb. Nach einem starken Zubau in den
Jahren 2009 bis 2011 von jeweils etwa 1000 Anlagen
sind in 2012 nur 340 neue Anlagen errichtet worden, im
Jahr 2013 nur noch 205 Anlagen [1].
Nach Informationen des Projekts Biogaspartnerschaft
der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena)
gab es im November 2013 insgesamt 130 Biomethan-
Einspeiseanlagen mit einer Einspeisekapazität von insgesamt
80.390 Nm³/h. Der größte Teil des Biomethans
wird zur Strom- und Wärmeerzeugung in BHKW unter
Inanspruchnahme der Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) eingesetzt. Für 2014 sind 2,8
TWh HS/a Biomethan für diesen Verwertungspfad vorgesehen,
für den Einsatz im Wärmemarkt 0,2 TWh HS/a
und als Kraftstoff 0,15 TWh HS/a [2].
Der folgende Beitrag vermittelt einen Überblick über
den aktuellen Rechtsrahmen der Erzeugung, Einspeisung
und Nutzung von Biomethan. Behandelt wird die
Nutzung von Biomethan in BHKW, der Einsatz von Biomethan
im Wärmemarkt und als Kraftstoff wird nicht
angesprochen. Für die Einspeisung und den Transport
von Biomethan sind die Biogas-Sonderregelungen der
Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und der Gasnetzentgeltverordnung
(GasNEV) relevant. Die Verwertung
von Biomethan in BHKW wird zum einen durch die
allgemeinen Regelungen für Biogas im EEG, aber auch
durch die speziellen Regelungen des EEG zum Gasabtausch
beeinflusst. Für den derzeitigen Rechtsrahmen
sind tiefgreifende Veränderungen zu erwarten, die im
Kabinettsbeschluss zum EEG vom 22.01.2014 ihren
vorläu figen Niederschlag gefunden haben.
2. Privilegierung der Einspeisung und
des Transports von Biomethan
Die Sonderregelung für die Einspeisung von Biogas in
das Erdgasnetz wurde 2008 als §§ 41a bis 41g in die Gas-
NZV eingefügt. Seit der GasNZV-Novelle 2010 finden
sich die Vorschriften in §§ 31 bis 37 GasNZV. Ziel der Re-
März 2014
136 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
gelungen ist es nach § 31 GasNZV, eine Einspeisung von
6 Milliarden Kubikmetern jährlich bis 2020 und von
10 Milliarden Kubikmetern jährlich bis 2030 zu ermöglichen.
Nach dem Biogas-Monitoringbericht 2013 der
Bundesnetzagentur erschienen diese Ziele Anfang letzten
Jahres kaum erreichbar. Die im Jahr 2012 eingespeiste
Biomethanmenge von ca. 413 Mio. m³ stellt nur
6,88 % bzw. 4,13 % der gesetzlichen Zielmengen dar [3].
Kernstück der Sonderregelungen ist die Privilegierung
von Biogasaufbereitungsanlagen beim Netzanschluss.
Nach § 33 GasNZV haben Netzbetreiber solche
Anlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers vorrangig
an das Gasversorgungsnetz anzuschließen. Trotz des
vorrangigen Anschlussanspruchs sind praktisch hohe
Laufzeiten zu beobachten. Im Jahr 2012 musste ein Biogasanlagenbetreiber
bis zur Realisierung des Anschlussbegehrens
im Durchschnitt 12 Monate warten [3].
Für die Prüfung und Realisierung des Netzanschlusses
sieht § 33 GasNZV ein gestuftes Verfahren vor. Innerhalb
einer Woche nach Eingang eines Netzanschlussbegehrens
kann der Netzbetreiber zusätzlich erforderliche
Angaben anfordern. Sobald die Angaben
vollständig sind, muss der Netzbetreiber innerhalb von
zwei Wochen darlegen, wie er den Antrag prüfen wird
und welche erforderlichen Kosten diese Prüfung verursacht.
Sobald der Anschlusspetent dem Netzbetreiber einen
Vorschuss auf die Kosten gezahlt hat, muss der
Netzbetreiber unverzüglich mit der für eine Anschlusszusage
notwendigen Prüfung beginnen. Das Ergebnis
der Prüfung ist dem Anschlussnehmer unverzüglich,
spätestens aber drei Monate nach Eingang der Vorschusszahlung
mitzuteilen. An ein positives Ergebnis ist
der Netzbetreiber für die Dauer von drei Monaten gebunden.
Innerhalb dieser Frist muss er dem Anschlussnehmer
ein verbindliches Vertragsangebot, das eine
bestimmte Mindesteinspeisekapazität garantiert, vorlegen.
Die zu verwendenden Vertragsmuster sind seit Oktober
2011 durch die Kooperationsvereinbarung der
Gasnetzbetreiber (KoV) weitgehend verbindlich vorgegeben.
Zur Ablehnung des Antrags ist der Netzbetreiber nur
berechtigt, wenn er nachweist, dass ihm die Gewährung
des Netzanschlusses aus betriebsbedingten oder sonstigen
wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter
Berücksichtigung der Ziele des § 1 EnWG nicht möglich
oder nicht zumutbar ist. Bei der Prüfung der Zumutbarkeit
legt die Rechtsprechung grundsätzlich dieselben
Maßstäbe an, die auch für sonstige Netzanschlüsse entwickelt
worden sind. Im Rahmen einer umfassenden
Gesamtabwägung aller Umstände des Einzelfalles sollen
die Interessen des Netzbetreibers – insbesondere
die Kosten – und die Interessen des Anschlusspetenten
– insbesondere mögliche Alternativen – gegenübergestellt
werden. Voraussetzung dafür ist es, zunächst alle
technisch in Frage kommenden Anschlussvarianten zu
untersuchen. Insbesondere ist dabei auch eine kombinierte
Einspeisung in ein Verteilernetz und in das vorgelagerte
Fernleitungsnetz durch einen Bypass zwischen
Biogaseinspeiseanlage und vorgelagertem Netz (sog. Y-
Lösung) zu prüfen [4].
Nach Abschluss des Netzanschlussvertrages planen
Netzbetreiber und Anschlussnehmer gemeinsam den
Netzanschluss. Hierfür haben sie einen Realisierungsfahrplan
zu vereinbaren, der den Inhalt, die zeitliche
Abfolge und die Verantwortlichkeiten der einzelnen
Schritte bestimmt. Der Realisierungsfahrplan umfasst
alle Maßnahmen, die zur Herstellung des Netzanschlusses
und der gesicherten Einspeisekapazität, einschließlich
der Rückspeisung in vorgelagerte Netze, erforderlich
sind. Es müssen angemessene Folgen für den Fall
vereinbart werden, dass der Realisierungsfahrplan nicht
eingehalten wird. Grundsätzlich ist der Realisierungsfahrplan
bindend, ein Anspruch auf Anpassung des
Plans besteht nur, soweit es veränderte tatsächliche
Umstände erfordern.
Die Kosten des Netzanschlusses und der Planung
werden grundsätzlich zu drei Vierteln vom Netzbetreiber
getragen und zu einem Viertel vom Anschlussnehmer.
Für Netzanschlussleitungen von weniger als einem
Kilometer Länge gilt zugunsten des Anschlussnehmers
ein Kostendeckel in Höhe von 250 000 Euro. Rechtlich
noch nicht abschließend geklärt ist, ob dieser Kostendeckel
auch anwendbar ist, wenn die Netzanschlussleitung
länger als ein Kilometer ist. In der Praxis hat sich
aber die Auffassung der Bundesnetzagentur durchgesetzt,
die von einer Anwendung des Kostendeckels auch
bei längeren Netzanschlüssen ausgeht [5].
Auch im Hinblick auf die Netznutzung ist Biomethan
privilegiert. Transportkunden von Biogas erhalten nach
§ 20a GasNEV vom Anschlussnetzbetreiber für 10 Jahre
ein pauschales Entgelt für vermiedene Netzkosten in
Höhe von 0,7 ct/kWh. Nach § 34 GasNEV ist Transportkunden
von Biogas vorrangig Netzzugang zu gewähren.
Die Einspeisung von Biogas kann vom Netzbetreiber
nur bei Unzumutbarkeit verweigert werden, nicht aber
bei Kapazitätsengpässen. Zusätzlich wird der Transport
von Biomethan durch einen erweiterten Bilanzausgleich
gefördert, der in § 35 GasNZV detailliert geregelt ist. Für
Biogas-Bilanzkreise gilt dabei ein Flexibilitätsrahmen
von 25 % über einen Bilanzierungszeitraum von einem
Jahr. Positive Salden können in den nächsten Bilanzierungszeitraum
übertragen werden.
Die Kosten, die den Netzbetreibern für den Netzanschluss
von Biogasaufbereitungsanlagen, für Zahlungen
wegen vermiedener Netzentgelte und für den erweiterten
Bilanzausgleich entstehen, können über die
Netzentgelte auf alle Netznutzer umgelegt werden. Dabei
findet ein Belastungsausgleich zwischen den Netzbetreibern
über einen Wälzungsmechanismus statt. Die
Wälzung wurde nach der bisherigen Fassung des § 20b
GasNEV marktgebietsbezogen durchgeführt. Die
März 2014
gwf-Gas Erdgas 137

| FACHBERICHTE
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Biogas
Wälzungskosten betrugen im Jahr 2012 107 Mio. Euro.
Die Belastung der Kunden in den beiden Marktgebieten
war sehr unterschiedlich [3]. Deshalb hat der Verordnungsgeber
die Wälzung mit Wirkung zum 22.08.2013
auf eine bundesweite Wälzung umgestellt.
3. Förderung der Stromerzeugung
aus Biomethan
Die Förderkulisse für die Stromerzeugung aus Biomethan,
die sich aus den erzielbaren Vergütungssätzen
nach dem EEG ergibt, war in den letzten Jahren verglichen
mit anderen Energieträgern relativ stabil. Die Vergütung
setzt sich zusammen aus einer nach der Anlagengröße
gestaffelten Grundvergütung zuzüglich Boni
für den Einsatz nachwachsender Rohstoffe bei der Erzeugung
des Biomethans und für die Stromerzeugung
in Kraft-Wärme-Kopplung. Daneben wird ein spezieller
Gasaufbereitungsbonus abhängig von der Kapazität
der Gasaufbereitungsanlage gewährt. Voraussetzung
der Förderung ist für Biomethananlagen, dass der Strom
KWK-Strom ist. Biomethananlagen müssen daher zwingend
wärmegeführt betrieben werden. Ein stromgeführter
Betrieb führt zum teilweisen oder vollständigen
Entfall der Vergütung.
Ein Biomethan-BHKW mit 500 kW elektrischer Leistung
und 5000 Vollbenutzungsstunden, das derzeit neu
in Betrieb geht, kann nach § 27 EEG eine Durchschnittsvergütung
von etwa 12,8 ct/kWh beanspruchen, die
KWK-Förderung ist darin bereits enthalten. Dazu kommt
der Bonus für die Einsatzstoffvergütungsklasse I in Höhe
von 6 ct/kWh beim Einsatz nachwachsender Rohstoffe
und der Gasaufbereitungsbonus in Höhe von 3 ct/kWh
bei einer Kapazität der Gasaufbereitungsanlage bis
700 Nm³/h aufbereitetem Biogas.
Alternativ zu der skizzierten Vergütung für Strom aus
Biogas kann nach § 27a EEG eine spezielle Förderung für
aus Bioabfällen hergestelltes Biomethan beansprucht
werden. Wenn zur Biogaserzeugung mindestens
90 Masseprozent getrennt erfasste Bioabfälle bestimmter
Abfallschlüssel eingesetzt werden (Garten-, Parkund
Landschaftspflegeabfall, Inhalt der „grünen Tonne“
und Marktabfälle), die Erzeugungsanlage über eine Einrichtung
zur Nachrotte der festen Gärrückstände verfügt
und die Gärrückstände anschließend stofflich verwertet
werden, beträgt die Vergütung bis einschließlich
einer Jahresdurchschnittsleistung von 500 kW 16,0 ct/
kWh. Dazu kommt noch der Gasaufbereitungsbonus.
Weitere Voraussetzung für die Förderung ist nach
§ 27c Abs. 1 Nr. 2 EEG seit Anfang 2013 der Einsatz von
Massenbilanzsystemen. Die Verordnung, die die Anforderungen
an die Massenbilanzierung konkretisiert, wurde
bis heute nicht erlassen. Stattdessen hat das Bundesumweltministerium
ein unverbindliches Positionspapier
als „Auslegungshilfe“ veröffentlicht. Umstritten ist
die darin enthaltene Behauptung des Ministeriums, die
Verwendung von Massenbilanzsystemen und eines Zertifikatesystems
wäre nicht kombinierbar. Ebenfalls umstritten
ist die Behauptung, die Verpflichtung zur Verwendung
von Massenbilanzsystemen sei auch für Altanlagen
mit Inbetriebnahme bis 2011 anwendbar [6]. Es
spricht viel dafür, dass die Bedenken gegen die Auffassung
des Bundesumweltministeriums berechtigt sind.
Für praktische Zwecke ist angesichts des Meinungsstreits
allerdings nur die Verwendung von Massenbilanzsystemen
unter Verzicht auf ein Zertifikatesystem
rechtssicher.
4. EEG-Novelle 2014
Am 22.01.2014 hat die Bundesregierung „Eckpunkte für
die Reform des EEG“ beschlossen [7]. Die politische Zielvorgabe
für die Reform des Förderrechts ist ein Ausbaukorridor
des Anteils der erneuerbaren Energien an der
Stromversorgung. Bis 2025 soll der Anteil 40 bis 45 %
und bis 2035 55 bis 60 % betragen. Erstmals soll damit
eine Obergrenze für den weiteren Ausbau gesetzlich
festgeschrieben und durch die Ausgestaltung der Förderung
sichergestellt werden. Außerdem sollen die Kosten
für die Bürger und die Wirtschaft begrenzt werden
und die Versorgungssicherheit erhalten werden.
Die Novelle soll bereits zum 01.08.2014 in Kraft treten.
Für Betreiber, die ihre Anlagen ab diesem Zeitpunkt
in Betrieb nehmen, werden die Regelungen des neuen
Rechts (EEG 2014) gelten. Ausnahmsweise gilt für immissionsschutzrechtliche
genehmigungsbedürftige Anlagen,
die vor dem 22.01.2014 genehmigt wurden, das
bisherige Recht, wenn sie bis zum 31.12.2014 in Betrieb
genommen werden. Altanlagen genießen Bestandsschutz.
Die vorgesehene Übergangsregelung wirft beim Einsatz
von Biomethan besondere Probleme auf. Denn die
Anlage im Sinne des EEG ist beim Einsatz von Biomethan
nicht die Biogaserzeugungsanlage, sondern
das Biomethan-BHKW. Die Übergangsreglung hätte damit
zur Folge, dass bestehende Biogaserzeugungsanlagen
ihre Produktion nur noch an bestehende BHKW
vermarkten können und beim Austausch eines BHKW
die neuen Rahmenbedingungen gelten. Somit besteht
die Gefahr, dass bestehenden Biogaserzeugungsanlagen
nachträglich die wirtschaftlichen Grundlagen entzogen
werden, indem der Absatzmarkt für das erzeugte
Biomethan durch die Neuregelung verkleinert und mittelfristig
vollständig zerstört wird. Im EEG 2012 hatte der
Gesetzgeber vorgesehen, dass die durch den sog. Maisdeckel
verschärften Anforderungen auch für neue
BHKW nicht gelten, wenn das Biogas aus bestehenden
Biogaserzeugungsanlagen stammt. Eine vergleichbare
Übergangsregelung sollte auch im Rahmen der anstehenden
Novellierung geprüft werden.
Für Bioenergie stellt sich die Bundesregierung einen
jährlichen Zubau von ca. 100 MW vor. Durch eine variable
Degression analog zu dem bereits eingeführten sog.
atmenden Deckel bei der Photovoltaik soll sicherge-
März 2014
138 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
stellt werden, dass dieser Zubau nicht überschritten
wird. Das neue Recht soll zudem für Biomethananlagen
ganz erhebliche Einschnitte bei der Vergütung vorsehen.
Die Boni für die Einsatzstoffvergütungsklassen I
und II sollen gestrichen werden. Die Förderung von Biomasseanlagen
soll damit auf Abfall- und Reststoffe konzentriert
werden. Auch der Gasaufbereitungsbonus soll
gestrichen werden.
Das EEG 2009 sah für Biogasanlagen noch eine höhere
Förderung vor als das EEG 2012. Die Erweiterung von
Anlagen, die unter den Anwendungsbereich des EEG
2009 fallen, wird mit den höheren Fördersätzen vergütet.
In den Jahren 2012 und 2013 erfolgte ein Zubau bei
Biogasanlagen daher überwiegend bereits nicht mehr
durch den Neubau von Anlagen, sondern durch Erweiterungen
bestehender Anlagen. Durch die Novelle soll
diese Möglichkeit wegfallen, auch Erweiterungen bestehender
Anlagen sollen ausschließlich nach EEG 2014
vergütet werden können. Nach den Vorstellungen des
Bundesverkehrsministeriums, des Bundeslandwirtschaftsministeriums
und des Bundesministeriums für
Wirtschaftliche Zusammenarbeit soll eine Erweiterung
aber möglich sein, wenn sie der Flexibilisierung der
Stromerzeugung dient und die erzeugte Strommenge
dadurch nicht erhöht wird.
Angesichts der ohnehin schon geringen Zubauzahlen
in den letzten beiden Jahren und der nun geplanten
drastischen Einschnitte wird man eine Marktbereinigung
ähnlich der Entwicklung in der Solarbranche ab
2012 erwarten müssen. Es werden wohl nur diejenigen
Firmen überleben können, die bereits ein starkes Auslandsgeschäft
aufgebaut haben. Die Bundesregierung
scheint gewillt zu sein, den damit verbundenen Verlust
an Arbeitsplätzen, heimischer Wertschöpfung und
Know-how zu akzeptieren. Ob die erhofften Vorteile –
Kostendämpfung und Verringerung der Flächeninanspruchnahme
– diese Entwicklung rechtfertigen können,
darf an dieser Stelle bezweifelt werden. Die Erreichung
der Ziele zur Einspeisung von Biogas ins Gasnetz
dürfte jedenfalls sicher ausgeschlossen sein, wenn nicht
noch an anderer Stelle nachgesteuert wird.
Unmittelbar ab dem Inkrafttreten des EEG 2014 soll
die bisher optionale Direktvermarktung über die Marktprämie
für alle Neuanlagen ab 500 kW Leistung verpflichtend
werden. Die verpflichtende Direktvermarktung
wird ab 2016 auf Neuanlagen ab 250 kW ausgedehnt,
ab 2017 auf alle Neuanlagen ab 100 kW. Die
Managementprämie soll entfallen und grundsätzlich in
einer Höhe von 0,2 ct/kWh in die Vergütung eingepreist
werden. Alle neuen Anlagen sollen im Interesse der
Marktintegration fernsteuerbar sein.
Um Bedenken der Anlagenbetreiber Rechnung zu
tragen, soll eine sogenannte Ausfallvermarktung eingeführt
werden. Das bedeutet, dass Anlagenbetreiber, die
ihren Strom vorübergehend nicht direkt vermarkten
können, diesen einem „Ausfallvermarkter“ anbieten
können. Hierfür sollen sie 80 Prozent des Wertes, den sie
insgesamt mit der Marktprämie erzielt hätten, erhalten.
Langfristig sollen die Einspeisevergütungen nach
dem EEG durch Ausschreibungsmodelle ersetzt werden.
Unmittelbar nach der Reform soll durch eine Rechtsverordnung
die gesamte Förderung von PV-Freiflächenanlagen
auf Ausschreibungen umgestellt werden. Die Erfahrungen,
die damit gesammelt werden, sollen dann
dazu genutzt werden, ab 2017 die Förderhöhe aller
Technologien durch Ausschreibungen zu ermitteln.
Literatur
[1] Fachverband Biogas e.V., Branchenzahlen - Prognose
2013/2014, Stand 11/2013.
[2] Deutsche Energie-Agentur GmbH, Branchenbarometer Biomethan
2/2013.
[3] Bericht der Bundesnetzagentur über die Auswirkungen der
Sonderregelungen für die Einspeisung von Biogas in das
Erdgasnetz gemäß § 37 GasNZV an die Bundesregierung
zum 31.05.2013.
[4] BGH, Beschluss vom 11.12.2012, Az. EnVR 8/12.
[5] Graßmann, N. und Klewar, M.: Recht der Biogaseinspeisung,
in: Biogas - Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung, 2. Auflage,
Deutscher Industrieverlag, München, 2013.
[6] Herz, S. und von Bredow, H.: Verstromung von Biomethan -
Anforderungen des EEG 2012 und gaswirtschaftliche Bilanzierung,
ZNER 2012, S. 580.
[7] Kabinettvorlage des BMWi, Datenblatt-Nr. 18/09119.
Autor
Micha Klewar
PwC PricewaterhouseCoopers |
München |
Tel.: +49 89 5790-6294 |
E-Mail: micha.klewar@de.pwc.com
Clara König
PwC PricewaterhouseCoopers |
München |
Tel.: +49 89 5790-6242 |
E-Mail: clara.koenig@de.pwc.com
März 2014
gwf-Gas Erdgas 139

| FACHBERICHTE
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Biogas
Erdgas und Biomethan als
Mobilitätslösung
Biogas, Biomethan, Kraftstoff, Erdgasfahrzeuge
René Walter 1
Aus energiewirtschaftlicher- und umweltpolitischer
Sicht stellt der Aufsatz die Mobilitätsherausforderungen
des Straßenverkehrs in Deutschland im Lichte
des großen Beitrags, den die Erdgas-/Biomethan-Mobilität
zur Lösung beitragen kann, dar. Dabei werden
auch die maßgeblichen Stellschrauben herausgearbeitet,
um der Erdgas-/Biomethanmobilität zur Lösung
der dargestellten Probleme zum Erfolg zu verhelfen.
Natural gas and biomethane as mobility solution
In this essay the basic energy and environmental
challenges are discussed with regard to the big contribution
natural gas-/biomethane mobility can deliver
to manage them. Furthermore it shows what has to be
done to make the natural gas-/biomethane mobility a
sustained success for the whole road traffic field as
well as for the environment.
PKW, aber auch LKW werden schon seit Längerem mit
Erdgas und mit auf Erdgasqualität aufbereitetem Biomethan
betrieben. Als Kraftstoff kommt natürliches Erdgas
oder Biomethan dabei derzeit noch weitgehend in
gasförmiger, komprimierter Form zum Einsatz, weswegen
die Erdgas- und Biomethanmobilität oft auch als
CNG-Mobilität (compressed natural gas) bezeichnet
wird. Mehr als 14 Mio. Fahrzeuge sind weltweit mit entsprechenden
Antrieben ausgestattet. Die höchste Anzahl
von CNG-Fahrzeugen findet sich mit derzeit 2 Mio.
Fahrzeugen 2 in Argentinien, dicht gefolgt von Brasilien
mit 1,8 Mio. Fahrzeugen. In Europa nimmt Italien, in
dem bereits 1930 Erdgas als Kraftstoff angeboten wurde,
mit 730 000 Fahrzeugen eine Vorreiterrolle ein.
In Deutschland sind Erdgas-Serienfahrzeuge seit
dem Jahr 1994 verfügbar. Ihre Anzahl nimmt sich jedoch,
gemessen an der Gesamtanzahl der PKW von
43,4 Mio., aber vor allem in Bezug auf die Möglichkeiten,
welche die CNG-Mobilität bietet, mit 90 000 Stück gering
aus (Bild 1).
Der Aufsatz arbeitet eingangs die Herausforderungen,
die Deutschland im Bereich des Straßenverkehrs
meistern muss, heraus. Diese werden im Anschluss im
Lichte der CNG-Mobilität mit dem Ergebnis beleuchtet,
dass diese entscheidend dazu beitragen kann, die bestehenden
Kernprobleme zu lösen. Da dazu aber eine
1 Der Autor leitet das Referat Energierecht und Energiehandel des
Fachverbandes Biogas e.V. und ist als Rechtsanwalt in Langenbach
tätig. Der Aufsatz gibt die Einschätzung des Autors wieder.
Der Autor dankt Frau Dr. Andrea Huber und Frau Barbara Breitenfeld
für die Unterstützung bei der Erstellung des Aufsatzes.
2
Bei allen Angaben zu der Anzahl von Fahrzeugen in einem Land
handelt es sich um circa-Angaben.
Anschubförderung bis zur Erreichung der Marktschwelle
notwendig ist, wird daran anschließend auf die
Schlüsselfaktoren des Ausbaus der CNG-Mobilität mit
Fokus auf die Biomethanmobilität eingegangen. Dabei
werden auch die politischen Rahmenbedingungen dargestellt
und die Möglichkeiten, Notwendigkeiten und
Herausforderungen nebst Vorschlägen für eine Neuausrichtung
im Zusammenhang herausgearbeitet, analysiert
und bewertet.
1. Die Mobilitätsherausforderungen
in Deutschland
Auf Basis des Koalitionsvertrages von 2009 hat die Bundesregierung
eine technologieoffene Mobilitäts- und
Kraftstoffstrategie (MKS) erarbeitet, die alle Verkehrsträger
einbezieht. Ziel dieser Strategie ist es, eine weitreichende
Verständigung zwischen Politik, Wirtschaft und
Wissenschaft über die mittel- und langfristigen Perspektiven
von fossilen und erneuerbaren Kraftstoffen, über
Erfolg versprechende Antriebstechnologien und über
die Schaffung notwendiger Versorgungsinfrastrukturen
zu erreichen. Im Juni 2013 hat die Bundesregierung
schließlich die Ergebnisse der MKS als Teil einer lernenden
Strategie vorgestellt. „Weg vom Öl“ wurde dabei als
Leitmotiv formuliert. Des Weiteren rückt die Strategie
die durch den Straßenverkehr verursachten Umweltschäden
weit mehr in den Fokus. So soll der Straßenpersonenverkehr
aufgrund der hohen Umweltschäden, die
er verursacht, enger mit den Klimazielen und den erneuerbaren
Energien verknüpft werden [1].
Wie der folgende Diskurs zeigt, adressiert die MKS
damit die wichtigsten Herausforderungen des Personennahverkehrs.
Jedoch erscheint es höchst fraglich, ob
die in der MKS in Bezug auf Erdgas/Biomethan vorge-
März 2014
140 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
schlagenen Maßnahmen und sonstigen Schlussfolgerungen
richtig und ausreichend sind.
Festzustellen ist, dass die erdölbasierte Mobilität mit
33,4 Mio. mit Benzin und 12,6 Mio. mit Diesel betriebenen
Fahrzeugen dominiert. Der Ausbau mit erneuerbaren
Energien fokussiert sich dabei weitgehend auf Benzin-/Dieselsubstitute.
Alternative Energieträger und Antriebssysteme
wie die CNG-Mobilität (90 000 Fahrzeuge)
sowie die Hybrid- und Elektromobilität (70 000 Fahrzeuge)
führen dagegen ein Nischendasein.
Diese Situation wird sich ändern müssen. Studien
belegen, dass die Erdölvorräte der Erde bald erschöpft
sein werden. Mittlerweile hat sich eine weitestgehend
einheitliche Sprachregelung durchgesetzt, wonach die
bisher bekannten Ölreserven, vor dem Hintergrund einer
jährlichen Erdölproduktion von aktuell circa 30 Gigabarrel
(30 Mrd. Barrel), in Summe nur noch etwa 40
Jahre reichen werden [2]. Damit ist das erste Kernproblem
identifiziert.
Dieses erste Kernproblem führt zum nächsten. Ein
Junktim der steigenden Explorationskosten und knapper
werdenden Ölressourcen sind die stetig steigenden
Preise für ölbasierte Kraftstoffe an Tankstellen. So darf es
denn auch nicht verwundern, dass eine Befragung von
1500 potenziellen Neuwagenkäufern und 300 Neuwagenhändlern
durch das Meinungsforschungsinstitut
TNS Emnid im Oktober 2013 ergab, dass für über 70 %
der Befragten der Kraftstoffverbrauch und die Kraftstoffkosten
sehr wichtig sind [3].
Wohin und wie sich die Mineralölpreise entwickeln
werden, erscheint offen. Für die Zukunft wird teilweise
ein Benzinpreis von 6 Euro pro Liter für das Jahr 2020
prognostiziert [4]. Inwieweit dies eintreffen wird, ist
schwer einschätzbar. Jedenfalls würde eine jährliche
Preissteigerung von 15 % unter Zugrundelegung eines
Ausgangspreises für das Jahr 2013 von 1,60 Euro pro Liter
einen Preis von 4,26 Euro pro Liter im Jahr 2020 bedeuten.
Bei einem Verbrauch von durchschnittlich 9 Litern
pro 100 Kilometer resultieren daraus Kraftstoffkosten
in Höhe von 38,34 Euro pro 100 Kilometer im Jahr
2020. Dass eine solche Entwicklung nicht unrealistisch
ist, zeigt die Vergangenheit. So tendierte der gleitende
Mittelwert der Ölpreise in der Vergangenheit stetig
nach oben. Der Ölpreis bewegte sich im Jahr 2006 um
60 USD. Nunmehr ist er im Jahr 2013 in einen Preisbereich
von über 100 USD pro Barrel gestiegen. Die Preisentwicklung
war dabei von erheblichen Sprüngen gekennzeichnet,
die zeitweise die 140 USD-Marke pro Barrel
erreicht haben [5].
Als drittes Kernproblem ist die Klimarelevanz anzuführen.
So ist der Verkehrssektor in Deutschland für circa
30 % des Energieverbrauchs und für rund 20 % des
CO 2 -Ausstoßes verantwortlich [6]. Zudem ist, gerade in
Großstädten, eine erhebliche und vor allem Gesundheitskosten
verursachende Feinstaubproblematik gegeben.
Bild 1. Tankstellen- und Fahrzeugbestand 1998–2013
Quelle: www.erdgas-mobil.de
2. Lösungsalternative Erdgas-/
Biomethanmobilität
Zur Lösung der identifizierten Kernprobleme, also der
Erschöpfung der Erdölvorräte, der Preissteigerung erdölbasierter
Kraftstoffe und der Klimaproblematik ölbasierter
Kraftstoffsysteme kann die CNG-Mobilität einen
entscheidenden Beitrag leisten. Ohne diese Technik
werden die anstehenden Probleme wohl kaum zeitnah,
kostenorientiert und umweltschonend zu lösen sein.
Im Gegensatz zu anderen alternativen Energieträgern
steht gegenwärtig eine ausgereifte Palette von
Kraftfahrzeugen zur Verfügung, die vom Kleinwagen
über die obere Mittelklasse bis zu kleinen Lieferwagen
reicht [7]. Zudem werden neben den schon klassischen
Erdgasbussen auch Müllfahrzeuge und Sonderfahrzeuge
für andere städtische Sonderaufgaben sowie LKW
mit einer Reichweite von über 1000 Kilometer angeboten,
womit sich auch im Bereich des Transportgewerbes
und der öffentlichen Verwaltung kostengünstige Alternativen
bieten.
Als Kraftstoff kommt natürliches Erdgas oder Biomethan
in aller Regel in gasförmiger, komprimierter
Form, also als CNG, zum Einsatz. Das dem Erdgasnetz
entnommene Erdgas wird dazu an der Tankstelle mit
Kompressoren verdichtet und in Druckbehältern gelagert.
Beim Tankvorgang wird mit einem Fülldruck von
circa 200 bar CNG in den Fahrzeugtank geleitet. Aus
technischen Gründen misst man Erdgas an der Tankstelle
derzeit in Kilogramm. 1 kg CNG entspricht ungefähr
dem Energiegehalt von 1,5 Liter Benzin bzw. 1,3 Liter
Diesel.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 141

