gwf Gas/Erdgas Power-to-Gas / Smart Energy (Vorschau)

5/2014
Jahrgang 155
Power-to-Gas/
Smart Energy
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398
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© 2014 Honeywell International Inc.

7. Fachkongress
smart energy 2.0
Intelligente Lösungen
für die Energiewende
17. – 18.06.2014, Essen
ATLANTIC Congress Hotel Essen
www.gwf-smart-energy.de
Bild: Initiative Pro Smart Metering
Programm-Übersicht
Wann und Wo?
Dienstag, 17.06.2014
Mittwoch, 18.06.2014
Moderation Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck
Themenblock 1 Politischer Rahmen und Standardisierung
• Einführung: Status Quo der Energiewende
• Energiewende aus Sicht der Energiewirtschaft
• Der neue Rahmen des gesetzlichen Messwesens
Themenblock 2 Energiespeicher
• Lastmanagement zur Systemflexibilisierung
• Stationäre Energiespeicher: Stabilisierender Beitrag zur Energiewende
• Erste Erfahrungen aus PtG-Pilotprojekten
• Entwicklung eines intelligenten Niederspannungsnetzes
mit dem Smart Operator
Themenblock 3 Smart Meter Gateway
• Technische Richtlinien für das Smart Meter Gateway
• FNN-Projekt „Messsystem 2020“
• Weiterentwicklung der Technischen Richtlinie für das Smart Meter Gateway
• Mindestanforderungen zum Betrieb beim Gatewayadministrator
• Smart Meter aus Kundensicht
Moderation Dr. rer. nat. Norbert Burger
Themenblock 4 Gasbeschaffenheit
• Zukünftige Gasbeschaffenheit in Europa
• Die neue Gasgruppe K in den Niederlanden –
ein neuer strategischer Ansatz
• L-/H-Gas-Anpassung in Deutschland –
Konsequenz der Änderung der Gasdarbietung aus Groningen
Themenblock 5 Konsequenzen für die Komponentenund
Geräteindustrie
• Auswirkung von Gasbeschaffenheitsschwankungen auf Industrieprozesse
• Harmonisierung des Wobbe-Index in Europa: Chancen und Risiken -
Reaktion der europäischen Industrie
• Gasbeschaffenheitsmanagement in der (industriellen) Gasverwendung
• Trends in der Gasbeschaffenheitsmessung
Thema:
7. Fachkongress – smart energy 2.0
Intelligente Lösungen für die Energiewende
Termin:
• Dienstag, 17.06.2014,
Kongress 09:00 – 17:15 Uhr
Abendveranstaltung ab 19:00 Uhr
• Mittwoch, 18.06.2014,
Kongress 09:30 – 16:30 Uhr
Ort:
ATLANTIC Congress Hotel Essen
Norbertstraße 2a, 45131 Essen
www.atlantic-congress-hotel-messe-essen.de
Zielgruppe:
Mitarbeiter von Stadtwerken,
Energieversorgungs unternehmen,
Verteilnetz betreibern, Softwareunternehmen
und der Geräteindustrie
Teilnahmegebühr:
gwf-Abonnenten /
figawa-Mitglieder: 800,00 €
Firmenempfehlung: 800,00 €
Nichtabonnenten/-mitglieder: 900,00 €
Im Preis enthalten sind die Tagungsunterlagen
sowie das Catering (Kaffeepausen und Snacks,
Mittagessen an beiden Tagen, Abendveranstaltung).
Veranstalter
MIT REFERENTEN VON: BDEW, BSI, RWE, E.ON, DBI, GWI, RMG, ELSTER, u.a.
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Ort, Datum, Unterschrift
+ Ausstellung
+ Abendveranstaltung

| STANDPUNKT |
Was fünf Prozent bewirken könn(t)en
Ergebnisse einer Studie zur Systemauslegung
von (Strom-) Verteilnetzen zeigen,
dass durch ein lastflussabhängiges Drosseln
der regenerativ erzeugten Energiemenge
bei der Spitzenlast um fünf Prozent die Netzanschlusskapazität
verdoppelt werden kann.
EWE, Auftraggeber der Studie, hält es für sinnvoll,
dass Netzbetreiber nur 95 statt bisher
100 Prozent erneuerbarer Energien aufnehmen
müssen. Eine Kombination neuer Konzepte
zur Spannungsoptimierung mit einem
intelligenten Einspeisemanagement könnte
das Investitionsvolumen für klassischen Netzausbau
um 70 Prozent senken, so EWE.
Interessant ist dieser „5 %-Ansatz“ auch
hinsichtlich potentieller Betriebskonzepte für
Power-to-Gas-Anlagen. Am Beispiel des Biogasanlagenstandortes
Werlte stellt EWE Netz
im Beitrag S. 304 ff. die Potenziale des Powerto-Gas-Konzeptes
zur Realisierung der Energiewende
vor. Diese weltweit erste Großanlage
zur Herstellung und Einspeisung von synthetischem
Erdgas – sogenanntes e-gas – nutzt
überschüssigen Wind- und Solarstrom zur
Umwandlung in e-gas im industriellen Maßstab.
Ein wichtiger Power-to-Gas-Pfad ist die
Einspeisung von Wasserstoff in die Erdgasinfrastruktur.
Allerdings haben deren Komponenten
unterschiedliche Toleranzschwellen
gegenüber der Wasserstoffkonzentration. Bei
sensiblen Komponenten wie Gasturbinen,
Untergrundspeichern und Industrieprozessen
sind weitere Forschung und Abstimmung im
europäischen Rahmen nötig. Der Beitrag ab
Seite 310 gibt einen Überblick über den aktuellen
Stand.
Die Wärmeversorgung von Gebäuden, einer
der großen Emittenten von Kohlendioxid,
rückt zunehmend in den Blickpunkt energetischer
Optimierungsziele. Neben der energetischen
Optimierung der Gebäudehülle und
dem verstärkten Einsatz effizienter Heizungstechnologien
spielen Informations- und Kommunikationstechnologien
eine zunehmend
größere Rolle. Erfahren Sie ab Seite 314, wie
„Smart Energy Solutions“ die Wärmebewirtschaftung
nachhaltig ausrichten können.
Volker Trenkle
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 277

| INHALT
|
Luftaufnahme des Standortes Werlte mit Kennzeichnung der BGA, BG-
AA, BGEA, EGEA und PtG-Anlage. Ab Seite 304
7. figawa-/gwf-Fachkongress „Smart Energy 2.0“
Seite 302
Power-to-Gas
304 O. Kurt, Th. Götze und J. A. Schönrock
Das e-gas-Projekt am Biogasanlagenstandort
in Werlte
The e-gas-project at the biogas plant in Werlte
310 G. Müller-Syring und M. Henel
Auswirkungen von Wasserstoff im
Erdgas in Gasverteilnetzen und bei
Endverbrauchern
Effect of hydrogen on gas grids and end user
Smart Energy
314 M. Loßner
Smartes Energiemanagement für
die Wärmebewirtschaftung von
Gebäuden
Smart energy management for the heat supply
of buildings
Messen · Steuern · Regeln
318 U. Lubenau, H. Schreck und M. Frieß
Messung des Kohlenwasserstoff-
Kondensationspunkts - Praxiserfahrungen
und Laboruntersuchung
Hydrocarbon dew point measurement - Experiences
and laboratory measurement
324 J. Mischner, R. Sorowsky und A. Huhn
Temperaturregelung in Gasvorwärmanlagen
- Teil 2
Temperature control in gas pre-heating facilities
– part 2
Nachrichten
Märkte und Unternehmen
282 Fünf neue Aufträge für MT-Energie
283 RWE bietet Partnerschaft für bundesweiten
Rollout an
284 Großauftrag für Smart Meter aus Frankreich
für Diehl Metering
285 Thüga-Gruppe vertieft Zusammenarbeit
mit der Schleupen AG
286 Open Grid Europe und Gasunie Deutschland
fassen Ein- und Ausspeisepunkte
zusammen
288 MAN liefert über 70 Erdgasbusse nach
Schweden
Forschung und Entwicklung
293 KIT koordiniert neues EU-Projekt Helmeth
Mai 2014
278 gwf-Gas Erdgas

| INHALT |
294 Verbände und Vereine
297 Personen
298 Veranstaltungen
Fokus
302 7. Fachkongress Smart Energy 2.0
338 Technik Aktuell
343 Regelwerk
Firmenporträt
277 MT-Energie GmbH
Im Profil
332 Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung
Baden-Württemberg
Aus der Praxis
336 Prozessmesstechnik sichert automatischen
Betrieb in der Biogasproduktion
Rubriken
277 Standpunkt
280 Faszination Gas
348 Termine
350 Impressum
351 Marktübersicht
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und leicht
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Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 279

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

Schlagwort
NACHRICHTEN
Wasserstoff-Elektrolyse
Basierend auf der Hochtemperatur-Brennstoffzelle entwickeln
die DLR-Forscher einen Hochtemperatur-Elektrolyseur.
Januar/Februar 2012
gwf-Gas Erdgas 281
© DLR/Thomas Ernsting.

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Fünf neue Aufträge für MT-Energie
MT-Energie ist mit dem Bau von
insgesamt vier Biogasanlagen
und einer Gasaufbereitungsanlage
beauftragt worden. Besonders erfolgreich
entwickelt sich im Moment
das Biogasgeschäft in Großbritannien.
Das Team von MT-Energie
UK verbuchte kürzlich allein drei
Aufträge. Eine 1-MW-Biogasanlage
mit dem schwer vergärbaren Substratmix
Grassilage, Ganzpflanzensilage
und Maissilage (jeweils ein Drittel)
wird MT-Energie in Consett,
Northumberland, errichten. Um die
Viskosität zu senken und das Substrat
rühr- und pump fähig zu machen,
werden in dieser Anlage Enzyme
des niederlän dischen Spezialanbieters
DSM eingesetzt.
Im schottischen Keithick und im
südenglischen St Nicholas at Wade
wird MT-Energie zwei weitere Vier-
Behälter-Biogasanlagen errichten,
die mit einem vielfältigen Substratmix
betrieben werden. Beide Anlagen
sind ausgelegt auf eine Lieferung
gut 800 Nm³/h Rohbiogas.
Nach der Reinigung in einer Gasaufbereitungsanlage
wird das produzierte
Biogas in das allgemeine
Erdgasnetz eingespeist. Darüber hinaus
wird zur Wärme- und Eigenstromversorgung
jeweils ein
250-kW-BHKW installiert.
Auch die polnische Niederlassung
von MT-Energie konnte einen
Vertragsabschluss vermelden. Nahe
der im Süden des Landes gelegenen
Ortschaft Lezajsk wird MT-Energie
eine 1-MW-Biogasanlage errichten.
Die Drei-Behälter-Anlage wird
jeweils zur Hälfte Biertreber und
Maissilage verarbeiten. Außerdem
verzeichnete die Tochterfirma MT-
BioMethan einen wichtigen Auftrag
für den Bau einer Gasaufbereitungsanlage
mit Membrantechnik. Der
Standort des Projekts liegt südlich
von Neubrandenburg. Die Aufbereitungsleistung
beträgt 700 m³/h
Rohbiogas.
Bilfinger errichtet Zwischenspeicher für
Kraftwerksbetrieb in Bruneck
Fernwärmespeicher ermöglichen
bei Heiz- und Kombikraftwerken
die temporäre Zwischenspeicherung
von Wärmeenergie. Im italienischen
Bruneck errichtet der Engineering-
und Servicekonzern ab Mai
2014 für ein Biomasseheizwerk eine
solche Anlage mit einem Volumen
von rund 1 Mio. €. Das Leistungsspektrum
umfasst Planung, Fertigung
und Montage des Speichers
sowie seine Integration in die vorhandene
Heizwerkinfrastruktur.
In den vergangenen zwei Jahren
hat Bilfinger Fernwärmespeicher für
rund 80 Mio. € erstellt und sich damit
im Energiemarkt als führender
Anbieter bei Planung und Bau derartiger
Speicheranlagen positioniert.
So setzt der Konzern derzeit
unter anderem Projekte in Bochum,
Ulm, Nürnberg und dem niederländischen
Diemen um.
Durch die Zunahme von Windund
Solarstrom müssen Kraftwerksbetreiber
sehr flexibel auf witterungsbedingte
Einspeiseschwankungen
reagieren. Da der Wärmespeicher
als Puffer fungiert, muss
bei Wärmebedarf im Fernwärmenetz
das Kraftwerk nicht mehr kurzfristig
hoch- und dann wieder heruntergefahren
werden. In dem dick
isolierten Stahltank kann heißes
Wasser tagelang auf beinahe gleichem
Temperaturniveau zwischengespeichert
und bei Bedarf abgerufen
werden. Auf diese Weise kann
mit Hilfe von Fernwärmespeichern
die Nutzung von erneuerbaren
Energien sinnvoll mit bereits bestehenden
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
kombiniert werden.
Mai 2014
282 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN
RWE bietet Partnerschaft für bundes weiten
Rollout an
Die gesetzlichen Vorgaben
zur Installation intelligenter
Messsysteme betreffen
voraussichtlich Haushalte
mit einem jährlichen Stromverbrauch
von mehr als
6000 kWh sowie den weit
überwiegenden Teil der Betreiber
von Anlagen nach
dem Erneuerbare-Ener gien-
Gesetz. Demnach müssen in
Deutschland in Zukunft Millionen
von Geräten vor Ort
eingebaut werden. Dies stellt
Verteilnetz- beziehungsweise
Messstellenbetreiber vor große
Herausforderungen.
Vor diesem Hintergrund
sind in Mülheim an der Ruhr
etwa 65 Experten und Entscheider
von Stadtwerken sowie
Netz- und Messstellenbetreiber
auf Einladung der
RWE Metering zu einer Auftaktveranstaltung
zusammengekommen.
Dabei ging
es vor allem um die Frage,
Hauptversammlung der VNG stimmt Übertragung
der Aktien an die EWE zu
Die
Hauptversammlung
der VNG – Verbundnetz
Gas Aktiengesellschaft (VNG
AG) hat einstimmig der
Übertragung der Aktienanteile
der Wintershall Holding
GmbH in Höhe von 15,79 %
auf den Mitgesellschafter
EWE AG zugestimmt.
wie die große Herausforderung
eines weitgehend
flächen deckenden Einbaus
der Geräte bei den Verbrauchern
beziehungsweise
Stromeinspeisern effizient
umgesetzt und der Betrieb
reibungslos bewältigt werden
kann. Dafür sind unter
anderem Partnerschaften
verschiedener Unternehmen
mit zielorientierten Lösungsansätzen
hilfreich. So können
mögliche Synergien gehoben
und Skaleneffekte realisiert
werden.
Beim Smart Meter Rollout
und dem anschließenden Betrieb
der Geräte handelt es
sich um einen hochkomplexes
Projekt. Fragen zu optimalen
Abläufen bei der Installation
durch qualifiziertes
Personal, zum Datenmanagement
und zur Datensicherheit
oder ein auf die neuen
Prozesse abgestimmtes Abrechnungssystem
sind bei
dem Projekt entscheidende
Faktoren für den Erfolg.
Dr. Ulrich Wernekinck, Geschäftsführer
der RWE Metering:
„Hier in Mülheim an der
Ruhr haben wir bereits eine
große Stadt im bundesweit
größten Pilotprojekt mit
intel ligenten Stromzählern
praktisch flächendeckend
ausgestattet. Die dabei erworbene
Kompetenz sowie
die mittlerweile weiterentwickelten
Prozesslösungen
möchten wir unternehmerisch
nutzen. Dies soll zum
Vorteil aller Beteiligten geschehen.
Deshalb haben wir
ein Expertenforum ins Leben
gerufen, das als Kommunikationsplattform
für interessierte
Unternehmen dienen soll.
Das Forum für Metering-Experten
soll nunmehr regelmäßig
stattfinden“.
In diesem Zusammenhang
hat der Vorsitzende
des Aufsichtsrats, Dr. Rainer
Seele, mit Wirkung zum
08.04.2014 den Vorsitz im
Aufsichtsrat der VNG AG niedergelegt.
Den Vorsitz im
Aufsichtsrat hat interimsweise
der 1. stellvertretende Aufsichtsratsvorsitzende,
Holger
Hanson, Geschäftsführer der
Stadtwerke Neubrandenburg
übernommen. Die Mitglieder
des Aufsichtsrats haben Dr.
Seele und der Wintershall als
demnächst ausscheidende
Aktionärin für ihr Engagement
gedankt.
Anbohrarmaturen
PLASS 360
PLASSON
verbindet
PE-Körper mit PE-Spitzende
frei drehbar (360°)
•
Kein stagnierendes Wasser
•
Bleifreier Werkstoff im Bereich
mit Mediumkontakt
•
Strömungsgünstig
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 283

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Großauftrag für Smart Meter aus Frankreich
für Diehl Metering
Gazpar Gaszähler.
Das Unternehmen Diehl Metering
mit Sitz in Ansbach – ein
Teilkonzern der Nürnberger Diehl-
Gruppe – ist von Gaz réseau Distribution
France (GrDF), ein Unternehmen
von GDF Suez, zum Partner für
das Gaszähler-Großprojekt „Gazpar“
ausgewählt worden. Der neue kommunikative
Gaszähler Gazpar soll
zwischen 2016 und 2022 in rund
11 Mio. französischen Haushalten
und bei gewerblichen Verbrauchern
installiert werden – eine Investition
in Höhe von rund 1 Mrd. €. Mit dem
neuen System wird es möglich, auf
Basis der tatsächlich bezogenen
Gasmenge abzurechnen und nicht
mehr – wie bisher – auf der Grundlage
von Hochrechnungen.
Ins Leben gerufen wurde das
Projekt Gazpar bereits im Jahr 2009
durch die französische Regierung.
In einem breit angelegten Auswahlprozess
wurden insgesamt sieben
Unternehmen aus Frankreich, den
USA, Italien, Großbritannien, Rumänien
und Deutschland für die Entwicklung
und Produktion der Geräte
ausgewählt. In einer anschließenden
Pilotstudie wurden dann die
optimale technische Lösung für den
kommunikativen Gaszähler der Zukunft
und die Erwartungen der Kunden
an das neue System definiert,
ehe es zur Ausschreibung und
schließlich der Vergabe des Projekts
kam. Das ausgewählte französische
Tochterunternehmen Sappel von
Diehl Metering wird für Gazpar rund
2,5 Mio. Funkmodule zuliefern.
Viessmann steigert Umsatz
Trotz nach wie vor schwieriger
Rahmenbedingungen konnte
die Viessmann Group ihre erfolgreiche
Entwicklung im Geschäftsjahr
2013 fortsetzen. Der international
aufgestellte Heiztechnikhersteller
steigerte seinen Umsatz um fast
10 % auf 2,1 Mrd. €. Mit gut 10 % fiel
der Zuwachs in den Auslandsmärkten
etwas stärker aus als in Deutschland,
wo das Umsatzplus knapp 9 %
betrug. Der Auslandsanteil am Gesamtumsatz
lag 2013 bei 55 %
(2012: 54 %).
Die Zahl der Beschäftigten im
Unternehmen stieg um etwa 7 %
auf 11 400 zum Ende des vergangenen
Jahres. Die Ausgaben in Forschung
und Entwicklung beliefen
sich auf 4 % des Umsatzes. Die Investitionen
in Sachanlagen betrugen
mehr als 100 Mio. € .
Investitionsschwerpunkte waren
••
die Einrichtung einer Produktionsstätte
für Gas-Wand-Geräte
im türkischen Manisa,
••
der Bau einer Biogasanlage am
Unternehmensstammsitz Allendorf
(Eder)
••
sowie der Ausbau der Vertriebsinfrastruktur
mit CO 2 -neutralen
Verkaufsniederlassungen.
Das Nachhaltigkeitsengagement
von Viessmann wurde im November
2013 zum dritten Mal mit dem
Deutschen Nachhaltigkeitspreis
ausgezeichnet, diesmal für die
höchste Ressourceneffizienz. Bereits
2011 erhielt Viessmann den
Deutschen Nachhaltigkeitspreis für
die nachhaltigste Markenführung
und 2009 für die nachhaltigste Produktion.
Erreicht wurde diese Auszeichnung
durch weitere Maßnahmen
zur Steigerung der Energieeffizienz
und der Nutzung erneuerbarer
Energien am Stammsitz Allendorf
(Eder). Dort konnte der Verbrauch
fossiler Energien bereits 2012 um
zwei Drittel und die CO 2 -Emissionen
Prof. Dr. Martin Viessmann, geschäftsführender
Gesellschafter
der Viessmann Group.
um 80 % gesenkt werden. Damit erreicht
Viessmann schon heute die
energie- und klimapolitischen Ziele
der Bundesregierung für das Jahr
2050.
Mai 2014
284 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN
E.VITA GmbH stellt Bilanzkreismanagement
von Service auf Eigenabwicklung um
Während viele Energieunternehmen
derzeit
über das Auslagern von Tätigkeiten
nachdenken, ist die
E.VITA GmbH in Sachen
Bilanzkreismanagement
(BKM) den umgekehrten Weg
gegangen. Schrittweise hat
der Stuttgarter Gas- und
Stromanbieter hierbei in beiden
Energiearten auf die Eigenabwicklung
umgestellt,
unterstützt vom Energielogistik-Spezialisten
AKTIF
Technology. E.VITA, die bundesweit
passgenaue Tariflösungen
für Gewerbe- und
Privatkunden anbietet, hatte
zunächst auf einen externen
Dienstleister gesetzt, bevor
man sich dafür entschied, das
Bilanzkreismanagement aus
strategischen Gründen wieder
ins eigene Haus zu holen.
Die Entscheidung zugunsten
von AKTIF Technology erfolgte
aufgrund vieler Aspekte.
Zum einen bot AKTIF mit seinem
Mietmodell einen einfachen
Einstieg, bei dem keine
hohen Anfangsinvestitionen
nötig waren. Zum anderen
unterstützt das Produkt neben
der klassischen SLP- und
RLM-Prognose auch das immer
stärker werdende Segment
der temperaturabhängigen
TLP-Kunden.
Anbohrarmaturen
PLASS 360
Das
Programm
Produktion auf der neuen Plattform Gudrun
in der Norwegischen Nordsee gestartet
Die Partner Statoil (Betriebsführer),
OMV und
GDF SUEZ haben die Öl- und
Gasproduktion auf der Plattform
Gudrun in der Nordsee
aufgenommen. OMV erwarb
im Vorjahr im Rahmen der
Transaktion mit Statoil 24 %
der Anteile an der Lizenz
Gudrun. Diese Entwicklung
ist für OMV ein wichtiger
Schritt, um die strategischen
Ziele für 2016 zu erreichen.
Gudrun (PL025) ist ein Ölund
Gasfeld in der Nordsee,
an dem OMV (Norge) AS 24 %
der Anteile hält, gemeinsam
mit Statoil als Betriebsführer
(51 %) und GDF SUEZ E&P
Norge als zusätzlichem Partner
mit 25 %. Die Entscheidung
das Feld Gudrun zu
entwickeln wurde 2010 getroffen
und der Produktionsstart
2014 liegt im Zeitplan
und unter der Kostenschätzung
gemäß PDO (Plan für
Entwicklung und Betrieb).
Thüga-Gruppe vertieft Zusammenarbeit
mit der Schleupen AG
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unsere Kernkompetenz.
Entwickeln und fertigen nach
höchsten Maßstäben.
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Die Thüga Aktiengesellschaft
als Kern der Thüga-Gruppe
stellt die Zusammenarbeit
mit der Schleupen
AG auf eine neue Vertragsbasis.
Aufgrund der gewachsenen
Strukturen werden innerhalb
der Thüga Gruppe
unterschiedliche IT-Systeme
eingesetzt. Im Rahmen der
Konsolidierung der im Einsatz
befindlichen Softwaresysteme
wollen die Unternehmen
der Thüga-Gruppe
ihre bestehende
Partnerschaft mit der Schleupen
AG weiter ausbauen.
Dies ist das Ergebnis eines intensiven
Dialogprozesses
von Schleupen und den
Schleupen-Anwendern aus
der Thüga-Gruppe. Gemeinsam
haben diese in den letzten
zwölf Monaten sich darauf
verständigt, die Anforderungen
der einzelnen
Stadtwerke zu bündeln und
daraus gemeinsam mit
Schleupen ein verbindliches
Verfahrensmodell zu entwickeln.
Diese Standardisierung
soll vor allem auch kleinere
Stadtwerke bei der erfolgreichen
Umsetzung der
komplexen Marktanforderungen
mit Schleupen.CS unterstützen
und gleichzeitig
helfen, die wirtschaftlich eng
gesteckten Ziele zu erreichen.
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Mai 2014
gwf-Gas Erdgas Internet: 285 www.plasson.de

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Open Grid Europe und Gasunie Deutschland fassen
Ein- und Ausspeisepunkte zusammen
L-Gas Zonung am Beispiel der Open Grid Europe
GUD
OGE
Zone OGE/GUD
L-Gas
GUD
OGE
Emsbüren Drohne Nordlohne
Entry-Zone OGE (GUD-L)
3 Punkte = 3 mögliche Buchungen
Open Grid Europe GmbH, Essen,
und Gasunie Deutschland
Transport Services GmbH, Hannover,
vereinfachen für ihre Kunden
den L-Gas-Transport, indem sie die
bisherige Vermarktung an den Ein-
Exit-Zone OGE (GUD-L)
Status Quo
(Punktwelt)
bis 7. Mai 2014
Exit-Punkt
Entry-Punkt
Einführung
Zonen
Ab 7. Mai 2014
1 Zone = 1 mögliche Buchung
25.03.2014
und Ausspeisepunkten Drohne,
Emsbüren und Nordlohne jeweils zu
einer Ein- bzw. Ausspeisezone zusammenfassen.
Transporte sind ab
dem 7. Mai 2014 möglich. Die gebuchten
Kapazitäten werden dabei
automatisch von den bisherigen
Punkten auf die Zonen überführt.
Die Transportentgelte inklusive aller
bisherigen Entgeltbestandteile gelten
unverändert an den zukünftigen
Zonen fort.
Damit ist erstmalig eine Zusammenfassung
von Marktgebietsübergangspunkten
für den L-Gas-Transport
zwischen den Marktgebieten
von GASPOOL und NCG geschaffen
worden.
Die neuen Zonen werden bei
Open Grid Europe unter der Kennzeichnung
„GUD L-Gas“ und bei
Gasunie Deutschland unter „OGE L-
Gas“ geführt. Mit diesem Schritt setzen
die beiden Unternehmen rechtliche
und regulatorische Vorgaben
um.
Ausbau des Erdgasspeichers 7Fields erhöht die Versorgungssicherheit
in Deutschland und Österreich
E
.ON hat am 1. April 2014 die
2. Ausbaustufe des Gasspeichers
7Fields in Oberösterreich und Salzburg
in Betrieb genommen und erhöht
damit das Speichervolumen
auf 1,85 Mrd. m 3 . E.ON Gas Storage
GmbH wird damit zum zweitgrößten
Vermarkter von Speicherkapazitäten
in Österreich.
Nach der Inbetriebnahme des
Gasspeicherverbunds 7Fields im
Jahr 2011 erfolgt mit der Inbetriebnahme
der 2. Ausbaustufe am 1. April
2014 eine Aufstockung des Arbeitsgasvolumens
um 685 Mrd. m 3 .
Damit vermarket E.ON Gas Storage
GmbH ein Gesamtvolumen von
1,73 Mrd. m 3 und ermöglicht ihren
Kunden in Deutschland und Österreich
eine hohe Verfügbarkeit und
sehr flexible Nutzung. Mit der Aufstockung
der Speicherkapazität
kann E.ON Gas Storage den Gas-
Jahresverbrauch von über 800 000
Haushalten absichern.
Realisiert wurde dieses Speicherprojekt
als Joint Venture der E.ON
Gas Storage GmbH (EGS) und der
Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft
(RAG), die auch als technischer
Betreiber fungiert.
Mai 2014
286 gwf-Gas Erdgas

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
Hardcover mit interaktivem eBook (Online-Lesezugriff im MediaCenter)
ISBN: 978-3-8356-3363-6
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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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45039 Essen
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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
MAN liefert über 70 Erdgasbusse nach Schweden
Der Erdgasantrieb liegt auch in
Skandinavien im Trend. So erhielt
MAN von einem der größten
schwedischen Verkehrsbetriebe den
Auftrag für insgesamt 181 Busse mit
unterschiedlichen Antriebsarten.
Den größten Anteil machen Erdgasbusse
aus. 71 MAN Lion’s City Gelenkbusse
mit Erdgasantrieb fahren
von nun an durch Schwedens
Hauptstadt und Umgebung.
Ab Juni 2014 sollen die Busse
vom schwedischen Importeur
Svenska Neoplan AB ausgeliefert
und hauptsächlich im öffentlichen
Nahverkehr in Stockholm und Umgebung
eingesetzt werden. Die
zwei Erdgas-Modelle, für die sich
Keolis entschieden hat, verfügen
über einen CNG-Motor, der mit ERD-
GAS oder BIO-ERDGAS betrieben
werden kann und der neuen Euro
VI-Norm entspricht.
Bei den MAN Lion’s City CNG-
Gelenkbussen kann sich Keolis auf
die jahrzehntelange Erfahrung von
MAN verlassen. Mit aufbereitetem
Biogas können die Fahrzeuge laut
MAN-Pressemeldung CO 2 -neutral
betrieben werden. Aufgrund der
sehr weichen Kraftstoffverbrennung
sind CNG-Busse zudem besonders
leise unterwegs. Insgesamt
wurden 57 MAN Lion’s City G CNG
mit 18 Metern Gesamtlänge und
14 MAN Lion’s City GL CNG mit
18,75 Meter Gesamtlänge geordert.
Keolis betreibt laut MAN in
Stockholm die weltweit größte Biogas-Busflotte.
Auch die neuen Erdgasbusse
sollen mit dem regenerativen
Kraftstoff fahren. MAN hat das
Unternehmen bereits 2013 mit der
Errichtung eines neuen Service-
Zentrums für Biogas-Stadtbusse in
Göteborg beim weiteren Ausbau eines
nachhaltigen Nahverkehrs unterstützt.
Greenline plant und errichtet 3-MW-Biogas-
Einspeisungsanlage in Brandenburg
Die Biogasanlage in Wolfshagen
in Brandenburg ist im Januar
2014 in Betrieb gegangen. Generalplaner
der Biogasanlage, die auf
den Substratverbund Zuckerrübe
und Mais setzt, ist das Planungsbüro
Greenline aus Flensburg.
Zur Zeit befindet sich die Anlage
im Probebetrieb. Für die Gasaufbereitung
ist die ARCANUM Energy aus
Unna und für die Einspeisung die
ONTRAS Gastransport GmbH mit
Sitz in Leipzig verantwortlich. Nach
Fertigstellung der Gasaufbereitung
und der Einspeisung wird die Anlage
noch im Frühjahr komplett hochgefahren.
Insgesamt werden in der
Anlage jährlich rund 65 000 t Substrate
und dabei vorwiegend Mais
und Zuckerrüben vergoren und zu
etwa 13 Mio. m 3 Biogas verarbeitet.
Der größte Teil hiervon wird mittels
einer organisch-physikalischen Wäsche
zu Bioerdgas aufbereitetet und
in das regionale Erdgas-Netz eingespeist.
Der Rest steht für ein BHKW
für die Wärmeversorgung der Anlage
und zur Beheizung anliegender
Haushalte und kommunaler Einrichtungen
zur Verfügung.
Mai 2014
288 gwf-Gas Erdgas

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Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 289

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
VOLTARIS erweitert Website
Die VOLTARIS GmbH, Experte für
Messstellenbetrieb, Smart Metering
und Energiedatenmanagement,
hat ihren Internetauftritt
überarbeitet und erweitert. Auf der
Homepage des Unternehmens wurde
unter anderem der Download-
Bereich überarbeitet.
Auch das Verbundprojekt Lion-
Grid wird auf der erweiterten
Homepage erläutert. Hier erforscht
VOLTARIS in Zusammenarbeit mit
Partnern die netzphysikalische Einbindung
dezentraler Energieerzeuger
mit Hilfe von Lithium-Ionen-
Batteriespeichern und ihre Vorteile
für Endverbraucher, Hersteller,
Energieversorger und Netzbetreiber.
Außerdem bekommt der Nutzer
Einblicke in das innovatiove
Forschungsprojekt On-board Metering,
in welchem gemeinsam mit
Partnern eine innovative Gesamtlösung
für die Bereitstellung sowie
das Messen und Abrechnen von
elektrischer Energie für Elektrofahrzeuge
entwickelt und implementiert
wird.
Unter dem Menüpunkt „Wissen“
stellt VOLTARIS aktuelle Gesetzgebungen,
Links und wichtige Definitionen
aus der Energiewirtschaft zur
Bild: VOLTARIS GmbH
Verfügung und bietet hier einen
echten Mehrwert. Ein Unternehmensfilm,
der interessante Einblicke
in das Leistungsspektrum von VOL-
TARIS gibt, rundet das Angebot auf
der Homepage ab.
Siemens errichtet Gas- und Dampfturbinenwerk
Andong in Südkorea
Siemens Energy hat gemeinsam
mit seinem koreanischen Partner
GS E&C das zweite Gas- und
Dampfturbinen(GuD)-Kraftwerk mit
H-Klasse-Technologie in Südkorea
fertiggestellt. Die beiden Unternehmen
haben die Anlage Andong in
nur 24 Monaten schlüsselfertig errichtet.
Besitzer und Betreiber ist
der unabhängige Energieversorger
Korea Southern Power Co. Ltd.
(KOSPO). Das mit flüssigem Erdgas
(LNG) betriebene Kraftwerk weist
bei einer elektrischen Leistung von
417 Megawatt (MW) einen Wirkungsgrad
von über 60 % auf. Damit
ist es das zweite Kraftwerk von Siemens
in Asien, das mit einem Wirkungsgrad
von über 60 % in Betrieb
gegangen ist. Mit der Auslegung für
250 Starts pro Jahr und einer Startdauer
von nur 30 Minuten ist das
Kraftwerk Andong besonders flexibel
einsetzbar und kann optimal auf
wechselnde Anforderungen im koreanischen
Strommarkt reagieren.
Das Kraftwerk Andong in Südkorea
ist das zweite GuD-Kraftwerk
von Siemens in Asien mit einem
Wirkungsgrad von über 60 %. Siemens
war gemeinsam mit seinem
Partner für die schlüsselfertige Errichtung
der Anlage verantwortlich
und lieferte eine Gasturbine des
Typs SGT6-8000H, eine SST6-5000-
Dampfturbine, einen SGen6-2000H-
Generator sowie einen Benson-Abhitzedampferzeuger.
Die GuD-Anlage Andong steht in
der gleichnamigen Stadt in der Provinz
Gyeongsangbuk-do. Es wurde
als Einwellenkraftwerk ausgeführt.
Siemens war als Konsortialführer
nicht nur verantwortlich für die
schlüsselfertige Errichtung, sondern
lieferte auch die Hauptkomponenten
– eine Gasturbine des Typs
SGT6-8000H, eine SST6-5000-
Dampfturbine, einen SGen6-2000H-
Generator und einen Benson-Abhitzedampferzeuger.
Hinzu kommen
das Leittechniksystem SPPA-T3000
sowie Hilfssysteme. Darüber hinaus
wird das Unternehmen über einen
Zeitraum von zehn Jahren die Wartungsarbeiten
an den Hauptkomponenten
durchführen.
Mai 2014
290 gwf-Gas Erdgas

7. Fachkongress
smart energy 2.0
Intelligente Lösungen
für die Energiewende
17. – 18.06.2014, Essen
ATLANTIC Congress Hotel Essen
www.gwf-smart-energy.de
Bild: Initiative Pro Smart Metering
Programm-Übersicht
Wann und Wo?
Dienstag, 17.06.2014
Mittwoch, 18.06.2014
Moderation Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck
Themenblock 1 Politischer Rahmen und Standardisierung
• Einführung: Status Quo der Energiewende
• Energiewende aus Sicht der Energiewirtschaft
• Der neue Rahmen des gesetzlichen Messwesens
Themenblock 2 Energiespeicher
• Lastmanagement zur Systemflexibilisierung
• Stationäre Energiespeicher: Stabilisierender Beitrag zur Energiewende
• Erste Erfahrungen aus PtG-Pilotprojekten
• Entwicklung eines intelligenten Niederspannungsnetzes
mit dem Smart Operator
Themenblock 3 Smart Meter Gateway
• Technische Richtlinien für das Smart Meter Gateway
• FNN-Projekt „Messsystem 2020“
• Weiterentwicklung der Technischen Richtlinie für das Smart Meter Gateway
• Mindestanforderungen zum Betrieb beim Gatewayadministrator
• Smart Meter aus Kundensicht
Moderation Dr. rer. nat. Norbert Burger
Themenblock 4 Gasbeschaffenheit
• Zukünftige Gasbeschaffenheit in Europa
• Die neue Gasgruppe K in den Niederlanden –
ein neuer strategischer Ansatz
• L-/H-Gas-Anpassung in Deutschland –
Konsequenz der Änderung der Gasdarbietung aus Groningen
Themenblock 5 Konsequenzen für die Komponentenund
Geräteindustrie
• Auswirkung von Gasbeschaffenheitsschwankungen auf Industrieprozesse
• Harmonisierung des Wobbe-Index in Europa: Chancen und Risiken -
Reaktion der europäischen Industrie
• Gasbeschaffenheitsmanagement in der (industriellen) Gasverwendung
• Trends in der Gasbeschaffenheitsmessung
Thema:
7. Fachkongress – smart energy 2.0
Intelligente Lösungen für die Energiewende
Termin:
• Dienstag, 17.06.2014,
Kongress 09:00 – 17:15 Uhr
Abendveranstaltung ab 19:00 Uhr
• Mittwoch, 18.06.2014,
Kongress 09:30 – 16:30 Uhr
Ort:
ATLANTIC Congress Hotel Essen
Norbertstraße 2a, 45131 Essen
www.atlantic-congress-hotel-messe-essen.de
Zielgruppe:
Mitarbeiter von Stadtwerken,
Energieversorgungs unternehmen,
Verteilnetz betreibern, Softwareunternehmen
und der Geräteindustrie
Teilnahmegebühr:
gwf-Abonnenten /
figawa-Mitglieder: 800,00 €
Firmenempfehlung: 800,00 €
Nichtabonnenten/-mitglieder: 900,00 €
Im Preis enthalten sind die Tagungsunterlagen
sowie das Catering (Kaffeepausen und Snacks,
Mittagessen an beiden Tagen, Abendveranstaltung).
Veranstalter
MIT REFERENTEN VON: BDEW, BSI, RWE, E.ON, DBI, GWI, RMG, ELSTER, u.a.
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Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 291
+ Ausstellung
+ Abendveranstaltung

| NACHRICHTEN
|
Forschung und Entwicklung
Gewinner im Wettbewerb um Innovationspreis
des DWV
Der DWV hat die Preisträger seines
traditionellen Wettbewerbs
um den Innovationspreis Wasserstoff
und Brennstoffzelle bekanntgegeben.
Dieses Jahr gibt es wieder
Preisträger in allen drei Klassen: Dissertationen,
Master- und Bachelorarbeiten.
Obwohl sich die Preisträger
mit ganz verschiedenen Themen
beschäftigt haben, gibt es eine
Parallele zwischen ihren Arbeiten: in
allen Fällen sind die Ergebnisse eine
Hilfe dabei, Wasserstoff als Energieträger
und Brennstoffzellen als
Wandler in den Energiemarkt einzuführen.
Hier Einzelheiten zu den
ausgezeichneten Arbeiten aus dem
Jahr 2013.
Dissertation: Verbundwerkstoffen
für Brennstoffzellen
auf den Zahn gefühlt
(von Dr. Thorsten Derieth)
In der Regel ist eine „Brennstoffzelle“
in Wirklichkeit ein Stapel („Stack“)
von in Serie geschalteten einzelnen
Brennstoffzellen. Eines der wichtigsten
Wiederholelemente darin ist die
Bipolarplatte, die aus einem elektrisch
gut leitenden, korrosionsstabilen
Material bestehen muss. Um die
ambitionierten Kostenziele zu erreichen,
müssen die Platten in einem
Massenproduktionsverfahren herstellbar
sein. Metallische Bipolarplatten
sind gut leitfähig und verarbeitbar,
jedoch korrosionsanfällig.
Polymere sind chemisch stabiler, jedoch
meist elektrische Isolatoren.
Darum fügt man elektrisch leitfähige
Füllstoffe hinzu. Oft handelt es
sich dabei um Grafit. Solche Verbundwerkstoffe
können in den industriell
üblichen Verfahren für Serienfertigung
verarbeitet werden.
Thorsten Derieth untersuchte in seiner
Dissertation die Herstellung
und Verarbeitung von mit Kohlenstoff
hochgefüllten Polymeren
durch Extrusion und Spritzguss, und
zwar von der Materialauswahl bis
zur Optimierung der beiden Prozesse.
Durch die Verfahrenskombination
wird es möglich, chemisch stabile
Materialien in großer Stückzahl
auch mit der erforderlichen komplexen
Struktur einer Bipolarplatte
herzustellen. Im Mittelpunkt der Arbeit
standen dabei extrem hoch gefüllte
Kunststoffe mit einem Kohlenstoffanteil
über 80 %. Die elektrische
Leitfähigkeit des Werkstoffs und
auch seine mechanischen Eigenschaften
sind Funktionen des Füllgrads.
Dabei fand er u. a. einen Zusammenhang,
der es erlaubt, den maximalen
Füllgrad zu bestimmen. Dieser
hängt nur gering von der Beschaffenheit
des Grafits ab. Daher
kann man ohne Verlust an elektrischer
Funktionalität für hochgefüllte
Polymere Grafit-Sorten verwenden,
die sich besser verarbeiten
lassen und darüber hinaus erheblich
kostengünstiger zu beziehen
sind. ln Zahlen ausgedrückt konnten
der Massendurchsatz beim
Compoundieren am Doppelschneckenextruder
in Abhängigkeit von
der Grafit-Sorte um den Faktor 10
gesteigert und die Bezugskosten
um den Faktor 2 bis 3 reduziert werden.
Auf dem Weg zur kostengünstigen
Serienfertigung von Brennstoffzellen
stellen solche Veränderungen
einen enormen Fortschritt
dar.
Die Dissertation wurde am Zentrum
für BrennstoffzellenTechnik,
ZBT GmbH in Duisburg angefertigt.
Masterarbeit: Wie viel
Wasserstoff ist noch im
Hydridtank?
(von Ingo Franke)
Wasserstoff bildet mit bestimmten
Metallen chemische Verbindungen,
sogenannte „Hydride“. Diese eignen
sich für eine Reihe von Anwendungen
sehr gut als Speichermaterial.
Für die praktische Anwendung allerdings
besteht ein Problem darin,
dass für derartige Behälter derzeit
kein anwendungsnahes Konzept für
einen Füllstandssensor bekannt ist.
Ingo Franke sagte sich, dass die
chemischen Prozesse, die sich bei
Herstellung und Lösung der Bindung
zwischen Gas und Metall abspielen,
sich auch in Veränderungen
der optischen Eigenschaften der
Speichersubstanzen äußern müssten.
Er konstruierte einen Aufbau,
der die Bestimmung des gebundenen
Wasserstoffanteils durch eine
Kombination aus Infrarotspektroskopie
und Abgeschwächter Totalreflektion
(ATR) ermöglicht und dies
den mit einer hochempfindlichen
Waage gemessenen Gewichtsverlusten
gegenüberstellt. Einzelne
Elemente des Aufbaus und auch das
System für die Messdatenerfassung
mussten dabei von ihm erst entwickelt
werden.
In den gemessenen Spektren
konnte er eindeutig den Wasserstoffdesorptionsprozess
mit seinen
Phasenübergängen nachweisen
und dem optischen Signal einen
Massenanteil zuordnen, womit der
angestrebte Sensoreffekt nicht nur
gefunden, sondern auch skaliert
worden war.
Ingo Franke hat durch seine Arbeit
und deren Ergebnisse den
Grundstein dafür gelegt, dass im
Wasserstofflabor der Hochschule
RheinMain in zwei Richtungen weitergearbeitet
werden kann: Einerseits
werden in Zukunft materialwissenschaftliche
Aspekte, wohl
nicht nur an Speichermaterialien,
weiter verfolgt werden, andererseits
soll der gefundene Sensoreffekt
nun auch in einem miniaturisierten,
anwendungsbereiten Wasserstoff-
Füllstandssensor umgesetzt werden.
Die Masterarbeit wurde im Wasserstofflabor
der Hochschule Rhein-
Main angefertigt.
Mai 2014
292 gwf-Gas Erdgas