| FACHBERICHTE
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Biogas
Für die Versorgung der Fahrzeuge mit komprimiertem
Erdgas/Biomethan stehen derzeit circa 919 öffentliche
Tankstellen bereit, die über das Erdgasversorgungsnetz
beliefert werden. Dabei wird an 177 Tankstellen
zu 100 % Biomethan und an 327 Tankstellen ein
Mischprodukt aus Biomethan und Erdgas veräußert [8].
Momentan wird auch die Versorgung von Tankstellen
mit flüssigem Erdgas/Biomethan Erfolg versprechend
untersucht. Flüssiges Erdgas/Biomethan bietet
sich an, um Erdgas/Biomethan kostengünstig und effizient
über das Straßenverkehrsnetz zu verbringen. An der
Tankstelle kann es dann entspannt 3 und in üblichen
Erdgas-/Biomethanfahrzeugen eingesetzt werden. Der
Einsatz von flüssigem Erdgas erscheint daher als die Lösungsmöglichkeit,
um auch das Autobahnnetz mit einer
engmaschigen Tankstellenstruktur für Erdgas- und Biomethanfahrzeuge
zu versorgen, soweit eine Anbindung
an das an sich in Deutschland sehr gut ausgebaute Erdgasnetznetz
weniger wirtschaftlich ist. Darüber hinaus
ist flüssiges Erdgas – insbesondere für die Betankung
entsprechender LKW – aufgrund der Energiedichte von
flüssigem Erdgas interessant.
Erdgas und Biomethan sind dabei eine echte – und
schon jetzt zur Verfügung stehende – Alternative zur
Erdölmobilität. Die vorhandenen und umweltschonend
zu fördernden Erdgasvorkommen reichen noch für eine
Bild 2. Emissions-Einsparpotenzial von Erdgas als Kraftstoff gegenüber
Benzin und Diesel mit abweichenden Werten Euro 5.
Quelle: www.erdgas-mobil.de
3
In einen gasförmigen Zustand überführt.
geraume Zeit. 4 Biomethan steht als sich erneuernder
Energieträger sogar auf unbegrenzte Zeit zur Verfügung.
Da es auf Erdgasqualität aufbereitet werden kann,
kann es dem Erdgas im Erdgasnetz in jedem Verhältnis
beigegeben werden. Allein die derzeit im Erdgasnetz
verfügbare Menge an Biomethan reicht aus, um circa
400 000 Kraftfahrzeuge anzutreiben. Studien haben ergeben,
dass derzeit biogene Abfallstoffe zur Erzeugung
von Biomethan zur Versorgung von weiteren 1 500 000
Fahrzeugen zur Verfügung stehen.
Darüber hinaus kann auch aus Überschussstrom erzeugter
Wasserstoff dem Erdgasnetz ohne eine weitere
Aufbereitung zugegeben werden. Die Aufnahmefähigkeit
des Erdgasnetzes ist als so hoch einzuschätzen, dass
auf absehbare Zeit jeglicher aus Überschussstrom erzeugte
Wasserstoff eingespeist werden kann. Die technische
Regel des Arbeitsblattes der DVGW G 262 (A)
vom September 2011 enthält diesbezüglich die Überlegung,
„regenerativ erzeugten Wasserstoff in das Erdgasnetz
als Zusatzgas einzuspeisen [um] dadurch […] die
hohe Speicherfähigkeit der bestehenden Erdgasinfrastruktur
[…] zur indirekten Stromspeicherung [zu nutzen].
Untersuchungen haben nach diesem Arbeitsblatt
gezeigt, dass ein Wasserstoffgehalt im einstelligen Prozentbereich
in vielen Fällen unkritisch ist“ [9]. Aufgrund
weiterer Restriktionen, die sich gemäß dem Arbeitsblatt
aus Vorgaben von Gasturbinenherstellern und einer
DIN-Norm in Bezug auf die Tanks von Erdgasfahrzeugen
ergeben, sieht das Arbeitsblatt im Ergebnis nur noch eine
Einspeisung von 1 % Wasserstoff als völlig unkritisch
an [9]. Obgleich sich der Wert 1 % als recht gering anhört,
reicht das dahinter stehende Einspeisevolumen
aus, um den gesamten Überschussstrom, der in
Deutschland anfällt, zu verwerten. Zudem kann Wasserstoff
auch methanisiert werden, womit ein erdgasgleiches
Produkt eingespeist werden kann. Im Ergebnis ist
somit festzustellen, dass die verfügbare Erdgasmenge,
das zur Verfügung stehende Biomethan sowie die ohne
weitere Friktionen zusätzlich erzeugbare Biomethanmenge
ausreicht und geeignet ist, erdölbasierte Mobilität
in hohem Maße schnell, kostengünstig und effizient
zu ersetzen.
Biomethan und Erdgas sind – auch im Hinblick auf
die Kosten - eine echte Alternative. Erdgas kann derzeit
zu einem Drittel der Kosten von Diesel frei Tankstelle
bereitgestellt werden. Die Kosten für Biomethan und
Diesel entsprechen sich weitgehend. Berücksichtigt
man die Energiewerte der Kraftstoffe, so beträgt der
Erdgaspreis an Tankstellen, wie in den Vorjahren, derzeit
ungefähr die Hälfte des Benzinpreises.
Überzeugend ist des Weiteren die Umweltbilanz. Erdgasbetriebene
PKW emittieren im Vergleich zu benzin-
4 Das globale Gesamtpotenzial an konventionellem Erdgas beträgt
geschätzte 525.000 Mrd. m 3 . Davon ist wohl circa die Hälfte
wirtschaftlich förderbar (Stand 2009).
März 2014
142 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
betriebenen PKW des Abgasstandards Euro 4 (Bild 2)bis
zu 80 % weniger Kohlenmonoxid, bis zu 20 % weniger
Kohlendioxid und bis zu 80 % weniger Nicht-Methan-
Kohlenwasserstoffe. Sie bieten ein bis zu 20 % geringeres
Treibhausgaspotenzial und ein bis zu 40 % geringeres
Ozonbildungspotenzial. Vergleicht man Erdgas mit
dieselbetriebenen PKW des Abgasstandards Euro 4 mit
Partikelfiltern sinken die Emissionen für Kohlendioxid
um bis zu 10 %, die für Nicht-Methan-Kohlenwasserstoffe
um 60 % und diejenigen für Stickoxide um bis zu 90 %.
Dadurch ergeben sich ein bis zu 10 % geringeres Treibhausgaspotenzial
und ein bis zu 80 % geringeres Ozonbildungspotenzial
[10]. Mittels Biomethan können die
Treibhausgasemissionen bei einer Well-to-Wheel-Betrachtung
sogar um 97 % reduziert werden [11].
Somit ist als Zwischenergebnis festzuhalten, dass die
Erdgas- und Biomobilität erheblich dazu beitragen
kann, dass die Herausforderungen im Straßenverkehr
gemeistert werden können, da Biomethan sowohl für
die Wirtschaft als auch für den Personennahverkehr auf
absehbare Zeit eine günstige und umweltfreundliche
Alternative zur erdölbasierten Mobilität bildet.
Es stellt sich daher die Frage, warum derzeit nur
90 000 Erdgas-/Biomethanfahrzeuge auf unseren Straßen
rollen, welche im Rahmen des nächsten Abschnittes
behandelt wird.
Bild 3. Audi A3.
Quelle: erdgas
mobil / Danny Kurz
Photography
Bild 4. VW Golf.
Quelle: erdgas
mobil / Danny Kurz
Photography
3. Schlüsselfaktoren des Ausbaus der
CNG-Mobilität
Aufgrund der großen Dominanz der erdölbasierten
Mobilität mit einem breiten Angebot an Fahrzeugen
und einer geradezu lückenlosen Infrastruktur haben es
Alternativen schwer. Der potenzielle Kunde von CNG-
Fahrzeugen fragt sich, warum er wechseln sollte. Im
Wesentlichen sind fünf Wechselgesichtspunkte zu unterscheiden:
Umwelt, Technik, Image, Infrastruktur und
Kosten.
Zunächst ist festzustellen, dass Umweltfragen bei einer
Kaufentscheidung allenfalls ausnahmsweise entscheidend
sind. Kaum ein Käufer eines Kraftfahrzeuges
ist bereit, im Hinblick auf die im Übrigen genannten Aspekte
zugunsten der Umwelt zurückzustecken. Untersuchungen
haben beispielsweise ergeben, dass kaum ein
Käufer höhere Preise für Energie allein wegen einer
besseren Umweltbilanz entrichten würde. Auf Umweltaspekte
wird daher im Folgenden nur begrenzt
eingegangen.
Technisch bietet die CNG-Mobilität eine klare und
ausgereifte Alternative, die vom Kleinwagen bis zur
oberen Mittelklasse reicht. Trotzdem ist natürlich festzustellen,
dass die Ausstattungs- und Modellvielfalt weit
hinter der der Diesel- und Benzinvarianten zurücksteht.
Jedoch kann auch festgehalten werden, dass immer
mehr neue attraktive CNG-Modelle, wie der A3 von Audi
(Bild 3) oder der Golf von Volkswagen (Bild 4), auf den
Markt drängen.
Für den weiteren Ausbau der CNG-Mobilität wird es
von entscheidender Bedeutung sein, wie Herstellerfirmen
und Autohäuser CNG-Fahrzeuge zukünftig vermarkten
und die Fahrzeugpalette weiter ausbauen.
Festzustellen ist derzeit, dass das Marketing der Herstellerfirmen
nur sehr begrenzt Erdgasfahrzeuge und deren
Vorteile und Image adressiert und Autohäuser viel zu
gerne die bekannten Modelle verkaufen. Ambitionierte
CO 2 -Flottenziele für Hersteller können dies sicherlich
ändern. Mangels anderweitiger europäischer oder nationaler
Bestrebungen bleibt hier jedoch abzuwarten,
wie sich das CO 2 -Flottenziel für 2020 in Höhe von
95 Gramm CO 2 pro Kilometer auswirken wird. Dieses
könnte durchaus dazu führen, dass die Fahrzeughersteller
ihre Marketinganstrengungen und Verkaufspreise
anpassen, um mehr CNG-Fahrzeuge abzusetzen.
Hinsichtlich der Infrastruktur für Otto- und Dieselfahrzeuge
wurde bereits festgestellt, dass dieses in
Deutschland optimal ausgebaut ist. Flächendeckend
stehen Verkaufsniederlassungen, Servicestationen und
Tankstellen zur Verfügung. Auch wenn man feststellen
kann, dass auf den genannten Infrastruktureinrichtungen
für Otto- und Dieselfahrzeuge diejenigen für die
CNG-Mobilität aufbauen können, ist klar festzuhalten,
dass – wie unten dargestellt – insbesondere noch ein
erheblicher Ausbau und Förderungsbedarf für Tankstellen
gegeben ist. Potenzielle Käufer werden sich daher
die Frage stellen, ob die Kostenvorteile der CNG-Nutzung
die geringere Wahlmöglichkeit bei den Fahrzeu-
März 2014
gwf-Gas Erdgas 143

| FACHBERICHTE
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Biogas
gen sowie die weniger ausgebaute Infrastruktur aufwiegen.
Die Entscheidung verengt sich daher auf eine Kostendiskussion,
welche zum tragenden Verkaufsargument
wird.
In den Kostenvergleich startet die CNG-Mobilität mit
einer Bürde. CNG-Fahrzeuge sind in aller Regel teurer als
die entsprechende Diesel- oder Benzinvariante. Dieser
Nachteil macht sich nicht nur bei den höheren Anschaffungskosten
bemerkbar, sondern stellt eine erhebliche
Belastung für den Vertrieb von Dienstfahrzeugen dar, da
sich bei diesen der vom Arbeitnehmer zu versteuernde
Anteil nach dem Verkaufspreis bemisst. Es sollte daher
intensiv darüber nachgedacht werden, ob der Anteil des
geldwerten Vorteils am Neuwagenpreis beim Kauf von
CNG-Fahrzeugen vor dem Hintergrund der vorteilhaften
Umweltbilanz von CNG-Fahrzeugen nicht gesenkt werden
sollte. Entsprechende Überlegungen konnten sich
aber bisher weder im Rahmen der MKS noch im Koalitionsvertrag
der Bundesregierung durchsetzen [12].
Fahrt bekommt die CNG-Mobilität aber aufgrund der
Kraftstoffpreise, denn CNG wird an Tankstellen weit
günstiger als Diesel und Benzin angeboten. Dies ist vor
allem dem günstigen Erdgaspreis geschuldet. In diesen
Preisvorteil fließt aber auch die Ermäßigung der Energiesteuer
als wichtige Größe ein. Zu einem Aufatmen in
der Branche hat daher der Koalitionsvortrag der Bundesregierung
geführt, nach dem die bis 2018 begrenzte
Energiesteuerermäßigung aufgrund der sehr guten Umweltbilanz
von Erdgas fortgeschrieben werden soll [13].
Unsicherheiten über die Weiterführung hatten bis dahin
teilweise Käufer, Flottenbetreiber und Investoren von
einer Entscheidung für die CNG-Mobilität abgehalten.
Durch die Beibehaltung der niedrigeren Energiesteuer
bleibt Erdgas und Biomethan als Kraftstoff langfristig
deutlich günstiger als Benzin und Diesel. Im Ergebnis
amortisieren sich die höheren Anschaffungskosten daher
in wenigen Jahren.
Umso bedauerlicher ist es aber, dass diese Kostenvorteile
der CNG-Mobilität, neben dem Umstand, dass
diese genauso sicher ist wie andere Technologien, kaum
bekannt sind. Daher sollten diese besser und breiter
kommuniziert werden. Ideal wäre hier eine gemeinsame
Anstrengung von Politik, Erdgaswirtschaft, Tankstellenbetreibern
und Herstellern. Darüber hinaus sollten
auch die Medien für die Vorzüge und die Thematik gewonnen
werden.
Eine große Bedeutung könnte aber auch eine transparente
Preisauszeichnung an Tankstellen haben, die
den Preisvorteil an Tankstellen offenlegt. An Tankstellen
erfolgt die Preisauszeichnung jedoch für Benzin, Diesel
und LNG in Liter und für CNG in Kilo, wobei die Energiegehalte
der Kraftstoffe erheblich abweichen. Ein Preisvergleich
ist daher ohne eine Umrechnung kaum möglich.
Dem Tankkunden erschließt sich damit in aller Regel
nicht, dass Erdgas weit günstiger als Benzin, Diesel
und LNG ist. Tragfähige Lösungen werden derzeit zwar
zwischen den Betroffenen und Branchenakteuren abgestimmt.
Dabei ist jedoch auch der Gesetzgeber gefordert.
Dies gilt sicher für den nationalen Gesetzgeber im
Hinblick auf die Preisangabenverordnung sowie in Bezug
auf wettbewerbs- und eichrechtliche Vorgaben. Darüber
hinaus könnte es notwendig sein, dass auch auf
europäischer Ebene eine Anpassung erfolgt [14].
Als Bremsklotz wurde von der Branche aber auch das
Tankstellennetz identifiziert. Über 900 CNG-Tankstellen
reichen zwar aus, um jeden Ort in Deutschland zu erreichen,
zumal CNG-Fahrzeuge noch mit einem Zusatztank
für Benzin ausgerüstet sind, welcher für mehrere Hundert
Kilometer reicht. Allerdings tun sich in manchen
ländlichen Gebieten und an Autobahnen erheblich Lücken
auf und der Tankkunde ist es weder gewohnt, zusätzliche
Strecken für die Betankung auf sich zu nehmen,
noch die Autobahn zum Tanken zu verlassen.
Letzteres hat insbesondere für Geschäftskunden eine
hohe Bedeutung. Daher sehen viele potenzielle Käufer
vom Kauf von CNG-Fahrzeugen ab. Diese können nur
gewonnen werden, wenn das Tankstellennetz besser
ausgebaut wird.
Tankstellen wiederum können jedoch nur wirtschaftlich
betrieben werden, wenn genügend Fahrzeuge tanken.
Ein grober Richtwert ist, dass dazu mindestens
200 Erdgasfahrzeuge regelmäßig tanken müssen. Gerade
kurz nach der Errichtung und in bestimmten Regionen
wird diese Anzahl nicht erreicht. Daher wird in Einzelfällen
der Betrieb von CNG-Tankstellen, oft anlässlich
von größeren Revisionen, eingestellt und kaum neue
öffentliche Tankstellen errichtet.
Ohne eine erhebliche Erhöhung der Anzahl der CNG-
Fahrzeuge wird sich daher an der Tankstellensituation
nichts ändern. Ohne neue Tankstellen wird sich jedoch
die Anzahl der CNG-Fahrzeuge nur mäßig erhöhen lassen.
Es ergibt sich damit ein „Henne-Ei“-Problem, welches
sowohl von der MKS als auch im Koalitionsvertrag
der Bundesregierung erkannt wurde.
Diese „Henne-Ei“-Problematik lässt sich nur durch eine
parallele Förderung der bestehenden Tankstellen
und deren Neuerrichtung als auch der Förderung des
Fahrzeugabsatzes lösen. Es steht zu erwarten, dass sich
eine solche Förderung sowohl wirtschaftlich als auch im
Hinblick auf die Umwelt schnell amortisiert. Wirtschaftlich
bringt die Förderung eine Rendite, weil durch die
CNG-Mobilität sowohl der Privat- als auch der Wirtschaftssektor
von Mobilitätskosten entlastet werden
und mit kaum einem anderen Energieträger eine Energiewende
günstiger zu haben ist. Eine solche Förderung
ist dabei nicht grenzenlos notwendig. Ein sich selbst
tragender Markt wäre nach Branchenberechnungen bei
900 000 Fahrzeugen und 1400 Tankstellen erreicht.
Der Betrieb und der Neubau von Tankstellen könnten
sachgerecht ohne größere Kostenbelastungen
durch eine Festlegung oder Rabattierung der Leistungsentgelte
für die Entnahme von Gas aus dem Erdgasnetz
März 2014
144 gwf-Gas Erdgas

Biogas
Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
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| FACHBERICHTE
|
Biogas
gefördert werden. CNG-Tankstellen haben oft sehr hohe
Leistungsspitzen in zeitlich begrenzten Zeiträumen. Daraus
müssen sie in aller Regel weit höhere Leistungsentgelte
entrichten als Wirtschaftsbetriebe. Gerade im Anfangsbetrieb
übersteigen die Leistungsentgelte oft die
Arbeitsentgelte. Entsprechende Vorschläge wurden von
der Branche entwickelt [15]. Darüber hinaus ist an eine
Verbesserung der investiven Förderung zu denken.
Der Fahrzeugabsatz sollte durch eine Änderung der
steuerlichen Vorschriften über den geldwerten Vorteil,
direkte Kaufanreize und eine transparente Preisauszeichnung
an den Tankstellen gefördert werden.
4. Schlüsselfaktoren Biomethanmobilität
Insbesondere im Hinblick auf Treibhausgasemissionen
hat Biomethan eine noch bessere Bilanz als Erdgas. Zudem
punktet Biomethan aufgrund seiner Erneuerbarkeit.
Auf der anderen Seite sind die Gestehungskosten
für Biomethan weit höher. Da Verbraucher von Kraftstoff
kaum bereit sind, für umweltfreundlichere Produkte
mehr zu bezahlen, muss Biomethan an der Tankstelle zu
den Gestehungskosten von Erdgas bereitgestellt werden.
Die dazu notwendige Förderung wird in der Praxis
über das Biokraftstoffquotenmodell erreicht.
Nach § 37a Abs. 3 BImSchG ist die Mineralölwirtschaft
verpflichtet, einen Mindestanteil von Biokraftstoffen
in den Verkehr zu bringen. Wird die Quote nicht
erfüllt, wird eine Pönale fällig. Im Gesetz ist nicht festgelegt,
in welcher Form der Anteil in den Markt eingebracht
werden soll. Vielmehr ist jeder Unternehmer, der
Kraftstoffe (Motorenbenzin, Dieselkraftstoffe etc.) in
den Verkehr bringt, verpflichtet zu gewährleisten, dass
die von ihm vertriebene Menge von Kraftstoffen den für
das jeweilige Jahr gesetzlich vorgesehenen Prozentsatz
an Biokraftstoffen enthält. Dies kann durch Beimischung
bei den vertriebenen Mineralölprodukten erfolgen,
aber auch durch einen getrennten Vertrieb der Biokraftstoffe.
Ursprünglich war nicht vorgesehen gewesen, dass
diese Biokraftstoffquote auch mittels Biogas bzw. Biomethan
erfüllt werden kann. Dies änderte sich im Rahmen
einer Gesetzesänderung im Jahr 2009. Seitdem
kann gemäß § 37a Abs. 4 Satz 1 BImSchG die Biokraftstoffquote
auch durch die Beimischung von auf Erdgasqualität
aufbereitetem Biogas (Biomethan) zu Erdgaskraftstoffen
erfüllt werden. Das Biomethan muss allerdings
den Anforderungen der Biokraft-NachV und den
von der 10. BImSchV für die Verwendung von Erdgas als
Kraftstoff aufgestellten Gasqualitätsanforderungen genügen.
Da die Quote zudem handelbar ist und den Mineralölunternehmen
freigestellt ist, auf welche Weise sie diese
erfüllen, kann der Betreiber von CNG-Tankstellen
durch den Absatz von Biomethan einen Zusatzerlös
durch die Übertragung des nicht benötigten Quotenanteils
erzielen.
Diese waren in der Vergangenheit vor allem aufgrund
der doppelten Anrechnung von Biomethan aus
bestimmten Abfallstoffen ausreichend, um Biomethan
wirtschaftlich auf den Erdgaspreis zu nivellieren. Zu beachten
ist jedoch, dass der Biokraftstoffquotenmarkt ein
hart umkämpfter Weltmarkt ist. Die Preisentwicklung
für die Quote ist daher schon deshalb schwer einschätzbar.
Darüber hinaus ist festzustellen, dass erhebliche
Quotenmengen im Markt sind, weshalb seit der Einführung
des Systems wohl noch keine Strafzahlung in nennenswerter
Höhe fällig geworden ist. Auch dies zeigt,
dass die Biokraftstoffquote mit derzeit 6,25 % deutlich
zu gering angesetzt ist. Eine Entlastung dieser Marktsituation
ist auch nicht durch die Umstellung des derzeitigen
Systems mit energetischen Mindestzielen im Jahr
2015 durch die Treibhausgasminderungs-Quote zu erwarten.
Die Kraftstoffunternehmen sind dann verpflichtet,
die Emissionen von CO 2 -Äquivalenten ihrer gesamten
Absatzmenge um 3 % zu senken. Diese Verpflichtung
erhöht sich 2017 auf 4,5 % und 2020 auf 7 %. Diese
Ziele können die Situation nicht entspannen und stellen
auch nicht sicher, dass die übergeordneten EU-Ziele erreicht
werden. Sie sollten daher erheblich nach oben
angepasst werden.
Weiter hat die Branche mit Handelsbeschränkungen
zu kämpfen. So kann die Quote zwar von Mineralölunternehmen
in zukünftige Abrechnungszeiträume übertragen
werden. Dies gilt jedoch nicht für andere Quoteninhaber.
Eine Aufhebung dieser Beschränkung sollte
durch den Verordnungsgeber erfolgen.
Biomethan muss strenge Nachhaltigkeitsvorgaben
erfüllen, die detailliert überwacht werden. Die Praxis
zeigt jedoch, dass diese die Notwendigkeiten der Biomethanerzeugung
und des Biomethanhandels nur bedingt
reflektieren. Dies ist daraus erklärbar, dass diese
auf flüssige Kraftstoffe zugeschnitten wurden. Gleichwohl
ist hier eine dringende Anpassung erforderlich.
Darüber hinaus ist festzustellen, dass die Umsetzung
der rechtlichen Vorgaben durch staatliche Institutionen
und Zertifizierer optimiert werden kann. So ist zum einen
festzustellen, dass überzogene Forderungen hinsichtlich
der gemeinsamen Vergärung von Stoffen, die
unterschiedlich auf die Quote angerechnet werden, bestehen.
Zum anderen sollten die Nachweisanforderungen
und der Prüfungsaufwand hinterfragt werden.
5. Fazit
Auch im Kraftstoffsektor muss Deutschland die Energiewende
voranbringen, damit Mobilität auch in Zukunft
bezahlbar bleibt und um die mobilitätsbedingten Umweltschäden
zu begrenzen. Zur Erfüllung beider Ziele,
kann Erdgas und Biomethan erheblich beitragen. Dazu
ist die schon jetzt ausgereifte Technologie über die
Marktschwelle zu heben, welche bei circa 900 000 Fahrzeugen
und rund 1400 Tankstellen liegt. Da sich bei der
Entwicklung der Fahrzeuge und Tankstellen ein „Henne-
März 2014
146 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
Ei“-Problem stellt, sollte die Fahrzeug- und die Tankstellenentwicklung
parallel gestützt werden. Die dazu notwendige
Unterstützung ist vergleichsweise gering, da
bereits eine ausgereifte Technik vorhanden ist und viele
Akteure bereits in Vorleistung getreten sind. Die Förderung
kann dabei als Investition angesehen werden, die
sich aufgrund der bekannten Parameter mit Sicherheit
in einer günstigen und einer umweltgerechteren Mobilität
auszahlt. Aufgrund der noch besseren Treibhausgasbilanz
erscheint es dabei angemessen, Biomethan
im Kraftstoffbereich durch höhere Quotenziele zu fördern
und den Rechtsrahmen adäquat auf Biomethan
bezogen auszugestalten.
Literatur
[1] Die Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung
(MKS), Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung,
http://www.bmvi.de/SharedDocs/DE/Anlage/UI-
MKS/mks-strategie-final.pdf?__blob=publicationFile [abgerufen
am 03.02.2014], S. 5.
[2] http://www.energiewirtschaft.net/HTML/PeakOil_01.html
[abgerufen am 04.02.2014].
[3] http://www.pkw-label.de/uploads/media/Umfrageergebnisse_pkw-label_13-12-27.pdf
[abgerufen am 03.02.2014].
[4] www.energiewirtschaft.net [abgerufen am 04.02.2014].
[5] Vgl. Erdölpreis, http://www.finanzen.net/rohstoffe/oelpreis
[abgerufen am 31.01.2014].
[6] Die Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung
(MKS), Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung,
http://www.bmvi.de/SharedDocs/DE/Anlage/UI-
MKS/mks-strategie-final.pdf?__blob=publicationFile [abgerufen
am 03.02.2014], S. 15.
[7] Eine gute und aktuelle Übersicht findet sich auf: www.erdgas-mobil.de.
[8] Quelle: gibgas.
[9] DVGW, Technische Regel – Arbeitsblatt, DVGW G 262 (A),
September 2011, S. 19.
[10] http://www.erdgasautos.at/static/uploads/presse/01_fgw_
broschuere_cng.pdf, S. 9, [abgerufen am 06.02.2014].
[11] Deutsche Energieagentur, Erdgas und Biomethan im künftigen
Kraftstoffmix, Berlin, September 2009, S. 10 f.
[12] Vgl. Die Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung
(MKS), Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung,
http://www.bmvi.de/SharedDocs/DE/Anlage/
UI-MKS/mks-strategie-final.pdf?__blob=publicationFile [abgerufen
am 03.02.2014], S. 1 ff.; Deutschlands Zukunft gestalten
– Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, 18.
Legislaturperiode, https://www.cdu.de/sites/default/files/
media/dokumente/koalitionsvertrag.pdf [abgerufen am
06.02.2014], S. 1 ff.
[13] Deutschlands Zukunft gestalten – Koalitionsvertrag zwischen
CDU, CSU und SPD, 18. Legislaturperiode, https://
www.cdu.de/sites/default/files/media/dokumente/koalitionsvertrag.pdf
[abgerufen am 06.02.2014], S. 32.
[14] Vgl. dazu auch Ahnis, E.; Kriener A.; Bujek K.: Einheitliche Preisauszeichnung
alternativer Kraftstoffe am Beispiel von G-
und E-Mobility, EnWZ 12.2013, S. 538.
[15] BDEW, Positionspapier zum Vorschlag der erdgas mobil
GmbH: „Neugestaltung von Netzentgelten für Erdgastankstellen“,
Berlin, 23. Mai 2012.
Autor
RA Dipl.-Betr. (BA) René Walter
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| FACHBERICHTE
|
Biogas
Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt
Kombikraftwerk2 aus Sicht der
Biogastechnologie
Biogas, Kombikraftwerk, Systemdienstleistungen, 100 % erneuerbare Energien,
stabiler Netzbetrieb, Praxistest, virtuelles Kraftwerk
Oliver Grün und Dirk Kirchner
Das Forschungsprojekt „Kombikraftwerk2“ befasst
sich mit der Fragestellung eines zukünftig rein regenerativen
Stromsystems und welcher Bedarf an Systemdienstleistungen
und Energiespeicher damit in
Deutschland einhergeht, um einen sicheren Netzbetrieb
zu gewährleisten. Dies wurde unter anderem im
Rahmen von Simulationen des elektrischen Netzes
und Praxistests untersucht. Hierzu wurden Wind-,
Photovoltaik- und Biogasanlagen zu einem virtuellen
Kraftwerk zusammengeschaltet. Die Ergebnisse zeigen,
dass ein sicherer Netzbetrieb allein durch Erneuerbare
Energieerzeuger möglich ist und das Erneuerbare
Energie Anlagen – explizit Biogasanlagen – heute
schon Systemdienstleistungen nach den aktuellen
Rahmenbedingungen anbieten können. So wurden
im Rahmen des Praxistests vier Bestandsbiogasanlagen
mit BHWKs von unterschiedlichen Herstellern
gefahren. Zwischen den Anlagen zeigen sich deutliche
Unterschiede im Hinblick auf die Reaktionsgeschwindigkeit
und die Genauigkeit der Einhaltung
der Sollwerte. Obwohl nur Bestandsanlagen gefahren
wurden, die nicht explizit für eine flexible Fahrweise
ausgelegt sind, zeigen die Messungen, dass sogar Primärregelleistung
angeboten werden kann.
Results from the research project Kombikraftwerk2
from the perspective of biogas technology
The research project Kombikraftwerk2 dealt with the
management of a grid system using solely renewable
energy power supplies. Energy storage and grid service
demands were analyzed to determine the necessary
parameters for a secure grid operation. Grid
simulations and practical tests were carried out. For
the practical tests, wind parks, biogas plants and PV
plants were connected to be a virtual power plant.
The results show that a secure grid operation using
only renewable energy power supplies is possible and
that renewable energy power supplies – especially
biogas plants – are able to supply grid services under
actually regulatory frameworks. During practical
tests, four biogas plants with CHP from different CHP
manufactures were used. Despite the fact that only
existing biogas plants were used -which were note
especially built to produce energy on a flexible basisthe
test results demonstrate that there were clearly
differences in the reaction time and control accuracy
and that the biogas plants are capable of delivering
primary operating reserve.
1. Hintergrundinformationen zum
Kombikraftwerk2
Durch den zunehmenden Anteil an Erneuerbaren Energieerzeugern
ist es erforderlich, dass auch die erneuerbaren
Erzeuger einen Beitrag zur Stützung der elektrischen
Netze leisten und diese in Richtung einer Vollversorgung
durch erneuerbare Energien vollständig
von den konventionellen Energieerzeugern übernehmen.
Das auf drei Jahre angelegte Forschungsprojekt
„Kombikraftwerk2“ (Bild 1) untersucht, wie dieses rein
regenerative Stromsystem funktionieren kann und welchen
Bedarf es an Systemdienstleistungen geben wird.
Zugleich wurden Möglichkeiten erforscht, wie Erneuerbare-Energienanlagen,
die zur Netzstabilität notwenigen
Dienstleistungen erbringen können. Lösungsansätze
an realen Anlagen wurden darüber hinaus in Form
von Praxistests untersucht. Das Projektkonsortium aus
Wissenschafts- und Industriepartnern bestand von 2011
bis 2013. Beteiligt waren unter anderem das Fraunhofer
Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik
(IWES), ÖKOBIT GmbH und weitere Partner [1]. Das Projekt
wurde gefördert durch das Bundesministerium für
Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Kombikraftwerk2
baut auf dem schon 2007 begonnenen Projekt
Kombikraftwerk1 auf, in dem unter anderem die
Machbarkeit einer vollständig auf regenerativen Quellen
aufbauenden Stromversorgung demonstriert wurde.
Die Betrachtung der für einen stabilen Netzbetrieb
März 2014
148 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
notwendigen Systemdienstleistungen war im Kombikraftwerk1
nicht Gegenstand des Projektes. Dieser Aspekt
wurde daher sowohl theoretisch als auch praktisch
Kerninhalt des Projektes Kombikraftwerk2.
2. Beschreibung zur Simulation und
Praxistests
Aufgrund der Komplexität der Fragestellungen des Projektes
Kombikraftwerk2 wurde zunächst der Betrachtungsrahmen
genau definiert. Zur Konzentration auf die
Kernaufgabe des Projekts wurden folgende Aspekte
nicht detailliert untersucht: Wärme- und Verkehrssektor,
Kostenbetrachtung und Kostenoptimierung. Die Abbildung
eines möglichen Energiemixes wurde ausgewählt
(Tabelle 1) ohne einen festen Zeitpunkt für das Erreichen
des betrachteten Strommixes festzulegen.
Aufbauend auf dem Szenario mit 100 % Stromversorgung
in Deutschland durch Erneuerbare Energien, abgeleitet
aus der Studie „Leitstudie 2010“ [2], wurde ein
räumlich und zeitlich hoch aufgelöstes Beispiel der
Standorte und Erzeugungscharakteristiken der Erneuerbaren
Anlagen (Wind, PV, Biomasse etc.), Speicher und
Verbraucher erstellt. Dies bildet zusammen mit einem
Netzmodell in Anlehnung an DENA [3] und NEP2012 [4]
die Grundlage für eine ganzjährige und räumlich hoch
aufgelöste Betrachtung des Höchstspannungsnetzes.
Die Energieerzeugung wurde hierbei den jeweiligen
Netzknotenpunkten des Höchstspannungsnetzes zugeordnet
(Tabelle 1). Die folgenden Parameter waren Inhalt
der Simulation:
••
Frequenzstabilität (Regelleistungsbedarf, Regelleistungsdeckung,
dynamische Frequenzstabilität)
••
Spannungshaltung (Blindleistungsbedarf, Blindleistungsdeckung)
Engpassmanagement
n-1-Sicherheit
••
Standort von Power-to-Gas-Anlagen (PtG) und
Methankraftwerken zur Netzentlastung
Bild 1. Logo-Kombikraftwerk2.
Tabelle 1. Erzeuger und Verbraucher im 100 %-EE-Szenario.
Erzeugung
Jahresenergieertrag
[TWh]
installierte
Leistung [GW]
Jahresvolllaststunden
[h]
Anteil an der
Stromerzeugung
[%]
Verbrauch
Jahresenergieverbrauch
[TWh]
installierte
Leistung [GW]
Jahresvolllaststunden
[h]
Anteil am
Stromverbrauch
[%]
Import 11,5 20 325 Export 11,5 36,6 314
Überschuss 58,5
onshore Wind 213,9 87 2 584 35,58
offshore Wind 108,7 40 3 862 18,08
Photovoltaik 119,7 133,7 909 19,91
Bioenergie vor Ort 34,5 17,3 2 000 5,74
Biomethan 26 * 4,33
Geothermie 41 4,7 8 760 6,82
Wasserkraft 25 4,8 5 253 4,16
Pumpspeicher 11,1 12,6 883 1,85
523,6 87,09
8,7 1,45
14,8 11,2 1.318 2,46
Batterien 2,7 55 49 0,45 Batterien 3,2 55 58 0,53
Methankraftwerke 18,5 53,8* 828* 3,08
alte &
neue Verbraucher
Netzverluste
Pumpspeicher
Power-to-
Gas
50,9 13,1 3.869 8,47
Σ 601,2 Σ 100 Σ 601,2 Σ 100
* Verstromung von Biomethan und Methan aus den PtG-Anlagen
März 2014
gwf-Gas Erdgas 149