Forschung und Entwicklung | NACHRICHTEN |
Bachelorarbeit: Haushaltsbuch
für Brennstoffzellenstacks
(von Julian Büsselmann)
Das Verhalten einer Brennstoffzelle
hängt von einem ganzen Bündel von
Betriebsparametern ab. Der Einfluss
jedes einzelnen lässt sich aber nicht
einfach unabhängig untersuchen,
weil sie alle auf verschiedene Art und
Weise zusammenhängen. In Julian
Büsselmanns Bachelorarbeit wurde
ein modellhaft gewählter Stack in einer
speziellen Anlage durchgemessen
und hinsichtlich der Parameter
Stöchiometrie, Druck, Gastemperatur
und relativer Feuchte charakterisiert
und optimiert.
Dabei zeigte sich z. B., dass es
möglich war, die Stöchiometrie auf
der Anodenseite herabzusetzen
und 20 % Wasserstoff einzusparen.
Auch wurde festgestellt, dass auf
die Kathodenbefeuchtung verzichtet
werden kann und die relative
Feuchte an der Anode verdoppelt
werden sollte. Durch die optimierten
Parameter erhöht sich die Spannung
beim Nennstrom im Vergleich
zur Herstellerangabe um 13 %.
Durch die Ergebnisse wurde die Gesamteffizienz
des Prüflings gegenüber
dem Einsatz mit den bisherigen
Parametern gesteigert, bei
gleichzeitiger Einsparung von
Brennstoff. Hierin liegt der Nutzen
für die gesamte Brennstoffzellenbranche,
da die Erhöhung der Effizienz
ein zentraler Bestandteil der
Wirtschaftlichkeit ist. Das Verfahren
lässt sich auch auf andere Stacks
und noch weitere Betriebsparameter
anwenden.
Die Bachelorarbeit wurde beim
NEXT ENERGY Forschungszentrum
in Oldenburg, Bereich Brennstoffzellen,
angefertigt.
Die Preisverleihung findet am
Nachmittag des 27. Mai 2014 anlässlich
der diesjährigen DWV-Mitgliederversammlung
in Krefeld
statt.
Wind und Sonne in Erdgas speichern
KIT koordiniert neues EU-Projekt HELMETH
Strom aus Sonne und Wind ist ein
wichtiger Teil des Energiemix in
Deutschland. Allerdings klaffen Angebot
und Nachfrage beim wetterabhängigen
Strom noch zu oft auseinander.
Eine Option ihn zu speichern
wäre, ihn zur Produktion von
chemischen Energieträgern zu nutzen;
noch ist der Prozess vom Strom
zu Erdgas jedoch unwirtschaftlich.
Das vom KIT koordinierte EU-Projekt
HELMETH soll nun zeigen, dass Wirkungsgrade
über 85 % möglich sind,
indem Synergien zwischen vorhanden
Verfahrensschritten besser genutzt
werden.
„Im Erdgasnetz stecken Speicherkapazitäten,
die Strommengen
aus mehreren Monaten Wind- und
Sonnenstrom entsprechen“, erklärt
Dimosthenis Trimis vom KIT, Koordinator
des EU-Projektes HELMETH.
„Was wir nun brauchen, sind die
Technologien, um nach Bedarf zwischen
den Energieträgern zu wechseln.“
An der Verknüpfung des
Stromnetzes mit dem Erdgasnetz
wird unter dem Schlagwort Powerto-Gas
(PtG) geforscht. PtG könnte
ein Baustein der Energiewende in
Deutschland sein.
Im Rahmen von HELMETH wird
ein zweistufiges Verfahren weiterentwickelt.
Bei der Elektrolyse wird
der Strom zunächst genutzt, um
Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff
zu zersetzen. Danach reagiert der
Wasserstoff gemeinsam mit Kohlendioxid
oder Kohlenmonoxid zu Methan,
dem Hauptbestandteil von
Erdgas, weiter. Der Vorteil von Methan
ist, dass es in der bestehenden
Erdgasinfrastruktur nahtlos eingesetzt
werden kann. Die Einspeisung
von Wasserstoff bedarf möglicherweise
bei Transport und Anwendungungen
größeren Anpassungen, da
Energiedichte und chemische Eigenschaften
stark unterschiedlich sind.
„Elektrolyse und Methanisierung
werden oft getrennt betrachtet und
optimiert“, so Trimis. Ein großes
Potenzial liegt in der Nutzung der
Prozesswärme aus der Methanisierung,
um etwa Wärmebedarf bei
der Elektrolyse zu decken. Insbesondere
Hochtemperaturelektrolyse
bei rund 800 °C hat thermodynamische
Vorteile, die den Wirkungsgrad
weiter steigern. Im Rahmen
von HELMETH soll eine Demonstrationsanlage
entstehen, die mit einem
Wirkungsgrad von rund 85 %
aus erneuerbaren Energien Methan
erzeugt. Parallel werden Studien zur
Wirtschaftlichkeit und Klimabilanz
der neuen Technologie erstellt. „Mit
so hohen Wirkungsgraden würden
die PtGTechnologie einen entscheidenden
Schritt hin zur Wirtschaftlichkeit
erreichen“, ist sich Trimis
sicher.
Das Projekt beträgt eine Laufzeit
von drei Jahren und das Budget beläuft
sich auf rund 3,8 Mio. €. Das
Projekt wird mit 2,5 Mio. €. aus dem
European Union‘s Seventh Framework
Programme (FP7/2007-2013)
for the Fuel Cells and Hydrogen
Joint Technology der Europäischen
Komission gefördert. HELMETH
steht als Akronym für „Integrated
High-Temperature ELectrolysis and
METHanation for Effective Power to
Gas Conversion“.
Projektpartner sind neben dem
KIT die Universität Turin und TU
Athen, die Firmen Sunfire GmbH
und Turbo Service Torino S.P.A. sowie
das European Research Institute
of Catalysis ERIC und der DVGW –
Deutscher Verein des Gas und Wasserfaches
e. V.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 293

| NACHRICHTEN
|
Verbände und Vereine
Zwei von drei Unternehmen investieren in
Energieeffizienz
Die Steigerung der Energieeffizienz
hat für die deutsche
Wirtschaft 2013 weiter an Relevanz
gewonnen: 87 % der Unternehmen
bewerten das Thema als sehr wichtig
oder wichtig für ihren Betrieb.
Die Anzahl der Unternehmen, die in
den vergangenen 24 Monaten nach
eigenen Angaben konkrete Energieeffizienzmaßnahmen
ergriffen hat,
stieg sogar deutlich um zehn
Prozentpunkte auf 68 % an. Diese
positive Entwicklung setzt sich voraussichtlich
auch 2014 fort, denn
aktuell geben zwei von drei Unternehmen
an, in den nächsten zwei
Jahren in konkrete Energieeffizienzmaßnahmen
investieren zu wollen.
Das ergab eine Umfrage unter 251
Unternehmen des produzierenden
Gewerbes im Auftrag der Deutschen
Energie-Agentur (dena) im Rahmen
der bundesweiten Initiative Energie-
Effizienz.
Insbesondere große Unternehmen
mit hohen Energiekosten führen
Energieeffizienzmaßnahmen durch.
Im Gegensatz dazu scheuen kleine
und mittlere Unternehmen häufig
die Kosten solcher Investitionen,
obwohl sich diese in der Regel innerhalb
weniger Jahre rechnen. Dabei
sind die Energieeinsparpotenziale
enorm: So können beispielsweise
bis zu 50 % der Energie bei Druckluft-
und Pumpenanwendungen
wirtschaftlich eingespart werden.
Energieeinsparpotenziale in ähnlicher
Größenordnung gibt es auch
in den Bereichen Beleuchtung
sowie Einsatz von Informationsund
Kommunikationstechnik.
Um Unternehmen den Einstieg
in die Planung und Umsetzung von
Energieeffizienzmaßnahmen zu erleichtern
informiert die Initiative
EnergieEffizienz der dena mit ihrer
neuen Broschüre „Energieeffizienz
in kleinen und mittleren Unternehmen:
Energiekosten senken.
Wettbewerbsvorteile sichern.“ über
die Bandbreite der möglichen
Energieeffizienzmaßnahmen und
wie man diese erfolgreich realisiert.
Weiterreichende Informationen zu
den einzelnen Technologien, sowie
Onlinehilfen für die Bewertung
von Einsparpotenzialen sind über
das Onlineinformationsangebot
www.stromeffizienz.de/industriegewerbe
abrufbar.
Die Initiative EnergieEffizienz ist
eine Kampagne der Deutschen
Energie-Agentur (dena) und wird
gefördert durch das Bundesministerium
für Wirtschaft und Energie.
Broschüre „BHKW-Kenndaten 2014“
Die neue Broschüre „BHKW-
Kenndaten 2014“ wird gemeinsam
von der Arbeitsgemeinschaft
für sparsamen und umweltfreundlichen
Energieverbrauch e. V. und
dem BHKW-Infozentrum Rastatt erstellt.
Das geplante Erscheinungsdatum
ist Juni 2014.
Die Arbeitsgemeinschaft für sparsamen
und umweltfreundlichen
Energieverbrauch e. V. ist seit über
35 Jahren Herausgeber der BHKW-
Kenndaten. Diese Broschüre verschafft
eine nahezu komplette
Marktübersicht über alle Anbieter
und Typen von Blockheizkraftwerken,
die in Deutschland verfügbar sind,
und enthält somit alle für den
Anwender wichtigen Angaben hinsichtlich
Leistung, Wirkungsgrad,
Abmessungen und Verwendungsmöglichkeiten.
Zielgruppe der Broschüre sind
traditionell Planungsbüros und Architekten,
Energieversorgungsunternehmen
und Hochschulen. Die
ASUE ist bestrebt, in regelmäßigen
Abständen die Broschüre zu aktualisieren
und die Analysen als
Teil der Marktübersicht aktuell zu
halten.
Die neue Broschüre „BHKW-
Kenndaten 2014“ wird zusammen
mit dem BHKW-Infozentrum erstellt,
da beide Institutionen traditionell
darum bemüht sind,
aktuelle Informationen zur Verfügbarkeit,
Steuern und Förderungsmöglichkeiten
von Blockheizkraftwerken
(BHKW) dem Anwender
zur Verfügung zu stellen. So
betreibt das BHKW-Infozentrum
seit 15 Jahren Informationsseiten
zu BHKW-Themen und ist in vielen
wissenschaftlichen KWK-Studien involviert.
Die Datenerhebung für die
Broschüre „BHKW-Kenndaten 2014“
startete Ende Januar. Mehr als
70 BHKW-Hersteller werden dabei
angefragt. Abgefragt werden neben
den technischen Moduldaten auch
typische Anschaffungskosten, die
Kosten der Generalüberholung und
die Kosten von Instandhaltungsverträgen.
Diese wirtschaftlichen
Daten werden für die Broschüre
anonymisiert ausgewertet.
Im Juni 2014 werden die voraussichtlich
mehr als 1 000 angebotenen
BHKW-Module in der BHKW-
Kenndaten-Broschüre veröffentlicht.
Dabei erfolgt eine Kategorisierung
der Module nach dem Brennstoffeinsatz
(Erdgas, Flüssiggas, Heizöl,
Biogas, etc.).
Bereits am 13./14. Mai 2014
werden die wichtigsten Ergebnisse
der Modulübersicht im Rahmen der
BHKW-Jahreskonferenz „BHKW 2014“
(www.bhkw2014.de) in Potsdam
vorgestellt.
Mai 2014
294 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine | NACHRICHTEN |
Biogasbranche will mehr Systemverantwortung
übernehmen
Anlässlich der Pressekonferenz
zur 23. Jahrestagung des Fachverbandes
Biogas in Nürnberg
machte Präsident Horst Seide deutlich,
„dass Biogas ein wichtiges
Element in der Energiewende ist.“
Vor dem Hintergrund der zunehmenden
Kohleverstromung in Deutschland
und der dadurch auf einen
Höchststand gestiegenen CO 2 -
Emissionen sei es nötig, alte systemrelevante
Kohlekraftwerke sukzessive
durch flexible Biogas- und andere
KWK-Anlagen zu ersetzen. „Wir
können mit Biogasanlagen, die
durch Gasspeicher und zu sätzliche
Motorkapazität flexibilisiert sind,
Systemdienstleistungen für das
Stromnetz er bringen und wollen
das auch“, führte Seide aus. Dafür
seien auch Biomethan-Blockheizkraft
werke (BHKW) prädestiniert. Das
kommende Erneuerbare-Energien-
Ge setz (EEG) müsse nun den richtigen
Rahmen setzen. Die aktuelle
Entscheidung des Bundesgerichtshofes
erschwert die Flexibilisierung
bestehender Biogasanlagen. Seide
appellierte an die Politik, dass
„deshalb insbesondere der Anlagenbegriff
im neuen EEG so definiert
sein muss, dass Rechtssicherheit für
Investitionen in die Flexibilisierung
von Biogasanlagen gewährleistet
ist.“ Nur so werde die Flexibilitätsprämie
im EEG breiter nutzbar und
die Übernahme von System verantwortung
durch Biogas möglich.
Auch beim Thema Nachhaltigkeit
will die Biogasbranche mehr
Verantwortung übernehmen. „Über
den Energiepflanzenanbau kann
die Vielfalt auf dem Acker deutlich
erhöht werden“, erklärte Hendrik
Becker, Vizepräsident des Fachverbandes
Biogas. Um dies zu erreichen
hat der Fachverband Biogas
verschiedene Vorschläge für das
neue EEG erarbeitet. So soll der
Anteil einer Fruchtart an den Einsatzstoffen
einer Anlage begrenzt
werden und kein Umbruch von
Dauergrünland erfolgen. Um Alternativen
zum Mais zu stärken,
schlägt der Fachverband Biogas vor,
ausgewählte ökologisch vorteilhafte
Kulturarten aus der Einsatzstoffklasse
1 in Klasse 2 des EEG zu
überführen, beispielsweise mehrjährige
Gräser, Mischkulturen und
Sonnenblumen. „Gleichzeitig brauchen
wir einen gewissen Anteil
ertragsstarker Pflanzen arten, wie
z. B. Zuckerrüben und Getreide für
Ganzpflanzensilage, um die Wirtschaftlichkeit
neuer Biogasprojekte
und die Weiterentwicklung von
Alternativen zum Mais für Bestandsanlagen
zu sichern“, ergänzte der
Vizepräsident. Ein kompletter Ausschluss
dieser Pflanzen versperre
den Weg zu mehr Artenvielfalt. Dies
würde den Zielen des Koalitionsvertrags
zuwiderlaufen.
Der Koalitionsvertrag rückt die
Abfall- und Reststoffvergärung zur
Biogaserzeugung noch stärker in
den Fokus als dies mit dem EEG 2012
bereits der Fall ist. Seit Anfang 2012
werden neben wenigen Biogaseinspeiseanlagen
fast ausschließlich
kleinere Biogasanlagen gebaut, die
vor allem Gülle und Reststoffe aus
der Landwirtschaft sowie einen kleinen
Teil Energiepflanzen einsetzen.
Zusätzlich wird die anfallende Wärme
genutzt, um eine Wirtschaftlichkeit
zu er reichen.
Die Biogasbranche setzt sowohl
im Anlagenbestand wie im Neubau
auf Qualität statt Quantität. In der
gesamten Erzeugungskette sollen
weitere Effizienzpotenziale gehoben
werden, um die erhöhten Anforderungen
zumindest teilweise wirtschaftlich
zu kompensieren.
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
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Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 295

| NACHRICHTEN
|
Verbände und Vereine
Messsysteme stehen 2014 im Fokus der
EDNA-Mitglieder
Bei der Weiterentwicklung der
Marktkommunikation im Energiemarkt
wird sich im Jahr 2014 fast
alles um die Einführung der neuen
Messsysteme drehen. Das betrifft
sowohl die Marktprozesse allgemein
als auch die Schaffung neuer
Prozesse für „Marktrollen“ wie den
Gateway-Administrator. Das ist ein
Ergebnis der Mitgliederbefragung
zu den wichtigsten Themen für
dieses Jahr, die der EDNA Bundesverband
Energiemarkt & Kommunikation
e. V. Ende 2013 durchgeführt
hat. Auch die Bilanzierung nach Ma-
Bis 2.0 wurde genannt und in diesem
Zusammenhang die Erwartung
geäußert, dass die Bilanzierung
künftig durch eine Zählerstandsgangmessung
deutlich erleichtert
wird. Viele Mitglieder haben aber
auch die Hoffnung, dass die Prozessqualität
in diesem Jahr durch ein
besseres Change-Management für
die Umsetzung der Regulierungsvorgaben
deutlich gesteigert werden
kann. Dazu forderten sie mehr
Transparenz und dass der jährliche
Änderungsturnus auch tatsächlich
eingehalten und nicht durch
zahlreiche „spontane“ Änderungsmitteilungen
bis kurz vor dem
geplanten Starttermin ad absurdum
geführt wird.
Neben den Messsystemen gibt
es aber auch eine ganze Reihe
weiterer Themen, die bei den
EDNA-Mitgliedsunternehmen auf der
Agenda für 2014 stehen. Dazu gehören
beispielsweise die Einspeisewechselprozesse
oder die Umsetzung
von EMIR und REMIT für den
Energiehandel. Deswegen plant
der EDNA Bundesverband Energiemarkt
& Kommunikation auch
weitere Projektgruppen ins Leben
zu rufen, die sich mit diesen Themen
befassen. Auch die Akkreditierung
von EDNA bei der neuen EEG-Clearingstelle
soll dazu beitragen, dass
die damit zusammenhängenden
Prozesse marktgerecht gestaltet
werden.
An der Umfrage hatte sich ein
Drittel der EDNA-Mitglieder mit vielfach
sehr ausführlichen Antworten
beteiligt. Dazu gehörten auch Ausblicke
auf weitere Möglichkeiten
der technischen Entwicklung in der
Energiewirtschaft: beispielsweise die
Einführung von vernetzten Energieassistenzsystemen
für die Steuerung
der kommenden Smart-Energy-
Infrastruktur oder der Aufbau eines
Energieinformationsnetzes, das auch
die Energienutzer einbezieht und
die Gesamtsicht auf die Energiesituation
für alle Marktbeteiligten
ermöglicht.
dena startet Bewerbungsphase für Energy Efficiency
Award 2014
Unternehmen aus Industrie und
produzierendem Gewerbe können
sich ab sofort mit erfolgreichen
Energieeffizienzprojekten für den
Energy Efficiency Award 2014 der
Deutschen Energie-Agentur (dena)
bewerben. Den mit insgesamt
30 000 € dotierten Preis vergibt die
dena im Rahmen ihrer Initiative
EnergieEffizienz mit freundlicher
Unterstützung der Premium-Partner
DZ BANK AG, Imtech Deutschland
und Siemens AG bereits zum
achten Mal. Schirmherr des Wettbewerbs
ist Bundeswirtschaftsminister
Sigmar Gabriel.
Die Bewerbungsfrist endet am
30. Juni 2014. Alle Informationen
zur Teilnahme finden interessierte
Unternehmen unter www.EnergyEfficiencyAward.de.
Bewerben können sich Unternehmen
jeder Größe und Branche,
die erfolgreich Projekte zur Steigerung
der Energieeffizienz im eigenen
Betrieb durchgeführt haben.
Ziel des Wettbewerbs ist es, herausragende
Energieeffizienzstrategien
branchenübergreifend bekannt zu
machen und Unternehmen zur Umsetzung
zu motivieren.
Eine Fachjury mit Experten aus
Politik, Wirtschaft, Wissenschaft und
Medien bewertet die eingereichten
Energieeffizienzprojekte, um im
September 2014 die 15 Nominierten
für den Titel Energy Efficiency
Award 2014 bekannt zu geben. Aus
den Nominierten wählt die Fachjury
anschließend die drei Preisträgerprojekte
aus. Die feierliche Preisverleihung
erfolgt unter Anwesenheit
des Fachpublikums und vor Entscheidern
aus Industrie und Gewerbe,
Politik und Forschung am
11. November auf dem dena-Energieeffizienzkongress
2014.
Die Initiative EnergieEffizienz ist
eine Kampagne der dena und wird
gefördert durch das Bundesministerium
für Wirtschaft und Energie
(BMWi).
Mai 2014
296 gwf-Gas Erdgas