| FACHBERICHTE
|
Biogas
••
Größe und Energieerzeugung/Verbrauch von Powerto-Gas-Anlagen
und Methankraftwerken zum Ausgleich
der Erzeugungsschwankungen
Bild 2. Screenshot der Benutzeroberfläche der Kombikraftwerks-
Leitwarte im Praxistest.
Bei den Power-to-Gas Anlagen (PtG) wird hierbei überschüssige
elektrische Energie in Methan umgewandelt,
welches in Zeiten mit elektrischem Energiemangel zusammen
mit dem Biomethan in Methankraftwerken
verstromt wird.
Parallel zu den theoretischen Arbeiten fanden Praxistests
statt. Dazu wurden Wind-, Photovoltaik-, und Biogasanlagen
sowohl einzeln zur Vorbereitung getestet
als auch später über eine Leitwarte zentral gesteuert.
Der Test beinhaltete die Bereitstellung von Regelleistung
inklusive Abfahren von zwei Sollwertsprüngen sowie
dem aktuell im Netz anliegenden Primärregelleistungsbedarfs.
Der Anlagenpark bestand aus 37 Windkraftanlagen
mit einer elektrischen Leistung von
76,4 MW el sowie 12 Photovoltaikanlagen mit ca. 1 MW el
und vier Biogasanlagen mit 3,6 MW el . Bild 2 zeigt die Visualisierung
der Leitwarte während des Praxistests. Dieser
wurde während der Präsentation der zentralen Projektergebnisse
am 30.10.2013 in Berlin live übertragen.
Detaillierte Messergebnisse der Biogasanlagen aus der
Vorbereitungsphase finden sich in Kapitel 5. Weitere Informationen,
Bild- und Videomaterial sowie räumlich
aufgelöste Jahreszeitenverläufe der Stromproduktion
sind auf der Projekthomepage einsehbar (www.kombikraftwerk.de).
3. Detail Simulation
Mithilfe von detaillierten Netzsimulationen wurde zum
einen unter Berücksichtigung der n-1 Kriterien, der weitere
notwendige Netzausbau für eine sichere Versorgung
Deutschlands durch erneuerbare Energieerzeuger
bestimmt. Zum anderen waren Standorte von PtG-Anlagen
sowie der Methankraftwerke und der Bedarf an
Systemdienstleistungen Teil der Ermittlung.
Kriterium für die Standortwahl der PtG-Anlagen und
Methankraftwerke war die Vermeidung von Redispatchmaßnahmen
und Netzengpässen. Hierdurch ergaben
sich für die Methankraftwerke, Standorte in der Nähe
von Ballungsgebieten und Lastzentren. Die Standorte
der PtG-Anlagen lagen vornehmlich im Norden bei großen
Onshore- und Offshore-Windparks. Dies ist darauf
zurückzuführen, dass im Norden Deutschlands die größten
elektrischen Erzeuger stehen, während in Mitteldeutschland
und in Süddeutschland der Energieverbrauch
am höchsten ist.
Die Ermittlung des Regelenergiebedarfs fand zum einen
auf Basis des Graf-Haubrich-Verfahrens [5] (statisches
Verfahren) und einem neuen dynamischen Verfahren
statt, welches im Rahmen des Projektes Kombikraftwerk2
von Fraunhofer IWES entwickelt wurde. Last-,
Wind-, PV-Prognosefehler, Lastrauschen sowie eine Prognose
der Kraftwerksausfälle finden in beiden Verfahren
Berücksichtigung. Beim statischen Verfahren wird für einen
Zeitraum von drei Monaten jeweils der Regelenergiebedarf
berechnet. Hierbei können Wind- und PV-
Energieerzeugung aufgrund des kleinen Prognosezeitraums
von drei Tagen nicht berücksichtigt werden. Dies
führt tendenziell zu einem höheren Regelenergiebedarf
als notwendig. Beim dynamischen Verfahren wird hingegen
immer für den Folgetag der Regelenergiebedarf be-
Tabelle 2. Statisch und dynamischer Regelenergiebedarf im 100 %-EE-Szenario.
Statisch (100 % EE) Dynamisch (100 % EE) Bedarf (4.Quartal 2012)
Pos. [MW] Neg. [MW] Pos. [MW] Neg. [MW] Pos. [MW] Neg. [MW]
Ø GR 11 149 8 674 4 488 4 490 4 535 4 562
min GR – – 1 650 1 347 – –
max GR – – 9 870 7 702 – –
Ø SRL 4 593 3 848 2 031 2 022 2 109 2 149
min SRL – – 795 820 – –
max SRL – – 4 437 4 435 – –
Ø MRL 6 556 4 826 2 457 2 468 2 426 2 413
min MRL – – 188 125 – –
max MRL – – 5 963 4 522 –
PRL 592 592 592 592 592 592
März 2014
150 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
rechnet. Aufgrund des kurzen Betrachtungszeitraums
finden die Prognosen für die Energieerzeugung aus
Wind- und PV-Anlagen in der dynamischen Berechnung
Berücksichtigung. Die Abschätzung des Regelenergiebedarfs
entspricht dadurch eher dem tatsächlichen Bedarf.
Die Simulationen ergaben einen statisch durchschnittlichen
positiven Gesamtregelleistungsbedarf
(GR) von 11 149 MW und einen statisch durchschnittlichen
negativen Gesamtregelleistungsbedarf von 8 674
MW. Der durchschnittliche dynamische Gesamtregelleistungsbedarf
liegt bei positiver und negativer Regelenergie
bei ca. 4 490 MW. Die Zahlen beinhalten jeweils
den Bedarf für Sekundär- (SRL) und Minutenregelenergie
(MRL). Der Bedarf an Primärregelenergie (PRL) liegt
nach regelleistung.net [6] bei ± 592 MW. Die Aufteilung
des Regelenergiebedarfs in die unteren Kategorien Primär-,
Sekundär- und Minutenregelenergie ist Tabelle 2
zu entnehmen.
Biomasseanlagen mit Vorortverstromung sowie Biomethankraftwerke
ermöglichen mit einer installierten
Leistung von 50 GW den Bedarf an Regelenergie, unter
Berücksichtigung eines Leistungsregelbereichs von 60–
100 % der Nennleistung, nahezu vollständig abzudecken.
Hierbei können Biomasseanlagen mit Vorortverstromung
± 3,46 GW bereitstellen und Biomethankraftwerke
± 6,64 GW.
Der Blindleistungsbedarf ist vornehmlich eine lokale
Größe und wird im elektrischen Netz durch die Belastung
der elektrischen Leitungen sowie durch die elektrischen
Verbraucher und Erzeuger hervorgerufen. Verbraucher
sind hierbei meist induktiv und benötigen zur
Kompensation kapazitive (positive) Blindleistung. Elektrische
Leitungen sind meist kapazitiv und benötigen induktive
(negative) Blindleistung. Der Blindleistungsbedarf
an den jeweiligen Netzknoten wurde anhand einer
ganzjährigen Simulation unter Berücksichtigung des
Kriteriums, dass die Spannungsschwankungsbreite an
den Netzknoten nicht mehr als ± 10 % betragen darf,
ermittelt. Ebenso wurden die zeitlichen Verbrauchsschwankungen
und die Erzeugungsschwankungen von
Windkraftanlagen, PV-Anlagen und weiteren Erzeugern
berücksichtigt.
In den Ballungsgebieten und Lastzentren ergab sich
hierbei der größte Bedarf an kapazitiver Blindleistung.
Desweiteren zeigte sich im Transportnetz in Regionen
mit geringer Last und großer Erzeugung der größte Bedarf
an induktiver Blindleistung. In der Summe kann der
kapazitive Blindleistungsüberschuss des Transportnetzes
an vielen Standorten den kapazitiven Blindleistungsbedarf
der Last kompensieren und umgekehrt
(Bild 3–5). Die Ergebnisse der Simulation zeigen auf,
dass der Blindleistungsbedarf zu jedem Zeitpunkt und
an jedem Netzknotenpunkt durch Erneuerbare Energieerzeuger
und Methankraftwerke gedeckt werden kann
(Bild 6). Das Potenzial für Biomasse liegt hierbei im Ma-
▲ Bild 3. Blindleistungsbedarf
der Last.
▲ Bild 4. Blindleistungsbedarf
des Übertragungsnetzes.
◀ Bild 5. Gesamt Blindleistungsbedarf.
Bild 6. Blindleistungsbedarf der Last und des Übertragungsnetzes
(Transportnetzes) und das jeweilige Blindleistungsbereitstellungspotenzial
der einzelnen erneuerbaren Energieerzeuger.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 151

| FACHBERICHTE
|
Biogas
ximum bei 10 GW zur Deckung des Blindleistungsbedarfs
des Übertragungsnetzes und bei ca. 5 GW zur Deckung
des Bedarfs der Last.
Bild 7. Aufbau Datenaustausch.
Bild 8. Regelungskonzept des Kombikraftwerk2.
Bild 9. Muster des Abrufsignals mit den drei zeitlichen Abschnitten.
Bild 10. Schematischer
Aufbau Druckmessung
im
Gassystem beim
Vortest.
4. Aufbau Praxistest Biogas
Vier Biogasanlagen, die am Praxistest teilnahmen, wurde
mit einer zusätzlichen Schnittstelle vor Ort versehen.
Diese griff über die zentrale Steuerung der Gesamtbiogasanlage
auf die BHKWs zu. Über die Schnittstelle wurden
relevante Daten der Biogasanlagen, wie aktueller
Gasblasenfüllstand, aktuelle BHKW-Leistung usw. ausgelesen
sowie die für die Regelleistung notwendigen
Daten (zum Beispiel Aktivierungssignal, Bereitschaftssignal,
Sollwert) an die Steuerung übergeben. In der
Schnittstelle sind die notwendigen Algorithmen für die
Praxistests integriert, vor dem Hintergrund möglichst
wenige Änderungen an der zentralen Steuerung der
bestehenden Biogasanlagen durchzuführen um den
Programmieraufwand zu reduzieren. Die Kommunikation
zur zentralen Leitwarte in Kassel erfolgte über eine
VPN Verbindung.
Der zeitliche Ablauf des Praxistests ist in Bild 7 dargestellt.
Der Betreiber wurde vorab über den geplanten
Test informiert und schaltete die Anlage für den Test frei.
Das Bereitschaftssignal überführte die Anlage in den
Bereitschaftszustand mit den entsprechenden Ausgangswerten
der elektrischen Leistung. Aufgrund der
Messung des Netzzustandes bzw. der aktuellen Netzfrequenz
erstellte die Leitwarte ein auf alle drei Sparten
(Wind, PV, Biogas) angepasstes Abrufsignal. Dabei wurden
für die PV- und Windenergieanlagen anhand von
zeitnahen Wetterprognosedaten, die zu dem Zeitpunkt
möglichen Regelleistungsbänder vorab ermittelt
(Bild 8). Die Übertragung der aktuellen Sollwerte an die
Anlagen findet kontinuierlich statt. Die lokalen Messwerte
sendete die Schnittstelle zur Dokumentation, Archivierung
und Auswertung an die Leitwarte.
Für die Tests wurden die in Bild 9 gezeigten Sollwertkurven
abgefahren. Der erste Teil des Signals besteht
aus einem an die Präqualifikation von Primärregelleistung
angelehnten Sollwertverlauf, der dritte Teil entsprechend
an dem der Sekundärregelleistung. Der Zwischenteil
beinhaltet den aktuellen Primärregelleistungsverlauf
anhand des aktuellen Netzzustandes. Im
Praxistest wurde dieser aufgrund der Messung in der
Leitwarte aktuell ermittelt und für die Sollwertbestimmung
genutzt. Für die ersten Praxistests wurde auf historische
Daten zurückgegriffen.
5. Ergebnisse Praxistest Biogas
Die Auswahl der Anlagen richtete sich danach, möglichst
unterschiedliche Aggregate – sowohl im Hinblick
auf Baujahr, Hersteller als auch Größe zu testen (Tabelle
3). Im Rahmen des Kombikraftwerks2 war jedoch
nicht die Möglichkeit gegeben ein Zündstrahlaggregat
in die Feldtests zu integrieren.
März 2014
152 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
Tabelle 3. Parameter der eingesetzten Biogas-BHKWs.
Nr. Motortyp elektrische Leistung
Summe Regelbereich Regelbereich
positiv/negativ
Untere Leistungsgrenze
[kW] [kW] [%] [kW] [kW]
Baujahr BHKW
1 Gas-Otto 2 mal 250 500 40 ± 100,0 300,0 2010
2 Gas-Otto 300 + 200 500 50 ± 125,0 250,0 2006 / 2007
3 Gas-Otto 889 + 536 1 425 45 ± 320,6 783,8 2013 / 2009
4 Gas-Otto 370 + 800 1 170 40 ± 234,0 702,0 2008 / 2011
Alle eingesetzten BHKWs sind nicht explizit für eine
flexible Fahrweise ausgerichtet. Die vier im Feldtest integrierten
Biogasanlagen beinhalten zusammen acht
BHKWs von fünf unterschiedlichen Herstellern. Anhand
der Vorgaben der BHKW-Hersteller und der Betreiber
der Biogasanlagen wurden für jedes BHKW Regelbereiche
definiert. So wurde beispielsweise für das 200 kW
BHKW der Biogasanlage 2 ein Regelbereich von 50 % bis
100 % der Nennleistung (100 bis 200 kW) angesetzt. Um
gleichermaßen positive und negative Regelleistung zu
erbringen, stehen in diesem Fall 25 % der Nennleistung
des BHKWs bzw. 50 kW zur Verfügung.
Bei der Installation der Schnittstelle im Schaltschrank
der Biogasanlage wurden die Sollwerte für die Vorbereitung
des zentralen Tests entlang der Rampe (Bild 9) als
Mustersignal gefahren.
Die am Test beteiligten Biogasanlagen sind Bestandsanlagen
der Baujahre 2006 bis 2009. Das Anlagenkonzept
der Rohbiogaserzeugung und -nutzung ist
dabei auf eine kontinuierliche Gasproduktion und Nutzung
ausgerichtet. Gasspeicher und Rohrleitung sind
bei der Planung des Anlagenbaus nicht für das Fahren
häufiger und steiler Leistungsgradienten der BHKWs
ausgelegt. Vor diesem Hintergrund wurde in einem frühen
Stadium des Projektes das Verhalten des Gasdrucks
im Gasspeicher (D1) und kurz vor dem Gasgebläse des
BHKWs (D2) gemessen (Bild 10) um somit Rückschlüsse
zu ziehen, ob die gewünschten Leistungsgradienten
auch mit der vorhandenen Gasstrecke realisierbar sind.
Aufgrund des niedrigen Arbeitsdrucks des Gasspeichers
bei klassischen Biogasanlagen (hier 3,5 mbar) ist
der nutzbare Differenzdruck zum Betrieb der Gasstrecke
gering. Wie in Bild 11 zu sehen ist hat der Leistungssprung
auf den Druck im Gasspeicher mit rund 0,5 mbar
nur einen verhältnismäßig geringen Einfluss. Aufgrund
des großen Einflusses der Witterungsbedingungen kann
dies auch von Veränderungen der Solareinstrahlung o. ä.
herrühren. Der Betrieb des Gasspeichers ist hiermit weiter
gegeben und kann bei Bedarf über die schon vorhandenen
Einstellorgane, wie Überströmventile angepasst
werden. An der Messstelle D2 (kurz vor dem Gasgebläse)
ist der Sprung des Messwerts mit 2,5 mbar deutlicher,
beeinflusst, aufgrund der direkten Nähe zum Gasgebläse
und dessen noch vorhandenem nutzbaren Arbeitsbereichs,
den Betrieb des BHKWs jedoch nicht.
Bild 11. Ergebnisse der Druckmessung im Gassystem beim Vortest.
Nachfolgend sind die Messergebnisse der Beispielanlagen
aufgeführt.
Auffällig an den Ergebnissen der Beispielanlage 1
(Bild 12) ist vorrangig der Zeitversatz zwischen dem
Sollwertsprung und der Leistungsänderung des BHKWs.
Insbesondere zu Beginn der Testfahrt vergehen fast
50 sec. bevor das Aggregat reagiert. Dies führt in Kombination
mit der sich einstellenden Leistungsänderung
dazu, dass der untere Sollwert nicht erreicht wird, da
nach rund 100 sec. die Sollwertvorgabe wieder ansteigt.
Erst im dritten Abschnitt des Sollwertsignals, welcher
der Sekundärregelleistung angepasst ist, folgt das
BHWK verhältnismäßig gut der Sollwertvorgabe und
hält die angesteuerten Leistungsniveaus sicher ein.
Beispielanlage 2 (Bild 13) bildet hierzu den Kontrast.
Das Ansprechverhalten auf die Sollwertänderung ist
sehr schnell und im Bereich der Primärregelleistung
(Abschnitt eins des Sollwertsignals) folgt das Aggregat
der Sollwertvorgabe sehr gut. Jedoch gibt es bei dem
unteren und oberen Plateau der Sollwerte deutliche
Über- und Unterschwinger. Diese sind auch in den zwei
folgenden Signalabschnitten deutlich vorhanden.
Das beste Verhalten bei den Tests zeigte sich bei Beispielanlage
3 (Bild 14). In allen drei Abschnitten des
Sollwertsignals folgt das Aggregat sehr zeitnah und genau
der Sollwertvorgabe. Sowohl bei Sollwertplateaus
als auch Sollwertänderungen folgt die Leistung der Vor-
März 2014
gwf-Gas Erdgas 153

| FACHBERICHTE
|
Biogas
Bild 12. Messergebnis Beispielanlage 1. Bild 13. Messergebnis Beispielanlage 2.
Bild 14. Messergebnis Beispielanlage 3.
Bild 15. Messergebnis Beispielanlage 3 mit Bewertung.
gabe sehr gut ohne große Überschwinger oder Schwankungen.
In Bild 15 wurde die Messkurve mit dem Leistungsband,
innerhalb derer die Leistung für das Erbringen
von Primärregelleistung (PRL) liegen darf,
überlagert. Hierbei ist zu sehen, dass dieses BHKW die
Präqualifikation für PRL erreichen kann.
6. Resümee
6.1 Gesamtprojekt
Die Berechnungen und Simulationen zeigen, dass eine
sichere und stabile Stromversorgung Deutschlands aus
100 % erneuerbaren Quellen zukünftig technisch möglich
ist, wenn Erneuerbare Energieerzeuger, Speicher
und Backupkraftwerke mit erneuerbarem Gas intelligent
zusammenwirken. Den Weg dorthin und welche
Systemdienstleistungen die Erneuerbaren Erzeuger erbringen
können, zeigt das Projekt Kombikraftwerk2.
Die Bereitstellung von Systemdienstleistungen ist bei
den Erneuerbaren Energieerzeugern jedoch noch nicht
implementiert. Ebenso besteht weiterer Forschungsbedarf
beim Thema Schwarzstart und Netzwiederaufbau
durch Erneuerbare Erzeuger. Des Weiteren ist eine Anpassung
der Regularien zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen
erforderlich, um allen erneuerbaren
Energieerzeugern die Möglichkeit zu geben, Systemdienstleistungen
bereitzustellen. Bei der Teilnahme am
Regelenergiemarkt ist es beispielsweise für Primär- und
Sekundärregelenergie erforderlich, für eine gesamte Woche
im Voraus die erbringbare Regelleistung anzugeben.
Windkraftanlagen und PV Anlagen ist daher eine Teilnahme
nicht möglich aufgrund der Schwankungen der Sonneneinstrahlung
und des Windes. Hier wäre eine Verkürzung
der Bereitstellungszeit auf einen Tag notwendig.
Der Feldtest hat gezeigt, dass Erneuerbare Energien
schon heute technisch in der Lage sind, wichtige Systemdienstleistungen
zu erbringen. Die Rahmenbedingungen
zur Markt- und Systemintegration müssen wie
oben erläutert dafür angepasst werden.
6.2 Biogas
Je nach BHKW Typ ist bereits heute die Bereitstellung
von Sekundär- und ggf. auch Primärregelleistung bei
Biogas-Bestandsanlagen möglich, welche BHKWs für
den Dauerbetrieb einsetzen. Der mögliche Regelbereich
und das Ergebnis der Leistungsmessung ist stark
vom BHKW-Modul/Hersteller abhängig. Bei ausreichender
Dimensionierung der Gasleitungen und Speicher
kann auch mit dem vorhandenen Gassystem für die
Frequenz/Spannungshaltung gearbeitet werden. Hierbei
ist jede Biogasanlage einzeln zu betrachten, insbesondere,
wenn die Flexibilisierung der Stromproduktion
durch den Zubau eines weiteren BHKWs realisiert
wird. Probemessungen zeigen, dass es im Anlagenbestand
(ohne Zubau an BHKW-Leistung) ohne techni-
März 2014
154 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
sche Änderungen am Gassystem möglich ist, mit dem
BHKW Regelleistung zu erbringen.
Bei der Suche nach möglichen Anlagen für das Projekt
Kombikraftwerk2 zeigte sich, dass die meisten Biogas-Aggregate
aktuell nicht für den Inselbetrieb und/
oder Schwarzstart geeignet sind.
Es ist notwendig Kommunikationsschnittstellen genau
zu betrachten und zu testen. Jede Anlage mit ihren
Besonderheiten und unterschiedlichen Betriebsweisen
muss einzeln analysiert werden (z. B. externe Wärmeabgabe!).
Neben Anpassungen am BHKW und der Steuerung
(größere Gasleitungen, andere Betriebskonzepte
für die Behälterdächer etc.) ist es unabdingbar auch
in der Rohgaserzeugung technische Änderungen
durchzuführen um das vollständige Potenzial an
Flexibilisierung zu nutzen. Durch die dezentrale Verteilung
der Biogasanlagen ist es möglich notwendige Systemdienstleistungen
auch dezentral zu erbringen, was
insbesondere bei lokal wirkenden Systemdienstleistungen,
wie der Blindleistung, zu einem verringerten Bedarf
an Netzausbau führt. Neben der Flexibili sierung der
Biogasanlagen können diese auch andere wichtige Systemdienstleistungen
anbieten. Hier ergeben sich zukünftig
neue Vermarktungschancen. Die Rolle von Biogas
im Energiemix wird und muss sich verändern. Biogas
kann dabei eine wichtige Rolle als Ausgleichsenergie
einnehmen – insbesondere bei hohen Anteilen an fluktuierenden
Erneuerbaren Energieerzeugern, wie Windoder
Solarenergie im Stromsystem.
Durch das Flexibilisieren von neuen und insbesondere
Bestandsbiogasanlagen kann der Bedarf an konventionellen,
fossilen Reservekraftwerken reduziert werden.
In einer ersten Abschätzung wurde (Bild 16 in Anlehnung
an M.Sterner [7]), der in 2050 mögliche Beitrag der
Biogasanlagen an der gesamten Mittel- und Spitzenlast
abgeschätzt. Dazu wurde in einem vereinfachten Ansatz
die gesamte installierte elektrische Leistung der Biogasanlagen
anhand der spezi fischen Volllaststundenwerte
(2 000, 4 000 und 7 000 h) und der gesamten Stromproduktion
aus Biogasanlagen in dem entsprechenden
Jahr aufgeteilt. Die Möglichkeit, die Biogas in Zukunft
als flexible Energiequelle somit bieten kann, ist anhand
des theoretisch möglichen Anteils von 34,6 % an der
Spitzenlastkapazität in 2050 deutlich zu sehen. Biogas
und feste Biomasse spielt im Übergang zu und innerhalb
einer 100 %-EE-Stromversorgung eine wichtige
Rolle, weil es als einzige Erneuerbare Energie die unmittelbare
Möglichkeit zur Zwischenspeicherung bietet.
Aufgrund der Option Biogaserzeugung und -nutzung
bei Biogasanlagen und Biomassevergasungsanlagen
(Bio-SNG) zeitlich und räumlich zu trennen, sowie bei
Holzheizkraftwerken, die Energieerzeugung zeitlich zu
verlagern, kann eine große Energiemenge im Tagesund
Jahresverlauf verschoben werden und somit wird
der Bedarf an konventionellen Reservekraftwerken als
sogenannte Brückentechnologie deutlich reduziert.
Bild 16. Veränderung der Aufteilung der Grund Mittel und Spitzenlastkapazitäten
bei zunehmenden Anteilen an Erneuerbaren Energien.
Literatur
[1] Projekt Kombikraftwerk2, wwwkombikraftwerk.de.
[2] DLR, Fraunhofer; IWES; InfE: Leitstudie 2010 – Langfristszenarien
und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren
Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung
in Europa und global, Schlussbericht BMU – FKZ
03MAP146, 2010.
[3] dena-Netzstudie II – Integration erneuerbarer Energien in
die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 mit
Ausblick auf 2025. Deutsche Energie Agentur, Berlin, 2010.
[4] 50 Hertz Transmission GmbH/Amprion GmbH/ EnBW Transportnetze
GmbH / TenneT T50 GmbH (Hrsg.): Netzentwicklungsplan
Strom 2012 – Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber,
30.5.2012.
[5] Consentec: Gutachten zur Höhe des Regelenergiebedarfs.
Im Auftrag der BNetzA., 2008.
[6] regelleistung.net: Ausschreibungsübersicht. Online verfügbar
unter https://www.regelleistung.net/ip/action/ausschreibung/public,
zuletzt geprüft am 04.12.2012.
[7] Sterner, M.: Energiewirtschaftliche Bewertung von Pumpspeicherwerken
und anderen Speichern im zukünftigen
Stromversorgungssystem, Fraunhofer IWES, Kassel 2010.
Autoren
Dipl. Ing (FH) Oliver Grün
ÖKOBIT GmbH |
Föhren |
Tel.: +49 6502 93859-32 |
E-Mail: oliver.gruen@oekobit-biogas.com
Dipl.-Ing. M.Sc. Dirk Kirchner
Fraunhofer Institut für Windenergie und
Energiesystemtechnik (IWES) |
Bioenergie-Systemtechnik |
Kassel |
Tel.: +49 561 7294 334 |
E-Mail: dirk.kirchner@iwes.fraunhofer.de
März 2014
gwf-Gas Erdgas 155

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Biologische Methanisierung von
fluktuierendem Wind- und Solarstrom
Power-to-Gas, Energiespeicher, Wasserstoff, biologische Methanisierung, Fermentermaterial,
Biomethan
Lukas Neumann, Martin Stubbe und Norbert Rilling
Der verstärkte Ausbau der erneuerbaren Energien im
Rahmen der „Energiewende“ hat durch die schwankende
Verfügbarkeit der Ressourcen Wind und Sonne
eine ebenso schwankende Verfügbarkeit von Energie
zur Folge. Um diese Schwankungen abzufangen und
eine gleichmäßige Energieversorgung aus hauptsächlich
erneuerbaren Quellen zu gewährleisten, sind
Speichervorrichtungen für Energie erforderlich. Aufgrund
seiner guten bereits vorhandenen logistischen
Verbreitung in Europa und günstiger Lager- und Verwendungsmöglichkeiten
eignet sich besonders der
Energieträger CH 4 als Speichermedium. CH 4 lässt
sich aus Strom mittels Elektrolyse von H 2 O und anschließender
Methanisierung des gebildeten H 2 und
CO 2 gewinnen. In dieser Studie wird eine biologische
Methanisierungsanlage vorgestellt, die über methanbildende
Mikroorganismen H 2 und CO 2 zu CH 4 umwandelt.
Durch eine selektive Anreicherung von
hochspezialisierten methanbildenden Kulturen aus
ihrem natürlichen Milieu konnte eine stabile und
sich selbst regulierende biologische Methanisierung
erreicht werden. Durch eine nachgeschaltete Aufreinigung
des methanisierten Gases können die vom
Gasnetzbetreiber vorgeschriebenen Kriterien für die
Einspeisung des zur Energiespeicherung verwendeten
CH 4 erreicht werden. Die hier vorgestellte biologische
Methanisierungsanlage eignet sich in Kombination
mit einer Biogasanlage besonders für den intermittierenden
Betrieb, wie er zur Speicherung
fluktuierender Energiemengen nötig ist.
Biological methanization of fluctuating wind and
solar electricity
As a result of the progress of renewable energy sources,
the fluctuating availability of electricity from wind
and solar sources entails fluctuations in the availability
of electricity. To compensate these fluctuations
and ensure the steady availability of energy mainly
from renewable sources, storage facilities for energy
are needed. In view of the widely available logistic
facilities in Europe and very good possibilities of storage
and application, CH 4 can be used as storage medium
to compensate peak energy demands. Electricity
can be converted into methane by the electrolysis
of H 2 O, followed by methanization of the H 2 formed
by the electrolytic process and CO 2 . This study presents
a biological methanization plant in which a
population of methanogenic microorganisms converts
H 2 and CO 2 to CH 4 . By selective growth of highly
specialized methane-forming cultures from their natural
environment stable and self-regulating biological
methanization was obtained. The methanized gas
was treated in a gas processing plant so that the feeding
criteria prescribed by the gas network provider
can be met. In combination with a biogas plant, the
biological methanization plant described below is
suited particularly for intermittent operation, the
type needed for storing fluctuating amounts of energy.
The combination of cleaning and methanization
provides an option for converting fluctuating wind
and solar electricity into CH 4 locally at any site of a
biogas plant with a gas treatment unit.
1. Hintergrund
Durch die Veränderungen in der Energiebereitstellung
in Deutschland im Rahmen der beginnenden Energiewende
wird nicht nur der Ausbau der Energieleitungsnetze,
sondern ebenfalls eine effektive Möglichkeit zur
Energiespeicherung immer bedeutender [1]. Schon
heute übersteigt die Summe der installierten elektrischen
Leistungen aller Wind- und Sonnenkraftwerke die
Grundlast Deutschlands an manchen Tagen deutlich
(Bild 1) [2]. So könnte bereits jetzt der gesamte Bedarf
an elektrischer Energie Deutschlands an einem windund
sonnenreichen Sonntag aus diesen erneuerbaren
Energiequellen gedeckt werden. Da der größte Teil der
erneuerbaren Energien jedoch aus nicht kontinuierlichen
Quellen wie Wind und Sonnenenergie stammt,
kommt es immer häufiger zu Überspannungen im Netz
und dadurch zur Abschaltung der erneuerbaren Energiequellen.
Diese Energiemengen könnten auch durch
einen verstärkten Ausbau der Energieleitungsnetzte
nicht abgeleitet werden, daher ist der Ausbau von effizi-
März 2014
156 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
enten Energiespeichern dringend erforderlich [3]. In
Bezug auf den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energiequellen
bis 2050 mit einem Anteil erneuerbarer Energiequellen
am Gesamtbedarf von 80 % wird diese Notwendigkeit
immer deutlicher (Bild 2) [4].
Durch die Speicherung und damit einer zeitlichen
Verschiebung der volatilen erneuerbaren Energien
könnte eine Abschaltung von Wind- und Sonnenkraftwerken
unnötig werden. Bis heute ist keine Speichertechnologie
bekannt, die für die großen durch erneuerbare
Energien auftretenden Spannungsspitzen geeignet
ist [3]. Viele Technologien mit hohem Wirkungsgrad
wie verschiedene elektrochemische Akkumulatoren
sind nicht für den benötigten Größenmaßstab geeignet.
Andere Technologien wie Pumpspeicherwerke und
Druckluftspeicher lassen sich nur an besonderen geologisch
geeigneten Orten errichten und reichen mit ihrer
im Einzelnen sehr hohen Kapazität in ihrer Gesamtheit
nicht an die benötigte Menge zu speichernder Energie
heran. Für die neuen wasserstoffbasierenden Technologien
gibt es bis heute keine großtechnischen Lösungen
um Wasserstoff direkt als Energiespeicher zu nutzen.
Bis heute fehlt es an effizienten Lösungen zur Wasserstoff-
Rückverstromung oder zur Verwendung als Kraftstoff
[5]. Dieser Problematik steht das in Deutschland
sehr weitreichend ausgebaute Erdgasnetz und alle damit
verbundenen Technologien gegenüber. In etwa
500 000 km Erdgasnetz und vielen unterirdischen Erdgasspeichern
können 25 % des deutschen Jahresverbrauchs
an Erdgas vorgehalten werden [8]. Zusätzlich
steht für CH 4 als Hauptbestandteil des Erdgases eine
weitreichende Verwertungstechnologie zur Verfügung,
da viele Kraftwerke, Haushalte oder Fahrzeuge direkt
mit Erdgas betrieben werden können [6]. Diese Beobachtungen
zeigen deutlich, dass die chemische Speicherung
von Überspannungen aus der Erzeugung erneuerbar
Energien in Methan trotz eines gegenüber
anderen Technologien geringeren Wirkungsgrades viele
Vorteile auf sich vereint.
Um elektrische Energie als CH 4 chemisch zu speichern
wird in einem ersten Schritt aus H 2 O über eine
Elektrolyse von H 2 erzeugt. Dieser Wasserstoff wird dann
mit CO 2 aus einer beliebigen Quelle (z.B. einer Biogasanlage)
in einer als Sabatier-Prozess bezeichneten Reaktion
zu CH 4 und H 2 O umgewandelt (Bild 3). Dabei ist jedoch
nicht zu vermeiden, dass die Hälfte der eingesetzten
Wasserstoffmenge durch die Bildung von H 2 O
energetisch verloren geht. Demgegenüber steht jedoch
der im Vergleich zu H 2 höhere Heizwert von CH 4 . Die
Reaktion kann auf der einen Seite chemisch bei hohen
Drücken und Temperaturen über einen Katalysator in
einem Reaktor ablaufen. Auf der anderen Seite kann
CH 4 jedoch auch auf biologische Weise gebildet werden,
wie es schon vor Milliarden von Jahren von einzelligen
Lebensformen, den sogenannten Archaeen, erfolgte
[7]. Dieser biologische Prozess kann bei mesophilen
Bild 1. Aufgrund der Datenlage 2010 ermitteltes Zukunftsmodell
für den Lastgang der in der Bundesrepublik zur Verfügung stehenden
Leistung in GW für das Jahr 2050, modifiziert nach [2].
Bild 2. Energiekonzept des Bundesministeriums für Wirtschaft
und Energie (BMWi) [4]. Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien am Bruttostromverbrauch mindestens
80 % bis 2050.
Bild 3. Der Sabatier-Prozess beschreibt die Umwandlung von H 2
und CO 2 zu CH 4 . Aufgrund des höheren Heizwertes von CH 4
entsteht auf diese Weise lediglich ein Wirkungsgradverlust von
17 %.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 157

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Bild 4. Erfassung der mikrobiellen Aktivität über eine fluoreszenzmikroskopische Analyse der Eigenfluoreszenz
der methanbildenden Organismen vor (A) und nach (B) der Spezialisierung des Fermentermaterials
einer Biogasanlage.
Temperaturen und Normaldruck in einem Fermenter
ablaufen, ähnlich wie er in tausenden Biogasanlagen in
Deutschland täglich stattfindet.
In dieser Studie wird ein biologisches Verfahren zur
dezentralen Methanisierung von elektrischer Energie
vorgestellt.
2. Verfahren
Wie neueste mikrobiologische Forschungsergebnisse
gezeigt haben, erfolgt der größte Teil der Methanbildung
in Biogasanalgen nicht aus Essigsäure, wie bis
2005 angenommen, sondern über die Verwertung von
H 2 O und CO 2 [9]. Dies bedeutet, dass die für die biologische
Methanisierung nötigen Mikroorganismen bereits
zu geringen Anteilen in jeder Biogasanlage vorhanden
sind. Diese sogenannten hydrogenotrophen (wasserstoffverwertenden)
Archaeen arbeiten im Gärsubstrat
einer Biogasanlage sehr eng mit H 2 produzierenden
Bakterien zusammen. In dem hier vorgestellten Verfahren
werden diese wasserstoffverwertenden Methaner
von den anderen Organismen der Biogasanlage getrennt
und von der Abhängigkeit der Wasserstoffproduzenten
gelöst. Durch eine in-situ Kultivierung während
der Inbetriebnahmephase können die nötigen wasserstoffverwertenden
Archaeen aus jedem beliebigen Fermentermaterial
extrahiert und vermehrt werden. Diese
spezialisierte Kultur ist durch die angewandte Technik
auf natürlichem Wege entstanden, was sie gegenüber
z. B. Reinkulturen aus einem Labor deutlich stabilisiert.
Bild 4 zeigt einen Vergleich zwischen einer „normalen“
mikrobiellen Lebensgemeinschaft einer konventionellen
Biogasanlage und einer spezialisierten mikrobiellen
Lebensgemeinschaft einer biologischen Methanisierungsanlage.
Durch die Verwendung natürlich vorkommender
Mikroorganismen ist während des Betriebs der biologischen
Methanisierung kein besonderes Augenmerk auf
die Sterilität und Reinheit der Betriebsführung zu richten.
Der biologische Methanisierungsfermenter kann
wie eine normale Biogasanlage betrieben werden.
Mit der biologischen Methanisierung können die eingesetzten
Gase (H 2 , CO 2 ) meist nicht vollständig zu CH 4
umgewandelt werden. Es entstehen zwar hoch methanhaltige
Gasgemische, die aber häufig nicht die Qualität
aufweisen, um direkt in das Erdgasnetz eingespeist werden
zu können. Deshalb ist es erforderlich, den Methanisierungsfermenter
mit einer Gasaufreinigung zu koppeln.
Durch diese Verschaltung kann zudem das (ansonsten
als Abfallprodukt anfallende) CO 2 der Biogasanlagen
als Edukt für die Methanisierung genutzt werden und
das nicht vollständig methanisierte Gas auf Erdgasqualität
gebracht werden. Somit ist durch die nachgeschaltete
Gasaufreinigung die vollständige Umwandlung des
entstehenden Gases zu CH 4 nicht erforderlich, was den
gesamten Prozess vereinfacht und zu einer Stabilisierung
der Methanisierungsanlage führt. In den Phasen, in denen
überschüssige Energie aus erneuerbaren Quellen für
die Methanisierung genutzt wird, ermöglicht die beschriebene
Anlage eine kontinuierliche Fahrweise mit
einer Einspeisung des methanisierten Gases von der ersten
Minute an. Es ist weiterhin möglich über eine Gaspermeationsmembran
die nicht methanisierten Eduktgase
zurückzugewinnen und dem Prozess erneut zuzuführen.
Mit den in der Biogasbranche bewährten flexiblen
Gasspeichertechniken, können die starken Druckschwankungen
infolge des intermittierenden Betriebes
der Anlage abgefangen werden und ein stabiler Systemdruck
gehalten werden. Durch die Inbetriebnahme
der Anlage mit herkömmlichem Fermentermaterial wird
das die Methanbildner schützende natürliche Milieu einer
Biogasanlage aufrechterhalten, was eine Stabilisierung
der An- und Herunterfahrvorgänge des Methanisierungsfermenters,
selbst nach längeren Stillstandsphasen,
bewirkt.
Die biologische Methanisierung mit einem gekoppelten
Gasaufreinigungsverfahren bietet somit die
März 2014
158 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
Möglichkeit zur Speicherung fluktuierend verfügbarer
erneuerbarer Energie. Dabei zeichnet sich der beschriebene
Prozess durch eine hohe Stabilität und eine unkomplizierte
Betriebsweise, ähnlich einer „normalen“
Biogasanlage aus. In Bild 5 ist ein derartiger Anlagentyp
beschrieben. Eine bestehende Biogasanlage mit Gasaufreinigung
wird dabei um einen Methanisierungsfermenter
und eine Elektrolyse erweitert.
3. Ergebnisse aus einer Versuchsreihe
im Technikumsmaßstab
Auf dem Firmengelände der MT-Energie GmbH wurde
eine biologische Methanisierungsanlage im Technikumsmaßstab
erfolgreich betrieben. Der 12 m hoher
Behälter wurde dazu mit etwa 1 m 3 Fermentermaterial
befüllt (Bild 6). Nach einer Anpassungsphase zeigte
sich, dass eine aus Fermentermaterial stammende mikrobielle
Lebensgemeinschaft, an die ausschließliche
Wasserstoff- und Kohlenstoffdioxidaufnahme angepasst
werden konnte. Während 2 000 Betriebsstunden
konnten verschiedene Wasserstoffbeladungen und Betriebszustände
simuliert und erprobt werden. Um den
Methanisierungsfermenter möglichst nah an der gewünschten
Betriebsweise während sogenannter Überlastzeiten
zu betreiben, wurde die Anlage intermittierend
betrieben. Dabei zeigte sich, dass es durch das
Wiederanfahren zu einer kurzzeitigen Verringerung der
Methangehaltes und damit verbunden zu einer Erhöhung
des Gasoutputs kam. In Bild 7 ist der Lastgang des
biologischen Methanisierungsfermenters über eine Betriebsphase
dargestellt. Das beim Wechsel in den aktiven
Betriebszustand produzierte Gas weist einen etwas
verringerten Methangehalt auf, wird jedoch durch die
direkte Aufreinigung auf Erdgasqualität gebracht und
könnte somit ab der ersten Minute eingespeist werden.
Durch die biologische Methanisierung wird ein Produktgas
mit einem Methangehalt von etwa 80 % erzeugt.
Dabei weist der Methanisierungsfermenter eine sehr
hohe Prozessstabilität auf. Selbst starke Veränderungen
der Milieubedingungen wie z. B. Redoxpotential, pH-
Wert oder Temperatur zogen nur eine kurzzeitige Verringerung
der Methanisierungsleistung nach sich. Was auf
die hohe Stabilität der „natürlichen“ methanbildenden
Organismengemeinschaft hinweist. Nach Wiederherstellung
der Standardbetriebsbedingungen kehrte die
spezialisierte methanbildende Lebensgemeinschaft
schnell auf normale Leistung zurück.
Anhand der Technikumsversuchsanlage zur biologischen
Methanisierung konnte die Funktionalität des
oben beschriebenen Verfahrens nachgewiesen werden.
Es ist nun ein Upscalen auf Pilotmaßstab geplant.
4. Fazit
Der Bedarf für eine Speicherung von Überkapazitäten
von erneuerbarem Strom ist schon heute zu erkennen,
im Jahr 2050 ist eine Speichertechnologie im großen
Bild 5. Erweiterung einer bestehenden Biogasanlage mit Gasaufreinigung
um einen Elektrolyseur und eine biologische Methanisierung.
Bild 6. Biologische Methanisierung
im Technikumsmaßstab
auf dem
MT-Firmengelände, 12 m
hoher Säulenfermenter
mit etwa 1 m 3 Befüllung
wird seit mehr als 2 000
Betriebsstunden ausschließlich
mit Wasserstoff
und Kohlenstoffdioxid
betrieben.
Bild 7. Lastgang des Methanisierungsfermenters während
des Wechsels zwischen dem aktiven und passiven Betriebszustand.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 159

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Maßstab dringend erforderlich. Die dezentrale biologische
Methanisierung von fluktuierendem Wind- und
Solarstrom stellt eine Erweiterung für bestehende und
neue Biogasanlagen dar und ist bereits heute umsetzbar.
Sie bietet die Möglichkeit, das zur Energiespeicherung
genutzte CH 4 dezentral in das Gasnetz einzuspeisen.
Noch sind aufgrund der aktuellen Gesetzeslage
Projekte zur Speicherung von erneuerbaren Strom nicht
wirtschaftlich. Eine Anpassung der Regelung zur Verwendung
von erneuerbaren Strom zur Energiespeicherung
ist dringend erforderlich.
Literatur
[1] 13. AtGÄndG, Dreizehntes Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes,
G. v. 31.07.2011 BGBl. I S. 1704 (Nr. 43); Geltung ab
06.08.2011.
[2] Nitsch J., Pregger T., Scholz Y., Naegler T., Sterner M., Gerhardt
N., von Oehsen A., Pape C., Saint-Drenan Y. und Wenzel B.:
Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren
Energien in Deutschland bei Berücksichtigung
der Entwicklung in Europa und global, „Leitstudie 2010“, Dezember
2010, BMU - FKZ 03MAP146.
[3] VDE 2008: Leonhard W. u. a.: „Energiespeicher in Stromversorgungssystemen
mit hohem Anteil erneuerbarer Energiequellen”.
ETG Task Force für den VDE, Braunschweig , Dezember
2008.
[4] BMWi, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie , 2014:
Energiekonzept. http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/
Energiewende/energiekonzept.html
[5] Sterner, M.; Gerhardt, N.; Saint-Drenan, Y-M.; Specht, M.; Stürmer,
B.; Zuberbühler U. (2010): Erneuerbares Methan - Eine
Lösung zur Integration und Speicherung Erneuerbarer Energien
und ein Weg zur regenerativen Vollversorgung. Beitrag
in „LIFIS ONLINE“, Internet-Zeitschrift des Leibniz-Instituts für
interdisziplinäre Studien e.V. (LIFIS) (ISSN 1864-6972), Berlin
[6] LBEG, Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie, 2013:
Jahresbericht 2012.
[7] Madigan, M.T.; Martinko, John M.; Dunlap, P. V. and Clark, D. P.:
Brock: Biology of Microorganisms, 12. Auflage. Pearson, San
Francisco u. a. O. 2009.
[8] Deutsche Energie-Agentur (dena): Strategieplattform Power
to Gas (Gas speichern). http://www.powertogas.info/powerto-gas/gas-speichern.html
[9] Scherer, P. A., Klocke, M. et al. (2005): Anaerobic digestion of
beet silage by non-aceticlastic methanogenesis. Proceedings
of the 4 th International Symposium on Anaerobic Digestion
of Solid Waste. Technical University of Denmark,
Copenhagen: 106-111.
Autoren
Lukas Neumann
MT-Energie GmbH |
Zeven |
Tel.: +49 4281 9845 627 |
E-Mail: lukas.neumann@mt-energie.com
Martin Stubbe
MT-Energie GmbH |
Zeven |
Tel.: +49 4281 9845 807 |
E-Mail: martin.stubbe@mt-energie.com
Norbert Rilling
MT-Energie GmbH |
Zeven |
Tel.: +49 4281 9845 0 |
E-Mail: norbert.rilling@mt-energie.com
Parallelheft gwf-Wasser | Abwasser
In der Ausgabe 3/2014 lesen Sie u. a. folgende Beiträge:
Sitzenfrei/Rauch
Sturm u.a.
Meyer/Barth/Otterpohl
Anwendungsgrenzen einfacher analytischer Lösungen zur Bestimmung von
Temperaturanomalien im Grundwasser
Umsetzung des DVGW-Hinweises W 1001 in einem Wasserwerk der RheinEnergie
Potenzial der landwirtschaftlichen Nutzung von Kläranlagenablauf in Deutschland
März 2014
160 gwf-Gas Erdgas

The Gas Engineer’s
Dictionary
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The Gas Engineer’s Dictionary will be a standard work for all aspects of construction,
operation and maintenance of gas grids.
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professional experience and students of supply engineering. The opus contains the world
of supply infrastructure in a series of detailed professional articles dealing with main
points like the following:
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Editors: K. Homann, R. Reimert, B. Klocke
1 st edition 2013
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Power-to-Gas
Wasserstoff in Erdgasnetzen
Rechtliche Zulässigkeit und technische Grenzen
Power-to-Gas, Energiespeicher, Erneuerbare Energien, Chemische Speicher, Wasserstoff,
Netzverträglichkeit
Gerrit Volk
Um einen möglichst großen Anteil der benötigten
elektrischen Energie aus regenerativen Quellen zur
Verfügung zu haben, sollte CO 2 -neutral oder -frei erzeugter
Strom auch dann genutzt werden, wenn er
witterungsbedingt nicht zur Verfügung steht. Hierzu
ist es notwendig, regenerativ erzeugten Strom, wenn
er im Überfluss vorhanden ist, zu speichern. Dies ist
in größerem Umfang nur durch chemische Speicher
möglich. Hier bietet sich die Wasserelektrolyse und
eine eventuelle anschließende Methanisierung des so
gewonnenen Wasserstoffes an. Diese Technologie
wird als „Power to gas“ bezeichnet. Grundsätzlich
kann Wasserstoff als gasförmiger Energieträger mittels
des Erdgasnetzes transportiert werden. Da § 3 Nr.
10c EnWG Wasserstoff und Synthesegas in Form von
Power to gas als Biogas definiert und Biogas nach
den Maßgaben der Arbeitsblätter G 260 und G 262
vollumfänglich in die Erdgasnetze eingespeist werden
kann, stellt sich die Frage der Netzverträglichkeit.
Insbesondere Vermischungsnotwendigkeiten
von Wasserstoff mit Erdgas als Voraussetzung für
Höchstquoten von Wasserstoff in Erdgasnetzen machen
die Einspeisung von Wasserstoff in absatzschwache
Gasverteilernetze derzeit noch problematisch.
Hydrogen in natural gas networks
To have as much as possible of the required electrical
energy from renewable sources, electricity produced
in a CO 2 -neutral or CO 2 -free manner should be used
even when it is not available on account of the weather
conditions. To this end, it is necessary to store excess
power from renewables. Large amounts can only
be stored using chemical storage facilities. In this
case, water electrolysis and possible subsequent
methanisation of the hydrogen produced by electrolysis
is an appropriate solution. This technology is
known as “power to gas”. In principle, hydrogen can
be transported as a gaseous fuel via the natural gas
network. Since section 3 para 10c of the Energy Act
(EnWG) defines hydrogen and synthetic gas in the
form of power to gas as biogas and since, according to
DVGW technical standards G 260 and G 262, biogas
can be fully injected in the natural gas networks, the
question of network compatibility arises. In particular
the hydrogen/natural gas mixtures required to
comply with maximum hydrogen concentrations in
natural gas networks mean that the injection of hydrogen
in less-utilised gas distribution networks is
still problematic.
1. Einleitung
Es ist in der Bundesrepublik Deutschland politisch gewollt,
kontrolliert bis zum Jahr 2022 aus der Stromerzeugung
mittels Kernkraft auszusteigen und die Emission
von klimaschädlichen Gasen zu reduzieren. Zu
zweitem Ziel gehört insbesondere die Reduktion von
Kohlendioxid (CO 2 ). Zu diesem Zweck soll die Erzeugung
von Strom mittels regenerativer Energiequellen
wie Sonne, Wind und Biomasse ausgebaut werden. Zentrales
Gesetz hierfür ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG). Ein wesentlicher Nachteil der Stromproduktion
mittels Windkraft und Photovoltaik ist die Abhängigkeit
von der Witterung. Während die konventionelle
Stromproduktion durch Kraftwerke sich nach der Stromnachfrage
richtet, ist das Stromangebot bei der Nutzung
erneuerbarer Quellen von nicht steuerbaren Einflüssen
abhängig. Das führt dazu, dass das Stromangebot
in Abhängigkeit vom Leistungspotential des
Produktionsparkes über oder unter der Stromnachfrage
liegt, diese aber nie trifft. Somit muss das Stromangebot
bei einem Übersteigen der Nachfrage um eine Stromproduktion
aus konventionellen Kraftwerken ergänzt
werden. Übersteigt das Stromangebot aus erneuerbaren
Quellen oder aus einer Kombination von erneuerbaren
und konventionellen Quellen die Stromnachfrage,
so ist ein Teil des Stromes mit Kaufanreizen (negative
Strompreise) auszustatten oder Produktionseinrichtungen
sind abzuschalten.
Um einen möglichst großen Anteil des benötigten
Stromes aus regenerativen Quellen zur Verfügung zu
haben, damit die klimapolitische Zielsetzung möglichst
optimal erreicht werden kann, sollte CO 2 -arm oder -frei
März 2014
162 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
erzeugter Strom auch dann genutzt werden, wenn er
witterungsbedingt nicht zur Verfügung steht. Hierzu ist
es notwendig, regenerativ erzeugten Strom, wenn er im
Überfluss vorhanden ist, zu speichern. Dies ist in größerem
Stil nur durch chemische Speicher möglich [1]. Hier
bietet sich die Wasserelektrolyse und eine eventuelle
anschließende Methanisierung des so gewonnenen
Wasserstoffes (H 2 ) an. Diese Technologie wird pauschal
mit Power-to-gas bezeichnet [2]. Grundsätzlich kann
Wasserstoff als gasförmiger Energieträger mittels des
Erdgasnetzes transportiert werden. Innerhalb gewisser
Grenzen war bislang auch ein Wasserstoffanteil im Erdgas
zulässig. Vor einigen Jahren, als es in Deutschland
noch sogenanntes Kokerei- oder Stadtgas innerhalb der
öffentlichen Gasversorgung gab, enthielt dieses Gas bis
zu 50 % H 2 . Somit ist das Thema Wasserstoff in Erdgasnetzen
grundsätzlich nichts Neues [3]. Hinzu kommt,
dass der Gesetz geber H 2 und synthetisches Methan
(CH 4 ) unter bestimmten Produktionskautelen dem Biogas
gleichgestellt. Dieser Beitrag [4] zeigt die rechtlichen
Rahmenbedingungen für H 2 und synthetisches
CH 4 auf, beschreibt die technischen Restriktionen und
diskutiert die ökonomischen Folgen aus Kostenträgerund
Nutzensicht.
2. Rechtsgrundlagen
2.1 Rechtsgrundlagen des EnWG und der GasNZV
§ 3 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umfasst einen umfangreichen
Katalog an Begriffsbestimmungen, wie sie
im EnWG Verwendung finden. In § 3 Nr. 19a EnWG wird
Gas in Netzen, die der öffentlichen Versorgung dienen
und somit der Regelung durch das EnWG unterliegen,
wie folgt umschrieben:
••
Erdgas, Biogas, Flüssiggas im Rahmen der §§ 4 und
49 sowie, wenn sie in ein Gasversorgungsnetz eingespeist
werden, Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse
erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes
Methan, das durch wasserelektrolytisch erzeugten
Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt
worden ist,…
Bild 1. 250 kW Methanisierungsanlage beim Zentrum für Sonnenenergie-
und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) in Stuttgart.
Die Ergänzung von Erdgas, Biogas und Flüssiggas um
Wasserstoff und Synthesegas [5] erfolgte im Rahmen
der Novellierung des EnWG im Jahre 2011 nach dem
Reaktorunglück in Fukuschima (Japan). Anlass für diese
Begriffserweiterung war der Wille des Gesetzgebers, die
für Biogas geltende Privilegien auch einem elektrolytisch
erzeugten Wasserstoff und einem synthetisch erzeugten
Methan zukommen zu lassen. Hierzu war es
notwendig, den Biogasbegriff inhaltlich zu erweitern.
Um nicht die Ländermeinungen, vertreten im Bundesrat,
konsultieren zu müssen, was bei einer Änderung der
Gasnetzentgeltverordnung und/oder der Gasnetzzugangsverordnung
notwendig geworden wäre, wurden
die Begriffsbestimmungen im EnWG erweitert. Eine Änderung
des EnWG kann ohne Zustimmung des Bundesrates
erfolgen und beschleunigt somit grundsätzlich
das Gesetzgebungsverfahren [6]. In der aktuellen Fassung
des EnWG lautet die Umschreibung von Biogas in
§ 3 Nr. 10c EnWG:
••
Biomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas
und Grubengas sowie Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse
erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes
Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte
Strom und das zur Methanisierung eingesetzte
Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich
weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen
im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG (ABl. L
140 vom 5.6.2009, S. 16) stammen.
Strom aus überwiegend erneuerbaren Energiequellen
ist Strom, der zu mindestens 80 % aus regenerativen
Quellen wie z. B. Photovoltaik, Windkraft oder Biomasse
erzeugt wurde. Der Unterschied zwischen Biogas und
Gas liegt darin, dass bei Biogas der Wasserstoff mittels
überwiegend erneuerbarem Strom hergestellt werden
muss, um als Biogas qualifiziert werden zu können, während
dies bei der Gasdefinition nicht zwingend der Fall
sein muss [7]. Wird der Wasserstoff mittels CO oder CO 2
zu Methan weiter veredelt, so muss das hierfür verwendete
CO oder CO 2 aus Quellen stammen, die zu mindestens
80 % erneuerbar sind, um als Biogas behandelt zu
werden. Eine solche Quelle kann z. B. eine Biogaserzeugungsanlage
sein, bei der CO 2 zwecks Aufbereitung des
Biogases zu Biomethan abgeschieden wird. Dieses CO 2
kann im Methanisierungsprozess von als Biogas qualifiziertem
Wasserstoff eingesetzt werden. Das neu entstehende
Synthesegas in Methanqualität ist Biogas im Sinne
des § 3 Nr. 10c EnWG, und wirdden Privilegien traditionellen
Biogases z. B. aus Gülle zuteil.
2.2 Anerkannte Regeln der Technik
Die Rechtsgrundlagen für die erlaubten Inhaltsstoffe
von Erdgas in Gasleitungen, die der öffentlichen Versor-
März 2014
gwf-Gas Erdgas 163