Personen | NACHRICHTEN |
Norbert Rickert neuer Managing Director Central
Europe des Elektrizitäts-Segments bei Itron
Norbert Rickert leitet als Managing
Director Electricity ab sofort
den Geschäftsbereich Elektrizität
in Central Europe bei der Itron
GmbH. Dazu gehört die Leitung der
derzeitigen Organisation sowie die
langfristige Weiterentwicklung und
Erweiterung des Smart Meter/Smart
Grid Umsatzes in Deutschland, der
Benelux Region, der Schweiz, Tschechien
und Slowenien.
Norbert Rickert blickt auf eine
über 20jährige Erfahrung im Vertrieb
für IT- und Telekommunikations-Lösungen
sowohl im In- als auch Ausland
zurück. Vor seinem Wechsel zu
Itron war er von 2003 bis 2013 als
Director Sales Germany bei der Motorola
Solutions GmbH tätig. Er leitete
hier den Vertrieb Deutschland
und verantwortete neben den mobilen
Lösungen für Geschäftskunden
den Bereich mit Funklösungen (Tetra)
für Polizei und Feuerwehr.
Von 1999 bis 2003 übernahm er
bei Cisco Systems als Global Account
Manager die strategische Verantwortung
für den weltweiten Vertrieb
des Kunden T-Mobile International.
Seine berufliche Karriere begann
Rickert sieben Jahre zuvor bei Bosch
Telecom Öffentliche Netze. Dort gehörte
zu seinem Aufgabenspektrum
der Vertrieb von kabelgebundener
und funkgestützter Übertragungstechnik
im Rahmen von schlüsselfertigen
Projekten in Deutschland
und Asien.
Rickert ist Diplom-Ingenieur für
Elektrotechnik und vom Standort
Karlsruhe aus tätig.
Viega Geopress K
Innenabdichtend im Außenbereich:
Kunststoffpressverbinder für
erdverlegte Versorgungsleitungen.
viega.de/GeopressK
Sicherheit im Erdreich
Flexibel, langlebig, robust – nur einige der vielen Anforderungen, denen erdverlegte Versorgungsleitungen
gerecht werden müssen. Mit Geopress K bietet Viega ein neues, besonders wirtschaftliches Kunststoffpresssystem
speziell für die Verlegung von Gas­ und Trinkwasserleitungen. Die innenabdichtenden und elastomerfreien
Verbinder aus hochfestem Kunststoff bieten ideale Voraussetzungen, um den rauen Bedingungen im
Erdreich zu trotzen. Zusätzlich verfügen sie über die bewährte Viega SC­Contur, mit der unverpresste
Verbindungen bei einer Druckprüfung sofort sichtbar werden. Mit der Viega Presstechnik entsteht so eine
sichere und schnelle Verbindung zwischen der Versorgungsleitung und dem Hausanschluss.
Viega. Eine Idee besser!
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 297

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
2. DVGW/VDE Münchener Energietage
In der systemübergreifenden, technologieoffenen
Betrachtung der
Gas- und Strominfrastruktur liegt
der Schlüssel zum Erfolg der Energiewende.
Darin waren sich die
rund 100 Teilnehmer der Münchener
Energietage einig, die von
DVGW und VDE am 17./18. März
2014 zum zweiten Mal gemeinsam
ausgerichtet wurden. In der Zusammenarbeit
der beiden Sparten Gas
Das Zusammenwirken von Gas und Strom stand im
Mittelpunkt der 2. Münchener Energietage.
Bild: DVGW/Fotograf: Benjamin Schultheis
und Strom gibt es zahlreiche bislang
ungenutzte Synergien. Diese
Potenziale sollen erschlossen werden,
um eine noch höhere Effizienz
in den Gas- und Stromnetzen, zu erzielen,
ohne dass es dabei zu Einbußen
bei Qualität und Sicherheit
kommt – so die zentrale Botschaft
der gemeinsamen Leitveranstaltung.
Auf der Konferenz diskutierte die
technische Fach- und Führungsebene
der Energiewirtschaft Herausforderungen
der Energiewende
mit besonderem Augenmerk auf
spartenübergreifende Konvergenzfelder
Themenschwerpunkte wie
Netzkonvergenz, Systemsicherheit,
Smart Metering oder intelligente
Netzführung. Leitthemen waren dabei
mögliche Effizienz steigerungen
im Netz, innovative Speichertechnologien
sowie der energiewirtschaftliche
Ordnungsrahmen. Außerdem
stand das Thema Asset Management,
Versorgungssicherheit
sowie die gesellschaftliche Akzeptanz
großer Energieinfrastrukturprojekte
ganz oben auf der Tagungsagenda.
Einigkeit herrschte in München
darüber, möglichst rasch die notwendigen
politischen Entscheidungen
herbeizuführen, damit Speicher
von ungerechtfertigten finanziellen
Belastungen befreit werden. Da
Speicher keine Letztverbraucher
sind, sollen diese von den derzeit zu
zahlenden Abgaben und Umlagen
für den Strombezug befreit werden.
Eine weitere Forderung: Netzbetreiber
sollten Kosten für die Errichtung
von Power-to-Gas-Anlagen als umlagefähig
anerkannt bekommen,
wenn damit höhere Kosten für den
Stromnetzausbau vermieden werden
können. Das jetzige Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) verhindere
Innovationen, weil es nicht zur
Herausbildung der besten Technologie
führe und Subventionstatbestände
auf 20 Jahre festschreibe, so
die allgemeine Kritik der Teilnehmer.
22. Europäische Biomasse Konferenz
und Ausstellung
Die jährlich in verschiedenen
Ländern stattfindende Europäische
Biomasse Konferenz und Ausstellung
(EU BC&E) verbindet eine
renommierte internationale wissenschaftliche
Konferenz mit einer Industrieausstellung
und findet dieses
Jahr vom 23.–26. Juni im CCH
Congress Center in Hamburg statt.
Mit ihrer über 30-jährigen Geschichte
rangiert die Veranstaltung damit
unter den bedeutendsten und einflussreichsten
Veranstaltungen im
Bereich der Biomasse. Forscher, Ingenieure,
Technologen, Normungsorganisationen,
Finanzierungsinstitute,
Politiker und Entscheidungsträger
werden von dem wissenschaftlichen
Programm und den Parallelveranstaltungen
angezogen.
Die globale Plattform zum aktuellen
Wissensaustausch ist wiederum für
Aussteller von Seiten der Industrie
interessant.
Es wird einen Industriebeirat aus
Branchenexperten geben, der die
industrieorientierten Beitragsvorschläge
beurteilt und eine Reihe
von Konferenzsitzungen innerhalb
des EU BC&E-Programmes vorsieht,
die sich ausschließlich aus Industriepräsentationen
zusammensetzen.
Das EU BC&E-Executivkomitee
engagiert sich dafür, sowohl das
wissenschaftliche Niveau der Konferenz
aufrechtzuerhalten als auch
deren Bedeutung auf internationaler
Ebene zu steigern. Zu den
Themen der Konferenz gehören
Biomasseressourcen, Biomassekonvertierungstechnologien
und Biomasserichtlinien,
-märkte und
Nachhaltigkeit.
Kontakt:
E-Mail: biomass.conference@etaflorence.it,
www.eubce.com
Mai 2014
298 gwf-Gas Erdgas

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| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
Außerordentliche DVGW-Mitgliederversammlung
Entsprechend des Grundsatzbeschlusses
der DVGW-Mitgliederversammlung
2013 soll am 2. Juli
2014 eine außerordentliche Mitgliederversammlung
des DVGW stattfinden.
Aufgabendefinition, Aufgabenverteilung,
Organisation und
Struktur des DVGW sollen den veränderten
Rahmenbedingungen angepasst
werden.
Fazit der Energy Storage 2014
Mehr als 850 Experten aus 46
Ländern diskutierten vom 25.
bis zum 27. März 2014 in Düsseldorf
über die aktuellsten Entwicklungen
der Energiespeicherung. Auf einer
begleitenden Fachausstellung konnten
sich die Besucher über den neuesten
Stand der Technik direkt vor
Ort informieren und konkrete Geschäftsabschlüsse
tätigen.
Für die deutschen Besucher war
die bevorstehende EEG-Reform ein
bestimmendes Thema auf der Messe.
Auch weltweit wird der Anteil
der Erneuerbaren Energien steigen.
Davon geht Frank Wouters, Stellvertretender
Generaldirektor der Internationalen
Regierungsorganisation
für Erneuerbare Energien (IRENA)
aus. Ohne steigende Kosten könne
der Anteil der Erneuerbare Energien
an der weltweiten Energieversorgung
bis 2030 36 % erreichen. Im
Rahmen der Energy Storage veranstaltete
die Organisation einen internationalen
Workshop, in dem die
50 Teilnehmer Energiespeicher-
Technologien und -Anwendungen
herausarbeiten konnten, die in die
weltweite IRENA-Technologie-
Roadmap für Energiespeicherung
einfließen. Vielefach gefordert wurden
auch die entsprechenden regulatorischen
Rahmenbedingungen,
um Energiespeichern weltweit zum
Durchbruch zu verhelfen.
Als Side-Event der Energy Storage
fand die 3. Power-to-Gas Konferenz
des Ostbayerischen Technologie-Transfer-Instituts
statt. Annegret
Agricola von der Deutschen
Energieagentur erklärte hier in ihrer
Eröffnungsrede, dass Power-to-Gas
Flexibilität in das Energiesystem
bringe. Es sei eine sehr wichtige
Technologie, um die deutschen Klima-
und Erneuerbare-Energien-Ziele
zu erreichen. Sie forderte die
Steuerbefreiung von Energiespeichern
für Endverbraucher sowie die
Anpassung der Gesetze für erneuerbare
Kraftstoffe aus Wasserstoff und
Synthetic Natural Gas. Die Veranstaltung
fand bereits zum 3. Mal statt
und hatte mehr als 100 internationale
Teilnehmer.
Im kommenden Jahr finden die
Energy Storage Europe (Conference
& Expo) sowie die 4. Power-to-Gas-
Konferenz erstmals gemeinsam mit
der Internationalen Konferenz zur
Speicherung Erneuerbarer Energien
statt. Vom 9. bis 11. März 2015 treffen
sich am Standort Düsseldorf
dann mehr als 1000 internationale
Teilnehmer und fast 100 Aussteller
auf der begleitenden Fachmesse.
Grundlagen und Weiterbildung im Bereich
Explosionsschutz
Die Projekthaus GmbH aus Bremen
bietet 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.
Zielgruppe sind Führungskräfte
mit Verantwortung für Anlagen
und Personal, Dienstleister für
Fremdanlagen, Einkäufer für Fremdleistungen
an Anlagen, Anlagenplaner
und Einsteiger im Bereich des
Explosionsschutzes.
In einer weiteren zweitägigen
Schulung können die Teilnehmer
das Wissen für eine Bestellung zur
anlagenbezogen befähigten Person
im Explosionsschutz nach Betr-
SichV/TRBS 1203-1 erwerben. Darüber
hinaus gibt es ein Seminar
zum Erfahrungsaustausch, um dem
vorgeschriebenen, regelmäßigen
Austausch nachzukommen. Alle
Schulungen werden von Referenten
geleitet, die sowohl fachlich als
auch didaktisch ausgebildet sind.
Auf Anfrage sind auch Inhouse-
Schulungen möglich.
Detaillierte Informationen zu
den Schulungsprogrammen sowie
zur Anmeldung erhalten Interessierte
online unter www.projekthaus.com
Mai 2014
300 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen | NACHRICHTEN |
7. Workshop Gasmengenmessung 2014
Der „7. KÖTTER-Workshop Gasmengenmessung
2014“, der am
26. und 27. März in der KCE-Akademie
in Rheine stattfand, bot zahlreichen
Teilnehmern Gelegenheit, sich
zu den Themen Gasmengenmessung,
Gasanlagen, Gastechnik zu informieren
und auszutauschen.
Der von KÖTTER Consulting Engineers
zusammen mit der TU Dortmund
ausgerichtete Branchentreff
richtet sein Programm aus Expertenvorträgen,
begleitender Fachausstellung
und praktischen Versuchen
an Fachleute aus der Chemie-,
Öl- und Gasindustrie, der Energieversorgung
und der Anlagenplanung
sowie an Verbände, Hersteller
von Gasmengenmessgeräten, Serviceunternehmen,
Genehmigungsbehörden
etc.
Bei der Auswahl der Referenten
für das Vortragsprogramm wurde
wieder viel Wert auf eine Mischung
aus Industrie, Wirtschaft und Wissenschaft
gelegt. So präsentierte
beispielsweise Herr Dr. Ulrich Wernekinck,
RWE Metering GmbH, seine
Erfahrungen zum Thema Biogas-
Einspeiseprojekte. Außerdem berichtete
Herr Dr. Rainer Kramer,
Physikalisch Technische Bundesanstalt,
über die Anforderungen von
Smart Meter Gateways. Aus der Praxis
referierte Herr Burkhard Alisch,
Storengy Deutschland GmbH, über
Anforderungen und Einsatz von
Messtechnik bei Erdgasspeichern.
Neben der begleitenden Fachausstellung,
auf der Firmen ihre Produkte
und Dienstleistungen dem
Fachpublikum präsentieren konnten,
sorgten auch die Versuchsvorführungen
aus dem Hause KÖTTER
zum Thema Schall-, Schwingungsund
Strömungstechnik für Abwechslung.
Auf besonderes Interesse stieß
dabei der Versuchsstand Gasmengenmessung.
An diesem speziell für
Schulungszwecke ausgelegten Aufbau
kann an aktuellen Messgeräten
demonstriert werden, wie deren
Funktion z. B. durch Pulsationen oder
Ultraschalllärm beeinträchtigt wird.
Gasmengenmessstand.
Eine weitere Gelegenheit für Gespräche
in gemütlicher Atmosphäre
bot die traditionelle Abendveranstaltung,
bei der die Gäste auch im
Rahmen einer musikalischen Show
unterhalten wurden.
Die etablierte Veranstaltungsreihe
wird auch in Zukunft im gewohnten
2-jährigen Rhythmus fortgeführt.
Der „8. Workshop Gasmengenmessung“
ist für das Frühjahr
2016 geplant.
Branchentreffen Erdgasmobilität
Am 15. Mai trifft sich in Berlin die
Erdgasfahrzeugbranche im Hotel
InterContinental für spannende
und kontroverse Diskussionen rund
um die Erdgasmobilität. Bereits zum
14. Mal findet das Symposium zum
Thema Erdgas und Bio-Erdgas als
Kraftstoff statt, zu dem erdgas mobil
einlädt. Der Fokus liegt nicht allein
auf dem deutschen Markt. Internationale
Experten sorgen für einen
Blick über den Tellerrand.
So berichtet Dr. Dane Boysen,
Program Director der Advanced Research
Projects Agency-Energy aus
Washington D.C., über Innovationen
in den USA und stellt das Forschungsprogramm
„Move“ vor. José
Fernandez Garcia von der Generaldirektion
Mobilität und Verkehr der
Europäischen Kommission wird zudem
über aktuelle politische Rahmenbedingungen
in Europa referieren.
Dazu gehört das Clean Power
for Transport Package, welches Mitte
April in Brüssel verabschiedet werden
soll und auf dem Symposium für
interessante Diskussionen sorgen
wird, insbesondere in Hinblick auf
die Preistransparenz an Tankstellen.
Die Positionierung des Verbands
der Automobilindustrie (VDA) zum
Thema Erdgasmobilität macht Dr.
Ulrich Eichhorn in seinem Vortrag
deutlich. Neben Strategien der
Fahrzeughersteller und effizienten
Motoren ist auch die Kraftstoffherstellung
ein aktuelles Thema. Während
des Symposiums stellt ein
Schweizer Unternehmen eine neue
Technik zur CO 2 -Wäsche vor. Das
aus der Luft gefilterte CO 2 kann zur
Herstellung von synthetischem Erdgas
eingesetzt werden.
Das erdgas mobil Symposium
hat sich inzwischen zum führenden
Branchentreffen der Erdgasmobilität
entwickelt und wird in guter
Tradition des Türkenfelder Greenfield
Symposiums fortgeführt. Erwartet
werden Geschäftsführer und
Führungs kräfte von Energieunternehmen,
Autoherstellern, Mineralölgesellschaften
und Tankstellenbauern.
Neben aktuellen Beiträgen
bietet das Format auch die Möglichkeit
zum Netzwerken und zum Erfahrungsaustausch.
Mitglieder von
erdgas mobil, Zukunft ERDGAS, des
NGVA und BDEW erhalten Sonderkonditionen.
Weitere Informationen unter
www.erdgas-mobil.de.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 301

| FOKUS
|
Smart Energy 2.0
7. figawa-/gwf-Fachkongress „Smart Energy 2.0“/
Branchenevent für die Energiewende in der
Versorgungswirtschaft
Die neue Bundesregierung hat
die Weiterführung der Energiewende
zu einem ihrer wichtigsten
Vorhaben erklärt. Der 7. Fachkongress
„smart energy 2.0 – Intelligente
Lösungen für die Energiewende“
(17.-18. Juni 2014, Essen) informiert
über die Rahmenbedingungen in
Deutschland und Europa. Aktuelle
Lösungskonzepte der Energiewirtschaft
werden vorgestellt. Die Konvergenz
der Strom- und Gasnetze
wird ebenso thematisiert wie Erfahrungen
aus Power-to-Gas-Pilotprojekten.
Die Bedeutung von Energiespeichern
und des Smart Meter
Gateway wird ausführlich behandelt.
Fragen der Gasbeschaffenheit
und der Konsequenzen für die Komponenten-
und Geräteindustrie
werden diskutiert.
Angesprochen werden u. a. folgende
Themen:
Wie sieht das zukünftige Marktdesign
aus? Zwei Grundansätze zur
Vorhaltung von Leistung oder Kapazität
werden zur Zeit diskutiert: zum
einen eine anlagenbezogene strategische
Reserve, zum anderen ein
umfassender Kapazitätsmechanismus
auf Basis gesicherter Erzeugungskapazitäten.
Welche Rolle spielen Energiespeicher?
Ohne zuverlässige und
wirtschaftliche Speicher wird die
Energiewende nicht durchzuführen
sein. Interessant sind hierbei vor allem
Power-to-Gas-Konzepte zur
Speicherung volatiler erneuerbarer
Energien auf Basis gasförmiger
Energieträger. Die Kopplung von
Gas- und Stromnetzen, auch auf
Verteilungsebene, und die Integration
in ein übergeordnetes „Smart
Grid“ sind Kernpunkte eines „netzdienlichen“
Ausbaus der Versorgungsnetze.
Wie wird gemessen? Im Koalitionsvertrag
der Bundesregierung
werden intelligente Netze explizit
erwähnt. 2014 sollen verlässliche
Rahmenbedingungen für den sicheren
Einsatz von intelligenten
Messsystemen für Verbraucher, Erzeuger
und Speicher geschaffen
werden. Zukünftig dürfen nur Messsysteme
eingebaut werden, die die
Mai 2014
302 gwf-Gas Erdgas

Smart Energy 2.0 | FOKUS |
Demonstration der Technik.
Konzentrierte Kommunikation.
Stärkung und Gespräch in der Pause.
Ausblick in die Zukunft.
Anforderungen des Schutzprofiles
und die Technischen Richtlinien des
BSI einhalten. Die Entwicklung von
Spezifikationen für zukunftssichere,
wirtschaftliche und „massentaugliche“
E-Zähler und Gateways sowie
die Einbindung von Gaszählern ist
eine der dringlichsten Aufgaben.
Zielgruppe sind Mitarbeiter von
Energieversorgern, Stadtwerken,
Netzbetreibern, Software-Unternehmen
und der Geräteindustrie,
die sich über den aktuellen Entwicklungsstand
informieren und beispielhafte
Lösungskonzepte kennen
lernen wollen.
Info und Anmeldung:
www.gwf-smart-energy.de
Diskussion im
Plenum.
Aufmerksame
Zuhörer beim
Vortrag.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 303

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Das e-gas-Projekt am Biogasanlagenstandort
in Werlte
Auswirkungen für die Strom- und Gasnetze der EWE NETZ GmbH
Power-to-Gas, Wasserstoff, Methanisierung, e-gas in Werlte, BioErdgas- und e-gas-Einspeiseanlage,
Modulbauweise, Kombinierte Einspeisung, 5 %-Ansatz
Osman Kurt, Thomas Götze und Jan Adrian Schönrock
Der Artikel stellt die weltweit erste Großanlage zur
Herstellung und Einspeisung von synthetischem
Erdgas, das e-gas Projekt in Werlte (Emsland), vor
und beleuchtet vor allem die technischen Vorgehensweisen
im Zusammenhang mit der BioErdgas- bzw.
e-gas-Einspeisung. Der Beitrag des Power-to-Gas-Ansatzes
zur Realisierung der Energiewende wird diskutiert.
The e-gas project at the biogas plant in Werlte
The article presents the world’s first large-scale plant
for the production and supply of synthetic natural
gas in Werlte and highlights the technical procedures
related to the organic or e-gas feed-in. The share of
power-to-gas for the realization of the energy transition
is discussed.
Durch die Energiewende soll mit dem stetigen Ausbau
von Erneuerbaren Energien eine nachhaltige und umweltfreundliche
Energieversorgung in Deutschland ermöglicht
und somit der CO 2 -Ausstoß gegenüber 1990
um 80 bis 95 Prozent bis 2050 reduziert werden. Dabei
beruht sie, spätestens seit dem Reaktorunglück von Fukushima
im März 2011, auf einem breiten gesellschaftlichen
Konsens. Derzeit liegt der öffentliche und politische
Fokus vor allem auf dem Energieträger Strom. Die
weiteren Sektoren – Wärme und Mobilität – stehen dagegen
im Schatten von Windkraftanlagen und Co. Im
Netzgebiet von EWE NETZ ist bereits heute sichtbar, wie
sich ein regionales Energiesystem bei einem erneuerbaren
Anteil von fast 70 Prozent verhält. Mit einer installierten
Leistung von ca. 5300 MW aus ca. 55 500 Anlagen
übertrifft der Nordwesten Deutschlands bereits heute
deutlich die Ziele der Bundesregierung im Jahr 2035.
Besonders in den dünnbesiedelten ländlichen Gebieten
der Bundesrepublik, die das größte Ausbaupotenzial an
Erneuerbaren besitzen, bilden die regionalen Mittelund
Niederspannungsnetze das Rückgrat der Energiewende.
Überschüssiger Strom aus regenerativer Erzeugung
könnte aus diesen regionalen Verteilnetzen, so eine
Idee, mittels Elektrolyse und Methanisierung in
Erdgas umgewandelt werden und die bisher unidirektional
verbundenen Bereiche Strom und Gas enger verzahnen
(siehe Bild 1). Das so entstehende „grüne Gas“
könnte dann als Kraftstoff oder im Wärmemarkt genutzt
werden. Bis dies in großem Maßstab gelingen kann sind
einige technische, wirtschaftliche und rechtliche Fragen
zu beantworten. Einige dieser Fragen können durch die
Praxiserfahrungen, die zurzeit in Werlte gemacht werden,
beantwortet werden. Insbesondere zu den netztechnischen
Themen kann EWE NETZ aus der Praxis berichten.
1. Der Standort Werlte – eine Biogasanlage
mit Pioniergeist
Für die Umsetzung dieser Idee hat die Audi AG im vergangenen
Jahr im emsländischen Werlte am Standort
einer bestehenden Biogasanlage eine Power-to-Gas Anlage
(PtG-Anlage) errichtet (siehe Bild 2) – EWE NETZ
war verantwortlich für die gesamte Technik rund um die
Einspeisung des gewonnen „grünen Gases“. Damit
kommt ein neues Kapitel der Innovation hinzu, das am
Standort Werlte geschrieben wird, wie ein kurzer Blick
auf die Historie der Biogasanlage des Energieversorgers
EWE zeigt.
Schon von Beginn an wurde die Biogasanlage in
Werlte anstatt mit nachwachsenden Rohstoffen mit nahezu
gleichen Mengenanteilen Wirtschaftsdünger sowie
Abfällen überwiegend aus der Lebensmittelproduktion
(z. B. Fette, Flotate, Schlachtabfälle und Speiseabfälle)
zur Erzeugung von elektrischem Strom betrieben.
Grundsätzlich ist der Eigenwärmebedarf einer Abfall-
Biogasanlage hoch, da die Abfälle vor der Beschickung
in die Fermenter vermischt und bei 70 °C eine Stunde
lang hygienisiert werden müssen. Dennoch konnte nur
ca. 1/3 der anfallenden Wärme der beiden installierten
BHKW (je 1,25 MWel) genutzt werden. Nach der voll-
Mai 2014
304 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
Bild 1. Kopplung des Stromund
Gasnetzes durch
Power-to-Gas.
(Quelle: EWE NETZ, Oldenburg,
2014)
ständigen Übernahme der Biogasanlage im Jahr 2006
durch EWE wurde entschieden, die Energie des Biogases
in einem größeren Umfang zu nutzen. Daher wurde in
2007 die erste Biogasaufbereitungsanlage (Druckwechseladsorption)
Norddeutschlands in Betrieb genommen
und somit das hochreine BioErdgas in das örtliche Verteilnetz
(L-Gas-Netz) von EWE NETZ eingespeist.
Hierbei ist zu berücksichtigen, dass aufgrund der
fehlenden rechtlichen Rahmenbedingungen die Schnittstellen
(z. B. Übergabestelle, Messung, Konditionierung,
etc.) zwischen Einspeiser und EWE NETZ definiert wurden.
Die privilegierte Behandlung der Einspeisung von
Biogas wurde erst im Jahr 2008 durch das Kapitel „Sonderregelung
für die Einspeisung von Biogas in Erdgasnetze“
in der GasNZV geregelt und im Jahr 2010 mit der
novellierten GasNZV durch die §§ 31 bis 37 hinsichtlich
seiner Förderinstrumentarien erweitert. Gemäß dem
EnWG – § 17 Netzanschluss Abs. 1 und der GasNZV –
§ 33 Netzanschlusspflicht und §34 vorrangiger Netzzugang
für Transportkunden von Biogas ist die EWE NETZ
GmbH als lokaler Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet,
aufbereitetes Biogas in das Gasversorgungsnetz
diskriminierungsfrei einzuspeisen, also den Netzanschluss
herzustellen [1].
Mit dem Bau einer der ersten Biogasaufbereitungsanlagen
in Deutschland und der Einspeisung von jährlich
ca. 3,0 Millionen m³ BioErdgas in das örtliche Verteilnetz
Werlte leistete EWE in vielfacher Hinsicht Pionierarbeit.
Auf Basis dieser Erfahrung hat EWE NETZ bis heute
16 Biogaseinspeiseanlagen projektiert, geplant und gebaut
– darunter die bundesweit größte Anlage bei der
Verbio AG im brandenburgischen Schwedt. Sie erzeugt
in einer Endstufe 7000 Nm³/h – das entspricht dem Jahresverbrauch
von rund 25 000 Haushalten.
EWE NETZ hat in den letzten Jahren intensiv an der
Optimierung der Prozesse rund um die Biogaseinspeiseanlagen
gearbeitet. Ergebnis ist ein standardisiertes Anlagenkonzept
für Anlagen in der Größenordnung von
350 bis 700 Nm³/h, bei dem die wesentlichen Gewerke
modular aufgebaut und in Betongebäuden untergebracht
werden. Mit der Modulbauweise kann EWE NETZ
auch Biogaseinspeiseprojekte deutlich früher mit einem
effizienten Bau (z. B. Fertigung und erster Sachverstän-
Bild 2. Luftaufnahme des Standortes Werlte mit Kennzeichnung der BGA,
BGAA, BGEA, EGEA und PtG-Anlage. (Quelle: EWE NETZ, Oldenburg, 2014)
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 305

| FACHBERICHTE
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Power-to-Gas
digenabnahme im Werk der Vertragsfirmen und anschließender
Lieferung auf die Baustelle) und somit
wirtschaftlichen Anschluss ans Netz bringen. Dieses
Konzept erleichtert die Ersatzteilbevorratung, den
Schulungsbedarf der Mitarbeiter und Vertragsfirmen.
Zudem reduzieren sich die Kosten für Service, Wartung
und Instandhaltung. Das ist ein entscheidendes Kriterium
für die Einhaltung der vorgeschriebenen hohen
Verfügbarkeit des Netzanschlusses von 96 % pro Kalenderjahr
gemäß GasNZV, d.h. sie darf maximal 15 Tage im
Jahr vom Netz genommen werden. Wartungsarbeiten
und sons tige vom Netzbetreiber am Netzanschluss vorzunehmende
Arbeiten, die zu einer Unterbrechung
desselben führen, sind innerhalb dieser 15 Tage durchzuführen.
Um eine ganzjährige Einspeisung von BioErdgas unter
wirtschaftlichen Gesichtspunkten sicher zu stellen,
hat EWE NETZ die kombinierte Einspeisung entwickelt
[2]. Der Anschluss einer Biogas-Einspeiseanlage erfolgt
hierbei sowohl auf der Verteilnetzebene als auch direkt
an einem regionalen Hochdrucknetz. Bei der kombinierten
Einspeisung wird der überschüssige Anteil oder die
gesamte Bioerdgasmenge bei einer Nichtverfügbarkeit
von Aufnahmekapazitäten in Schwachlastzeiten der
Verteilnetze über einen Verdichter in Hochdrucknetze
eingespeist. Mit dieser Verfahrensweise werden die
Laufzeiten und somit die anfallenden Betriebskosten
der Verdichtung sowie die Verfügbarkeiten optimiert.
Dieses Know-how konnte EWE NETZ für das Audi Projekt
in Werlte einbringen und nutzen.
2. Power-to-Gas in Werlte – die Technik
hinter der Anlage
Für Audi als Betreiber der PtG-Anlage gab es folgende
Kriterien bei der Auswahl eines geeigneten Standorts:
••
Lieferung von regenerativem CO 2 aus einer Biogasanlage
ohne NaWaRo
••
Vorhandene Gasinfrastruktur- örtliches Verteil- und
regionales Hochdrucknetz
Vorhandene Wärmesenken für die Prozesswärme
••
Hoher Anteil Erneuerbarer Energien im Stomverteilnetz
Die Biogasanlage in Werlte kann durch die Aufbereitung
der anfallenden Biogasmengen ca. 340 Nm³/h CO 2 sowie
ca. 0,8 MW als Prozesswärmebedarf zur Verfügung
stellen. Des Weiteren ist in Werlte eine hohe installierte
Leistung von Erneuerbaren Energien vorhanden. Zudem
konnte EWE mehrjährige Erfahrungen im Bereich
der Einspeisung und Vermarktung von „grünem“ Gas
(BioErdgas) in das Projekt mit einbringen.
Im Juni 2013 nahm auf dem Gelände der Abfall-Biogasanlage
der EWE in Werlte die weltweit erste Großanlage
zur Herstellung und Einspeisung von synthetischem
Erdgas ihren Betrieb auf. Auf einer Fläche von ca.
4000 Quadratmetern erprobt dort die Audi AG die Erzeugung
von so genanntem „e-gas“ im industriellen
Maßstab. Ziel ist es, den überschüssigen regenerativen
Wind- und Solarstrom zu nutzen und in e-gas umzuwandeln.
Das e-gas wird anschließend ins bestehende
Erdgasnetz eingespeist und kann als Kraftstoff für Kraft-
Tabelle 1. Kennzahlen der PtG-
Anlage in Werlte.
(Quelle: Audi AG, Ingolstadt, 2014)
Nennleistung
Elektrolyseure
3 x 2 MW
Gesamtwirkungsgrad ca. 54 %
Max. H2- Produktionsrate
1300 Nm³/h
Max. H2-Speicherzeit 60 min
Max. e-gas Produktionsrate
Geplante Auslastung
Geplante Produktionsmenge
e-gas
325 Nm³/h
ca. 4000 h/a
ca. 1000 t/a
Bild 3. Übersichtsbild der Einspeiseanlagen für e-gas und BioErdgas.
(Quelle: EWE NETZ, Oldenburg, 2013)
Mai 2014
306 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
fahrzeuge genutzt werden. Dabei entsteht unter der
Bezeichnung e-gas ein marktfähiger und handelbarer
Energieträger. Pro Jahr soll die Methanisierungsanlage
in etwa 1000 Tonnen e-gas produzieren und dabei 2800
Tonnen regeneratives CO 2 binden (Tabelle 1).
Damit das zur Methanisierung notwendige „regenerative
CO 2 “ in ausreichender Menge zur Verfügung gestellt
werden kann, wurde eine neue Biogasaufbereitungsanlage
nach dem Verfahren der Aminwäsche mit
einer Aufbereitungskapazität von ca. 1000 Nm³/h Rohbiogas
errichtet. Somit kann die gesamte produzierte
Rohbiogasmenge aufbereitet und als BioErdgas ins
Gasnetz eingespeist werden. Neben der CO 2 -Lieferung
bildet das installierte Wärmemanagementsystem eine
weitere wichtige Schnittstelle zwischen der Biogasanlage
und der PtG-Anlage. Durch das Wärmemanagement
ist es möglich, sowohl den Wärmebedarf für die Hygienisierung
der Abfälle (800 kW) als auch für die Regeneration
der Waschlösung bei der Biogasaufbereitung
(600 kW) durch die Abwärme der PtG-Anlage zu decken.
Mit der Nutzung der aus den jeweils exothermen Prozessen
entstandenen Wärme kann der Wirkungsgrad
der PtG-Anlage deutlich gesteigert werden. Im Standby-
Betrieb dient eine Kesselanlage als Wärmequelle für das
gesamte System.
Besondere Herausforderungen ergeben sich durch
den diskontinuierlichen Betrieb der PtG-Anlage, dem
ein kontinuierlicher Wärmebedarf der Biogasaufbereitungs-
und Biogasanlage gegenübersteht. Erkenntnisse
aus dem laufenden Betrieb der Anlagen am Standort
Werlte zu sammeln, ist Bestandteil des Forschungsprojektes
„WOMBAT“ (Wirkungsgrad-Optimierung Methanisierungs-
und Biogas-Anlagen-Technologie), welches
u. a. an der Planung und Umsetzung von Gewerken,
Steuerungselementen und Maßnahmen zur Optimierung
des Verbunds aus Biogasanlage und PtG-Anlage
forscht. Das Forschungsprojekt „WOMBAT“, in dem EWE
mit Audi und weiteren Partnern kooperiert, wird vom
BMU aus Mitteln der Förderinitiative Energiespeicher
mit rund 5,9 Millionen Euro gefördert.
3. Integration der Power-to-Gas Anlage
in das Gasnetz – das Konzept der e-gas-
Einspeiseanlage
Verantwortlich für die Planung, Projektierung, den Bau
und Betrieb der Biogas- und e-gas-Einspeiseanlage, die
alle notwendigen technischen Komponenten in einem
Gesamtsystem zusammenfasst (siehe Bild 3), ist die
EWE NETZ GmbH. Das Konzept für die e-gas-Einspeiseanlage
[3] orientiert sich an den standardisierten Biogas-Einspeiseanlagen
im Netzgebiet.
Da es sich bei dem durch den Methanisierungsprozess
entstandenen e-gas entsprechend § 3 Nr. 10c EnWG
um Biogas handelt, ist die EWE NETZ GmbH dazu verpflichtet,
die standardisierten Netzanschlussprozesse
gemäß § 33 GasNZV diskriminierungsfrei anzuwenden.
Die BioErdgas- und e-gas-Einspeiseanlage wurden in
zwei technisch getrennte Anschlüsse mit getrennten
Übergabepunkten sowie getrennten Einspeise- bzw.
Ausspeiseschienen errichtet (siehe Bild 4). Die An-
Erzeuger Audi AG
Netzbetreiber EWE NETZ GmbH
Regenerativer Strom
Elektrolyse
Wasser
Cofermente
Fermenter
Gülle
e-gas-Anlage
H2-
Leitung
Rohgasleitung
AP
Methanisierung
Erzeuger EWE ERNEUERBARE
ENERGIEN GmbH
CO2
Aufbereitung
AP
Methanleitung
BioErdgasleitung
geeichte Messung
(Qualität + Menge)
geeichte Messung
(Qualität + Menge)
Konditionierung
Luft
Konditionierung
Luft
EGEA
geeichte Messung
(Qualität + Menge)
geeichte Messung
(Qualität + Menge)
Odor
Regler
Notfackel
Regler
Odor
Örtl.
Verteilnetz
Regionales
HD-Netz
NVP
(Netzverknüpfungspunkt)
Bild 4. Schematische
Darstellung
der
kombinierten
Einspeisung
von BioErdgas
und e-gas.
(Quelle: EWE NETZ,
Oldenburg, 2012)
Biogas-Anlage
BGEA
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 307

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Power-to-Gas
schlussverträge zwischen der EWE NETZ GmbH, der EWE
ERNEUERBAREN ENERGIEN GmbH und der Audi AG wurden
ebenfalls gesondert abgeschlossen. Grund hierfür
ist die Besonderheit, dass die Einspeisung des synthetischen
Methans bislang nicht erprobt ist und diskontinuierlich
aufgrund einer volatilen Erzeugung aus regenerativem
Strom betrieben werden soll. Im ersten Schritt ist
seitens Audi geplant, das e-gas für zwei Jahre nach Inbetriebnahme
der Anlage im Band kontinuierlich einzuspeisen.
Im zweiten Schritt innerhalb dieses Zeitraumes
soll in festgelegten Versuchskampagnen die Realität abgebildet,
d. h. an die Windstromerzeugung angepasst
und diskontinuierlich eingespeist werden.
Das nach DVGW-Arbeitsblättern G 260 und G 262
aufbereitete BioErdgas der EWE ERNEUERBARE ENERGI-
EN GmbH und das Audi e-gas werden nach der Erzeugung
an die Einspeiseanlagen der EWE NETZ GmbH
übergeben. Dort werden diese Gase zunächst verdichtet,
mittels geeichter Messung analysiert und auf die regional
übliche Gasqualität im Erdgasnetz konditioniert.
Die Konditionierung der einzuspeisenden Gase erfolgt
mit Luft, um die Einhaltung des DVGW Arbeitsblattes G
685 „Abrechnung“ zu gewährleisten.
Das am Anschlusspunkt (AP) mit einem Druck von
max. 1,1 bar (a) übergebene BioErdgas mit einem maximalen
Gasvolumenstrom von 770 Nm³/h wird in der
Vorverdichtungsanlage auf einen höheren Druck komprimiert
und in die Mess-, Konditionier- und Ortsnetzanlage
(BGMKOA) und anschließend bei Bedarf in die
Hauptverdichtungsanlage weitergeleitet. Hier wird das
BioErdgas hochverdichtet, um in das regionale Hochdrucknetz
(DP 84) eingespeist zu werden. Alternativ
kann das BioErdgas nach der BGMKOA auch direkt in
das örtliche Verteilnetz (DP 1) eingespeist werden. Dabei
wurde die Verdichtungstechnik redundant ausgelegt.
Das am AP mit Druck übergebene e-gas (max. 7,5 bar
(a)) mit einem maximalem Gasvolumenstrom von
340 Nm³/h und einem maximalen Wasserstoffgehalt
von 5 Vol.-% wird direkt ohne Vorverdichtung in die
EGMKOA und gegebenenfalls im Nachgang angeschlossenen
Hauptverdichter weitergeleitet. Dort kann das e-
gas sowohl in das gleiche regionale Verteil- als auch
Bild 5. 15 min. Wirkleistungsmittelwerte am Netzkoppelpunkt zur
Hochspannungsebene in der Region Werlte.
(Quelle: EWE NETZ, Oldenburg, 2013)
Hochdrucknetz eingespeist werden. Durch die Einspeisung
des BioErdgas und e-gas in das gleiche Netz findet
eine ausreichende Durchmischung der beiden Gase
statt, welche die technische Sicherheit der Netze und
der angeschlossenen Verbraucher nach den o. a. DVGW-
Arbeitsblättern gewährleistet.
Die eichamtliche Messung des e-gas erfolgt durch
einen 13-Komponenten-Prozessgaschromatographen,
die gleichzeitig eine Überprüfung der Gasqualität sicherstellt.
Im Eingang der Einspeiseanlage wird ein weiteres
Analysegerät installiert, um die Konzentration von
Sauerstoff, Wasserstoff, Schwefelwasserstoff sowie Kohlendioxid
permanent zu messen und auszuwerten. Sollte
nach der Methanisierungsanlage kein nach den
DVGW-Arbeitsblättern regelkonformes Gas bereitgestellt
werden, so steht die automatisierte Notfackelanlage
zur Verfügung. Diese Anlage kann sowohl das nicht
regelkonforme BioErdgas als auch e-gas abfackeln.
An der Einspeisung des BioErdgas und e-gas in das
regionale Hochdrucknetz sind drei Hauptverdichter
vom selben Hersteller beteiligt. Hier stand die Wirtschaftlichkeit
des Netzanschlusses, die technische Herausforderung
der diskontinuierlichen Fahrweise der e-
gas-Einspeiseanlage und der autarke Betrieb der beiden
Einspeiseanlagen im Vordergrund. Ein BioErdgasverdichter
mit einer Leistung von 770 Nm³/h, ein BioErdgas-/e-gas-Verdichter
mit 1100 Nm³/h und ein e-gas-
Verdichter mit 350 Nm³/h Fördervolumen kommen zum
Einsatz.
Den Kern der Einspeiseanlagen stellt die Automatisierungstechnik
dar. Als Stationsleitsystem ist eine speicherprogrammierbare
Steuerung, Bedien- und Beobachtungssystem
eingesetzt. Als System kommt hier eine
Siematic Baureihe -Typ S7 300 zum Einsatz. Die SPS führt
neben Steuerungs- und Regelungsaufgaben ebenso
leittechnische Grundfunktionen aus und stellt die Daten
zum Anzeigen, Bedienen, Melden und Protokollieren
zur Verfügung. Das Stationsleitsystem ist für einen vollautomatischen
Betrieb der Anlage ausgelegt. Die Datenübermittlung
erfolgt auf einem Profibussystem. Die
Überwachung der Anlage ist von der zentralen Netzleitstelle
in Oldenburg möglich.
4. Der mögliche Beitrag von Power-to-Gas
zur Energiewende
In Werlte übersteigt die lokale installierte Leistung
der Erneuerbaren Energien die fünffache Spitzenlast der
regionalen Verbraucher. Deshalb erfolgt bereits heute in
über 80% des Jahres die Rückspeisung von 61,5 GWh
regional erzeugter Energie in das vorgelagerte Hochspannungsnetz
(siehe Bild 5). Dies entspricht in etwa
dem Jahresbedarf von ca. 17 500 Haushaltskunden. Die
PtG-Anlage ist somit aus Sicht des elektrischen Netzes
an einen für das Energiesystem der Zukunft wichtigen
strategischen Punkt angeschlossen – das regenerative
Kraftwerk Verteilnetz.
Mai 2014
308 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
Eine netzorientiert betriebene PtG-Anlage führt im
Gegensatz zu einer marktbetriebenen Anlage tendenziell
zu einer Entlastung des elektrischen Netzes [4]. Für
die PtG-Anlage in Werlte ergibt sich, unter Berücksichtigung
der Anlagenleistung von 6000 kW sowie der Leistungsflüsse
in 2013, ein Potenzial von 5100 Volllaststunden,
sofern eine Rückspeisung in vorgelagerte Stromnetze
nicht erfolgen soll. Neben den beschriebenen
negierten Lastflüssen kommt es in den elektrischen
Verteilnetzen zusätzlich vermehrt zur Reduktion der
elektrischen Leistung aufgrund der Auslastungsgrenze
einzelner Betriebsmittel (z. B. Transformatoren). In ganz
Deutschland ergab sich durch das Einspeisemanagement
in 2012 ein Potenzial von 385 GWh [5], wobei 98 %
der Ausfallarbeit in den Verteilnetzen aufgetreten sind.
Zur Nutzung dieses Potenzials sind jedoch hohe dynamische
Eigenschaften der PtG-Anlage notwendig, da
die Einspeiseleistung einer hohen Volatilität unterliegt
und damit hohe Leistungsgradienten auftreten, die bereits
heute an lokalen Knotenpunkten in der Größenordnung
von 10 MW/min auftreten [6].
Mit dem von EWE NETZ entwickelten „5 %-Ansatz“ [7
und 8] bietet sich für eine PtG-Anlage ein weiteres potentielles
Betriebskonzept. Der 5 %-Ansatz zeigt einen
möglichen Weg die wachsenden Energiemengen aus
Erneuerbaren Energien zu volkswirtschaftlich möglichst
geringen Kosten ins Netz zu integrieren. Durch eine intelligente
Steuerung der volatilen Erzeugungsanlagen
mit bis zu fünf Prozent der eingespeisten Jahresenergie
wird die Netzinfrastruktur effizienter genutzt und hat
das Potenzial die Netzanschlusskapazität zu verdoppeln.
Zusammen mit neun Betreibern von Wind-, Photovoltaik-
und Biogasanlagen will EWE diesen 5%-Ansatz
nun erstmals in der Region Jever/Wittmund in die Praxis
umsetzen.
Abkürzungen
PtG
BGA
BGAA
BGEA
EGEA
BGMKOA
EGMKOA
Power-to-Gas
Biogasanlage
Biogas-Aufbereitungsanlage
Biogas-Einspeiseanlage
e-gas-Einspeiseanlage
Biogas-Mess-, Konditionier- und Ortsnetz-Anlage
e-gas-Mess-, Konditionier- und Ortsnetzanlage
DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V.
Literatur
[1] Gasnetzzugangsverordnung – GasNZV. Verordnung über
den Zugang zu Gasversorgungsnetzen – Teil 6 Biogas, 2010.
[2] Biogaseinspeisung bei der EWE NETZ – Umsetzung modularer
Anlagenkonzepte. 2. VDI Kongress, Biogas-Aufbereitung
und -Einspeisung, Frankfurt 2012.
[3] Power-to-Gas aus Sicht des Netzbetreibers EWE NETZ – Einspeisekonzept
der PtG-Anlage in Werlte. Erzeugung, Aufbereitung
und Einspeisung von Biogas, Augsburg 2013.
[4] Deutsche Energie-Agentur GmbH – Dena-Verteilnetzstudie.
Ausbau- und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in
Deutschland bis 2030, Berlin, 2012.
[5] Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation,
Post und Eisenbahnen. Monitoringbericht 2013, Bonn.
[6] Untersuchung der Auswirkungen einer Methanisierungsanlage
im elektrischen Verteilnetz von EWE NETZ. Jan Adrian
Schönrock, EWE NETZ GmbH, Oldenburg 2012.
[7] Netzstudie zur Steigerbarkeit der Netzanschlusskapazität
ländlicher Verteilnetze durch ein intelligentes Erzeugungsmanagement.
Dr. Enno Wieben, EWE NETZ GmbH, 2012
[8] http://www.ewe.com/de/media/download/2014-03-10_Positionspapier
EEG_Reform.pdf
Autoren
Dr.-Ing. Osman Kurt
EWE NETZ GmbH |
Oldenburg |
Tel.: +49 441 4808-1560 |
E-Mail: osman.kurt@ewe-netz.de
Thomas Götze
EWE AG |
Oldenburg |
Tel.: +49 441 4805-1444 |
E-Mail: thomas.goetze@ewe.de
M. Eng. Jan Adrian Schönrock
EWE NETZ GmbH |
Oldenburg |
Tel.: +49 441 4808-1304 |
E-Mail: JanAdrian.Schoenrock@ewe-netz.de
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 309