| FACHBERICHTE
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Power-to-Gas
gung dienen, ergeben sich aus dem Energiewirtschaftsgesetz
und der Gasnetzzugangsverordnung. Von zentraler
Bedeutung in diesem Zusammenhang ist § 49
EnWG, der die Anforderungen an Energieanlagen, und
hierzu gehören Gasnetze, betrifft. Bei der Errichtung
und dem Betrieb sind insbesondere die anerkannten
Regeln der Technik zu beachten. Gemäß § 49 Abs. 2 Nr. 2
EnWG gilt die Vermutungsregel, dass die allgemein anerkannten
Regeln der Technik eingehalten werden,
wenn die technischen Regeln der Deutschen Vereinigung
des Gas- und Wasserfaches e. V. (DVGW) eingehalten
werden [8].
Der DVGW erarbeitet in einem öffentlich transparenten
Prozess unter Einbindung aller fachlich relevanten
Institutionen Positionspapiere zur Behandlung gewisser
technischer Problemstellungen. Das Zwischenergebnis
wird zur öffentlichen Diskussion im Rahmen einer Konsultation
gestellt. Etwaige Anmerkungen, Gegendarstellungen
und Ergänzungen werden im Fachgremium
erläutert und finden nach Erörterung und Abwägung
Einfluss in das Arbeitsergebnis. Das abschließende Fachurteil
mündet in sogenannte Arbeitsblätter des DVGW
zu bestimmten technischen Fragestellungen. Letztendlich
enthalten und beschreiben diese Arbeitsblätter die
allgemein anerkannten Regeln der Technik, sofern ein
atypischer Einzelfall oder neuere Erkenntnisse nicht etwas
anderes vermuten lassen.
3. Die Privilegierung von Wasserstoff
als Biogas
Ist Wasserstoff oder Synthesegas als Biogas gemäß § 3
Nr. 10c EnWG qualifiziert, so gilt der Teil 6 der GasNZV
vollumfänglich. In diesem Teil 6, der die §§ 31 bis 37
GasNZV umfasst, sind die meisten Privilegierungstatbestände
und Fördervorschriften, die das Energiewirtschaftsrecht
vorsieht [9], enthalten. Exemplarisch seien
die wesentlichsten Privilegierungs- und Fördertatbestände
genannt:
••
Anschlussvorrang von Biogasanlagen gemäß
§ 33 Abs. 1 S. 1 GasNZV.
••
25%ige Kostentragungspflicht des Anschlusspetenten
mit Deckelung auf 250 TEuro gemäß § 33 Abs. 1
GasNZV für den Anschluss einschließlich der Verbindungsleitung
bis zu einem km [10].
••
96 %ige Verfügbarkeitsgarantie des Netzbetreibers
gegenüber dem Anschlussnehmer gemäß § 33
Abs. 2 GasNZV.
••
Keine Anschlussablehnungsmöglichkeit für den
Gasnetzbetreiber aufgrund mangelnder Kapazitäten
gemäß § 33 Abs. 8 GasNZV.
••
Vorrangiger Netzzugang für Transportkunden von
Biogas gemäß § 34 Abs. 1 GasNZV.
••
Erweiterter und kostenreduzierter Bilanzausgleich
für Biogas gemäß § 35 Abs. 3 und 8 GasNZV.
••
Keine Einspeiseentgelte für Biogas in Fernleitungsnetze
gemäß § 19 Abs. 1 S. 3 GasNEV.
••
Vergütung von vermiedenen Netzentgelten an Biogaseinspeiser
in Höhe von 0,007 Euro/kWh gemäß
§ 20a GasNEV.
4. Verwendungsmöglichkeiten und -grenzen
von Wasserstoff
Da § 3 Nr. 10c EnWG Wasserstoff und Synthesegas in
Form von Power-to-gas als Biogas definiert und Biogas
nach den Maßgaben der Arbeitsblätter G 260 und G 262
vollumfänglich in die Erdgasnetze eingespeist werden
kann, stellt sich die Frage der Netzverträglichkeit. Da
Synthesegas chemisch Methan (CH 4 ) entspricht, kann
Synthesegas in unbeschränkter Menge in das Erdgasnetz
eingespeist werden. Im EnWG werden keine Restriktionen
für die Menge an Wasserstoff genannt, die in
ein Erdgasnetz eingespeist werden kann. Somit ist dem
Wortlaut nach auch eine ausschließliche Einspeisung
von Wasserstoff rechtskonform. Gasverteilernetze haben
insbesondere in den verbrauchsarmen Sommermonaten
einen geringen Durchsatz, was sich in verminderter
Fließgeschwindigkeit äußert. Bei einer geringen
Fließgeschwindigkeit ist bei einer ausschließlichen Einspeisung
von Wasserstoff keine Durchmischung mit
dem vorhandenen Erdgas gegeben. Dadurch kann es zu
Wasserstoffblasen kommen, was wiederum sehr hohe
Wasserstoffkonzentrationen im Erdgasnetz bedeutet.
Das Dilemma ist augenscheinlich: Obwohl eine gesetzeskonforme
Einspeisung von Biogas in Form von Wasserstoff
erfolgt, kann nicht von einer netzverträglichen
Einspeisung gesprochen werden [11]. Der DVGW sieht
nach Arbeitsblatt G 262 eine Wasserstoffbeimischung
im einstelligen Prozentbereich [12] in vielen Fällen als
unkritisch an, sieht aber bei folgenden Fällen vorhandene
Restriktionen:
••
„In der DIN 51624 ist ein Grenzwert für Wasserstoff
von 2 Vol.-% angegeben (Hintergrund: Tanks in Erdgasfahrzeugen).
••
Gasturbinen mit schadstoffarmen Vormischbrennern
können empfindlich auf Wasserstoff reagieren.
Daher limitieren verschiedene Gasturbinenhersteller
den H 2 -Anteil im Erdgas auf 5 Vol.-%, teilweise auch
auf 1 Vol.-%.
••
Viele Prozessgaschromatographen sind nicht ohne
weiteres in der Lage, Wasserstoff zu analysieren.
••
Wasserstoff ist ein gutes Substrat für sulfatreduzierende
Bakterien. Daher besteht in Untertageporenspeichern
die Gefahr eines Bakterienwachstums mit
dadurch ausgelöster H 2 S-Produktion. Eine Einspeicherung
von Wasserstoff in Untertageporenspeichern
ist zu minimieren. Ein Biogasanteil von 5 Vol.-
% im einzuspeichernden Gas sollte daher nicht überschritten
werden.“ [13]
Die vorstehende Auflistung zeigt, dass das Thema Wasserstoff
in der Erdgasinfrastruktur aus chemisch-technischer
Sicht noch nicht abschließend in allen Aspekten
März 2014
164 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
geklärt ist. Auch wenn bei einem Erdgasverbrauch von
circa 90 Mrd. m³/a in Deutschland das Beimischungspotential
von H 2 je nach Quote im ersten Moment zunächst
riesig erscheint – 5 % Beimischungsquote würde
ein H 2 -Potential von 4,5 Mrd. m³ ergeben [14] – bleibt
immer die Anforderung, dass die Durchmischung
gleichmäßig erfolgen muss [15]. Es muss verhindert
werden, dass es zu lokalen H 2 -Konzentrationen kommt.
Auch gilt es zu beachten, dass die energetische Dichte
von CH 4 circa drei Mal so groß ist wie die von H 2 . Die
vorgenannten Probleme werden vermieden, wenn der
Wasserstoff mittels CO 2 zu CH 4 „veredelt“ wird [16]. Die
Methanisierung von Wasserstoff zu Synthesegas [17] ist
somit der „Königsweg“.
Bild 2. 6 MW e-gas-Anlage der Audi AG in Werlte.
Bild 3. 6 MW e-gas-Anlage der Audi AG in Werlte (Schema).
5. Privilegierungskosten, volkswirtschaftlicher
Nutzen und Kostenwälzung
Wie im vorgenannten Abschnitt ausgeführt, kommen
zahlreiche kostenentlastende Vorschriften den Biogaseinspeisern
zugute. Diese Kosten, die der Biogaseinspeiser
dem Gasnetzbetreiber weiterreicht, werden von diesem
wiederum mittels der Gasnetzentgelte auf den
Gasnetznutzer gewälzt. Rechtsgrund lagen hierfür sind
§ 20b GasNEV in Verbindung mit § 11 Abs. 2 Nr. 8a ARegV.
Gasnetznutzer sind ausschließlich Gaskunden. Der
Wälzungsmechanismus für die Kosten der Einspeisung
von Wasserstoff als Biogas im Gasnetz sorgt dafür, dass
diese Kosten solidarisch von allen Gaskunden getragen
werden. Die marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber
berechnen aufgrund der Planzahlen aller Gasnetzbetreiber
die voraussichtlichen Biogaswälzungskosten.
Die Summe aller durch die Biogaseinspeisung voraussichtlichen
verursachten Kosten wird durch die Summe
der voraussichtlich gebuchten jährlichen Ausspeisekapazität
aller Netzbetreiber dividiert [18]. Ab dem
01.01.2014 wird diese Division nicht mehr pro Marktgebiet,
also separat für NetConnect Germany und Gaspool,
sondern einheitlich für das gesamte Bundesgebiet
vorgenommen. Die erwarteten deutschlandweiten Biogas-Wälzungskosten
für 2014 betragen gut 150 Mio.
Euro. Bezogen auf die gebuchte, beziehungsweise bestellte
Ausspeisekapazität errechnet sich eine deutschlandweite
Biogasumlage von 0,51 Euro/kWh/h/a. Wie
aus der Dimension ersichtlich handelt es sich um einen
Leistungspreis, der als Zuschlag zum Leistungspreis am
Ausspeisepunkt angewendet wird.
Wenn Wasserstoff oder Synthesegas zum Antrieb eines
Automobils verwendet werden, so wird bei kreislauftheoretischer
Betrachtung die CO 2 -Belastung der
Umwelt im Vergleich zur Belastung durch Otto- oder
Dieselkraftstoffen reduziert [19]. Nutznießer dieser geringeren
Emission von klimaschädlichen Treibhausgasen
sind alle Menschen.
Wenn erhebliche Mengen Strom in verbrauchsarmen
Zeiten wie z. B. an Sonn- und Feiertagen in großen
Mengen durch die Windkraft und/oder Photovoltaikanlagen
erzeugt, aber nicht verbraucht werden können, so
müssen Stromerzeugungsanlagen abgeschaltet bleiben.
Es entstehen Opportunitätskosten in Form von
entgangenen Stromerträgen. Besteht aber eine Möglichkeit,
nicht benötigten Strom z. B. durch Wasserelektrolyse
mittels Wasserstoff zu speichern und in erzeugungsarmen
Zeiten mittels Gaskraftwerken wieder in
Strom zu verwandeln [20], so kann auch der „überschüssige“
Strom zur energetischen Versorgung genutzt werden.
Die Gasinfrastruktur mit den Leitungen und Untergrundspeichern
bietet die Hohlräume, um den Wasserstoff
oder das Synthesegas temporär zu bevorraten.
Nachfrageadäquat kann das Gas mittels Kraftwerken
verstromt werden und so dazu beitragen, eine kreislauftheoretisch
CO 2 -freie Stromversorgung herzustellen.
Nutznießer dieser Wasserstoff-/Synthesegaserzeugung
und Wiederverstromung sind also auch alle Menschen;
originäre Verursacher sind natürlich die Stromnutzer.
Die beiden vorgenannten Beispiele zeigen, wie die
Power-to-gas-Technologie zu einer umweltfreundlicheren
Nutzung von Automobilen oder Stromerzeugung
März 2014
gwf-Gas Erdgas 165

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Bild 4. 2 MW Elektrolyseanlage der E.ON Gas Storage GmbH in
Falkenhagen.
beitragen kann. In beiden Fällen tragen aber die Gaskonsumenten
die Kosten der Einspeisung. Dies verteuert
das integrierte Produkt Erdgas, also die Commodity
Erdgas zuzüglich der Transportkosten bis zum Ort der
Nutzung. Erdgas steht vielfach in Konkurrenz zu anderen
Energieträgern wie z. B. dem leichten Heizöl. Dies
gilt im Wärmemarkt und hier besonders bei der Nutzung
in Haushaltsheizungen. Werden nun die integrierten
Erdgaspreise künstlich durch Belastungen erhöht,
die eigentlich nichts mit der Nutzung von Erdgas zu
Heizzwecken zu tun haben, so wirkt das wie ein preislicher
Produktnachteil. Oder anders ausgedrückt: Dem
integrierten Produkt Erdgas werden aufgrund der Tatsache,
dass der Transport leitungsgebunden erfolgt, Kosten
aufgebürdet, die nichts mit dem Produkt zu tun haben,
und die Konkurrenzprodukte wie das leichte Heizöl,
aber auch Steinkohle oder Holzpellets, nicht zu
tragen haben.
6. Zusammenfassung und Ausblick
Mit der Power-to-gas-Technologie steht eine Option zur
Verfügung, große Mengen von Strom chemisch in der
Erdgasinfrastruktur zu speichern. Wasserstoff kann
leicht mittels der Wasserelektrolyse hergestellt werden.
Der Gesetzgeber definiert solcherart produzierten Wasserstoff
als Gas, welches in Gasnetzen der öffentlichen
Versorgung transportiert werden darf. Ist dieser Wasserstoff
sogar zu mindestens 80 % aus regenerativ erzeugtem
Strom hergestellt, bezeichnet der Gesetzgeber
diesen Wasserstoff sogar als Biogas. Mit dieser Qualifizierung
sind eine Reihe von geldwerten Vorteilen für
den Biogaseinspeiser verbunden. Bislang existieren jedoch
noch nicht abschließend untersuchte Unverträglichkeiten
technischer Einrichtungen mit Wasserstoff.
Hierzu gehört z. B. die Permeabilität von Kraftstofftanks
bei der Befüllung mit wasserstoffhaltigem Erdgas. Auch
gehört dazu die Brenneigenschaften von Wasserstoff in
Gasturbinen und die damit verbundene Hitzeentwicklung.
Somit sind technische Grenzen der Wasserstoffeinspeisung
in Erdgasnetze zu beachten.
Insbesondere Vermischungsnotwendigkeiten von
Wasserstoff mit Erdgas als Voraussetzung für Höchstquoten
von Wasserstoff in Erdgasnetzen machen die
Einspeisung von Wasserstoff in absatzschwache Gasverteilernetze
noch problematisch. Die Methanisierung
von Wasserstoff mittels CO 2 , ein seit über 100 Jahren
bekannter Prozess, würde die vorgenannten Probleme
vermeiden. Erste Elektrolyse- und Methanisierungsanlagen
in industriellem Maßstab sollen Erfahrungen bringen,
wie die Power-to-gas-Technologie sinnvoll, kostengünstig
und bedarfgerecht zum Strukturausgleich der
stark volatil erzeugenden Windkraft und Photovoltaik
eingesetzt werden kann. Hierbei sind insbesondere
auch Erfahrungen zu sammeln, wie die Technologie zu
vertretbaren Kosten [21] in Konkurrenz z. B. zu Lagespeichern
zur Energiespeicherung entwickelt werden kann.
Der Rechtsrahmen ist so zu gestalten, dass Kosten verursachungs-
und nutzenkongruent getragen werden.
Die Bundesregierung hat am 21. Januar 2014 „Eckpunkte
für die Reform des EEG“ mit einer sechsseitigen
Anlage veröffentlicht. Wasserstoff und Synthesegas gemäß
§ 3 Nr. 10c EnWG ist Biogas, was wiederum zur Biomasse
zählt. Derzeit ist nicht absehbar, inwieweit die
EEG-Reform einen Einfluss auf das regulatorische Konzept
bezüglich der Power-to-gas-Technologie haben
wird. Die Bundesnetzagentur hat ein „Positionspapier
zur Anwendung der Vorschriften der Einspeisung von
Biogas auf die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem
Methan in Gasversorgungsnetze“ mit der
Fachöffentlichkeit konsultiert. Die Veröffentlichung dieses
Papieres kann der Branche Hinweise bieten, welche
Prinzipien und Vorgehensweisen am ehesten zielführend
sind.
Literatur
[1] Vgl. Liese, Th.; Buschsieweke, F. et al.: Erdgas als Riesenakku,
energie Ι wasser-praxis 10/2013, S. 14 ff. (14).
[2] Umfassend hierzu Sterner, M.: Bioenergy and renewable power
methane in integrated 100 % renewable energy systems,
Kassel 2009 m. w. N.
[3] Vgl. Müller-Syring, G.; Henel, M.; Krause, H.; Rasmusson, H.;
Mlaker, H.; Köppel, W.; Höcher, Th.; Sterner, M.; Trost, T.: Powerto-Gas.
Entwicklung von Anlagenkonzepten im Rahmen der
DVGW-Innovationsoffensive, gwf-Gas Ι Erdgas 2011, S. 770
ff. (771).
[4] Der Beitrag gibt die persönliche Meinung des Autors wieder,
die nicht der Auffassung der Bundesnetzagentur entsprechen
muss. Er wurde in leicht anderer Formulierung in
“Rohrleitungen als Teil von Hybridnetzen – unverzichtbar im
Energiemix der Zukunft“, 28. Oldenburger Rohrleitungsforum
2014, Schriftenreihe aus dem Institut für Rohrleitungsbau
Oldenburg, Band 38, Essen 2014, S. 472 ff. bereits veröffentlicht.
März 2014
166 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
[5] Vgl. BerlKommEnR/Volk, § 3 Nr. 10c EnWG Rd. 30 ff.
[6] Vgl. zur Entstehungsgeschichte dieser Vorschrift Volk, G.:
Ökonomisch-juristische Analyse von Power-to-gas im Energierecht,
RdE 2013, S. 361 ff. (362).
[7] Vgl. ausführlich Volk, G.: Ökonomisch-juristische Analyse von
Power-to-gas im Energierecht, RdE 2013, S. 361 ff.
[8] Vgl. BerlKommEnR/Säcker/König, § 49 EnWG Rd. 18 ff.
[9] Vgl. die tabellarische Darstellung bei Michaelis, J.; Junker, J.;
Wietschel, M.: Eine Bewertung der Regelenergievermarktung
im Power-to-Gas-Konzept, Zeitschrift für Energiewirtschaft
2013, S. 161 ff. (164).
[10] Vgl. auch die zeitanalytische Darstellung bei Volk, G.: Biogaseinspeisung:
Neuerungen durch „Power-to-gas“ und Perspektiven,
energie Ι wasser-praxis 11/2011, S. 78 ff. (80); Volk,
G.: Gasnetzzugangsverordnung – Fallstricke und Lösungen
in der Praxis, in Kabasci, S.; Urban, W. (Hrsg.): Einspeisung von
Biogas in das Erdgasnetz. Recht, Technik, Wirtschaftlichkeit,
Stuttgart 2012, S. 65 ff. (66).
[11] Vgl. analytisch Burmeister, F.; Senner, J.; Brauner, J.; Albus, R.:
Potenziale der Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz –
eine saisonale Betrachtung, energie Ι wasser-praxis 6/2012,
S. 52 ff.
[12] Vgl. auch Antoni, J.: Power-to-gas als Baustein der Energiewende,
gwf-Gas Ι Erdgas 2012, S. 665 ff. (666).
[13] DVGW-Arbeitsblatt G 262 (A) September 2011 „Nutzung von
Gasen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung“,
Gliederungspunkt 5.9 Wasserstoff, S. 17.
[14] Vgl. Antoni, O.; Birkner, P.: Fragen zur Power-to-gas Technologie.
Technische Möglichkeiten zur Einspeisung von Windgas
in das Erdgasnetz und rechtliche Möglichkeiten zur Erfüllung
der ordnungsrechtlichen Anforderungen des EEWärmeG,
gwf-Gas Ι Erdgas 2013, S. 60 ff. (62).
[15] Vgl. Müller-Syring, G.; Henel, M.; Krause, H.: Bewertung von
Standorten für Power-to-Gas-Anlagen, gwf-Gas Ι Erdgas
2013, S. 775 ff. (776).
[16] Vgl. Breuer, Ch.; Drees, T.; Echternacht, D.; Linnemann, Ch.; Moser,
A.: Standorte und Potenziale für Power-to-Gas, e Ι m Ι w
4/2012, S. 52 ff.
[17] Vgl. Volk, G.: „Power-to-gas“ und der neue Rechtsrahmen.
Biogaseinspeisung von Wasserstoff und Synthesegas in das
Erdgasnetz, gwf-Gas Ι Erdgas 2011, S. 668 ff. (669).
[18] Vgl. Bundesnetzagentur: Biogas-Monitoringbericht 2013, S.
30; http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1912/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/
ErneuerbareEnergien/Biogas/Biogasmonitoring/biogasmonitoring-node.html.
[19] Vgl. Rentzing, S.: Audi fährt auf Wind ab, neue energie Heft
11/2012, S. 54 ff.
[20] Vgl. ausführlich Michaelis, J.; Genoese, F.; Wietschel, M.: Bewertung
von Wasserstoffspeichersystemen zur Integration von
Strom aus erneuerbaren Energien, Energiewirtschaftliche
Tagesfragen Heft 6/2013, S. 87 ff.
[21] Analytisch hierzu Michaelis, J.; Genoese, F.; Wietschel, M., a. a.
O. (Fn. 9), S. 88 ff.; Müller-Syring, G.; Henel, M.; Krause, H.: Wirtschaftlicher
Betrieb von PtG-Anlagen, gwf-Gas Ι Erdgas
2013, S. 228 f.; Antoni, J.; Kostka, J.: Wege zur Wirtschaftlichkeit
von Power-to-Gas-Anlagen, energie Ι wasser-praxis
12/2012, S. 100 ff.
Autor
Dipl.-Kfm. Dipl.-Volksw. Dr. Gerrit Volk
Leiter des Referates „Zugang zu Gasverteilernetzen,
Technische Grundsatzfragen Gas und
Versorgungsqualität“ |
Bundesnetzagentur |
Bonn |
Tel. +49 228 145820 |
E-Mail: gerrit.volk@bnetza.de
Odoriermittel & Schwefel in Biogas
sicher bestimmen mit
ODOR on-line
März 2014
gwf-Gas Erdgas 167
Gesamtschwefelbestimmung inkl. Odoriermittel nach neuer G 262

| IM PROFIL
|
Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ)
Im Profil
In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen
im Bereich der Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich
das Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ) im Profil.
Folge 25:
Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ)
Forschung für die Energie der Zukunft
Die Transformation des bestehenden
Energiesystems hin zu
den Erneuerbaren Energien gehört
zu den größten Herausforderungen
der vergangenen Jahrzehnte. Die
Biomasse nimmt hierbei eine besondere
Stellung ein. Im Zusammenspiel
mit Wasserkraft, Windenergie,
Photovoltaik und Solar-/Geothermie
macht sie im bestehenden Mix der
Erneuerbaren Energien mit über 8 %
den deutlich höchsten Anteil aus.
Die praktische Einbindung von Biomasse
in das bestehende Energiesystem
ist jedoch mit vielen Herausforderungen
und Fragen begleitet.
Wie kann die Energieeffizienz verbessert
werden, wie lassen sich Nutzungskonkurrenzen
umgehen oder
Emissionen in Boden, Wasser und in
die Luft vermeiden?
Vor dem Hintergrund dieser und
weiterer komplexer Fragestellungen
in Hinsicht auf die Bereitstellung
und Nutzung von Bioenergie
wurde durch das damalige Bundesministerium
für Ernährung, Landwirtschaft
und Verbraucherschutz
(BMELV) am 28. Februar 2008 die
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum
gemeinnützige
GmbH, kurz DBFZ, mit Sitz in Leipzig
geschaffen. Ziel des Forschungsinstitutes
ist es, im Rahmen angewandter
Spitzenforschung technische
Lösungen wie vielfältige Konzepte
zur wirtschaftlich tragfähigen, ökologisch
unbedenklichen und sozial
verträglichen energetischen Nutzung
von Biomasse zu entwickeln.
Mit der Arbeit des DBFZ soll das
Wissen um die Möglichkeiten und
Perspektiven einer energetischen
Nutzung der Biomasse insgesamt
aktiv gestaltet werden und die her-
Bild 1. Das
Hauptgebäude
des Deutschen
Biomasseforschungszentrums.
© Paul Trainer
(DBFZ)
März 2014
168 gwf-Gas Erdgas

Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ) | IM PROFIL |
ausragende Stellung des Industriestandortes
Deutschland in diesem
Sektor für die Zukunft dauerhaft abgesichert
werden.
Hierfür wurde am DBFZ eine organisatorische
Struktur geschaffen,
welche mit den vier Forschungsbereichen
Bioenergiesysteme, Biochemische
Konversion, Thermo-chemische
Konversion und Bioraffinerien
sowie fünf übergeordneten Kompetenzfeldern
das komplette Forschungsfeld
im Bereich der energetischen
Biomassenutzung abdeckt.
Darüber hinaus bietet das DBFZ
durch zahlreiche technische Prüfstände
die einzigartige Möglichkeit,
theoretische Forschung „inhouse“,
d.h. unmittelbar in der Praxis als angewandte
Forschung umzusetzen.
Neben einem großräumigen Verbrennungstechnikum,
einem Kompaktierungs-
und Kraftstofftechnikum,
Analyselaboren sowie einem
Motorprüfstand ist hier vor allem
die große Forschungsbiogasanlage
zu nennen, in der Laborversuche zu
Forschungszwecken im realen Maßstab
nachgefahren werden können
– in dieser Form in Deutschland einmalig.
Im Jahr 2013 wurden am Deutschen
Biomasseforschungszentrum
über 100 Forschungsprojekte im Bereich
der energetischen Biomassenutzung
bearbeitet, davon im
DBFZ-Forschungsbereich Biochemische
Konversion alleine knapp
30 Projekte mit Fokus auf Biogas/
Biomethan. Die Forschungsthemen
des Bereiches reichten dabei von
Themen wie der Evaluierung der
Biogas- und Biomethanbereitstellung,
-verteilung und -nutzung in
Deutschland durch ein Marktmonitoring,
über die Entwicklung und
Validierung neuer Online-Messmethoden
zur Bewertung und Optimierung
der anaeroben Fermentation
in Biogasanlagen bis zur Bewertung
der Emissionssituation von
Biogasanlagen durch Emissionsmessungen
oder der Ermittlung eines
technisch-ökonomisch optimierten
Betriebs von flexiblen Biogasanlagen.
Das DBFZ in Zahlen
Flexibilisierung von
Biogasanlagen
Etwa 1/3 der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien wird derzeit
aus Biomasse bereitgestellt; davon
75 % aus gasförmigen Bioenergieträgern
(Biogas und Biomethan),
24 % aus Festbrennstoffen (Verbrennung
und Vergasung) und 1 %
aus flüssigen Bioenergieträgern
(Pflanzenöl). Etwa 50 % des Stroms
aus Biomasse wird bereits direkt
vermarktet. Aufgrund der zunehmenden
fluktuierenden Energieträger
steigt auch der Bedarf an regelbarer
Energiebereitstellung. Die
Stromerzeugung aus Bioenergie ermöglicht
einen Teil der fluktuierenden
Erneuerbaren Energien auszugleichen,
Regelenergie und von gesicherter
Leistung bereitzustellen.
Die meisten Anlagen wurden entsprechend
der Förderanreize des
EEG auf eine möglichst hohe Anlagenauslastung
betrieben. Durch die
uneingeschränkte Abnahmeverpflichtung
der Netzbetreiber bestanden
für den Anlagenbetreiber
kaum Anreize geregelt einzuspeisen.
Mit der im EEG-2012 eingeführten
Direktvermarktung und der Flexibilitätsprämie
für Biogasanlagen
wurden erste Instrumente geschaffen,
die eine systemorientierte
Stromeinspeisung von Biogasanlagen
forcieren. Biogasanlagen, die
die Flexibilitätsprämie in Anspruch
nehmen, müssen zusätzliche Leistung
durch eine veränderte Fahrweise
der Anlage und/oder durch
Anlagenkomponenten bereitstellen,
mit denen ein Teil der bisher
kontinuierlichen Stromeinspeisung
zeitlich verlagert werden kann. Die
zusätzlichen Investitionen werden
neben der Flexibilitätsprämie über
zusätzliche Einnahmen aus der Vermarktung
des Stroms an der Strom-
Gegründet: 28. Februar 2008 in Berlin
• Alleingesellschafter: Bundesministerium für Ernährung und
Landwirtschaft (BMEL)
• Geschäftsführung: Prof. Dr. mont. Michael Nelles (wiss.),
Daniel Mayer (admin.)
• Mitarbeiter: 222 (179 wiss., 43 admin.)
• Standort: Torgauer Straße 116, 04347 Leipzig
• Forschungsbereiche: Bioenergiesysteme, Biochemische
Konversion, Thermo-chemische Konversion, Bioraffinerien
Bild 2. Kontinuierliche
Gärversuche
im
Labormaßstab
mit landwirtschaftlichen
Substraten.
© Jan Gutzeit
(DBFZ)
▶▶
März 2014
gwf-Gas Erdgas 169

| IM PROFIL
|
Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ)
börse oder über Einnahmen durch
Regelenergie sowie Effizienzgewinne
durch die Anlagenneuausrichtung
finanziert. Zur Flexibilisierung
von Biogasanlagen stehen verschiedene
Ansätze zur Verfügung, die
unterschiedliche Anforderungen an
die Anlagentechnik und die Betriebsweise
stellen. Derzeit werden
in erster Linie Anpassungen der Anlagentechnik,
die Erweiterung der
BHKW-Leistung sowie der Zubau
von Gas- und Wärmespeicher diskutiert.
Bereich Biochemische
Konversion
Mit insgesamt 46 wissenschaftlichen
Mitarbeitern, vier Arbeitsgruppen
und einer Kooperations-
AG mit dem benachbarten Helmholtz-Zentrum
für Umweltforschung
stellt der Bereich Biochemische
Konversion den personaltechnisch
zweitgrößten der vier Forschungsbereiche
am DBFZ dar. Ziel ist hier
die Forschung zur Herstellung von
Energieträgern aus Biomasse unter
der Beteiligung von Mikroorganismen.
Dabei liegt der Schwerpunkt
auf der Technologie zur Biogasgewinnung
und -nutzung. Eine technisch
optimierte biochemische
Konversion ist dabei mit vielfältigen
Herausforderungen verbunden. So
sind gleichermaßen technische,
biologische und chemische, wie
auch logistische, rechtliche, ökologische
und ökonomische Fragestellungen
zu berücksichtigen. Dabei
ist die Erhöhung der Effizienz des
Gesamtprozesses in Kombination
mit einer Kostensenkung eines der
wesentlichen Ziele der Forschungen.
Ebenso werden die sich aus der
zunehmenden Flexibilisierung des
Betriebes von Biogasanlagen ergebenen
Forschungsthemen – insbesondere
die neuen Anforderungen
an die Technik und die Prozesskontrolle
– bearbeitet. Der Bereich befasst
sich darüber hinaus mit der effizienten
Nutzung der Stoffströme,
der Schließung von Nährstoffkreisläufen
und begleitet die Demonstration
neuer und verbesserter Anlagen
und Komponenten. Alle Aktivitäten
laufen vor dem Hintergrund
einer umfassenden Evaluierung des
Marktes und des Standes der Technik
ab, die durch die Beteiligung an
verschiedenen Monitoringvorhaben
gewährleistet ist. Im Rahmen
der intensiven Kooperation mit dem
Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung
- UFZ werden zudem vielfältige
Fragestellungen hinsichtlich
der Eigenschaften der beteiligten
Mikroorganismen und deren Populationsdynamik
beantwortet.
Forschungsschwerpunkte
der Arbeitsgruppen
Die fünf Arbeitsgruppen im Bereich
Biochemische Konversion beschäftigen
sich mit verschiedenen Forschungsschwerpunkten.
Diese tangieren
anlagentechnische Fragen,
Wirtschaftlichkeitsbewertungen,
Möglichkeiten der Flexibilisierung
und die Optimierung von Prozessabläufen
ebenso wie Anlagenmonitoring,
Politikberatung oder
biochemische Aspekte der Mikrobiologie.
AG Charakterisierung und Entwicklung
anaerober Prozesse
••
Substrat- und Prozesscharakterisierung
Desintegration
Additive
••
Verfahrensentwicklung
AG Systemoptimierung
••
Systemoptimierung und -integration
••
Bewertung der Emissionssituation,
Emissionsmessungen
••
Wirtschaftlichkeitsbewertung
Biogas/Biomethan
••
Monitoring/ Marktanalyse; Anlagendatenbank
Biogas/
Biomethan
••
Politikberatung
AG Prozessüberwachung und
-simulation
Mikrobiologisches Verständnis
Prozessoptimierung
••
Prozesssimulation und
-regelung
Flexibilisierung
••
Prozessüberwachung/Messtechnik
Bild 3. Die
2012 von Bundesministerin
Ilse Aigner
eröffnete Forschungsbiogasanlage
des
DBF.
© Jan Gutzeit
(DBFZ)
AG Biogastechnologie
••
Identifizierung von technischen
Schwachstellen im Betrieb
••
Analyse der Gesamteffizienz von
Biogasanlagen
••
Technische Bewertung von
Anlagen und Komponenten
••
Konzepterstellung zur Erzeugung
von Biogas aus Rest- und
Abfallstoffen
UFZ-AG Mikrobiologie Anaerober
Systeme (MicAS)
••
Zusammensetzung und Aktivitäten
von mikrobiellen Gemeinschaften
– Prozessverständnis
März 2014
170 gwf-Gas Erdgas

Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ) | IM PROFIL |
••
Monitoring-Tools und mikrobielle
Frühwarnsysteme
Lignocellulosereiche Substrate
••
Vorbehandlungsverfahren und
Bioaugmentation
Technische Ausstattung
Die technische Ausstattung am
Deutschen Biomasseforschungszentrum
ist seit der Gründung des
DBFZ kontinuierlich erweitert und
ausgebaut worden. Heute bietet sie
den Wissenschaftlern optimale Versuchsbedingungen
und eine wichtige
Basis für die angewandte Spitzenforschung
am DBFZ. Mit einer
eigenen Forschungsbiogasanlage,
einem Biogas-/Analytiklabor sowie
technischem Equipment zur Emissionsmessung
ist der Bereich der
biochemischen Konversion in ganz
besonderer Art und Weise ideal für
die wissenschaftliche Arbeit ausgestattet.
Biogaslabor
Die Ausstattung des Biogaslabors
ist darauf ausgerichtet, großtechnische
Vorgänge im labor- und halbtechnischen
Maßstab mit entsprechend
begleitender Analytik zu simulieren.
Die Ziele liegen dabei in
der Prozessoptimierung sowie in
der Erweiterung des grundlegenden
Verständnisses der ablaufenden
Teilprozesse der Methanbildung.
Dafür stehen umfangreiche
(kontinuierliche und diskontinuierliche)
Versuchsanlagen mit Reaktionsvolumina
zwischen 0,25 und
500 lund die Forschungsbiogasanlage
zur Verfügung. Im Auftrag verschiedener
Partner aus Forschung
und Industrie werden unterschiedlichste
Substratmischungen aus
Landwirtschaft, Abfallwirtschaft
und Industrie untersucht. Neben
der prozessbegleitenden Analytik
stellt die Feinanalytik einen besonderen
Schwerpunkt dar. Hier steht
den Wissenschaftlern u. a. eine HPLC
sowie Gaschromatographen (GC)
zur Analyse von Zwischenprodukten
zur Verfügung. Durch die Kooperation
mit dem Helmholtz-Zentrum
für Umweltforschung sind auch
mikrobiologische Untersuchungen
möglich. Neben der Simulation im
Labor und der damit verbundenen
stationären Technik gehören verschiedene
Messgeräte zu Untersuchungen
im Feld zum Bestand. In
Kombination können so die Bewertung
der Effizienz von Anlagen sowie
der Emissionssituation von
großtechnischen Anlagen durchgeführt
werden.
Emissionsmessungen
Der Bereich Biochemische Konversion
verfügt über eine umfangreiche
Ausstattung von Messgeräten
zur Identifikation diffuser Methanaustritte.
Darunter befinden sich
ein bildgebendes Verfahren, welches
Methanverluste in Echtzeit visualisieren
kann, ein Methan-Laser
sowie diverse Handgeräte mit denen
Punktquellen von Methan detektiert
werden können. Zudem
liegt eine umfangreiche Ausstattung
zur Quantifizierung klimarelevanter
Emissionen vor - sowohl aus
geführten als auch diffusen Quellen.
Methodisch stehen offene und
geschlossene Hauben zur Verfügung
zusätzlich können mittels optischer
Fernmessmethoden Emissionen
durch Ausbreitungsmodelle
bestimmt werden.
Forschungsbiogasanlage
Die offizielle Eröffnung der eigenen
Forschungsbiogasanlage am 5. Juli
2012 durch die damalige Bundesministerin
für Ernährung, Landwirtschaft
und Verbraucherschutz, Ilse
Aigner, zählte zu den öffentlichkeitswirksamen
Highlights im Jahr
2012. Die umfangreiche Anlage ergänzt
das Spektrum der anwendungsorientierten
Forschung am
DBFZ zur Verbesserung des Prozessverständnisses
und Steigerung der
Effizienz der Biogasproduktion. Die
Dimensionierung der Fermenter erlaubt
die Durchführung von Experimenten
im technischen Maßstab
und gewährleistet so eine gute
Übertragbarkeit der Ergebnisse in
die Praxis. Die Anlage verfügt über
zwei unabhängige Anlagenstränge
mit identischer Kapazität, die einund
zweistufig, mit optionaler Hydrolyse,
betrieben werden können.
Der erste Anlagenstrang wird als
Nassfermentation mit einem Hauptfermenter
in Form eines stehenden
Rührkessels mit Zentralrührwerk
ausgeführt. Der zweite Anlagenstrang
kann wahlweise mit einem
baugleichen Hauptfermenter oder
einem Pfropfenstromfermenter betrieben
werden. Ein Nachgärer mit
Gasspeicherdach sammelt die Gärreste
aus beiden Strängen und leitet
diese an das Gärrestlager weiter. Die
Verwertung des Biogases erfolgt
Bild 4. Einsatz
einer Infrarotgaskamera
zum Aufspüren
diffuser
Methanverluste
auf der
DFBZ-Forschungsbiogasanlage.
© Torsten Reinelt
(DBFZ)
▶▶
März 2014
gwf-Gas Erdgas 171

| IM PROFIL
|
Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ)
über ein Blockheizkraftwerk mit einer
Leistung 75 kW el zur Deckung
des Eigenenergiebedarfs der Anlage.
Überschüssige Strommengen
können in das Netz des DBFZ abgegeben
werden. Für die Substratversorgung
können in geringen Mengen
eigene Silagen auf dem Gelände
der Anlage eingelagert werden.
Zur exakten Bestimmung der Gasproduktionsmengen
sind die Fermenter
mit festen Behälterdächern
ausgestattet, Entnahmestellen am
Rohrleitungssystem und an der Gaserfassung
ermöglichen die Probenahme
und den Einbau von Messgeräten.
Forschungsdienstleistungen
Um die Praxisnähe der Forschung
und einen tiefen Markteinblick zu
gewährleisten, ist eine enge Kooperation
mit Unternehmen notwendig.
Die unabhängige Zusammenarbeit
mit Anlagenbetreibern, Anlagen-
bzw. Komponentenherstellern,
Unternehmen der Energiewirtschaft,
der Finanzwirtschaft sowie
aus dem Beratungssektor ist fester
Bestandteil der Arbeiten am DBFZ.
So kann gewährleistet werden, dass
reale Fragen und Probleme der Praxis
neutral und vor allem objektiv
bewertet werden, Eingang in die
Forschung finden und deren Beantwortung
bzw. Lösung gemeinsam
mit Kooperationspartnern die Anerkennung
und das Vertrauen der
Branche in das DBFZ sicherstellt. Im
Rahmen seiner Forschungstätigkeit
bietet der Bereich Biochemische
Konversion eine Vielzahl von Dienstleistungen
an. Hierzu zählen unter
anderem:
••
Durchführung von Gärversuchen
zur Beurteilung der Vergärbarkeit
von Substraten und Entwicklung
neuer verfahrenstechnischer
Ansätze vom
Labormaßstab bis zur großtechnischen
Anlage
••
Vollständig ausgestattetes Labor
zur Analyse von Inputmaterialien,
Gärresten, Fermenterinhalten
und Biogas, sowie Anwendung
und Weiterentwicklung
von mikro- und molekularbiologischen
Methoden
••
Beratung von Anlagenbetreibern,
Investoren, Anlagenherstellern,
sowie Politik und Stakeholdern
im In- und Ausland
••
Monitoring des Biogasanlagenbestandes
und Analyse von Biomassepotenzialen
••
Technische, wirtschaftliche und
ökologische Bewertung von Anlagenkonzepten
••
Verbesserung der Effizienz der
Biogaserzeugung mit Hilfe von
Simulationswerkzeugen, der
Analyse des Energiebedarfs und
Identifikation von Leckagen an
großtechnischen Anlagen
Ausgewählte Forschungsprojekte
BIOMON – Evaluierung der Biomethanbereitstellung,
-verteilung
und -nutzung in Deutschland
durch Marktmonitoring
Das Forschungsvorhaben BIOMON
wurde seit September 2009 vom
DBFZ unter Projektleitung des
Fraunhofer Institutes für Windenergie
& Energiesystemtechnik (IWES)
in Kooperation mit dem Fraunhofer
Institut Umwelt-, Sicherheits- und
Energietechnik (UMSICHT) bearbeitet.
Im Vorhaben fand durch das
Projektkonsortium eine systematische
Erfassung und Bewertung der
Marktentwicklung im Bereich der
Biogasaufbereitung und -einspeisung
in das Erdgasnetz statt. Im Vordergrund
standen Substrateinsatz,
Anlagentechnologien, Projektkonstellationen,
Geschäfts- und Finanzierungsmodelle,
Kosten für die Produktion,
Aufbereitung und Einspeisung
von Biomethan und die
Nutzung des Biomethans.
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz
und Reaktorsicherheit
(BMU)/Projektträger Jülich (PtJ),
09/2009 - 05/2013
Klimaeffekte einer Biomethanwirtschaft
Vielversprechende Möglichkeiten,
die Gesa mtemission einer Biogasanlage
zu erfassen, bieten Messmethoden
unter Nutzung von optischen
Fernmesssystemen im Lee der Anlage.
Die Gesamtemissionen werden
dabei aus den gemessenen Konzentrationen
des betreffenden Gases
und einem geeigneten Ausbreitungsmodell
berechnet. Im Forschungsvorhaben
„Klimaeffekte
einer Biomethanwirtschaft“ wird
diese Methode mit einem Open-
Path-Laser für die Komponenten Methan
und Ammoniak parallel zu den
vor Ort durchgeführten Messverfahren
verwendet. Der Vergleich der Ergebnisse
beider Vorgehensweisen
soll Möglichkeiten und Grenzen beider
Messmethoden aufzeigen.
Bundesministerium für Ernährung,
Landwirtschaft und Verbraucherschutz
(BMELV)/Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe e. V. (FNR),
03/2011–02/2014
Bild 5. Gravimetrische
Bestimmung
der
Staubbeladung.
© Jan Gutzeit
(DBFZ)
RegioBalance – Bioenergie-
Flexibilisierung als regionale
Ausgleichsoption im deutschen
Stromnetz
Im Rahmen dieses Projektes untersucht
das DBFZ gemeinsam mit
dem Stromhandelsunternehmen
Energy2market GmbH (e2m), welchen
Beitrag flexibel erzeugte Bio-
März 2014
172 gwf-Gas Erdgas

Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ) | IM PROFIL |
energie für die Netzstabilität und
die Marktintegration fluktuierender
erneuerbarer Energien erbringen
kann. So wird analysiert, welche Flexibilisierungsansätze
von Bioenergieanlagen
möglich sind, welche
Anforderungen an die bedarfsgerechte
Strombereitstellung seitens
der Stromnetze an die Bioenergieanlagen
gestellt werden und wie
die Systembeiträge volkswirtschaftlich
zu bewerten sind. Zugleich sollen
im Rahmen des Projektes auch
innovative Ansätze zur thermochemischen
Methansynthese und zur
Integration von Power-to-Gas-Konzepten
in bestehende Biogasanlagen
untersucht werden.
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz
und Reaktorsicherheit
(BMU)/ Projektträger Jülich (PtJ),
08/2013–07/2015
OptFlex Biogas - Ermittlung eines
technisch-ökonomisch optimierten
Betriebs von flexiblen
Biogasanlagen
Mit der Marktprämie und deren Erweiterung
der Flexibilitätsprämie
wurden im EEG 2012 erste Anreize
für einen bedarfsgerechteren Betrieb
gesetzt. Im Rahmen des BMU-
Förderprogramms „Energetische
Biomassenutzung“ gehen das DBFZ
und der Stromhändler Next Kraftwerke
von September 2012 bis Ende
2014 der Frage nach, welche
technischen Eigenschaften einer
Biogasanlage optimal für eine gewinnbringende
Vermarktung von
Strom und Systemdienstleistungen
wie der Regelenergie sind. Neben
dem technisch ökonomischen Optimum
werden auch die Treibhausgaseffekte,
die durch die Verlagerung
der Stromproduktion entstehen,
untersucht.
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz
und Reaktorsicherheit
(BMU)/ Projektträger Jülich (PtJ),
09/2012–12/2014
Leitfaden – BIOGASAUFBEREI-
TUNG UND –EINSPEISUNG
Dieser Leitfaden stellt eine grundlegende
Überarbeitung der Studie
„Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz“
dar, die seit dem Jahr 2006
von der Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe e.V. (FNR) herausgegeben
wird. Ziel des Leitfadens Biogasaufbereitung
und Einspeisung
ist es, eine detaillierte Analyse und
Bewertung der Rahmenbedingungen
und Möglichkeiten der Einspeisung
von Biogas in das Erdgasnetz
zu schaffen und für Interessierte
leicht verfügbar zu machen. Mit
Blick auf die Praxisrelevanz wurde
der Leitfaden um ein Kapitel, welches
sich mit der Vermarktung von
Biomethan befasst, ergänzt.
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe
e.V. (FNR), 08/2011–02/2013
Kontakt:
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum
gemeinnützige GmbH,
Torgauer Straße 116, 04347 Leipzig,
Tel. (0341) 2434-112,
Fax: +49 (0)341 2434-133,
E-Mail: info@dbfz.de
Das Ganze sehen.
Seminar Durchfluss
und Mengenmessung
in Rohrleitungen
am 25. März 2014
In Kooperation mit
7. Workshop
Gasmengenmessung
Gasanlagen, Gastechnik
26./27. März 2014 · KCE-Akademie, Rheine
Anmeldung und mehr Informationen:
www.kce-akademie.de
KÖTTER Consulting Engineers GmbH & Co. KG
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Bild 6. Leitfaden
Biogasaufbereitung.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 173

| AUS DER PRAXIS
|
Biogasanlagen als chemische Energiespeicher
und regionale Energieversorger
Flexibilität und Ressourcenschonung durch Verantwortung für die Umwelt
Bild 1. Zusammenhänge
und Wechselwirkung
der
Methanisierung
und Schwefeloxidation
im
Fermenter.
© Quelle: UGN
Umwelttechnik
GmbH und Biogas
Forum Bayern,
Arbeitsblatt Nr. IV –
10/2013
Es scheint so, dass auch die Biogasbranche
in der Wegwerfgesellschaft
angekommen ist. Hierauf
deuten überforderte Anbauflächen,
Monokulturwirtschaft, nicht nachhaltig
bereitgestellte Energie, ineffizienter
Umgang mit Gärsubstraten
und der teilweise Wiederverkauf von
Strom unter den Gestehungspreis
hin. Hier gilt es politisch, wirtschaftlich
und technisch verantwortungsvoll
entgegen zu steuern. Da die
Hersteller die politischen Rahmenbedingungen
nur selten beeinflussen
können, müssen sie sich den
technischen und betriebswirtschaftlichen
Anforderungen stellen.
Im Rahmen über 8-jähriger umfassender
Forschungstätigkeit und
fast 2 Mio. € Forschungsinvestitionen
hat die UGN Umwelttechnik
GmbH mit ihren Partner aus der
Wirtschaft und Forschung das Thema
einer nachhaltigen und prozessangepassten
Entschwefelung für
Biogas, Faulgas, Pyrolysegas und
Deponiegas erfolgreich in den Ugn-
CleanPellets® S 3.5 und in den UGN
BEKOM-H Verfahren (H für Hybrid)
und den UGN BEKOM-Verfahren
umgesetzt. Wichtige Partner in diesen
Prozess waren und sind, die
Friedrich-Schiller-Universität Jena
mit Prof. Dr. Erika Kothe die Fachhochschule
Jena mit Prof. Dr. Bernd
Rudolph, die Eurofins Umwelt Ost
GmbH mit Dr. Thomas Günther, das
ehemalige Verfahrenstechnische Institut
mit Dr. Matthias Nüchter, das
Fraunhofer IGB Stuttgart mit Prof.
Dr. Bryniok und das Fraunhofer
IWES mit Prof. Dr. Jürgen Schmid
bzw. Dipl.- Ing. Frank Schünemeyer.
Weitere Unternehmen und Institute,
wie das Textilforschungsinstitut
Chemnitz, das Textil- und Kunststoffforschungsinstitut
in Rudolstadt,
das Unternehmen Bernd Bio
Energy u. a. waren eine wichtige Unterstützung.
Besonders in landwirtschaftlichen
Biogasanlagen ist die sogenannte
interne Entschwefelung (hier
der Eintrag von Luftsauerstoff und
die Zudosierung von Chemikalien)
weitverbreitet. Sie wird als einfach,
wirksam und preiswert beschrieben.
Aber ist sie das auch wirklich? Nicht
zuletzt unter den sich ändernden
Marktbedingungen für Biogasanlagen
ist diese Frage für Betreiber und
Anlagenhersteller neu zu stellen.
Der Biogasbildungsprozess, insbesondere
die Bildung von Methan,
“…. ist ein anaerober Prozess (unter
Sauerstoffausschluss). Eine Zufuhr
von Luftsauerstoff in den Fermenter,
wie bei der sogenannten internen
biologischen Entschwefelung
praktiziert, verringert zwar die
Schwefelwasserstoffkonzentration
im Biogas, nicht aber die Gesamtschwefelfracht
im Fermenter“ [1].
Der zu elementaren Schwefel reduzierte
Schwefelwasserstoff wird
mikro biologisch bedingt im Fermenter
wieder zu Schwefelwasserstoff
umgesetzt und somit im Kreislauf
gefahren. Außerdem ist das „…
Vorhandensein von Schwefelwasserstoff,
Sauerstoff, Wasserdampf
(Luftfeuchte) und Gastemperatur …
die wesentlichen Ursachen für die
Korrosion an Bauwerken und Bauteilen“
[2]. Im Besonderen unter den
Blickwinkel auch der ernsthaften
und nachvollziehbaren Überlegung
und Aufwendungen der Biogasanlagenbetreiber,
den Substrataufschluss
für die Gasausbeute zu verbessern,
oder direkt die mikrobiologischen
Bedingungen im Fermenter
zu optimieren lassen derartige Maßnahmen
zur Entschwefelung wie
z. B. der Eintrag von Luftsauerstoff
oder chlorid- haltiger Verbindungen
als paradox erscheinen.
März 2014
174 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
Übrigens ebenso der Einsatz
von Schwimmschicht zerstörenden
Stoffen, die Silikon enthalten, die
folglich in der Verbrennung (im
BHKW) Siloxane bilden und somit
ein zusätzlicher Faktor für einen
schnellen „BHKW-Tod“ sind. Nicht
nur in diesen genannten Fällen wird
aus scheinbaren gutgemeinten Kostengründen
oft auf eine externe
nachhaltige und prozessorientierte
Entschwefelung verzichtet. Zunehmend
wächst aber auch hier das Betreiberverständnis,
dass man mit
derartigen Maßnahmen die Kosten
exponentiell in die Zukunft ver lagert
und unter den Aspekt der Anlagenflexibiltät
nicht vorankommt.
Die Methanisierung und die
Schwefeloxidation sind zwei gegenläufige
Prozesse und können im Fall
einer internen Entschwefelung in
ihren Zusammenhängen und Wechselwirkungen
im Fermenter wie in
Bild 1 dargestellt werden.
Jeder Eintrag von Stoffen, die
einer gezielten Entschwefelung
bzw. Prozessstabilisierung verspricht,
sollte man auch ernsthaft
auf seine Nebenwirkungen (achten
Sie auf den „Beipackzettel“) und somit
Kostenverlagerungseffekte betrachten.
Nur so ist es auch möglich
zukünftigen Anforderungen an Anlagenflexibilität,
-effektivität und
ökonomische Langzeiteffizienz zu
beantworten. In der Gesamtbetrachtung
sind sicherlich bestimmte
Stoffe wie z. B. mikrobiologisch verfügbare
Eisenverbindungen auch
in entsprechenden Dosierungen,
meist im sogenannten Spurenbereich
sinnvoll. Das Grundprinzip
„viel hilft viel“, im Falle der Entschwefelung,
bedeutet aber Geld in
den Fermenter zu werfen, Anlagevermögen
und Ressourcen, wie
zum Bsp. die Düngewirkung des
Gärproduktes, zu zerstören und
langfristige Erträge zu reduzieren.
Alle Input-Stoffe, die vermeintlich
als prozessverbessernd eingebracht
werden, aber nicht direkt
dem Methanbindungsprozess zuzuordnen
sind, müssen im Bedarfsfall
aufwendig am Ende des Verfahrens
wieder herausgeholt, ggf. sogar teuer
entsorgt werden.
In Tabelle 1 ist die Zusammenstellung
der wichtigsten Biogasbestandteile
charakterisiert.
UgnCleanPellets® – aktiver
als Aktivkohle
Mit der Entwicklung der UgnClean-
Pellets® S.3.5 und den UGN® BEKOM
und UGN® BEKOM H–Verfahren existieren
markteingeführte Entschwefelungsprodukte,
die extern (außerhalb
der Fermenter, Faultürme u. ä.)
direkt warme und feuchte Gase
nachhaltig entschwefeln. Die Verfahren
sind variabel wählbar entsprechend
der nachfolgenden Verwertung
der Gase, das UGN® BEKOM H-
Verfahren für BHKWs oder die
Entschwefelung von Gasen für die
Aufbereitung von Biomethan, zum
Beispiel Power to Gas mit dem UGN®
BEKOM Verfahren. Es ist ein Verfahren
ohne nachträglicher Sauerstoffentfernung
bzw. unerwünschten
Luftstickstoffeintrag. Eine entsprechende
öffentliche Würdigung haben
die UgnCleanPellets® S.3.5 durch
den 3. Platz unter 27 Bewerbern zum
Thüringer Umweltpreis 2011 und in
▶▶
Tabelle 1. Zusammenstellung der wichtigsten Biogasbestandteile. Quelle: UGN Umwelttechnik GmbH und Biogas Forum
Bayern; Arbeitsblatt Nr. IV – 10/2013.
Bestandteil Charakteristik Volumenanteil Quelle Bewertung für
Verbrennung
Methan CH 4 Hauptenergie träger 55 – 75 % Kohlenhydrate, Fette,
Proteine
Kohlenstoffdioxid
Volumenbildner 25 – 45 % Kohlenhydrate, Fette,
CO 2 Proteine
Schwefelwasserstoff
H 2 S
Korrosionsbildner, Schadstoffbildner,
Energieverbraucher
0,1 – 1 % Proteine (Aminosäuren)
Stickstoff N 2 Schadstoffbildner < 2 % Substrat- und Lufteintrag
Wasserstoff H 2 Energieträger < 1 % Kohlenhydrate, Fette,
Proteine
Ammoniak NH 3
Sauerstoff O 2
Chloride, Fluoride,
Silikone
Korrosionsbildner, Schadstoffbildner
Volumenbildner/ggf. prozessschädigend
zum Bsp. bei Biomethanaufbereitung
< 1 % Proteine (Aminosäuren)
< 2 % Substrat- und Lufteintrag
Schadstoffbildner in Spuren Fällungsmittel /
Gärhilfsstoffe /
Schaumstopper
Wasserdampf H 2 O Energieverbraucher 2 – 7 % Abbau und Verdampfung
rot: Schad- und Störstoff; grün: Energieträger; + positiv; o neutral; - negativ
++
o
--
-
+
-
o
-
-
-
März 2014
gwf-Gas Erdgas 175

| AUS DER PRAXIS
|
Fragen und Antworten zur nachhaltigen Entschwefelung von Biogas
Warum ist eine externe sichere und nachhaltige Entschwefelung von Biogas (wie auch Pyrolysegas,
Deponiegas und Faulgas) wichtig?
1. für die Betriebs- und Verfahrenssicherheit, Reduzierung der Störgrößen
2. für die Effizienz der Gärungsprozesse und Laufzeiten der BHKWs
3. für die Rückgewinnung von Wertstoffen/Rohstoffen (Schwefel und Stickstoff)
4. für den Vermögens- und Anlagenschutz und der Investitionssicherung (biogene Korrosion,
Betriebsmitteleinsparung (Motorenöl), höhere Sicherheit für Vermarktungsprämien)
Was charakterisiert eine kostengünstige und nachhaltige Entschwefelung?
1. die klare Trennung des anaeroben Gärprozesses von der aeroben Entschwefelung
2. Anschluss nahe Fermenter zur direkten Nutzung der warme und feuchte Prozessbedingungen
(25 °C bis 40 °)
3. kein Abfall, sondern die Verwertung der Rohstoffe Schwefel und Stickstoff
4. die angepassten Betriebsstunden an die jährlichen Wartungszyklen
5. die flexible und separate Steuerbarkeit in Abhängigkeit der Betriebs- und Lastfälle
Was ist bestimmend für die Auslegung der Entschwefelungsanlage?
1. Die prozessbedingten Entschwefelungsanforderungen hinsichtlich der Rohgas- und der Reingasqualität
2. Die Anforderungen an die Prozessstabilität für die Gasbereitstellung/Gasspeicherung
3. Die Schwefelwasserstoffbildungskapazität der Gärsubstrate
4. Die Effizienzanforderungen der Gasaufbereitung
6. Die Möglichkeit lastabhängig und frachtabhängig in den Entschweflungsprozess ohne Störwirkung
auf die Fermentation eingreifen zu können
7. Die selektive Abreinigung von Schwefelwasserstoff und Stickstoff
8. Die Anpassungsfähigkeit an variierende Prozessbedingungen (zum Beispiel Substratänderungen)
9. Eine ausreichende Standzeit von mindestens einem Jahr
Welche Kosten bestimmen eine richtige und nachhaltige Entschwefelungsanlage?
1. Die Anlagenkosten sollten max. 1 % bis 4 % der Investitionskosten einer Biogasanlage betragen
2. Der Eigenenergieverbrauch an elektrischer Energie liegt unter 10 000 kWh/a
3. Die gesamten Betriebsmittelkosten (Dosierungen, Nährstoffe, Adsobermaterialien, u.ä.m. (inkl. Punkt 2)
für die Entschwefelung liegen kleiner 5,50 €/kgS.
4. Keine Entsorgungskosten für das Betriebsmittel Entschwefelungsmaterial (bei Abfallvergärungsanlagen
sind die Abfallzusammensetzungen zu berücksichtigen)
Welchen Zusatznutzen erbringt eine externe sichere und nachhaltige Entschwefelung?
1. Signifikant längere Standzeiten der Fermenter und deren Einbauten, der Zuleitungen zum BHKW und
Wärmetauschern, der Gaskühler sowie Gasspeicher und Abgaswärmetauscher bzw. KATs, durch Reduzierung
der mikrobiologisch und chemisch bedingten Korrosion (Standzeit Verdoppelungen sind mindestens
zu erwarten)
2. Reduzierung des Ausfallrisikos und der Wartungsaufwände
3. Erhöhung der Anlagensicherheit insbesondere durch die Vermeidung von Ex-Zonen im Fermenter
4. Die Reduzierung von Störgrößen im Gärprozess und damit schnellere Problembeseitigung im
Bedarfsfalle
5. Reduzierung von prozessfremden Feststoffen im Gärsubstrat (somit u.a. weniger Lagerkapazitäten
und Transportkosten)
6. Erhalt der Düngewirkung der Gärprodukte
der Nominierung zum Deutschen
Umweltpreis 2013 erfahren (Bild 2).
Eine nachhaltige und prozessangepasste
Entschwefelung lohnt sich
für jeden vorausschauenden Anlagenbetreiber
hinsichtlich Flexibilität,
Emissionssenkung und Ertragssteigerung.
Fazit
Schwefelwasserstoff ist ein Bestandteil
des Biogasbildungsprozesses
und hat eine gewisse Proportionalität
zum Methanbildungspotenzial.
Für einen ertragreichen Vergärungsprozess
sind viele Komponenten erforderlich.
Diese zu steuern und zu
überwachen kann eher effizient erfolgen,
wenn dieser Prozess nicht
durch zusätzliche Schad- und Störkomponenten
beeinträchtigt wird.
Auch die Akzeptanz von Biogas als
chemischer Energiespeicher im zukünftigen
EEG Energiemix wird zunehmen,
wenn die Anlagen nicht
März 2014
176 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
nur aus Pflanzen und Abfällen elektrische
und thermische Energie erzeugen,
sondern auch ressourcenschonend
betrieben werden und
wertvolle Pflanzenrohstoffe wie
Schwefel und Stickstoff nachhaltig
rückgewinnen. Eine ständige bedarfsgerechte
und ökonomische
Energiebereitstellung unter Nutzung
erneuerbarer Energiequellen
ist das Alleinstellungsmerkmal für
den zukünftigen Energiemarkt. Dafür
möchten die Hersteller von
nachhaltigen Filtermaterialien zur
Abreinigung von Schad- und Störstoffen
aus Gas- und Gasgemischen
und von Entschwefelungsanlagen
entsprechende Produkte und
Dienstleistungen anbieten.
Kontakt:
Herbert Zölsmann,
Geschäftsführer / CEO,
UGN-Umwelttechnik GmbH,
Tel. (0365) 8 30 58 98,
Fax (0365) 7 10 69 31,
E-Mail: h.zoelsmann@abluftreiniger.de,
www.ugn-umwelttechnik.det,
www.bio-filter.de
Literatur
[1] und [2] Biogas Form Bayern Arbeitsblatt
Nr. IV – 10/2013.
Bild 2. Thüringer
Umweltpreis 2011.
EU BC&E 2014
22. Europäische Biomasse
Konferenz und Ausstellung
23-26 Juni 2014
CCH Congress Center
Hamburg
Die führende Plattform für den Dialog zwischen Wissenschaft,
Industrie, Politik und Wirtschaft der Biomassebranche
Weitere Informationen
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European Biomass
Association
März 2014
gwf-Gas Erdgas 177