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Auswirkungen von Wasserstoff
im Erdgas in Gasverteilnetzen und
bei Endverbrauchern
Power-to-Gas, Wasserstofftoleranz, Wasserstoff im Erdgas, GERG
Gert Müller-Syring und Marco Henel
Die Einspeisung von Wasserstoff in die Erdgasinfrastruktur
ist ein wichtiger Power-to-Gas-Pfad, der gerade
für die Etablierung der Technologie aufgrund seiner
geringeren Erzeugungskosten unterstützend
wirkt. Die Elemente der Erdgasinfrastruktur sind jedoch
verschieden tolerant gegenüber Wasserstoff im
Erdgas. Insbesondere bei bekannten sensiblen Komponenten
wie Gasturbinen, Untergrundspeichern
und Industrieprozessen sind Forschung und die Entwicklung
eines europäischen Verständnisses für eine
zulässige Wasserstoffkonzentration im Erdgas erforderlich.
Auf technischer Ebene werden diese Fragen
im Rahmen der DVGW-Forschung adressiert und z.B.
durch das Netzwerk HIPS-NET mit anderen europäischen
Projekten zusammengeführt und ein gemeinsamer
Wissensstand etabliert.
Effect of hydrogen on gas grids and end user
The feed-in of hydrogen into the natural gas infrastructure
is an important Power-to-Gas application to
establish the technology, especially since the production
expenses are comparably low. Parts of the natural
gas infrastructure tolerate hydrogen within the natural
gas but in varying concentrations. Research and
development is required to agree on an admissible
hydrogen concentration for natural gas, especially for
known sensitivities towards hydrogen of gas turbines,
underground gas storages, and industrial applications.
The technical questions are being addressed by
research conducted by the DVGW and are supported
e. g. by the network HIPS-NET. HIPS-NET aims to distribute
the gained knowledge from research projects
in Europe to establish a common understanding.
1. Einleitung
Die Verbindung der Erneuerbaren Energiequellen mit
den Energieinfrastrukturen (Gas-, Strom- und zukünftig
mit zunehmender Bedeutung auch den Tankstellenund
Wärmenetzen) ist eine der wichtigsten Voraussetzungen
für das Gelingen der Energiewende. Erst diese
Verbindung ermöglicht eine Versorgung der Kunden
mit Erneuerbaren Energien (EE) auf dem etablierten Niveau
hoher Zuverlässigkeit. Die Verbindung der Energiesysteme
wird auf unterschiedlichen Netzebenen und
mit Hilfe sehr unterschiedlicher Kopplungselemente
etabliert werden. Hoffnungsvolle Optionen sind die
Lastverschiebung zwischen den Netzen und die hiermit
verbundene bivalente Betriebsweise von Betriebsmitteln
der Gasinfrastruktur. Ein weiteres wichtiges Kopplungselement
ist Power-to-Gas, welches einsehr flexibel
einsetzbares Produkt bereitstellt: Erneuerbares Gas (EE-
Gas). Aus dieser Vielseitigkeit heraus ist das Kopplungselement
Power-to-Gas eine intensiv diskutierte Option
mit hohem Potenzial. Die Wandlung von Strom zu Gas
verläuft im ersten Schritt über die Elektrolyse bei der
Wasserstoff erzeugt wird, welcher direkt genutzt (Mobilität,
Chemische Industrie, Einspeisung in das Gasnetz
etc.) oder über eine nachgeschaltete Methanisierungsanlage
in SNG (EE-Methan) umgewandelt werden kann.
Die Speicherfunktion, welche Power-to-Gas über die
Einspeisung von EE-Gasen in die bestehende Gasinfrastruktur
abbilden kann, ist für die beiden Energieträger
EE-Wasserstoff und EE-Methan unterschiedlich ausgeprägt.
Prinzipiell kann zusammengefasst werden, dass
EE-Wasserstoff preisgünstiger ist und die Herstellung
dynamischer (aufgrund höherer Anlagenflexibilität) erfolgen
kann, was der Integration von EE entgegenkommt.
EE-Methan hingegen kann ohne Restriktionen
(außer hydraulischen) in das bestehende Gasnetz eingespeist
werden (es bestehen keine relevanten Zumischgrenzen),
erfordert für die Herstellung jedoch geeignete
CO 2 -Quellen und komplexere Anlagentechnik. Es ist daher
aus gesamtwirtschaftlicher Sicht zu beantworten
bis zu welcher Konzentration eine EE-Wasserstoffzumischung
und ab wann eine EE-Methaneinspeisung anzustreben
ist. Die Beantwortung dieser Frage muss einerseits
standortspezifisch erfolgen und andererseits erfordert
sie das Wissen über die Toleranz der bestehenden
Gasinfrastruktur sowie der ihr angeschlossenen Verbraucher
gegenüber Wasserstoff. Weiterhin sind belast-
Mai 2014
310 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
Wasserstoff im Erdgas [Vol.-%]
Zumischung Wasserstoff unbedenklich Anpassungs- und Regelbedarf Forschungs- und Untersuchungsbedarf
70
60
50
40
30
20
10
0
1
2
Transportleitung (1)
Gasturbine (2)
1
Transport
Transport- und Speicherverdichter (3)
Kaverne (4)
Poren (5)
Kugel / Tanks (6)
Komplettierungstechnik / OT-Anlagen (7)
Ultraschallgaszähler (8)
Turbinenradgaszähler (9)
Balgengaszähler (10)
Mengenumwerter (11)
Prozessgaschromatograph (12)
Druckregelgeräte (13)
Odorieranlage (Impfdüse) (14)
Stahl (Verteilungsleitungen) (15)
PVC, PE, Inliner (Verteilungsleitungen) (16)
Gasspeicher M&R Verteilung
Anwendung
Limit nach Regelwerk / Normen / Herstellervorgaben
Berücksichtigung der Methanzahl
Max. 2 Vol.-% H 2 (DIN 51624)
2
Limit nach sensiblen Komponenten
Bild 1. Wasserstofftoleranz von Kernelementen des Gasnetzes [1].
1
2
Dichtungen (17)
Steck-, Schraub- und Pressverbindung (18)
Gasströmungswächter (19)
Armaturen (20)
Dichteelemente, Flammenrückschlagen, Garantien / Gewährleistungen
H 2 -Anteil > 0,2 Vol.-%: PGC's mit eichfähiger H 2 -Bestimmung notwendig
Hausinstallation (Verrohrung) (21)
Fahrzeuge: Motoren (22)
1
Fahrzeuge: CNG1-Tanks (23)
2
Atmosphäriche Gasbrenner (24)
Gebläsebrenner (25)
Brennwertkessel (26)
Brennstoffzelle (27)
Stilingmotor (28)
Gasherd (29)
BHKW (30)
DVGW-Folgeprojekt / F&E-Projekt zur weiteren
Untersuchung
Lösung für höhere H 2 -Zumsichung vorhanden
bare Kostenschätzungen für EE-Gase als auch für die
Anpassung der Gasinfrastruktur für z. B. 10 Vol.-% Wasserstoff
erforderlich. Für die technische Fragestellung
der Wasserstofftoleranz des Gasnetzes hat der DVGW
Verantwortung in mehreren F&E-Vorhaben übernommen.
Die ebenfalls erforderliche europäische Bearbeitung
dieser Fragestellungen wurden durch das GERG
(Groupe Europeen De Recherchers Gaziers, http://www.
gerg.eu) Projekt „HIPS“ (Admissible Hydrogen Concentrations
in Natural Gas Systems) aufgenommen und wird
im DBI/GERG-Netzwerk HIPS-NET (Establishing a pan-
European understanding of admissible hydrogen concentration
in the natural gas grid) fortgeführt. Die benannten
Vorhaben, erste Ergebnisse und Ausblicke werden
im Folgenden vorgestellt.
2. Untersuchungen zur Wasserstofftoleranz
im Rahmen von DVGW-F&E-Vorhaben
Im chronologisch ersten DVGW-Forschungsvorhaben
„Entwicklung von modularen Konzepten zur Erzeugung,
Speicherung und Einspeisung von Wasserstoff und Methan
ins Erdgasnetz“ (G 1/07/10, http://www.dvgw-innovation.de)
wurden folgende Hauptaufgaben zum
Thema Wasserstofftoleranz, Standortfaktoren und Kosten
adressiert:
••
Ermittlung des aktuellen Wissensstands zur Wasserstofftoleranz
des Gasnetzes bezogen auf die einzelnen
Infrastrukturelemente.
••
Auswahl von vier Anlagenstandorten mit unterschiedlichen
Potenzialen an Erneuerbaren Strom,
Abschätzung der Stromüberschüsse bis zum Jahr
2020 sowie der resultierenden Mengen von Wasserstoff
und SNG. Ermittlung der lokalen Aufnahmekapazitäten
des Gasnetzes und Berechnung der optimalen
Anlagengrößenordnungen.
••
Auf Grundlage der ermittelten Basisdaten sowie
einer Preisrecherche wurden die Kosten für die Erzeugung
von EE-Gasen für verschiedene Szenarien
ermittelt und mit denen für konventionelle Energieträger
verglichen.
Ein wichtiges Projektergebnis ist die durchgeführte Inventur
zum Stand des Wissens über die Wasserstofftoleranz
des Erdgasnetzes. Im Rahmen des F&E-Vorhabens
konnte herausgearbeitet werden, dass weite Bereiche
insbesondere der Gasverteilnetzstruktur, aber auch An-
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 311

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
wendungen vieler Haushaltsverbraucher für Erdgas mit
Wasserstoffkonzentrationen im Bereich von 10 Vol.-%,
geeignet sind (siehe Bild 1). Weiterhin wurde festgestellt,
dass Elemente die vornehmlich in Gastransportnetzen
installiert sind, wie z. B. Gasturbinen, Erdgastransportverdichter
aber auch Untergrundgasspeicher,
sensibel auf die Anwesenheit von Wasserstoff
reagieren können bzw. deren Wasserstoffverträglichkeit
nicht ausreichend bekannt ist. Bei den Ergebnissen ist
zu differenzieren, ob einerseits die Wasserstoffverträglichkeit
noch nicht ausreichend untersucht oder bekannt
ist, sowie andererseits dass Anpassungsmaßnahmen
erforderlich sind und damit kein unüberwindbares
Hindernis vorliegt. Zur Verbesserung der Wissensbasis,
die eine wichtige Grundlage für die gesamtwirtschaftliche
Bewertung der Power-to-Gas-Technologie darstellt,
werden die Arbeiten im Rahmen eines DVGW-Kleinvorhabens
durch die DBI GUT GmbH in Begleitung durch
das Cluster Power-to-Gas (DVGW) fortgeführt. Ziel ist
neben der Vertiefung des Wissensstandes dessen Kommunikation
in die Branche sowie die Einarbeitung von
Rückinformationen z. B. aus der Chemischen Industrie.
Die Ergebnisse aus der Fortführung der Arbeiten werden
für Anfang 2014 erwartet.
3. Europäische Aktivitäten zur Erarbeitung
eines konsensfähigen Standpunktes
der Wasserstofftoleranz des Gasnetzes
Erste Simulationen der Verteilung von Wasserstoff, welcher
z. B. in das deutsche Gastransportnetz eingespeist
wird, zeigen, dass dieser weit entfernte Grenzübergangspunkte
erreichen kann und so die Fragestellungen
zu zulässigen Konzentrationen europäisch diskutiert
werden müssen [2]. Dies hat auch Auswirkungen
auf Gasverteilnetze, da diese über die Ferngasnetze
versorgt werden und somit Wasserstoffeinspeisungen
in Deutschland Effekte auf Gasverteilnetze z. B. in Frankreich
oder Dänemark haben können.
Zu einer ersten Synchronisation des Wissensstandes
auf europäischer Ebene wurde im Rahmen des GERG
Projektes „HIPS“ von den aktiven Partner DBI GUT, DGC,
DNV Kema, E.ON, Gdf Suez, Kiwa sowie von über dreißig
unterstützenden Unternehmen ein erster Standpunkt
formuliert und am 23. Mai 2013 in Brüssel diskutiert. [3]
Eine wesentliche und erfreuliche Erkenntnis ist, dass
die Position der deutschen Gaswirtschaft (zusammengefasst
in den DVGW-Vorhaben G 1/07/10 und
G1/02/12) mit den europäischen Standpunkten weitgehend
konform geht. Haupterkenntnisse aus dem „HIPS-
Projekt“ sind, dass:
••
eine Einzelfallbetrachtung der potenziellen Einspeisestellen
empfohlen wird,
••
poröse Speicherstrukturen im Moment als Einspeisehindernis
betrachtet werden,
••
der Hauptteil der installierten Gaschromatographen
angepasst werden muss und
••
die Herstellerspezifikationen von Gasturbinen und
Gasmotoren berücksichtigt werden sollten.
Weiterhin wird festgestellt, dass, wenn diese zurzeit gültigen
Hinweise berücksichtigt werden, weite Teile der
Gasinfrastruktur für eine Zumischung von 10 Vol.-%
Wasserstoff geeignet sind.
Basierend hierauf werden folgende Zumischkonzentrationen
empfohlen, die im Rahmen des Projektes HIPS
auf europäischer Ebene als technisch abgestimmt betrachtet
werden können:
••
2 Vol.-% wenn eine Erdgastankstelle an das Gasnetz
angeschlossen ist und
••
10 Vol.-% wenn keine Erdgastankstelle, keine Gasturbine
bzw. Gasmotor an das Gasnetz angeschlossen
sind, deren Spezifikation einen Betrieb mit dieser
Wasserstoffkonzentration nicht explizit zulassen.
Darüber hinaus wird darauf hingewiesen, dass stark
wechselnde Wasserstoffkonzentrationen zu vermeiden
sind.
4. Fortführung der Etablierung eines europäischen
Standpunktes zur Wasserstofftoleranz
des Gasnetzes und seinen angeschlossenen
Verbrauchern
Die Ergebnisse aus dem HIPS-Projekt aber auch die Untersuchungen
des DVGW zeigen, dass bis auf wenige
aber wichtige Elemente, die vornehmlich im Gastransportnetz
integriert sind, die Gasinfrastruktur eine Toleranz
gegenüber Wasserstoff in der Größenordnung von
ca. 10 Vol.% aufweist. Zur Verbesserung des Wissensstandes
zu einigen der identifizierten kritischen Elemente
wurden Projekte initiiert bzw. befinden sich in
Anbahnung. So werden die möglichen Effekte von Wasserstoff
auf poröse Speicherstrukturen in einem von der
RAG gemeinsam mit Partnern entwickelten Projekt „Underground
Sun Storage“ untersucht (http://www.underground-sun-storage.at).
Das Projekt Energiemessung
(Cluster Power-to-Gas im Rahmen der Innovationsoffensive
Gas des DVGW) prüft u.a. die Umrüstmöglichkeiten
und die damit verbundenen Kosten zur Anpassung von
Prozessgaschromatographen. Die Erkenntnisse aus diesen
Projekten in die Findung eines europäischen Standpunktes
zur Wasserstoffzumischung einfließen zu lassen,
ist essenziell um sinnvolle Lösungen für die Energiezukunft
zu identifizieren.
Daher hat die DBI GUT GmbH gemeinsam mit GERG
ein Netzwerk „HIPS NET“ initiiert, welches diese Aufgabe
wahrnimmt. Das Netzwerk hat am 1. Oktober 2013 seine
Arbeit aufgenommen. Neben Partnern aus dem HIPS-
Projekt sind weitere interessierte Unternehmen dem
Netzwerk beigetreten. Im Rahmen der Netzwerkarbeit
werden neue Erkenntnisse auf europäischer Ebene zusammengefasst
und in vierteljährlichen Newslettern an
die Partner verteilt. Auf dem jährlichen Workshop wer-
Mai 2014
312 gwf-Gas Erdgas