| AUS DER PRAXIS
|
Gesicherte Energieversorgung nach Messung und
Aufbereitung von russischem Erdgas in Lubmin
Am Lubminer Ostseestrand schlägt das automatisierungstechnische Herzstück der größten europäischen
Energie-Infrastrukturinvestition der letzten Jahre. Hier, an der Küste Mecklenburg-Vorpommerns, erreicht die
Nord Stream Pipeline deutschen Boden und liefert pro Stunde bis zu 6,6 Mio. m 3 russisches Erdgas zur neuen
Anlandestation Lubmin bei Greifswald. In dieser Anlage wird das im 1 200 Pipeline-Kilometer entfernten russischen
Wyborg in die Nord Stream eingespeiste Erdgas aufbereitet und gemessen, bevor es durch die Pipelines
„OPAL“ (Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung) nach Süden bis in die Tschechische Republik sowie „NEL“
(Nordeuropäische Erdgasleitung) nach Westen in Richtung des Speichers Rehden weitergeleitet wird.
Aufgabe der Anlage
In Lubmin müssen nicht nur zwei
Prozesse – Gas und Warmwasser –
mit großer Präzision parallel geregelt
werden. Die Anlage soll wegen
ihrer sehr großen Bedeutung für die
Versorgungssicherheit in Deutschland
und Europa auch ein Höchstmaß
an Zuverlässigkeit aufweisen.
Aus diesem Grund sind die Ausrüstungen
und Rohrleitungssysteme
hochverfügbar aufgebaut, und das
gilt natürlich auch für die Feldinstrumentierung.
Rund 850 Sensoren,
mehr als 2 400 Ventile und
420 elektrische Antriebe wurden
installiert. Die neueste Generation
der Automatisierungs- und Messtechnik
wird eingesetzt. Im Auftrag
der Fernleitungsnetzbetreiber OPAL
Gastransport GmbH (OPAL) und
der NEL Gastransport GmbH (NEL)
sowie der Industriekraftwerk Greifswald
GmbH (IKG) war die GASCADE
Gastransport GmbH verantwortlich
für die Planung und Realisierung
der Gesamtanlage.
Eine der Hauptaufgaben besteht
darin, das im Winter mit Minusgraden
ankommende Gas konstant
auf notwendige Plusgrade hinter
der Druckreduzierung zu halten. Zu
diesem Zweck hat GASCADE ein
Versorgungsgebäude für das Wärmesystem
errichtet, in dem sich drei
große erdgasbetriebene Wasserkesselanlagen
mit einer Leistung
von jeweils 40 MW befinden. Nur mit
Kenntnis der genauen Gasmenge
und des korrespondierenden Drucks
Bild 1. Durchflussmessungen im Warmwassersystem mit dem Ultraschall-Clamp-on-System
PROSONIC FLOW. © Bild: Gascade Gastransport GmbH
ist ein optimierter Betrieb des
Wärmesystems möglich. Dabei gilt
es auch die 280 km lange Strecke
bis zur nächsten Verdichterstation
im brandenburgischen Radeland zu
berücksichtigen, denn die Wasserkessel
müssen ausreichend Wärme
für den Gastransport liefern.
Jeweils beste Messtechnik
projektiert
Teil dieser Gesamtanlage ist auch
eine Gasturbine, die nach dem Prinzip
der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
funktioniert. Der dort erzeugte
Strom wird ins Netz eingespeist und
die Abwärme der Gasturbine zusätzlich
genutzt, um das Erdgas in
der Anlandestation zu erwärmen.
Für den Bereich der Feldinstrumentierung
entschied sich GAS-
CADE für die Zusammenarbeit mit
Endress+Hauser, einem weltweit
führenden Unternehmen auf dem
Gebiet der Mess- und Automatisierungstechnik.
Durch das umfangreiche Portfolio
im Bereich der Feldinstrumentierung
konnte von Endress+Hauser
für unterschiedlichste Messaufgaben
die jeweils beste Messtechnik projektiert
und eingesetzt werden. Im
Vordergrund standen die Hauptparameter
Füllstand, Dichte, Durchfluss,
Prozessdruck, Differenzdruck,
Temperatur und Energiemengenmessung.
Neben standardmäßigen
Druck- und Temperaturmessungen
für die Überwachung und Regelung
von Gasdruck und Gastemperatur
im komplexen Rohr- und Warmwassersystem,
wurden auch spezielle
Aufgabenstellungen gelöst.
März 2014
178 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
Im Bereich der Gasvorwärmung
ist es wichtig, die Kessel des
Warmwassersystems (Niederdruck)
vor überhöhtem Druck aus dem
Gasnetz (Hochdruck) zu schützen.
Das Wärmetauschersystem ist deshalb
mit einem Dichte-Liquiphant
FTL51 und Auswerterechner FML621
ausgerüstet. Die Verwendung des
altbewährten Vibrationsprinzips Liquiphant
erlaubt eine sehr kostengünstige
Dichtemessung im Vergleich
zu herkömmlichen Verfahren. Der
kompakte direkte Einbau erleichtert
die Montage und Inbetriebnahme.
Die Schwinggabel des Liquiphant
erkennt bereits geringste Gasleckagen
und schützt das Wärmetauschersystem
durch ein entsprechendes
Grenzsignal vor einer
größeren Beschädigung.
Weiterhin sind für die exakte
Regelung des Wärmesystems hochpräzise
Energiemengenmessungen
erforderlich. Die Energiemenge des
mit der Abwärme der Gasturbine
erzeugten Warmwassers wird mit
einer Genauigkeit von 0,2 % erfasst.
Dafür sorgen als Durchflussgeber
das magnetisch-induktive Durchflussmessgerät
Promag 53. Eine
patentierte ECC-Schaltung zur
Verhinderung von Magnetitablagerungen
sorgt für den sicheren
Messbetrieb. In Kombination mit
gepaarten Temperaturfühlern Omnigrad
TR13 und dem Bildschirmschreiber
Memograph RSG40 liefert
die komplette Messanordnung zuverlässige
Werte für den Anlagenbetrieb.
Die Auswertung der Wärmemengenmessung
aus Durchfluss
sowie Vor- und Rücklauftemperatur
erfolgt mit manipulationssicherer
Registrierung und einem Datenexport
nach Excel. Die Anbindung
an das Leitsystem erfolgt per PROFI-
BUS DP und Ethernet.
Auf Sicherheit ausgelegt
Eine weitere Herausforderung bestand
in der Projektierung der Temperaturhülsen
im Rauchgaskanal der Gasturbine.
Diese Hülsen nehmen die
Temperaturfühler zur Messung des
Abgasstromes auf und müssen für
Bild 2. Anlandestation Lubmin. © Bild: Luftaufnahme Nord Stream, Dr. Jan Kube
die extremen mechanischen und
thermischen Belastungen mit hoher
Sicherheit ausgelegt werden. Ein
spezielles Schutzrohrberechnungsprogramm
von Endress+Hauser dient
dazu, die Merkmale der Konstruktion
festzulegen. Als Ergebnis darf bei
einer Fließgeschwindigkeit des Rauchgases
von 40 m/sec die Schutzhülse
nur maximal 125 mm in den Prozess
reichen. Damit das Schutzrohr auch
im Anschlussstutzen nicht vibriert,
muss zusätzlich noch ein Stützring
auf die Schutzhülse aufgeschweißt
werden. Die Applikation ist somit
optimal ausgelegt für sicheren Betrieb
und genaueste Messung. Zur
Überwachung der Bespannung der
Gasabsperrarmaturen wurde ein
Differenzdruckmessumformer der
Serie Deltabar PMD75 gewählt.
Durch das Quick Setup Menü erfolgt
die schnelle Inbetriebnahme.
Der Messumformer verfügt über
umfangreiche Diagnosefunktionen
und ist von der Messzelle bis zur
Elektronik funktionsüberwacht.
Diese Funktionen unterstützen den
reibungslosen Ablauf von Wartungsund
Instandhaltungsarbeiten an den
Armaturen.
Besondere Zulassung
Der in hohen Stückzahlen eingesetzte
Drucktransmitter Cerabar S
PMP71 kommt zusätzlich auf den
Pipelines mit der innerstaatlichen
Bauartzulassung der PTB zum Einsatz.
Dem Gerät wurde seitens der PTB
die bestmögliche Messperformance
von 0,2 % (Eichanforderung) auf den
Momentanwert im Temperaturbereich
von –20 bis +50 °C bestätigt.
Das Standardgerät wie auch das zugelassene
Gerät verwenden die gleichen
Komponenten, z. B. Elektronik.
Bild 3. Druck-/Differenzdruckmessungen CERABAR S /
DELTABAR S im Messumformerschutzkasten.
© Bild: Gascade Gastransport GmbH
▶▶
März 2014
gwf-Gas Erdgas 179

| AUS DER PRAXIS
|
GASCADE
So kann auf gleiche Ersatzteile zurückgegriffen
werden. Alle Geräte
sind bei Bedarf über das selbsterklärende
Bedienmenü sehr einfach
abzugleichen und gegebenenfalls
zu justieren.
Neben dem eichfähigen Druckmessumformer
Cerabar S bietet
Endress+Hauser den Gasdurchflusszähler
Promass 84F sowie den
Temperaturfühler Omnigrad S als
Komponenten in einem eichamtlichen
System an. Der nach dem
Coriolis-Prinzip messende Promass
gilt als innovatives Verfahren gegenüber
mechanischen Gaszählern.
GASCADE befördert Erdgas und betreibt deutschlandweit
Fernleitungen von rund 2 300 km Länge.
Das Pipeline-Netz im Herzen Europas verbindet
fünf Länder. Die GASCADE Gastransport GmbH
mit Sitz in Kassel beschäftigt rund 350 Mitarbeiter
und trägt zur Versorgungssicherheit in Deutschland
und Europa bei. GASCADE ist ein Gemeinschaftsunternehmen
von BASF und Gazprom.
Er arbeitet ohne bewegliche Teile
und ist somit wartungsfrei. Bei
Planung und Montage brauchen
keine Ein- und Auslaufstrecken
berücksichtigt zu werden. Im Vergleich
zu Ultraschallzählern ist das
Messsystem unempfindlich gegenüber
Pulsationen und Druckschlägen
im Prozess. Der Promass ist hier zur
Überwachung der Erdgasmenge an
der Gasturbine eingesetzt.
Die betrieblichen Durchflussmessungen
im Warmwassersystem
der Anlandestation wurden mit
dem Prosonic Flow 93 realisiert. Das
Ultraschall-Clamp-on-System ermöglicht
eine genaue Durchflussmessung
von außen, ohne Prozessunterbrechung.
Die Montage erfolg
durch einfache Menüführung. Die
Messung verursacht keinerlei Druckverluste
und spart somit hydraulische
Leistungsverluste. Die variable
Einbaumöglichkeit erlaubt bereits
in der Vorplanung Kosteneinsparungen
durch möglichen Verzicht
auf Flansche.
Die gesamte Bandbreite der
Kundenanforderungen, von der
Standard- bis zur Spezialanwendung,
konnte gelöst werden. Durch
die einheitliche Projektdokumentation
sowie ein einheitliches
Bedien- und Toolingkonzept für die
unterschiedlichen Messumformer
wurde bereits im Vorfeld die Voraussetzung
für optimales Instandhaltungsmanagement
im späteren
Anlagenbetrieb geschaffen. Die
große Lieferbreite des Feldinstrumentierungsspezialisten
eröffnete
GASCADE in der Projektabwicklung
den Vorteil der Schnittstellenminimierung.
In der Betriebsphase
können durch die reduzierte und
passgenaue Auswahl der Prozessmesstechnik
die Wartungs- und
Instandhaltungskosten verringert
werden.
Die Hälfte des deutschen
Erdgasverbrauchs
Während die KWK-Anlage im Sommer
2013 in Betrieb genommen wurde,
arbeiten beide Röhren der Nord
Stream Pipeline seit Oktober 2012, so
dass die Gasmenge von ursprünglich
3,3 auf 6,6 Mio. m³/h gesteigert
werden kann. 4,1 Mio. m³/h davon
können über die OPAL weitergeleitet
werden, 2,5 Mio. über die NEL.
Bei voller Auslastung fließen über
die Anlandestation dann rund
55 Mrd. m³ Erdgas pro Jahr. Rechnerisch
entspricht dies rund der
Hälfte des jährlichen deutschen
Erdgasverbrauches, ein wesentlicher
Beitrag zur Sicherung der
zukünftigen Energieversorgung.
Autoren
Ralf Hartmann, Projektleiter EMSR, Gascade
Gastransport GmbH
Andreas Schmidt, Branchenmanager Öl&Gas,
Endress+Hauser Weil am Rhein
Bild 4. Hochgenaue Energiemengenmessung mit magnetisch-induktivem Durchflussmessgerät
PROMAG. © Bild: Gascade Gastransport GmbH
Kontakt:
Endress+Hauser Messtechnik GmbH+Co. KG,
Kerstin Löffler,
Tel. (07621) 975 556,
E-Mail: kerstin.loeffler@de.endress.com
März 2014
180 gwf-Gas Erdgas

| TECHNIK AKTUELL |
SmartFuel® Wasserstoff-Hochdrucktrailer
nehmen Betrieb auf
Der Industriegasespezialist Air
Products hat den den Smart-
Fuel® -Wasserstoff-Hochdrucktrailer
vorgestellt, mit dem große Volumina
Wasserstoff bei hohem Druck an das
wachsende Netzwerk von Smart-
Fuel®-Wasserstofftankstellen geliefert
werden können und dort zu deutlichen
Kostensenkungen führen. Der
Trailer ist der erste einer Flotte neuartiger
Wasserstoff-Hochdrucktrailer,
die in den nächsten Monaten zum
Einsatz kommen wird. Der Smart-
Fuel®-Hochdrucktrailer verfügt über
spezielle Verbundflaschen für die
Lagerung von Wasserstoff, die eine
kosteneffiziente Lieferung von Wasserstoff,
hergestellt in zentralen Produktionsanlagen,
bei einem Druck
von deutlich über 350 bar ermöglichen.
Durch den erhöhten Druck
ist für die Betankung von 350-Bar-
Fahrzeugen keine Kompression vor
Ort mehr erforderlich, während bei
der Betankung von 700-bar-Fahrzeugen
die Kompressionsleistung
an der Tankstelle deutlich reduziert
wird. Dies führt zu einem geringeren
Investitionsaufwand und zur Reduzierung
der Betriebskosten für den
Tankstellenbetreiber. Durch die Minimierung
der Kompression vor Ort
erhöht sich auch die Zuverlässigkeit
der Betankungsanlage. Dies hat Air
Products unmittelbar bei seiner
SmartFuel®-Bustankstelle in London
nachgewiesen. Hier wird eine Verfügbarkeit
erreicht, die durchweg
den Erwartungen der Busbranche
entsprechen. Das Lieferkonzept des
SmartFuel®-Hochdrucktrailers sorgt
außerdem für eine deutliche Reduzierung
des Platzbedarfs einer
Wasserstofftankstelle, insbesondere
im Vergleich zu Betankungslösungen
mit Wasserstoffproduktion vor Ort,
wie z. B. Elektrolyse.
Der SmartFuel®-Hochdrucktrailer
wird vom Projekt „CHIC- Clean Hydrogen
in European Cities“ (Sauberer
Wasserstoff in europäischen Städten)
des FCH JU (Fuel Cells and Hydrogen
Joint Undertaking) unterstützt.
Der Trailer kann als mobile Bustankstelle
sowie für die Unterstützung
des Betriebs der Wasserstoffbusse in
London eingesetzt werden.
Kontakt:
Air Products GmbH,
www.airproducts.de
Wasserstoff-
Hochdrucktrailer
mit
innovativer
SmartFuel ® -
Technologie
von Air Products.
Neuer Industriehelm für effektiven Kopfschutz
Der 3M Schutzhelm H-700 aus
Hart-Polyethylen ist besonders
leicht und schützt sicher vor herumfliegenden
Kleinteilen. Das flache
und niedrige Profil unterstützt dabei
die Stabilität und den sicheren
Sitz auf dem Kopf. Der kurze Schirm
garantiert eine uneingeschränkte
Sicht. Die Belüftungsschlitze in der
Helmoberschale sorgen für eine
ausreichende Luftzirkulation und
erhöhen so den Tragekomfort. Die
Innenausstattung des Helmes besteht
aus einer 4-Punkt-Befestigung
und einem Kunststoff-Schweißband.
Der Pinlock-Verschluss
ermöglicht eine individuelle
Anpassung des
Kopfbands an die Kopfgröße.
Der 3M Schutzhelm
H-700 ist in sechs
Farben erhältlich (weiß,
gelb, orange, rot, blau
und grün).
Weitere Informationen:
www.3marbeitsschutz.de
Der 3M Schutzhelm H-700.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 181

| REGELWERK
|
Regelwerk Gas
DVGW-Arbeitsblatt G 265 Teil 1: „Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung und
Inbetriebnahme von Biogas-Aufbereitungs- und -Einspeiseanlagen „ veröffentlicht
Nachdem sich die DVGW-Prüfgrundlage
VP 265-1 über fünf
Jahre bei der Planung, Fertigung,
Errichtung, Prüfung und Inbetriebnahme
von Biogas-Aufbereitungsund
Biogas-Einspeiseanlagen in der
Praxis bewährt hat, wurde diese
Prüfgrundlage grundlegend überarbeitet,
erweitert und in das jetzt vorliegende
DVGW-Arbeitsblatt G 265-1
überführt.
Ziel der Überarbeitung war es,
die praktischen Erfahrungen bei der
Anwendung der Prüfgrundlage in
das vorliegende Arbeitsblatt einfließen
zu lassen. Außerdem wurden
Anpassungen an geänderte Gesetze
(EnWG und BImSchG), Verordnungen
(z.B. GasNZV, GasHDrLtgV, 4. BImSchV),
berufsgenossenschaftliche Vorschriften
und Regeln sowie Regeln der
Technik vorgenommen.
Der Anwendungsbereich des
Arbeitsblattes wurde um Rückspeiseanlagen
erweitert, mit denen Gas
in vorgelagerte Netze zurückgespeist
wird. Solche Anlagen werden z. B.
benötigt, wenn das aufnehmende
Netz bei geringer Abnahme das eingespeiste
Biogas nicht vollständig
aufnehmen kann.
Ebenso wurden Biogase aus
nicht fermentativen Quellen, wie
z. B. aus Wasserstoff synthetisch
erzeugtes Methan, die hinsichtlich
ihrer stofflichen Bestandteile und
gastechnischen Kenndaten den Anforderungen
der DVGW Arbeitsblätter
G 260 und G 262 entsprechen, in
den Anwendungsbereich mit aufgenommen.
Damit wird der Entwicklung
der Power-to-Gas-Anlagen
Rechnung getragen, die bereits 2011
auch Eingang in die Definitionen
der Begriffe „Gas“ und „Biogas“ des
Energiewirtschaftsgesetzes gefunden
haben.
Anlagen zur Einspeisung von
Wasserstoff sind allerdings nicht
Gegenstand des vorliegenden Dokumentes.
Für diese Anlagen wird
aufgrund der abweichenden stofflichen
Eigenschaften von Wasserstoff
ein eigenes DVGW-Merkblatt
erstellt.
Im DVGW-Arbeitsblatt G 265-1
sind die Mindestanforderungen an
die technische Sicherheit, der zur
Nutzbarmachung des Biogases –
von der Aufbereitungsanlage über
die Verdichtung, Druckregelung,
Konditionierung und Messung bis
zur Einspeisung in das Gasversorgungsnetz
als Zusatz- bzw. Austauschgas
– erforderlichen Anlage
und deren Komponenten, zusammenfassend
dargestellt. Dabei wurde
ein Schwerpunkt auf die notwendigen
Abstimmungen zwischen
den in der Regel unterschiedlichen
Betreibern der Anlagen gelegt.
Der Begriff der Konditionierungsanlage
als eigenständige Einheit
wurde gestrichen. Konditionierungsanlagen
sind nach Festlegung der
GasNZV Bestandteil der Biogas-Einspeiseanlage.
Die funktionalen Anforderungen
an Verdichteranlagen wurden umfassend
formuliert. Eine Arbeitshilfe
zur Spezifikation von Verdichteranlagen
wurde als neuer informativer
Anhang aufgenommen. Die Anforderungen
an Verdichter können
sinngemäß auch für die der Biogasaufbereitungsanlage
vorgeschalteten
Gebläse angewendet werden.
Die Beispiele zur Ex-Zonen-Einteilung
wurden überarbeitet und
ergänzt. Es ist vorgesehen, diese
Beispiele in die EX-RL-Beispielsammlung
der BG RCI aufzunehmen.
Ein umfassendes Prüfschema für
die Prüfung der Anlagen wurde als
normativer Anhang aufgenommen.
Zusätzlich wurden die Bewertungsstufen
für die Prüfungen festgelegt.
Mit dem neuen DVGW-Arbeitsblatt
G 265-1 steht den Herstellern,
Prüfern und Betreibern von Biogas-
Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen
nun eine erstmals eine anerkannte
Regel der Technik zur Verfügung, die
den derzeitigen Stand der Technik in
Hinblick auf die technische Sicherheit
dieser Anlagen beschreibt.
Hinsichtlich der Anforderungen
an die Einspeisung von Biogas in
Netze zur Versorgung der Allgemeinheit
mit Gas, sind darüber
hinaus unter anderem die DVGW-
Arbeitsblätter G 260, G 262 und
G 2000 zu beachten.
Preis:
€ 44,69 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 59,59 für Nichtmitglieder.
Andreas Schrader
Regelwerk Gas/Wasser
Veröffentlichung des Weißdruckes des DVGW-Arbeitsblattes GW „15 Nachumhüllungen von
Rohrleitungen, Armaturen und Formstücken - Qualifikationsanforderungen an Umhüller“
März 2014
182 gwf-Gas Erdgas
Das technische Komitee G-TK-1-10
Außenkorrosion hat die Überarbeitung
des DVGW-Arbeitsblattes
GW 15 Nachumhüllungen von
Rohrleitungen, Armaturen und Formstücken
- Qualifikationsanforderungen

| REGELWERK |
an Umhüller abgeschlossen. Um den
neu entstandenen Normen auf internationaler
und nationaler Ebene
gerecht zu werden, wurde die
Anpassung des DVGW-Arbeitsblattes
notwendig.
Es beinhaltet die Anforderungen
an die Qualifikation von Umhüllern.
Die Werksumhüllung von Rohren
erfordert eine sachgerechte Nachumhüllung
von unbeschichteten
Rohrverbindungen, Bauteilen und
Fehlstellen auf der Baustelle. Für
Nachumhüllungen stehen verschiedene
Umhüllungsmaterialien zur
Verfügung. Die Nachumhüllung auf
der Baustelle erfordert vom Umhüller
sowohl Sachkunde über die
Umhüllungsmaterialien als auch
die Fähigkeit zur fachgerechten
Anwendung dieser Materialien. Die
Anwendung dieses Arbeitsblattes
stellt sicher, dass die Schulung und
Prüfung der Umhüller nach einheitlichen
Verfahren und Inhalten
durchgeführt wird und Umhüller
nach bestandener Prüfung die für
eine qualitätsgerechte Ausführung
und Kontrolle der Arbeiten erforderliche
Fachkenntnis und Handfertigkeit
besitzen.
Der Anwender hat zudem die
Möglichkeit, sich zu spezialisieren.
Zusätzlich zu den allgemein erforderlichen
Grundlagen kann optional
aufbauend eine weitergehende
Spezialisierung für bestimmte
Nach umhüllungsmaterialien erfolgen.
Gegenüber DVGW-Arbeitsblatt
GW 15:2007-01 wurden folgende
Änderungen vorgenommen:
Der Inhalt wurde aktualisiert
••
Anforderungen an die Ausbildungsstätten
werden erstmalig festgelegt
••
Prüfungsordnung zur Ausbildung
wurde aktualisiert
••
Anforderungen an Ausbilder
werden benannt
••
Möglichkeiten des Nachweises
der Qualifikation: Beispielsweise
wurden bisher von den Ausbildungsstätten
sogenannte Umhüllerausweise
ausgestellt. Dabei
wurde die vollständige Einhaltung
der Anforderungen die
Bildungsstätte geprüft. Dies ist
im neuen Arbeitsblatt nicht
zwingend gegeben kann aber
weiterhin so praktiziert werden.
Die Form des Nachweises wird
freigestellt.
Preis:
€ 22,27 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 29,69 für Nichtmitglieder.
Weißdrucke der DVGW-Arbeitsblätter GW 20, GW 21, GW 22, GW 24, GW 27 und GW 28
Das technische Komitee G-TK-1-10
Außenkorrosion und die Arbeitsgemeinschaft
für Korrosionsfragen
(AfK) haben wichtige AfK-Empfehlungen
dem Regelsetzungsprozess
gemäß DVGW Geschäftsordnung
GW 100 unterzogen und somit die
Überführung in DVGW-Arbeitsblätter
ermöglicht. Es handelt sich
dabei um folgende Arbeitsblätter:
••
DVGW-Arbeitsblatt GW 28 Beurteilung
der Korrosionsgefährdung
durch Wechselstrom bei kathodisch
geschützten Stahlrohrleitungen
und Schutzmaßnahmen
- Textgleich mit der AfK-Empfehlung
Nr. 11
••
DVGW-Arbeitsblatt GW 27 Verfahren
zum Nachweis der Wirksamkeit
des kathodischen Korrosionsschutzes
an erdverlegten
Rohrleitungen - Textgleich mit
der AfK-Empfehlung Nr. 10
••
DVGW-Arbeitsblatt GW 24 Kathodischer
Korrosionsschutz in
Verbindung mit explosionsgefährdeten
Bereichen - Textgleich
mit der AfK-Empfehlung
Nr. 5
••
DVGW-Arbeitsblatt GW 22 Maßnahmen
beim Bau und Betrieb
von Rohrleitungen im Einflussbereich
von Hochspannungs-
Drehstromanlagen und Wechselstrom-Bahnanlagen
- Textgleich
mit der AfK-Empfehlung Nr. 3
und der Technischen Empfehlung
Nr. 7 der Schiedsstelle für
Beeinflussungsfragen (SfB)
••
DVGW-Arbeitsblatt GW 21 Beeinflussung
von unterirdischen
metallischen Anlagen durch
Streuströme von Gleichstromanlagen
- Textgleich mit der AfK-
Empfehlung Nr. 2
••
DVGW-Arbeitsblatt GW 20 Kathodischer
Korrosionsschutz in
Mantelrohren im Kreuzungsbereich
mit Verkehrswegen Produktrohre
aus Stahl im Vortriebsverfahren
- Textgleich mit der
AfK-Empfehlung Nr. 1
DVGW-Arbeitsblatt GW 28
Der Inhalt dieses Arbeitsblattes spiegelt
das gemeinsame Verständnis
(fachlicher Bearbeitungsstand 2011)
unter den für Beeinflussungsfragen
und Korrosionsschutz zuständigen
Fachleuten aus den der AfK zugehörigen
Verbänden wider. Im
Zusammenhang mit der bevorstehenden
europäischen Norm
DIN EN 15280 muss erwähnt werden,
dass dieses Arbeitsblatt nicht
im Widerspruch zu dieser Norm
steht. Das Arbeitsblatt ist in sich als
geschlossenes Dokument zu sehen,
welches praxis orientierte Hinweise
gibt und die DIN EN 15280
konkret auf die nationalen Bedürfnisse
spezifiziert.
Ein vertieftes Verständnis der
beteiligten Prozesse der Wechselstromkorrosion,
unter Einfluss des
kathodischen Korrosionsschutzes,
hat aber über längere Zeit gefehlt.
Erst aufgrund jüngerer Labor- und
Felduntersuchungen war es möglich
ein Modell zu entwickeln, welches
in der Lage ist, alle bisherigen empirischen
Beobachtungen zu erklären.
Insbesondere betrifft dies die Befunde
zum Einfluss des kathodischen
Schutzniveaus auf die Wechselstrom-
Korrosionsgefährdung. Die aktuellen
Modellvorstellungen erklären dann
auch die Schutzkriterien, unter
deren Einhaltung die Korrosions-
März 2014
gwf-Gas Erdgas 183

| REGELWERK
|
geschwindigkeit auf ein technisch
akzeptierbares Maß verringert werden
kann. Mittels umfangreicher
Feldversuche konnten die dem
Modell zugrunde liegenden Schutzkriterien
in der Praxis bestätigt bzw.
überprüft werden.
Die Felduntersuchungen zeigten
außerdem, dass eine Verringerung
der Korrosionsgeschwindigkeit auf
technisch vernachlässigbare Werte
< 0,01 mm/a, wie in DIN EN 12954
als Kriterium für die Anwendung des
kathodischen Korrosionsschutzes
angegeben, bei Wechselspannungsbeeinflussung
nicht gewährleistet
werden kann. In diesem Arbeitsblatt
wird daher bei Einhaltung der
genannten Kriterien bewusst der
Begriff „technisch akzeptierbare
Korrosionsgeschwindigkeit“ (Korrosionsgeschwindigkeit
< 0,03 mm/a)
gewählt.
Für die praktische Anwendung
einzelner Kriterien werden Mittelwerte
empfohlen, welche mit einer
maximal zulässigen Standardabweichung
verknüpft sind. Die Werte
wurden aus den Daten der Feldversuche
abgeleitet und entsprechen
den vorgefundenen Rahmenbedingungen.
Es ist daher möglich,
dass sich mit zunehmender Praxiserfahrung
Anpassungsbedarf der
statistischen Größen ergibt.
An dieser Stelle muss erwähnt
werden, dass zurzeit Forschungstätigkeiten
zu der Umsetzung von
Maßnahmen zur Verminderung der
Wechselstrom-Korrosionsgefährdung
durchgeführt werden, sodass in
naher Zukunft weitere Erkenntnisse
in das Arbeitsblatt einfließen werden.
Die Veröffentlichung wurde
jedoch zum jetzigen Zeitpunkt als
sinnvoll erachtet, um dem Anwender,
auch in Bezug auf die bevorstehende
europäische Norm
DIN EN 15280, die bisherigen wichtigen
Erkenntnisse nicht unnötig
vorzuenthalten.
Preis:
€ 26,82 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 35,76 für Nichtmitglieder.
DVGW-Arbeitsblatt GW 27
Nach DIN EN 12954 muss bei vollständigem
kathodischen Korrosionsschutz
das Schutzkriterium an jedem
Messpunkt des Schutzobjektes, d. h.
an jeder Fehlstelle seiner Umhüllung
erfüllt sein.
In dem Bemühen aufzuzeigen,
wie dies unter Berücksichtigung der
bekannten physikalischen Grundlagen
mit eingeführten und neueren
Messverfahren in der Praxis weitgehend
nachgewiesen werden kann,
wurde DIN EN 13509 erarbeitet. In
den Fällen, in denen die beschriebenen
Messmethoden oder die örtlichen
Verhältnisse die Ermittlung
der notwendigen Daten in nicht
hinreichendem, aussagefähigem
Maße erlauben, ergeben sich
Schwierigkeiten beim Nachweis.
Diesbezügliche Problemfälle stellen
die meisten Behälter dar, beispielsweise
aber auch Rohrleitungen in
Stadtgebieten, insbesondere bei
Vorliegen von zeitlich sich stark
ändernder Streustrombeeinflussung
durch z. B. Gleichstrom-Bahnanlagen,
Rohrleitungen mit Schutzmaßnahmen
gegen Hochspannungsbeeinflussung
und parallel verlaufende
Rohrleitungen.
Das vorliegende Arbeitsblatt
beschreibt weitere Messverfahren,
mit denen der Nachweis des Schutzkriteriums
im Sinne von DIN EN
13509 erfolgen kann. Es gibt darüber
hinaus Hinweise über die
Zweckmäßigkeit der Anwendung
der einzelnen Verfahren unter
verschiedenen Einsatzbedingungen
sowie zur Vermeidung von Fehlmessungen
und Fehlinterpretationen
der Messergebnisse. Hinsichtlich
der Definition der Begriffe wird auf
die beiden zuvor zitierten Normen
hingewiesen.
Die beschriebenen Nachweisverfahren
sind teils seit langem
Stand der Technik (z. B. Ausschaltpotentialmessungen),
teils finden
sie zunehmend Anwendung (z. B.
Intensivmessungen), so dass hier
Erfahrungen bei der Erarbeitung
dieses Arbeitsblattes berücksichtigt
werden konnten. Bei einigen Verfahren
(z. B. Potentialgradientenvergleich)
liegen dagegen nur wenige
Erfahrungen vor.
Preis:
€ 35,59 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 51,46 für Nichtmitglieder.
DVGW-Arbeitsblatt GW 24
Dieses Arbeitsblatt behandelt allgemeine
Richtlinien und Maßnahmen
zur Vermeidung von Zündgefahren
an Isolierstücken und zur Sicherstellung
eines kathodischen Korrosionsschutzes
in explosionsgefährdeten
Bereichen. Es ist anwendbar
auf Stationen von Erdgas-Leitungssystemen
und – unter Beachtung
der jeweils gültigen Vorschriften
(z. B. TRbF, TRBS, TRGS, BetrSichV) –
sinngemäß auch für andere Produktleitungen.
Isolierstücke dienen der elektrischen
Trennung von Rohrleitungsanlagen
– z. B. zur Sicherstellung des
kathodischen Korrosionsschutzes
(Trennung KKS-geschützter Anlagen
vom geerdeten Stationssystem), zur
elektrischen Aufteilung längerer
Rohrleitungssysteme an Eigentumsbzw.
KKS-Schutzbereichsgrenzen
oder – in selteneren Fällen – zur
elektrischen Aufteilung hochspannungsbeeinflusster
Rohrleitungsabschnitte.
Die elektrische Trennung
besteht bis zur Durchschlagfestigkeit
des Isolierstücks. Diese
Durchschlagfestigkeit kann – z. B. in
Abhängigkeit von dem durchströmenden
Medium, der Einbaulage
und den äußeren atmosphärischen
Einflüssen – unter Umständen auch
mit zunehmender Betriebsdauer
abnehmen. Es ist aber davon auszugehen,
dass blitzbedingte Überspannungen
infolge eines Einschlages
in exponierte Teile einer
Pipelineanlage zu einer Überbeanspruchung
der Durchschlagfestigkeit
von Isolierstücken führen können.
Bei Isolierstücken kathodisch geschützter
Anlagen in explosionsgefährdeten
Bereichen sind zur
Vermeidung von Zündgefahren
besondere Vorkehrungen zu treffen.
März 2014
184 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
Solche Gefahren können infolge
Funkenbildung durch elektrische
Anlagen oder durch Blitzeinwirkungen
entstehen. Des Weiteren sind
Maßnahmen zur Aufrechterhaltung
des kathodischen Korrosionsschutzes
erforderlich.
Die erste Neufassung der diesem
Arbeitsblatt zugrunde liegenden
AfK-Empfehlung entstand aus der
Ausgabe Februar 1986 aufgrund
von Vorschlägen aus der Praxis. In
der Neufassung wird auch auf
Prüfungen von Trennfunkenstrecken
eingegangen, und es werden
Hinweise zur Auswahl der am vorgesehenen
Einsatzort geeigneten
Funkenstrecke gegeben. Die Textpassagen
hinsichtlich der Schutzmaßnahmen
gegen elektrischen
Schlag bei der Errichtung kathodischer
Korrosionsschutzanlagen
wurden in das Arbeitsblatt nicht
übernommen; zu diesem Themengebiet
sei auf die AfK-Empfehlung
Nr. 6 verwiesen.
Preis:
€ 26,82 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 35,76 für Nichtmitglieder.
DVGW-Arbeitsblatt GW 22
Als erste Technische Regel zum
Themenbereich „Hochspannungsbeeinflussung“
erschien im Januar
1966 die Empfehlung „Maßnahmen
beim Bau und Betrieb von Rohrleitungen
im Einflussbereich von
Hochspannungsfreileitungen
(Richtlinien für hochspannungsbeeinflusste
Rohrleitungen)“, welche
nach intensiven Beratungen
eines Arbeitskreises erstellt und
textgleich als Technische Empfehlung
Nr. 7 (TE 7) der Schiedsstelle für
Beeinflussungsfragen (SfB) und als
Empfehlung Nr. 3 der Arbeitsgemeinschaft
für Korrosionsfragen
(AfK) (AfK-3) veröffentlicht wurde.
Diese erste Ausgabe der Empfehlung
stützte sich überwiegend
auf theoretische Überlegungen,
Berechnungen und Feldversuche.
Praktische Erfahrungen lagen nur
im begrenzten Umfang vor.
In den folgenden Jahren kam
es zu einer fortschreitenden Bündelung
der Trassen von Hochspannungsund
Rohrleitungen. Die stärkere
Vermaschung der Netze führte zu
einem Anstieg der Kurzschlussleistungen.
Neue, hoch isolierende
Werkstoffe für die Rohrleitungsumhüllung
(Polyethylen) ergaben
zusätzliche Beeinflussungsfälle, da
allein schon durch die Betriebsströme
der Hochspannungsfreileitungen eine
relevante Dauerbeeinflussungsspannung
auf Rohrleitungen induziert
werden konnte. Diese Gegebenheiten
führten zu einer ersten Überarbeitung
der TE 7/AfK-3, welche im Herbst des
Jahres 1971 begann und mit der
Veröffentlichung der Neufassungen
im Mai 1982 abgeschlossen wurde.
Im Rahmen dieser ersten Überarbeitung
flossen weitere − theoretische
und durch Versuche ermittelte
− Erkenntnisse ein. Es wurden abstandsabhängige
Grenzlängen definiert
und so Hinweise gegeben, in
welchen Beeinflussungsfällen die
Höhe der Beeinflussungsspannungen
eine genauere Betrachtung erfordert.
Des Weiteren wurde die Abhängigkeit
der Dauerbeeinflussungsspannung
von der Geometrie der Freileitung
(Anordnung der Leiter- und
Erdseile und deren Variation an
Verdrillungsmasten) erkannt und
beschrieben. Mit der ersten Überarbeitung
der TE 7/AfK-3 stand ab Mitte
1982 eine Technische Empfehlung
zur Verfügung, welche ein sicheres
Handling der Beeinflussungssituationen
und Schutzmaßnahmen gegen
gefährlich hohe Beeinflussungsspannungen
ermöglichte. Grundlagen
der Betrachtungen waren dabei die
in den 80er Jahren eingesetzten
Rohrleitungsumhüllungssysteme.
Fünfzehn Jahre nach Veröffentlichung
der ersten Neubearbeitung
im Mai 1982 hat sich eine AfK/SfB-
Arbeitsgruppe im Sinn einer Anpassung
an den aktuellen Stand der
Technik zum Ziel gesetzt,
••
die Gültigkeit der in der Ausgabe
vom Mai 1982 zuletzt definierten
Grenzwerte für die maximal zulässigen
Berührungsspannungen
vor dem Stand der aktuellen europäischen
Normen zu überprüfen
••
die Tabellen um die Daten neuer,
nahezu fehlstellenfreier Rohrleitungsumhüllungen
zu erweitern
••
bei den empfohlenen Maßnahmen
auch die teilweise auftretenden
Unterschiede von
erdfühligen und nahezu fehlstellenfreien
Rohrsystemen herauszustellen
••
die Möglichkeiten der Anschlusstechnik
von Rohrleitungserdern
vorzustellen, welche sich von den
Alternativen „direkter Anschluss
oder über Gasentladungsableiter“
aus der 82er-Empfehlung zu einer
breiten Palette von Geräten unterschiedlicher
Funktionsweisen
weiterentwickelt haben, etwa
Dioden- und Kondensator-Abgrenzeinheiten,
welche die früher
eingesetzten Polarisationszellen
teilweise verdrängt haben sowie
spannungsgesteuerte Halbleiter-
Abgrenzeinheiten
••
die Anforderungen an Korrosionsschutz-Gleichrichter
zu aktualisieren,
welche an hochspannungsbeeinflussten
Rohrleitungen eingesetzt
werden
••
neue Erkenntnisse und Praxiswissen
für Themenbereiche einzubringen,
z. B.
−−
Bau von Rohrleitungen mit
hervorragender Umhüllungsqualität
im Einflussbereich
von Hochspannungsanlagen
−−
Einsatz moderner Messtechniken
und -geräte
−−
Berechnung von induzierten
Beeinflussungsspannungen
mit Hilfe von DV-Programmen
sowie
••
die TE 7/AfK-3 noch themenbezogener
zu strukturieren
Die in den Empfehlungen vom 1966
und 1982 formulierten mathematischen
Gesetzmäßigkeiten der
Beeinflussung von Rohrleitungen
im Nahbereich von Drehstrom-
Hochspannungsfreileitungen und
Wechselstrom-Bahnanlagen besitzen
nach wie vor Gültigkeit und
wurden nicht von der Nachüberarbeitung
berührt.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 185

| REGELWERK
|
Aufgrund neuer Veröffentlichungen,
insbesondere hinsichtlich der
Personengefährdung bei beeinflussten
Telekommunikationsleitungen,
wurde das Grenzwertkonzept überprüft.
Für den praktischen Anwendungsfall
ergaben sich nach dieser
Prüfung keine Änderungen, da im
Fehlerfall die zur Einhaltung der
1000-V-Beeinflussungsspannung
geforderte Beschränkung der Einwirkzeit
von den Hochspannungsanlagen
aufgrund der bestehenden
Schutzkonzepte eingehalten wird.
Für den Fall des Normalbetriebs wurde
eine Anpassung an den international
für Beeinflussungen geltenden,
einheitlichen Wert von 60 V (früher
65 V) vorgenommen.
Es werden in diesem Arbeitsblatt
erprobte Maßnahmen aufgezählt,
mit denen eine wirkungsvolle Reduzierung
der eingekoppelten Beeinflussungsspannung
erreicht werden
kann – falls die Möglichkeit einer
gefährlich hohen Berührungsspannung
zwischen Rohrleitung und Erde
im ungünstigen Beeinflussungsfall
besteht. Auch in diesem Themenkomplex
stand das Bemühen
im Vordergrund, dem Anspruch einer
„gültigen Technischen Regel“ gerecht
zu werden – d. h. die verschiedenen
Techniken darzustellen und
neben den Möglichkeiten einzelner
Verfahren auch deren Grenzen aufzuzeigen.
Damit sollen Betreibern von
Rohrleitungen, Hochspannungsnetzen
und elektrifizierten Wechselstrom-Bahnanlagen
Lösungen für
eventuelle Beeinflussungsprobleme
aufgezeigt werden. Dem Anwender
auf der Rohrleitungsseite soll auch
ermöglicht werden, ein Rohrnetz
unter dem Gesichtspunkt „Hochspannungsbeeinflussung“
sicher zu
errichten und zu betreiben. Den
Herstellern von Einrichtungen für
den kathodischen Korrosionsschutz
bzw. Einrichtungen zur Begrenzung
von Beeinflussungsspannungen werden
hier praxisgerechte und allgemeingültige
Anforderungen an
die Komponenten an die Hand
gegeben.
Der im Themenbereich „Hochspannungsbeeinflussung“
Sachkundige
wird stets bemüht sein, ein
funktionierendes Schutzsystem gegen
Hochspannungsbeeinflussung
zu definieren und umzusetzen. Bei
der Erarbeitung des Schutzkonzeptes
ist aber zu beachten, dass – bei
einem so umfangreichen Gewerk
wie einer Rohrleitung – auch die
Maßnahmen anderer Fachbereiche
(welchen oft die Problematik „Hochspannungsbeeinflussung“
fremd ist)
berücksichtigt werden müssen. Diese
Anforderung gilt sowohl für die
Bauphase (z. B. elektrische Verbindung
von Rohrleitungsteilstücken
im Rahmen von Druckproben über
wassereinspeisende Rohrleitungen
und stahlarmierte Schläuche) als
auch für die Betriebsphase, wo es
••
z. B. durch Blitzschutzmaßnahmen
(z. B. Trennfunkenstrecken mit
niedrigen Ansprechspannungen)
sowie
••
durch Maßnahmen des kathodischen
Korrosionsschutzes (Potentialverbindungen
zu anderen
Rohrleitungssystemen, Wechselstromableitung
über Anoden
von KKS-Anlagen)
zu weiteren Verbindungen der Rohrleitung
mit erdfühligen Objekten
kommen kann.
Nicht zu vernachlässigen sind
auch gezielt durchgeführte, spannungsreduzierende
Maßnahmen im
Hinblick auf mögliche Wechselstromkorrosion
(siehe auch DVGW-
Arbeitsblatt GW 28, textgleich mit
der AfK-Empfehlung Nr. 11). Diese
Einrichtungen (Erder und deren
Anschaltgeräte) spielen z. B. auch im
Falle einer kurzzeitigen Beeinflussung
in Folge eines Erdfehlers im
Hochspannungsnetz eine nicht zu
unterschätzende Rolle bei der Verteilung
der Höhe der Beeinflussungsspannung
entlang der Rohrleitung.
Ein sicherer Betrieb von Rohrleitungen
ist nur möglich, wenn die
verschiedenen Aspekte (Hochspannungsbeeinflussung
– Blitzschutz –
Korrosionsschutz) als komplexes
Gesamtsystem gesehen werden, in
dem einzelne Maßnahmen mit Einfluss
auf die Erdfühligkeit auch
Auswirkungen auf die Wirksamkeit
der anderen zu berücksichtigenden
Schutzaspekte haben können. Daher
ist eine Einbeziehung aller relevanten
Maßnahmen in das Schutzkonzept
„Hochspannungsbeeinflussung“
möglichst früh erforderlich.
Im Beeinflussungsfall soll bei
Festlegung der Schutzmaßnahmen
die jeweils bestmögliche Gesamtlösung
erreicht werden, die das
technisch Erforderliche mit der geringsten
wirtschaftlichen Belastung
gewährleistet.
Die Kosten für Schutzmaßnahmen
zur Vermeidung, Reduzierung
oder Beseitigung von Beeinflussungen
im Rahmen der Festlegungen
dieser Empfehlung hat der Betreiber
der beeinflussenden Anlage zu
tragen, soweit seine Anlage die
spätere ist. Hiervon abweichende
vertragliche Vereinbarungen oder
zwingende gesetzliche Vorschriften
bleiben unberührt. Eine spätere
beeinflussungserhebliche Änderung
einer Anlage ist wie eine spätere Errichtung
der Anlage zu behandeln.
Die vorliegende Fassung stellt eine
Nachüberarbeitung der Ausgabe
vom November 2007 dar. Hauptgrund
der Nachüberarbeitung war der entfallene
Erwartungsfaktor w für die
Kurzzeitbeeinflussung in den (der)
Bezugsnorm(en). Dies hat zur Folge,
dass aus einer Nachberechnung von
bisher (unter dem Gesichtspunkt
„Berührungsschutz“) unkritischer Beeinflussungsabschnitten
auch bei unveränderter
Beeinflussungssituation
eine kritisch hohe Kurzzeitbeeinflussung
resultieren kann. Aufgrund der
bisher auch sicherheitstechnisch nur
positiven Betriebserfahrungen mit der
Anwendung des Erwartungsfaktors
von w = 0,7 (und der uneingeschränkten
Gültigkeit bei Beeinflussung
durch Bahnanlagen) wird dieser
Faktor zur Anwendung bei Personenschutzbetrachtungen
in der Betriebsphase
von Rohrleitungen wieder eingeführt.
Im Einflussbereich von Drehstrom-Hochspannungsfreileitungen
ist bezüglich des Geräteschutzes und
der Bauphase von Rohrleitungen
März 2014
186 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
weiterhin ein Erwartungsfaktor von
w = 1 anzusetzen. Des Weiteren wurde
die Aufstellung der Abgrenzeinheiten
um den jetzt häufiger eingesetzten
Reihenschwingkreis ergänzt.
Eine weitere Änderung zur vorherigen
Ausgabe ergab sich bezüglich
der erforderlichen Sicherheitsabstände
von Hochspannungsanlagen
zu Ausblaseeinrichtungen von
Rohrleitungen – bzw. Anlagen – für
brennbare Gase.
Zeitgleich mit der Nachüberarbeitung
lag auf europäischer Ebene
die – mittlerweile verabschiedete –
Norm EN 50443 zum Thema „Hochspannungsbeeinflussung“
vor. Es
bestehen keine fachspezifischen
Widersprüche zwischen den Inhalten
dieser beiden Dokumente.
Preis:
€ 62,– + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 82,67 für Nichtmitglieder.
DVGW-Arbeitsblatt GW 21
Dieses Arbeitsblatt befasst sich mit
der Beeinflussung erdverlegter metallischer
Objekte durch Streuströme
aus Gleichstromanlagen. Dabei gibt
es Hinweise über die Grundlagen,
Kriterien und messtechnische Beurteilung
der Streustrombeeinflussung
und beschreibt Maßnahmen zur Verhinderung
schädlicher Beeinflussung
von erdverlegten metallischen
Objekten. Dabei wird ausschließlich
das Thema Außenkorrosion betrachtet.
Das Thema Innenkorrosion
im Zusammenhang mit der Beeinflussung
erdverlegter metallischer
Objekte durch Streuströme aus
Gleichstromanlagen ist nicht Thema
dieses Arbeitsblattes.
Ebenfalls nicht Thema dieses Arbeitsblattes
ist die Beeinflussung erdverlegter
metallischer Objekte durch
Streuströme aus Wechselstromanlagen.
Für die Überarbeitung des
Arbeitsblattes waren die folgenden
Überlegungen ausschlaggebend:
••
Seit der Ablösung von DIN VDE
0150 durch DIN EN 50162 existieren
neue Beeinflussungskriterien.
Diese werden in diesem
Arbeitsblatt praxisgerecht dargestellt
••
Die von der Technischen Akademie
in Wuppertal in den 90er
Jahren des letzten Jahrhunderts
entwickelten Mess- und Beurteilungsmethoden
hinsichtlich des
Nachweises einer unzulässigen
Beeinflussung durch zeitlich veränderliche
Streuströme sind in
dieses Arbeitsblatt mit eingeflossen
••
Durch die gleichzeitige Überarbeitung
von DIN EN 50122-2
konnte sichergestellt werden,
dass zumindest in Deutschland
im Falle der Streustrombeeinflussung
durch zeitlich veränderliche
Streuströme sowohl
die Bahnbetreiber als auch die
Rohrleitungs- und Tankanlagenbetreiber
dieselben Mess- und
Beurteilungsmethoden bei der
Beurteilung einer möglichen
Beeinflussung anwenden
••
Die Grundlagen der Beeinflussung
werden ausführlich dargestellt
und die Schwierigkeiten
beim messtechnischen Nachweis
einer möglichen unzulässigen
Beeinflussung umfassend beschrieben
••
Die früher in der AfK-Empfehlung
Nr. 9 beschriebenen Spannungstrichterberechnungen
von Anodenanlagen
werden nun in
diesem Arbeitsblatt dargestellt
••
Es werden Maßnahmen zur
Verhinderung schädlicher Beeinflussung
von erdverlegten
metallischen Objekten durch
Streuströme aus Gleichstromanlagen
beschrieben
Preis:
€ 26,82 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 35,76 für Nichtmitglieder.
DVGW-Arbeitsblatt GW 20
Dieses Arbeitsblatt gibt aus korrosionsschutztechnischer
Sicht Hinweise
für die Planung, die Inbetriebnahme
und die messtechnische Überwachung
einer kathodisch geschützten Produktleitung,
die in einem Mantelrohr
verlegt ist. Für die Überarbeitung
waren die folgenden Überlegungen
ausschlaggebend:
••
Neben Mantelrohren aus Stahl
werden in der Praxis häufig
Mantelrohre aus Kunststoff oder
Beton bzw. Stahlbeton eingesetzt.
Diese Materialien werden
in der vorliegenden Überarbeitung
bezüglich ihres Einflusses
auf den Korrosionsschutz des
Produktrohres berücksichtigt
••
Der Einfluss eines Mantelrohres
auf die Wechselstrom-Korrosionsgefährdung
des Produktrohres
sollte aufgegriffen werden
••
Erfahrungen mit zement- und
kunststoffartigen Verfüllmaterialien
für den Ringraum sollten in
dieses neue Arbeitsblatt einfließen
••
Es liegen neue Erkenntnisse zur
Bewertung des kathodischen
Korrosionsschutzes des Produktrohres
vor. Diese werden in dem
überarbeiteten Arbeitsblatt ausführlich
beschrieben
••
Vor dem Hintergrund der Ausführungen
im DVGW-Arbeitsblatt GW
20 textgleich mit der der AfK-Empfehlung
Nr.10 mussten die Messvorschriften
für die Prüfung des
kathodischen Schutzes von Rohren,
die mit grabenlosen Verlegeverfahren
eingebracht wurden,
angepasst werden
••
Es sollten die Maßnahmen zusammengestellt
werden, die ergriffen
werden können, wenn der
kathodische Korrosionsschutz
des Produktrohres im Mantelrohr
nicht ausreichend wirksam ist
Weiterhin wurden in dieses Arbeitsblatt
Hinweise eingearbeitet zur Überprüfung
der Umhüllungsqualität eines
Produktrohres, das z. B. im Rahmen
einer Neubaumaßnahme in ein Mantelrohr
eingezogen wurde. Dies wurde
als notwendig erachtet, weil in der
Vergangenheit Fälle bekannt wurden,
bei denen es während des Einzugsvorganges
zu Umhüllungsfehlstellen
am Produktrohr gekommen war.
Preis:
€ 29,87 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 39,82 für Nichtmitglieder.
März 2014
gwf-Gas Erdgas 187

| TERMINE
|
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Leitungsbau im Verkehrswesen
12.3.2014, Stuttgart
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
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2. Münchner Energietage
17.–18.3.2014, München
DVGW/VDE, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
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12. Riesaer Brennstoffzellen-Workshop
19.3.2014, Glaubitz
DBI-Gastechnologisches Institut gGMBH, Emily Schemmel, Tel. 0049 (0) 3731 / 4195-339, E-Mail: kontakt@dbi-gti.
de.de, www.dbi-gti.de
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7th Annual Gas Transport + Storage
24.–25.3.2014, Berlin
www.gtsevent.com
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Treffpunkt Netze
25.–26.3.2014, Berlin
EW Medien und Kongress GmbH, Tel. 0049 (0) 69 / 710 46 87-351, E-Mail: info@ew-online.de, www.ew-online.de
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MEORGA – MSR Spezialmesse
26.3.2014, Frankfurt
www.meorge.de
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Münchner Kunststoffrohrtage
27.–28.3.2014, München
TÜV SÜD Akademie GmbH, Tel. 0049 (0) 89 5791-2410, E-Mail: congress@tuev-sued.de,
www.tuev-sued.de/muenchner-kunststoffrohrtage
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GABiGas-Grundlagenschulung
23.3.–3. 4.2014, Velbert
EVB Billing & Services, Tim Lindau, Tel. 0049 (0) 2053 / 422-170, E-Mail: t.lindau@evb.net, www.evb.net
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Der Gaskurs
31.3.–4.4.2014, Karlsruhe
DVGW-Forschungsstelle am EBI in Karlsruhe, Frau Klesse, Tel. 0049 (0) 721 96402-20, E-Mail: klesse@dvgw-ebi.de,
www.dvgw-ebi.de
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iro-Treffpunkt Gasverteilleitungen
1.-2.4.2014, Schwerin
Institut für Rohrleitungsbau, M. Heyer, Tel. 0049 (0) 441 / 361 03914, E-Mail: Heyer@iro-online.de
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DVGW-Sachverständige für Gasdruckregel- und Messanlagen
2.–3.4.2014, Göttingen
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
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Hannover Messe 2014
7.–11.4.2014, Hannover
www.hannovermesse.com
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Tag der Kommunalwirtschaft
29.–30. 4.2014, Hannover
Innovation Congress GmbH, Tel. 0049 (0) 221 / 93 47 41-0, E-Mail: anmeldung@innovation-congress.de,0
www.tagderkommunalwirtschaft.de
# # Pipeline Technology Conference
12.–14.5.2014, Berlin
www.pipeline-conference.com
März 2014
188 gwf-Gas Erdgas

PlanET Biogas Group | FIRMENPORTRÄT |
PlanET Biogas Group
Biogasanlage Schermbeck – 500 kW elektr.
Biogasanlage Lethbridge, Kanada – 3 MW elektr.
Firmenname/Ort:
Geschäftsführung:
Geschichte:
Konzern:
Beteiligungen:
Kooperation(en):
Mitarbeiterzahl: 280
Exportquote: 50 %
Produktspektrum:
Wettbewerbsvorteile:
PlanET Biogas Group
Up de Hacke 26, 48691 Vreden
Dipl.-Ing (FH) Hendrik Becker
Dipl.-Ing. (FH) Jörg Meyer zu Strohe
Seit der Firmengründung durch die Geschäftsführer Dipl.-
Ing. (FH) Hendrik Becker und Dipl.-Ing. (FH) Jörg Meyer zu
Strohe im Jahr 1998 wurden zahlreiche PlanET Produkte
patentiert oder gebrauchsmustergeschützt. Bis heute hat
PlanET weltweit über 330 Biogasanlagen realisiert. In
Deutschland und anderen Ländern war PlanET durch den
Bau der Biogasanlagen beteiligt an der Entstehung
mehrerer Bio energiedörfer inkl. komplexer Nah wärmeversorgungsnetze
und einiger Biomethan anlagen. Die
PlanET Gruppe hat bereits mehrere Kooperationsprojekte
gemeinsam mit Versorgungsunternehmen realisiert.
PlanET Biogas Group
PlanET Biogastechnik GmbH, PlanET Biogas Projects
GmbH, PlanET Biogas UK Ltd., PlanET Biogaz France,
PlanET Biogas Solutions, PlanET Biogas USA Inc., PlanET
Biogas Benelux, PlanET Biogas Italia
Servicepartner von: 2G Energy AG, Schnell Motoren AG,
SILOXA ENGINEERING AG, Terbrack Maschinenbau GmbH
Schlüsselfertige Biogasanlagen, Repowering von bestehenden
Anlagen, PlanET eco® gas – Biomethan, PlanET
Vario – Feststoffeinbringung, PlanET Gorator®, PlanET
Desius, PlanET eco® Rührwerke, PlanET eco® cover, BHKW,
PlanET Gasspeicher u. -trocknung, PlanET Fackel, PlanET
Hygienisierungscontainer, Technischer/biologischer Service,
Direktvermarktung, Eigenbetrieb, PlanET eco® link -
Anlagensteuerung
Sämtliche PlanET Module werden vor Markteintritt von
der Produktentwicklung gründlich auf ihre Praxistauglichkeit
getestet. PlanET garantiert höchste Qualitätsstandards
bei der Bauausführung und Dokumentation
sowie beim Material. Mit dem Produkt PlanET
eco® gas werden dem Kunden alle effizienten wärmeoder
stromgeführten Aufbereitungstechniken angeboten,
um Biomethan zu gewinnen; Referenz anlagen in
Deutschland und Kanada sind bereits erfolgreich in
Betrieb. Die Anlagen sind substratflexibel, können
100 % Mist verarbeiten und haben einen niedrigen
Eigenstrom verbrauch bei nachgewiesen höchsten Gaserträgen.
Zertifizierung:
Servicemöglichkeiten:
Internetadresse:
Ansprechpartner:
DEKRA Fachbetrieb nach dem Wasserhaushaltsgesetz,
Dokumentation nach der EG-Maschinenrichtlinie
2006/42/EG, Der Große Preis des Mittelstandes 2006,
Gewinner des KTBL-Wettbewerbes mit der BGA Kisfeld,
2008; „Germany at its Best”-Auszeichnung der Landesregierung
NRW, 2012 Finalist bei Entrepreneur des
Jahres, 2012 Europe’s 500 Award, 2013; Industriepreis
2013; DELOITTE Technology Fast 50 Award 2013;
Ehrenplakette „Großer Preis des Mittelstands“ 2013
1. Inbetriebnahme
Der Service beginnt schon mit der Inbetriebnahme
der Biogasanlage, wenn die Parameter der Anlagenkomponenten
aufeinander abgestimmt und an die
Substratauswahl angepasst werden. Die biologische
Situation wird so gestaltet, dass die Bakterien im idealen
Umfeld möglichst viel Gas produzieren. Die Inbetriebnahme
ist in jedem An lagenneubau enthalten.
2. Technischer Service
PlanET wartet regelmäßig alle Anlagenkomponenten.
Funktions- und Verschleißteile werden bei Bedarf ausgetauscht,
das Getriebe- und Hydrauliköl wird gewechselt,
genauso wie die Filter. Außerdem werden sämtliche
Sicherheits einrichtungen überwacht. Ein Gesamtanlagen-
Check, zeigt, wodurch der Ertrag der Anlage weiter zu
steigern ist. Schulungen erklären, wie die Anlage
optimal betrieben und Gefahren abgewehrt werden. Die
PlanET Mitarbeiter kennen den gesamten Ablauf der
Biogasanlage. Die Servicemitarbeiter sind 24 Stunden,
7 Tage in der Woche für die Kunden erreichbar.
3. Biologischer Service
PlanET analysiert regelmäßig Proben. Auf diese Weise
werden die Schwachstellen erkannt und können mit
gezielter biologischer und technischer Optimierungen
gegengesteuert werden. Das hauseigene Labor
analysiert Substratproben bei Bedarf kurzfristig und
kann sofort rea gieren. Über das dichte Netz von Servicestützpunkten
können PlanET Mitarbeiter schnell vor
Ort sein, um an der Biogasanlage Optimierungsmaßnahmen
vorzunehmen. Die Wahrscheinlichkeit, dass
der Gasertrag kontinuierlich Höchstwerte erzielt, steigt
mit einer biologischen Betreuung signifikant an. In
Deutschland verfügt PlanET über ein Servicenetz mit
regionalen Stützpunkten und einer hohen Verfügbarkeit.
www.planet-biogas.com
Dipl.-Ing. Andreas Bünker
E-Mail: vertrieb@planet-biogas.com
März 2014
gwf-Gas Erdgas 189

IMPRESSUM
Das Gas- und Wasserfach
gwf – Gas|Erdgas
Die praxisorientierte technisch-wissenschaftliche Zeitschrift
für Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft.
Organschaften:
Zeitschrift des DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasser faches e. V.,
Technisch-wissenschaftlicher Verein,
des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW),
der Bundesvereinigung der Firmen im Gas- und Wasserfach e. V.
(figawa),
des Fachverbandes Kathodischer Korrosionsschutz (FVKK),
der Österreichischen Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW),
dem Fachverband der Gas- und Wärme versorgungsunternehmen,
Österreich
Herausgeber:
Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI, Essen
Prof. Dr.-Ing. Harro Bode, Ruhrverband, Essen
Dipl.-Ing. Heiko Fastje, EWE Netz GmbH, Oldenburg
Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe
Dipl.-Wirtschaftsingeneur Gotthard Graß, figawa, Köln
Dr.-Ing. Frieder Haakh, Zweckverband Landeswasserversorgung,
Stuttgart (federführend Wasser/Abwasser)
Prof. Dr. Dipl.-Ing. Klaus Homann (federführend Gas/Erdgas),
Thyssengas GmbH, Dortmund
Prof. Dr.-Ing. Thomas Kolb, Engler-Bunte-Institut, Karlsruhe
Prof. Dr. Matthias Krause, Stadtwerke Halle, Halle
Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, TU Clausthal, Clausthal-Zellerfeld
Prof. Dr.-Ing. Rainer Reimert, EBI, Karlsruhe
Dipl.-Ing. Michael Riechel, Thüga AG, München
Dr. Karl Roth, Stadtwerke Karlsruhe, Karlsruhe
Dipl.-Ing. Otto Schaaf, Stadtentwässerungsbetriebe Köln AöR
Harald Schmid, WÄGA Wärme-Gastechnik GmbH, Kassel
Prof. Dr.-Ing. Lothar Scheuer, Aggerverband, Gummersbach
Dr.-Ing. Walter Thielen, DVGW, Bonn
Dr. Anke Tuschek, BDEW, Berlin
Martin Weyand, BDEW, Berlin
Schriftleiter:
Dr.-Ing. Klaus Altfeld, E.ON New Build & Technology GmbH, Essen
Dr.-Ing. Siegfried Bajohr, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dr. rer. nat. Norbert Burger, figawa Bundesvereinigung der Firmen
im Gas- und Wasserfach, Köln
Dr. rer. nat. Volker Busack, VNG Gasspeicher GmbH, Leipzig
Dr.-Ing. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-
Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann, DVGW Cert GmbH, Bonn
Dr. Joachim Kastner, Elster GmbH, Dortmund
Dipl.-Ing. Jürgen Klement, Ingenieurbüro für Versorgungstechnik,
Gummersbach
Dr.-Ing. Bernhard Klocke, Gelsenwasser AG, Gelsenkirchen
Dr. Hartmut Krause, DBI Gastechnologisches Institut gGmbH, Freiberg
Dipl-Ing. Markus Last, Thüga AG, München
Prof. Dr.-Ing. Jens Mischner, Fachhochschule Erfurt, Erfurt
Dr.-Ing. Bernhard Naendorf, GWI Gaswärme-Institut e.V., Essen
Dipl.-Ing. Frank Rathlev, Thyssengas GmbH, Duisburg
Prof. Dr.-Ing. Gerhard Schmitz, TU Hamburg Harburg, Hamburg
Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg
Dr. Martin Uhrig, Open Grid Europe GmbH, Essen
Dipl.-Kfm. Dipl.-Volkswirt Dr. Gerrit Volk, Bundesnetzagentur, Bonn
Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck, RWE Metering GmbH, Mülheim
Dr. Achim Zajc, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach
Chefredakteur:
Volker Trenkle, DIV Deutscher Industrieverlag GmbH,
Arnulfstraße 124, 80636 München,
Tel. +49 89 203 53 66-56, Fax +49 89 203 53 66-99,
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Tel. +49 89 203 53 66-43, Fax +49 89 203 53 66-99,
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Redaktionsbüro:
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Tel. +49 89 203 53 66-23, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: lenz@di-verlag.de
Verlag:
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Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 64.
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.
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