den die Standpunkte vorgestellt und diskutiert bevor
sie in einem Jahresbericht zusammengefasst werden.
Das HIPS-NET ist für weitere Partner offen und dient
auch als Kommunikationsplattform zur EU.
Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
7. Fachkongress
smart energy 2.0
Intelligente Lösungen für die Energiewende
17. – 18.06.2014, Essen • ATLANTIC Congress Hotel Essen
www.gwf-smart-energy.de
Bild: Initiative Pro Smart Metering
Literatur
[1] Abschlussbericht DVGW-F&E-Vorhaben G1-07-10 „Entwicklung
von modularen Konzepten zur Erzeugung, Speicherung
und Einspeisung von Wasserstoff und Methan ins Erdgasnetz“,
2013 (www.dvgw-innovation.de).
[2] Netzentwicklungsplan Gas 2012 der deutschen Ferngasnetzbetreiber,
Berlin, 20. Februar 2012.
[3] DBI-Gas- und Umwelttechnik GmbH, Danish Gas Technology
Center, DNV Kema, E.ON New Build & Technology GmbH,
GdF Suez, Kiwa Technology.
Autoren
Dipl.-Ing. Gert Müller-Syring
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel.: 0341 24 57 129 |
E-Mail: gert.mueller-syring@dbi-gut.de
Dipl.-Ing. Marco Henel
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel.: 0341 24 57 124 |
E-Mail: marco.henel@dbi-gut.de
Programm-Übersicht
Dienstag, 17.06.2014
Mittwoch, 18.06.2014
Moderation Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck
Themenblock 1 Politischer Rahmen und Standardisierung
• Einführung: Status Quo der Energiewende
• Energiewende aus Sicht der Energiewirtschaft
• Der neue Rahmen des gesetzlichen Messwesens
Themenblock 2 Energiespeicher
• Lastmanagement zur Systemflexibilisierung
• Stationäre Energiespeicher: Stabilisierender Beitrag zur Energiewende
• Erste Erfahrungen aus PtG-Pilotprojekten
• Entwicklung eines intelligenten Niederspannungsnetzes
mit dem Smart Operator
Themenblock 3 Smart Meter Gateway
• Technische Richtlinien für das Smart Meter Gateway
• FNN-Projekt „Messsystem 2020“
• Weiterentwicklung der Technischen Richtlinie
für das Smart Meter Gateway
• Mindestanforderungen zum Betrieb beim Gatewayadministrator
• Smart Meter aus Kundensicht
Moderation Dr. rer. nat. Norbert Burger
Themenblock 4 Gasbeschaffenheit
• Zukünftige Gasbeschaffenheit in Europa
• Die neue Gasgruppe K in den Niederlanden –
ein neuer strategischer Ansatz
• L-/H-Gas-Anpassung in Deutschland –
Konsequenz der Änderung der Gasdarbietung aus Groningen
Themenblock 5 Konsequenzen für die Komponenten- und
Geräteindustrie
• Auswirkung von Gasbeschaffenheitsschwankungen
auf Industrieprozesse
• Harmonisierung des Wobbe-Index in Europa: Chancen und Risiken -
Reaktion der europäischen Industrie
• Gasbeschaffenheitsmanagement in der (industriellen) Gasverwendung
• Trends in der Gasbeschaffenheitsmessung
MIT REFERENTEN VON: BDEW, BSI, RWE, E.ON, DBI, GWI, RMG, ELSTER, u.a.
Kurzfristige Programmänderungen behalten wir uns vor.
Wann und Wo?
Termin:
• Dienstag, 17.06.2014,
09:00 – 17:15 Uhr Tagung | Ausstellung
ab 19:00 Uhr Abendveranstaltung
• Mittwoch, 18.06.2014,
09:30 – 16:30 Uhr Tagung | Ausstellung
Ort:
ATLANTIC Congress Hotel Essen, Norbertstraße 2a, 45131 Essen
www.atlantic-congress-hotel-messe-essen.de
Zielgruppe:
Mitarbeiter von Stadtwerken,
Veranstalter
Energieversorgungs unternehmen,
Verteilnetz betreibern,
Softwareunternehmen und der
Geräte industrie
Teilnahmegebühr:
gwf-Abonnenten /
figawa-Mitglieder: 800,00 €
Firmenempfehlung: 800,00 €
Nichtabonnenten/-mitglieder: 900,00 €
Sponsored by
Mai 2014
Mehr Information gwf-Gas und Online-Anmeldung Erdgas 313 unter
www.gwf-smart-energy.de

| FACHBERICHTE
|
Smart Energy
Smartes Energiemanagement für die
Wärmebewirtschaftung von Gebäuden
Wärmeversorgung, Online-Plattform, Anlagenverwaltung, Datenvisualisierung, Optimierung,
Steuerung
Martin Loßner
Die Energiewende in Deutschland hat mit dem ambitionierten
Energiekonzept der Bundesregierung deutlich
an Fahrt gewonnen. Bis 2050 soll der Ausstoß
klimaschädlicher Treibhausgase um 80 bis 95 % gesenkt
werden. Zugleich wird bis 2050 eine Reduzierung
des Primärenergiebedarfs von Gebäuden um
80 % angestrebt. Infolgedessen rückt die Wärmeversorgung
im Gebäudesektor, als ein Hauptemittent
von CO 2 , zunehmend in den Fokus energetischer
Optimierungsziele. Die Wärmebewirtschaftung soll
insbesondere durch die Verbesserung der Gebäudehülle,
der Nutzung innovativer Heizungstechnologien
als auch durch den verstärkten Einsatz von Informations-
und Kommunikationstechnologien optimiert
werden. Für Energieversorger, Dienstleister und
Wohnungsgesellschaften ist diese Entwicklung eine
attraktive Chance, neue Geschäftsfelder zu etablieren.
Jedoch müssen sie dabei komplexe Anforderungen
berücksichtigen. Vor diesem Hintergrund wurde
das innovative Lösungsverfahren „Smart Energy Solutions“
entwickelt, um Unternehmen bei der Erschließung
neuer Wertschöpfungspotentiale im Gebäudesektor
langfristig zu unterstützen und simultan
die Erfüllung komplexer Anforderungen sicherzustellen.
Smart energy management for the heat supply
of buildings
With the ambitious energy concept of the German
Government the energy turnaround in Germany hat
considerably gained momentum. Until the year 2050
the output of climatic harmful greenhouse gases shall
be lowered by 80 to 95 %. A reduction of the primary
energy demand of buildings by 80 % is striven for
2050 at the same time. Consequently the heat supply
in building sector, as a main issuer of CO 2 , moves increasingly
into focus of energetic optimization goals.
The heat management shall be optimized in particular
by the improvement of the building cover, the use
of innovative heating technologies and by the amplified
use of information and communication technologies.
For energy suppliers, service providers and
housing associations this development is an attractive
chance to establish new business fields. However
they have to consider complex requirements. Against
this background the innovative solution “Smart Energy
Solutions” was developed to support companies
by creating value potentials in the building sector
and guaranteeing the fulfillment of complex requirements.
Aus dem Energiekonzept der Bundesregierung
2010/2011 resultieren neue Effizienzanforderungen an
die Wärmeversorgung von Gebäuden. Da der Gebäudesektor
mit 320 Mio. t CO 2 für ein Drittel der Gesamtemissionen
in Deutschland verantwortlich ist, rückt dieser
zunehmend in den Fokus energetischer Optimierungsziele.
Um einen nahezu klimaneutralen Gebäudebestand
zu schaffen, soll deshalb durch einen langfristigen
Sanierungsfahrplan der Primärenergiebedarf von Gebäuden
bis 2050 um 80% reduziert werden. Zu diesem
Zweck sollen insbesondere die Energieeffizienz der Gebäudehülle
verbessert und innovative Heizungstechnologien
(z.B. KWK-Anlagen oder Hybridsysteme) forciert
eingesetzt werden. Das angestrebte Reduktionsziel ist
jedoch ohne die aktive Einbindung von Informationsund
Kommunikationstechnologie (IKT) nicht vollständig
zu erreichen. Denn erst durch IKT kann die Wärmebewirtschaftung
von Gebäuden langfristig optimiert
und in das zukünftige intelligent vernetzte Energiesystem
(Smart Grid) integriert werden.
Für Energieversorger, Dienstleister und Wohnungsgesellschaften
bietet die intelligente und vernetzte Wärmeversorgung
eine attraktive Chance, neue Wertschöpfungspotentiale
zu erschließen. Für diese Unternehmen
bietet z.B. eine Optimierung des Betriebs- und Vermarktungsregimes
von Heizungsanlagen, eine effiziente Bewirtschaftung
von Nah- und Fernwärmenetzen oder die
Entwicklung neuer Energiedienstleistungen für Verbraucher
die Möglichkeit, mittels IKT einen kommerziellen
Mehrwert zu generieren. Um diese Geschäftsfelder
im Ganzen zu erschließen, müssen allerdings komplexe
Anforderungen berücksichtigt werden.
Mai 2014
314 gwf-Gas Erdgas

Smart Energy | FACHBERICHTE |
1. Neue Herausforderungen
Zunächst ist der Aufbau eines Informations- und Kommunikationssystems
notwendig, sodass gebäude- und
anlagenspezifische Daten sowie Prognose- und Preiszeitreihen
importiert werden können. Hierfür ist die
Ausstattung der Heizungsanlagen mit IKT eine wesentliche
Voraussetzung, um anlagenspezifische Bewegungsdaten
messtechnisch erfassen und Aggregate
steuern zu können. Mit dem erhöhten Informationsund
Kommunikationsaufkommen ergeben sich auch
neue Anforderungen an das Datenmanagement. Die
anfallenden Massendaten müssen eingeholt, auf Plausibilität
geprüft und entsprechend der Nutzerbedürfnisse
weiterverarbeitet werden. Dabei ist es erforderlich, vorgegebene
Schutzprofile und Sicherheitsrichtlinien einzuhalten,
um sowohl sensible kommerzielle Daten als
auch detaillierte Verbraucherinformationen zu schützen.
Ferner muss ein Optimierungsmodul in das System
eingebunden werden, damit eine effiziente Wärmebewirtschaftung
und ein kostenminimaler Anlagenbetrieb
gewährleistet werden kann. Abschließend ist auch der
direkte Zugriff auf die Heizungsanlagen sicherzustellen,
um diese überhaupt optimieren und steuern zu können.
2. Smart Energy Solutions
Das Software- und Beratungsunternehmen ECG Erdgas-
Consult GmbH hat mit „Smart Energy Solutions“ ein innovatives
Lösungskonzept entwickelt, komplexen Herausforderungen
der Energiewende gerecht zu werden.
Bild 1. Smart Energy Solutions.
Das Konzept beinhaltet modulare Ausbaustufen mit Beratungsdienstleistungen
und individuellen Softwareprodukten,
die Unternehmen bei der Umsetzung
neuer Anforderungen nachhaltig und sicher unterstützen.
Die vier Lösungsschritte von „Smart Energy Solutions“
werden in Bild 1 dargestellt. Im Rahmen dieses
Lösungsportfolios wurde auch eine Strategie entwickelt,
die Wertschöpfungspotentiale einer intelligenten
Wärmebewirtschaftung von Gebäuden mit Hilfe einer
leistungsfähigen Online-Plattform sukzessive zu erschließen.
3. Verwaltung
Nach diesem Konzept werden zu Beginn alle gebäudeund
anlagenspezifischen Daten messtechnisch erfasst
und auf der Plattform in einem Anlagenbuch zentral
abgelegt. Die Bewegungsdaten werden entweder über
bereits existierende Schnittstellen in den Aggregaten
(z. B. Wartungsschnittstelle) oder durch nachgerüstete
Kommunikationsmodule abgerufen. Neben den
Stamm- und Bewegungsdaten können auch kommer-
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 315
Bild 2. Monitoring-Cockpit
für die Wärmebewirtschaftung
von Gebäuden.

| FACHBERICHTE
|
Smart Energy
Über ECG Erdgas-Consult GmbH
ECG Erdgas-Consult GmbH ist ein Unternehmen der VNG-Gruppe
mit Stammsitz in Leipzig. ECG agiert seit 2000 in deutschland- und
europaweiten Projekten bei führenden Unternehmen der Energieversorgungsbranche
und hat sich als spezialisierter Anbieter von Software-,
Beratungs- und Prozessdienstleistungen etabliert. Das Unternehmen
bietet Lösungen für alle Marktrollen des nationalen und europäischen
Energiemarktes. Dazu gehören Transport-, Handels- und
Speichersysteme sowie Handels- und Kooperationsplattformen für
Gas und Kapazitäten. Ende 2013 beschäftigte ECG insgesamt 157 fest
angestellte Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.
zielle Daten, wie z.B. Wärmeversorgungsverträge, abgelegt
und bei Bedarf bearbeitet werden. Umfangreiche
Filter- und Visualisierungsoptionen im Anlagenbuch unterstützen
dabei eine zielgerichtete und nutzerfreundliche
Informationsbeschaffung.
4. Monitoren
Auf Basis der zentralen Datenverwaltung werden in einem
Monitoring-Cockpit Messwerte und Zustandsinformationen
von Gebäuden und Heizungstechnologien
sowie externe Daten (z. B. Marktpreise oder Prognosezeitreihen)
einfach und transparent visualisiert. In Bild 2
wird ein solches Monitoring-Cockpit dargestellt, wie es
in der Praxis verwendet werden kann. Im Monitoring-
Cockpit werden die einzelnen Daten in Form von kundenspezifischen
Widgets angezeigt, die je nach Informations-,
Prozess- und Visualisierungsanforderung konfiguriert
oder ausgetauscht werden können. Auf diese
Weise kann schnell ein Überblick über das Portfolio bewirtschafteter
Gebäude, eingesetzter Heizungstechnologien,
deren Rentabilität oder über aktuelle Marktpreise
gewonnen werden. Zudem können über die Widgets
nachgelagerte Prozesse wie Abrechnung, Vermarktung,
Reporting oder Wartungsmaßnahmen direkt initiiert
werden.
5. Steuern
Um von einer intelligenten Wärmeversorgung letztendlich
kommerziell zu profitieren, ist eine zielgerichtete
Optimierung und Steuerung der Heizungsanlagen notwendig.
Auf Grundlage von Gebäude-, Anlagen-, und
Marktdaten sowie Prognosen werden durch ein energetisches
Optimierungskalkül ein kostenminimaler Anlagenfahrplan
und das zugehörige Vermarktungsregime
ermittelt. Die optimierten Fahrpläne werden in Steuerbefehle
umgewandelt und über die Plattform an die
Anlagen exportiert. Auf Basis eines persistenten Informationsaustausches
wird im Anschluss über einen Soll-
Ist-Vergleich die Einhaltung der Fahrpläne überprüft
und bei Bedarf die Fahrweise anlagenscharf angepasst.
Dadurch können auch kurzfristige Änderungen im Verbrauchsverhalten
(z. B. ein außerplanmäßiger Produktionsstopp
in Industriebetrieben) berücksichtigt, die
Vor- und Rücklauftemperatur von Anlagen anhand der
Außentemperatur optimiert als auch KWK- oder Hybridaggregate
bei attraktiven Marktsignalen stromgeführt
werden.
6. Fazit
Für die Erfüllung der energie- und klimapolitischen Ziele
der Bundesregierung ist eine Neuausrichtung der
bisherigen Wärmebewirtschaftung des Gebäudesektors
unumgänglich. Neben der energetischen Verbesserung
der Gebäudehülle und dem verstärkten Einsatz effizienter
Heizungstechnologien nimmt die IKT eine Schlüsselrolle
bei der nachhaltigen Ausrichtung des Wärmesektors
ein. Der Einsatz von IKT ist für Energieversorger,
Dienstleister und Wohnungsgesellschaften auch gleichzeitig
eine Chance, neue Geschäftsmodelle in diesem
Marktumfeld zu etablieren. Das innovative Lösungskonzept
„Smart Energy Solutions“ der ECG Erdgas-Consult
GmbH unterstützt Unternehmen, ihre Wärmeversorgung
nachhaltig auszurichten, neue Wertschöpfungspotentiale
zu erschließen und simultan die neuen Anforderungen
zu erfüllen.
Autor
M. Sc. Martin Loßner
Softwareberater Energiewirtschaft |
ECG Erdgas-Consult GmbH |
Tel. +49 341 443-1364 |
E-Mail: Martin.Lossner@ecg-leipzig.de
Mai 2014
316 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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___Ex. Lexikon der Gastechnik (ISBN: 978-3-8356-3280-6)
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Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| FACHBERICHTE
|
Messen · Steuern · Regeln
Messung des Kohlenwasserstoff-
Kondensationspunkts – Praxiserfahrungen
und Laboruntersuchungen
Messen · Steuern · Regeln, Erdgas, Kohlenwasserstoffe, KW-Taupunkt, Kalibrierung,
Taupunktmessung, Kondensationspunkt
Udo Lubenau, Holger Schreck und Michael Frieß
Mit der Veröffentlichung des Arbeitsblattes G 260 im
März 2013 wurde in Anlehnung an die Empfehlung
der „Common Business Practice“ von EASEE-gas
erstmals eine zulässige Kondensationstemperatur
auch für Verteilnetze in Deutschland definiert. Die
Bewertung der Ergebnisse von Kohlenwasserstoff-
Taupunktsensoren und von Berechnungen auf Basis
von Gasanalysen erfordern das Verständnis der Stärken
und Schwächen der einzelnen Mess- bzw. Probenahmeverfahren.
Labor- und Feldmessungen zeigen,
dass die angestrebte Messung von rund 5 mg/m³ Kondensat
als Ansprechpunkt für Sensoren nicht einfach
realisierbar ist. Die Einstellung der Empfindlichkeit
von Taupunktmessgeräten aber ist möglich, was eine
Verbesserung gegenüber dem gegenwärtigen Zustand
darstellt.
Hydrocarbon dew point measurement – Experiences
and laboratory measurements
With the publication of the norm G 260 in march
2013 following the „Common Business Practice“ by
EASEE-gas exist for the first time a limit for the hydrocarbon
dew point for the gas grid in Germany. For
a correct interpretation of measurement results by
sensors or gas chromatography, it is necessary to
understand the strengths and weaknesses of the different
methods. An actually target of different investigations
is to measure reliably a value of 5 mg/m³
condensate with different hydrocarbon dew point
sensors. Measurement in laboratory and at pipelines
demonstrate some problems to achieve this aim.
However, the settings of the measurement instruments
can be change to this value, an improvement
of the status quo is possible.
1. Einleitung
Der potentielle Gehalt an kondensierbaren Kohlenwasserstoffen
in Erdgasen ist in der Gasindustrie für die Betriebsführung
und Qualitätsüberwachung von Bedeutung.
Der Kohlenwasserstofftaupunkt wird neben dem
Wassertaupunkt in Lieferverträgen als Garantiewert
festgeschrieben. Auskondensierte Kohlenwasserstoffe
können als Kohlenwasserstoffnebel oder als flüssiges
Kondensat in Gastransport- und Gasverteilungssystemen
beachtliche negative Auswirkungen hervorrufen,
die zu Störungen und Schäden der Systeme führen können.
Aktuell ist der Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt
auf T ≥ –2 °C im Druckbereich von p = 1–70 bar [1]
definiert.
2. Theorie und Messverfahren
Prinzipiell existieren drei Möglichkeiten, den KW-Taupunkt
bzw. das Phasenverhalten eines Erdgases zu ermitteln:
1. Messung mit KW-Taupunktmessgeräten,
z. B. Spiegelgeräten (nicht normiert)
2. Messung der Gaszusammensetzung und
thermodynamische Berechnung (nicht normiert)
3. Gravimetrische Bestimmung der
Kondensatmenge (normiert nach ISO 6570)
Das Phasenverhalten von Erdgas ist in Bild 1 dargestellt.
Es ist erkennbar, dass oberhalb von p = 70 bar nicht mit
Kondensaten zu rechnen ist. Der Cricondentherm, Bezugspunkt
für die Angabe des KW-Kondensationspunktes,
liegt üblicherweise im Druckbereich von p = 15 bis
p = 25 bar. Im Beispiel ist bei Gastemperaturen T < 0 °C
bei p = 15 bar mit Kondensatanfall zu rechnen. Diese
Gastemperaturen könnten bei Druckreduzierungen
ohne Vorwärmung auftreten. An Hand des Kurvenverlaufs
ist auch erkennbar, dass in Niederdrucknetzen
(p < 3 bar) sehr tiefe Temperaturen notwendig wären,
um Kondensatanfall hervorzurufen.
Bild 2 verdeutlich bereits die Kompliziertheit der
Messung des Kohlenwasserstoff-Taupunktes.
Es sind neben der Phaseneinhüllenden mehrere
Kondensationskurven dargestellt. Wenn 13 mg/m³ Kon-
Mai 2014
318 gwf-Gas Erdgas

Messen · Steuern · Regeln | FACHBERICHTE |
densat ausfallen, verschiebt sich der KW-Taupunkt von
ca. T = –17 °C auf T = –20 °C, bei Ausfall von 25 mg/m³
Kondensat auf ca. T = –24 °C. Jedes der am Markt erhältlichen
Messgeräte benötigt gewisse Mindestmengen an
Kondensat zu Reaktion. In älteren Untersuchungen wurde
festgestellt, dass zur Auslösung einer Reaktion durchaus
30–50 mg/m³ Kondensat notwendig sind [5]. Beim
vorliegenden Beispiel eines KW-Kondensationspunktes
von T = –17 °C bei p = 18 bar wären aktuell Anzeigen der
Messgeräte von –18 °C bis –30 °C anzutreffen. Dazu
kommt, dass das jeweilige Kondensationsverhalten von
der Gaszusammensetzung abhängt.
Die momentan erhältlichen Messgeräte erfassen das
Kondensationsverhalten des Gasgemisches. Ein Teil des
Gasstromes wird gekühlt, die Veränderung des Reflexionsverhaltens
einer Oberfläche optisch erfasst. Unterschiede
bestehen in der Gestaltung der Oberfläche, der
Vorgehensweise bei der optischen Erfassung und Auswertung
sowie der Regelung des Gasflusses. Die Sensoroberflächen
können in der Regel ausgeheizt werden.
Die aktuellen Diskussionen mit den Gerätehestellern
gehen dahin, ein Ansprechen der Messgeräte bei rund
5 mg/m³ Kondensatanfall einzustellen.
3. Unsicherheiten
Die Berechnung des Phasenverhaltens (siehe Bild 1)
über Zustandsgleichungen erfordert die Kenntnis der
Gaszusammensetzung. Das DBI analysiert Kohlenwasserstoffe
bis C 22. Hintergrund dafür sind die Erfahrungen
aus analysierten Gasen und Kondensaten. In Bild 3
sind die Chromatogramme zweier Gasanalysen und ein
Kohlenwasserstoff-Standard bis C 22 dargestellt.
Die Gasanalyse bis C 22 und die nachfolgende Berechnung
des KW-Taupunktes ist nicht normativ unterlegt.
Dies hat seine Ursache in verschiedenen analytischen
Schwierigkeiten, u. a.
••
hohe Anforderungen an Kalibrierung und Reproduzierbarkeit
der gaschromatographischen Analyse,
da eine hohe Sensitivität der Berechnung auf kleinste
Spurenbestandteile vorliegt
••
punktuelle Probenahme, keine Mittelung der Gaszusammensetzung
über einen längeren Zeitraum
Die Qualität einer Probenahmestelle ist vor der Probenahme
nicht einzuschätzen. Verunreinigungen durch
Öle führen zu einer Messwertverfälschung. Erkannt wird
dies im Regelfall erst durch die gaschromatographischen
Analyse. Aus diesem Grund nimmt das DBI jeweils
4 Proben, jede Probenahme dauert 10–15 Minuten bei
gezeitigter Spülung des Probenahmestutzens über einen
Bypass. Die Tabelle 1 zeigt Ergebnisse einer Probenahme.
Innerhalb der Analysen sind bei den Kohlenwasserstoffen
Schwankungen um ± 10 ´% erkennbar. Dies wird
als akzeptabel eingestuft und führt bei der Berechnung
des KW-Taupunktes zu Veränderungen von lediglich
Pressure, bar
50
Cricondentherm
m
40
0
-70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10
Temperature, °C
Druck, bar
Critical Point
Cricondenbar
Gas +
Flüssigphase
Gasphase
0
-50 -40 -30 -20 -10 0
100
90
80
70
60
30
20
10
Temperatur, °C
Phaseneinhüllende
13 mg Kondensat
25 mg Kondensat
37 mg Kondensat
Bild 1. Beispiel
eines Erdgas-Phasendiagramms.
Bild 2. Phaseneinhüllende und Kondensationskurven Erdgas.
Bild 3. Typische Chromatogramme Erdgas C 9 bis C 22 mit Kohlenwasserstoffen
um C 11.
70
60
50
40
30
20
10
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 319

| FACHBERICHTE
|
Messen · Steuern · Regeln
1–2 K. Damit können über die gaschromatographische
Analyse Aussagen zur
Kondensationsgefahr bei Druckreduzierung,
der Funktion von Abscheidern,
••
der Gaszusammensetzungen am Bohrungskopf
(Sättigung?) oder
••
der Gefahr von Tröpfchenbildung an Gasturbinen
getroffen werden.
Die zur Berechnung der Phaseneinhüllenden genutzten
Zustandsgleichungen (SRK – Soave Redlich Kwong und
PR – Peng Robinson) weisen Differenzen im Ergebnis
der Berechnung auf (Bild 4).
Es sind Unterschiede von 3 K bei der Berechnung des
Cricondentherm erkennbar. Ursache dafür sind unterschiedliche
Ansätze der Wechselwirkungsparameter in
den beiden Zustandsgleichungen. Festlegungen oder
Empfehlungen, welche der Zustandsgleichungen der
Realität entspricht und anzuwenden ist, existieren nicht.
Normativ unterlegt ist über die ISO 6570 [2] die manuelle
oder automatische Messung des potenziellen
Gehaltes an flüssigen Kohlenwasserstoffen. Bestimmt
wird die Kondensatmenge, die bei einem bestimmten
Druck und einer vorgegebenen Temperatur gebildet
werden kann. Dazu wird ein definierter Volumenstrom
isobar bei definiertem Druck im Bereich des Cricondentherm
in einem Abscheider gekühlt (Bild 5) und gravimetrisch
die Kondensatmenge gemessen. Ein zu hoher
Wassergehalt kann zu Fehlmessungen führen. Aus diesem
Grund kontrolliert das DBI in seinem mobilen Messhänger
den Wasserdampftaupunkt mit einem Taupunktsensor.
Das DBI bietet in Deutschland als einziges
Unternehmen die automa tische Messung entsprechend
ISO 6570-Verfahren B an.
Bild 5. Zyklonabscheider
entsprechend
ISO 6570.
Mittels eines Differentialdruckmanometers können
über den durch das Kondensat entstehenden Druckunterschied
prinzipiell Kondensatmengen von 1 mg/m³
gemessen werden, die Nachweisgrenze wurde in der
ISO bei 5 mg/m³ festgelegt. Es sind Gasflüsse von V n =
1–2 m³/h über das System notwendig. Der große Vorteil
des Systems liegt in der Kontinuität der Messung, mit
Kohlenwasserstoffen verschmutzte Messstellen sind
z. B. an einer Nichtlinearität der Kondensatzunahme erkennbar.
Für jeden Messpunkt wird ein Zeitaufwand
von 1 und 4 Stunden benötigt.
SRK
70
60
250
PR
50
200
Pressure, bar
40
30
20
10
Kondensat mg/m
150
100
50
0
-60 -50 -40 -30 -20 -10 0
Temperature, C
Bild 4. Unterschiede im berechneten Phasenverhalten entsprechend
der genutzten Zustandsgleichung (PR/SRK).
0
-24 -22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0
Messtemperatur °C
Bild 6. Messung der Kondensatanfallmengen eines
Erdgases bei 5 Temperaturen (–22 °C bis -14 °C).
Mai 2014
320 gwf-Gas Erdgas

Messen · Steuern · Regeln | FACHBERICHTE |
Tabelle 2. Gegenüberstellung von Kondensat-Messergebnissen (gravimetrisch
und GC).
Temperatur
Erdgas
ISO 6570-B GC Wieder findung
GC
T (°C) mg/m³ i. N. mg/m³ i. N. %
–8 127 117 92,1
0 9 6,2 68,9
–3 231 170 73,6
3 113 57 50,4
3 78 132 169
0 109 148,5 136
–5 51 37,1 72,7
–3 36 25,4 70,6
0 16 7,7 48,1
5 6 10,5 175
3 47 22,4 48
0 98 39,2 40
Mit diesem Verfahren wird nicht der KW-Taupunkt
gemessen. Allerdings lässt sich aus mehreren Messungen
der Kohlenwasserstoffkondensationspunkt extrapolieren.
Die Bilder 6 und 7 verdeutlichen dies.
In Bild 6 ist der Anfall großer Kondensatmengen von
50–200 mg/m³ innerhalb eines kleinen Temperaturintervalls
erkennbar, der KW-Taupunkt lässt sich auf T =
–14 °C extrapolieren. In Bild 7 ist ein anderes Kondensatverhalten
eines Gases erkennbar. Es kondensieren im
vergleichbaren Temperaturbereich maximal 40 mg/m³.
Interessant ist das Auslaufen der Kondensationskurve,
was eine lineare Interpolation auf einen KW-Taupunkt
erschwert. Ab ca. 10 mg/m³ verändert sich die Steigung,
über einen weiten Temperaturbereich sind Kondensatmengen
von 1–10 mg/m³ möglich. Die Messgrenze dieses
Verfahrens liegt laut ISO 6570 bei 5 mg/m³, so dass
die sehr kleinen Kondensatbefunde von < 5 mg/m³
durchaus auf apparative Unzulänglichkeiten zurückgeführt
werden könnten. Dass der Verlauf in Bild 7 dennoch
ein durchaus typisches Kondensationsverhalten
darstellt, zeigt Bild 8.
Gerade im sehr interessanten Temperaturbereich
von –2 °C (Kondensatanfall rund 13 mg/m³) beginnt das
bereits in Bild 7 erkennbare nichtlineare Auslaufverhalten.
Sehr empfindliche KW-Taupunktsensoren könnten
Messwerte um +2 °C anzeigen, während weniger empfindliche
Geräte für dieses Erdgas einen Kondensationspunkt
von –4 °C messen. Nur die Kenntnis des Ansprechverhaltens
der Messgeräte erlaubt eine korrekte
Interpretation des Messwertes, besser wäre deren angepasste
Kalibrierung.
In Tabelle 2 ist ein Vergleich von GC-Messungen und
der gravimetrischen Bestimmungen der Kondensatmenge
dargestellt. Es handelt sich dabei um reale Feldmessungen,
unter Laborbedingungen sind geringere
Differenzen messbar.
Erkennbar ist, dass die Gaschromatographie die Größenordnung
des Kondensatanfalls im Regelfall trifft, im
Einzelfall aber deutliche Differenzen zum normierten
gravimetrischen Verfahren vorliegen. Eine Berechnung
des Kondensationsverhaltens eines Erdgas erfordert in
jedem Fall eine erweiterte Gasanalyse über C 10 hinaus,
so dass mit den Ergebnissen der gegenwärtig eingesetzten
Prozessgaschromatographen keine korrekte Berechnung
des Phasenverhaltens möglich ist.
Kondensat mg/m
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
-23 -22 -21 -20 -19 -18 -17 -16 -15 -14 -13 -12 -11 -10
Messtemperatur °C
Bild 7. Messung der Kondensatanfallmengen eines
Erdgases bei 4 Temperaturen (–22 °C bis -16 °C).
Kondensat [mg/m ]
Kondensat mg/m
0
-8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3
T [°C]
Bild 8. Messung der Kondensatanfallmengen eines Erdgases im Temperaturbereich
–7 °C bis +2 °C.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 321

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Bild 9. Versuchsanlage zur Herstellung von Erdgasen mit definiertem
Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt.
Tabelle 3. Ergebnisse der Kondensatmengenbestimmung bei Taupunktvorgabe
–10 °C (25 bar a ).
Messtemperatur –5 °C –7 °C –10 °C –12 °C
Kohlenwasserstoff-
Vorlage
mg/m³ mg/m³ mg/m³ mg/m³
n-Heptan + n-Dekan 7,7 8,6 10,9 100,2
n-Heptan + n-Dekan 9,9 12,7 13,7
n-Dekan 2,9 4,5 5,7 10,2
n-Dekan 3 4,7 5,9 7,4
4. Gerätekalibrierung
Das DBI kalibriert seit einigen Jahren Kohlenwasserstoff-
Taupunktsensoren. Dazu werden KW-Kondensationspunkte
von T = 0 °C, –5 °C und –10 °C im Labor den
Messgeräten vorgegeben. Die Kalibrierung erfolgt, indem
einem Erdgas Dekan im Überschuss zugemischt
und der Überschuss anschließend durch Kühlung des
Gasstromes entfernt wird.
Im vergangenen Jahr begannen im Prüflabor des DBI
Untersuchungen, in wieweit eine Kalibrierung der Messgeräte
auf 5 mg/m³ Kondensat im Labor möglich ist [6].
Dazu wurden die Kohlenwasserstoff-Dosierprozeduren
und die Art des Kohlenwasserstoffs variiert. Die Kontrollmessungen
erfolgten entsprechend ISO 6570-B gravimetrisch.
In Bild 9 ist erkennbar, dass sich nach der
Kohlenwasserstoffdosierung („Befeuchtung“) und der
Taupunktvorgabe der Gasweg teilt. Ein Teilstrom erreicht
den zu prüfenden Sensor, der zweite Teilstrom
wird entsprechend ISO 6570 analysiert.
In Tabelle 3 sind die Ergebnisse der Untersuchung
für einen vorgegebenen KW-Kondensationspunkt dargestellt.
Der Gasstrom wurde bei einer Taupunktvorgabe
von T = –10 °C auf Temperaturen von T = –5 °C, –7 °C
–10 °C und –12 °C automatisch gekühlt, das Kondensat
gewogen. Folgende Schlüsse können gezogen werden:
••
Die Wahl des Kohlenwasserstoffes für die Prüfung
hat signifikanten Einfluss auf den Kondensatanfall
bei Unterschreitung des KW-Kondensationspunktes.
Bei Einsatz von n-Heptan kommt es zu einem
sprunghaften Anstieg der Kondensatmenge. Unabhängig
von der Empfindlichkeit sprechen alle KW-
Taupunktsensoren in einem engen Temperaturbereich
an. Bei Einsatz von n-Dekan sinkt die Menge
der anfallenden Kondensatmenge, bis –12 °C Gastemperatur
ist kein sprunghafter Anstieg zu erkennen.
••
Auch bei höheren Gastemperaturen von –5 °C und
–7 °C passieren Kohlenwasserstoffe das Kühlsystem.
Allerdings erscheint der Einsatz von n-Dekan günstiger
gegenüber n-Heptan, da die anfallende Kondensatmenge
oberhalb des vorgegebenen Taupunktes
geringer ist. Die potenzielle Kondensatmenge
bei der Gastemperatur von –10 °C entspricht der angestrebten
Größenordnung der Kalibrierung von
5 mg/m³.
••
Die Unsicherheit der Messergebnisse der Geräte
wird einen Wert von ±2 K wohl nicht unterschreiten,
auch wenn der Kalibrierprozess selbst höhere Genauigkeiten
erlaubt.
Die Untersuchungen bestätigen die Aussage, dass die
im Feld an Sensoren häufig durchgeführte Prüfung der
Sensoren mit Butan letztendlich keine Aussagen zum
Ansprechverhalten der Sensoren erlaubt [3]. Es entsteht
ein atypischer und schnell kondensierender Film auf der
Sensoroberfläche, was nur einen begrenzten Nutzen für
eine Kalibrierung hat.
5. Zusammenfassung
Der Einsatz von Kohlenwasserstoff-Taupunkmessgeräten
ist Stand der Technik. Das Ansprechverhalten der
verschiedenen Sensoren differiert und sollte für eine
korrekte Bewertung der Messergebnisse dem Betreiber
bekannt sein. Die erweiterte gaschromatographische
Analyse gibt gute Anhaltspunkte zum Kondensationsverhalten
eines Erdgases, die analytische Genauigkeit
steigt mit dem betriebenen analytischen Aufwand z. B.
hinsichtlich der Probezahl. Die Genauigkeit des Wägeverfahrens
wird mit der Gaschromatographie nicht erreicht.
Die angepasste Kalibrierung der Messgeräte ist im
Labor möglich. Die Schwelle des Ansprechverhaltens
von 5 mg/m³ kann eingestellt werden, wobei die Unsicherheit
des Messwertes stark von der Zusammensetzung
des Kondensates und dem vorgegebenen Taupunkt
abhängt.
Mai 2014
322 gwf-Gas Erdgas

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Formelzeichen
V n Normvolumen [m³]
KW Kohlenwasserstoff
T
P
Temperatur [°C]
Druck absolut [bar]
Literatur
[1] DVGW G 260: Gasbeschaffenheit; Hrsg. von DVGW Deutsche
Vereinigung des Gas- und Wasserfachs – technisch wissenschaftlicher
Verein e.V. Ausg. 2013.
[2] DIN EN ISO 6570: ,Erdgas- Bestimmung des potentiellen Gehaltes
an flüssigem Kohlenwasserstoff; Deutsches Institut
für Normung, Berlin, 2004.
[3] ISO/TR 12148: Natural gas — Calibration of chilled mirror type
instruments for hydrocarbon dewpoint (liquid formation);
Hrsg. von ISO Genf, Ausg.2009.
[4] Brown, A.; Milton, M.; Vargha, G.; Mounce, R.; Cowper, C.; Stokes,
A.; Benton, A.; Bannister, M.; Ridge, A.; Lander, D.; Laughton, A.:
Comparison of methods for the measurement of hydrocarbon
dew point of natural gas, NPL REPORT AS 3, ISSN 1754-
2928, National Physical Laboratory Teddington, United Kingdom,
2007.
[5] Panneman, H.J.: „A traceable calibration procedure for hydrocarbon
dew point meters,“ in 23 rd World Gas Conference,
Amsterdam, 2006.
[6] Frieß, M.: Kalibrierung von Kohlenwasserstoff-Taupunktsensoren
unter realitätsnahen Bedingungen; Masterarbeit Universität
Leipzig 2013.
Autoren
Dipl.-Chem. Udo Lubenau
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel.: +49 341 2457160 |
E-Mail: udo.lubenau@dbi-gut.de
Dr. rer. nat. Holger Schreck
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel.: +49 341 2457167 |
E-Mail: holger.schreck@dbi-gut.de
M.Sc. Michael Frieß
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig
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Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 323

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Messen · Steuern · Regeln
Temperaturregelung in
Gasvorwärmanlagen – Teil 2
Gasdruckregelanlagen, isenthalpe Drosselung, Gasvorwärmung, Wärmeübertrager,
Leistungsregelung, Temperaturfahrkurve
Jens Mischner, Robert Sorowsky und Andreas Huhn
Im vorliegenden Beitrag wurden grundsätzliche Fragen
der Regelung von Gasvorwärmanlagen erörtert
und begründet, dass die Regelung der Leistung von
Gasvorwärmern über eine lastabhängig geführte
Heizwassertemperatur dem Stand der Technik entspricht.
Entsprechende hydraulische Schaltungsvorschläge
wurden angegeben. Die prinzipielle Einbindung
der Regelung der Gasvorwärmanlage in die
Stationsautomatisierung wurde erläutert und ein Algorithmus
zur Vorausberechnung der erforderlichen
Vorlauftemperatur entwickelt und an einem Beispiel
dargelegt.
Temperature control in gas pre-heating facilities
In the article on hand the fundamental questions of
regulation of gas pre-heating stations were discussed
and substantiated that the control of the power of the
gas pre-heaters through a load dependent guided
heating water temperature corresponds to the state of
technology. Corresponding hydraulic set-up propositions
were established. The fundamental integration
of the gas pre-heating facility control into the station
automation was discussed and an algorithm for the
pre-computation of the required inlet temperature
was developed and explained with an example.
Fortsetzung aus Ausgabe 4/2014
3. Temperaturregelung der
Gasaustritts temperatur
3.1 Regelungs-, Schaltungskonzepte
In der Gasversorgungstechnik ist es üblich, die Gasaustrittstemperatur
aus der GDRA zu regeln. Hierzu wird in
aller Regel eine Drosselschaltung verwendet, die den
Heizwasserstrom über den Gasvorwärmer in Abhängigkeit
von der Last ändert; siehe Bild 9. Am häufigsten
kommen einfache Schaltungen mit Regelventilen (a, b
in Bild 9) zum Einsatz, jedoch werden auch Schaltungen
mit direkter Ansteuerung der Pumpen (Bild 9c) angewendet.
In allen diesen Fällen liegt der Wärmeübertrager
wasserseitig im sog. mengenvariablen Kreis.
Typischerweise wird der Gasvorwärmer mit einem
Wasserstrom konstanter, hoher Vorlauftemperatur beaufschlagt.
Die Nachteile dieser Schaltung wurden in [5]
ausführlich erläutert.
Allgemeine Hinweise zur Regelung von Wärmeübertragern
und die hierbei maßgebenden hydraulischen
Schaltungen finden sich u. a. in [44] bis [53]. Die wichtigsten
hydraulischen Grundschaltungen der Wärmetechnik
finden sich in Bild 10. In Tabelle 1 wurden
wichtige Charakteristika dieser Schaltungen zusammengefasst.
Es sei darauf verwiesen, dass die Nachteile
der Drosselschaltungen im Hinblick auf die Regulierbarkeit
der Gasvorwärmer klar beschrieben wurden.
Mai 2014
324 gwf-Gas Erdgas

Messen · Steuern · Regeln | FACHBERICHTE |
Würde man die in der Gastechnik übliche Schaltung
vergleichsweise auf die Gebäudeheizungssysteme
übertragen, was sicher etwas plakativ ist, dann müsste
man den Wärmeerzeuger unabhängig von der tatsächlichen
Gebäudeheizlast mit konstanter, hoher Kesselwassertemperatur
betreiben und die einzige Möglichkeit
der Lastanpassung wäre das Regulierventil am
Heizkörper (Thermostatventil). Im Bereich der Gebäudeheizung
würde man ein solches System heute keinesfalls
als Stand der Technik akzeptieren. Vielmehr ist es
dort üblich, lastabhängig (außentemperaturabhängig)
eine zentrale Regelung der Vorlauftemperatur vorzunehmen
und unmittelbar am Heizkörper mit Hilfe des
Heizkörperthermostatventils korrigierend, nachjustierend
einzugreifen.
Überträgt man dieses Konzept auf Gasvorwärmanlagen,
dann wäre es erforderlich, den Wärmeerzeuger
lastabhängig so zu betreiben, dass vom Wärmeerzeuger
ein Heizwasserstrom mit lastabhängiger Vorlauftemperatur
bereit gestellt wird; schematisch siehe Bild 11.
Hierzu wäre es erforderlich, in einem separaten Modul
der Stationsautomatisierung (SPS) eine Berechnung der
aktuell erforderlichen Vorwärmleistung vorzunehmen,
aus dieser die erforderliche Vorlauftemperatur zu ermitteln
und diesen Sollwert an die Steuerung der Wärmeerzeugungsanlage
als Sollwert zu übermitteln. Unmittelbar
am Wärmeübertrager würde mit Hilfe einer
Einspritz- oder Beimischschaltung (konstanter Wassermengenstrom
über den Wärmeübertrager) ggf. korrigierend
nachgeregelt 4 . Im Idealfall – also bei exakt vorgeregelter
Vorlauftemperatur – wäre das jeweils einge-
⋅ρ
⋅ ⋅ −
setzte Regelventil (Drosselventil, Dreiwegemisch- oder
Dreiwegeverteilventil) am Wärmeübertrager stets voll
geöffnet, quasi funktionslos. Das wäre bei nur einem
Vorwärmer theoretisch denkbar, bei mehreren Vorwärmkreisen
wären diese separaten Regelventile in jedem
Fall erforderlich.
Dieses hier vorgestellte Konzept sollte für viele verfügbare
Wärmeerzeuger und Stationsautomatisierungslösungen
weitestgehend fabrikatsunabhängig umsetzbar
sein. Was derzeit nicht allgemein verfügbar ist, ist
ein robuster Algorithmus zur lastabhängigen Berechnung
der erforderlichen Vorlauftemperatur. Dessen Herleitung
ist Gegenstand des nächsten Abschnitts.
3.2 Theoretische Temperaturfahrkurve
Nachfolgend soll versucht werden, unter Verwendung
der bereits zusammengestellten Grundgrößen, einen
Zusammenhang zwischen der erforderlichen Heizwasservorlauftemperatur
und der jeweils anstehenden Vorwärmleistung
zu finden. Zunächst soll das Problem
möglichst allgemeingültig behandelt werden. Ziel ist es
also, folgende Funktion zu beschreiben:
t f Q f V , p , p , t , t (39)
= ( )= ( )
VL VW n in out in out
Dabei wird unterstellt, dass die Gasbeschaffenheit
und somit alle relevanten Stoffdaten bekannt sind. Setzt
man die Zusammenhänge gemäß Gl. (7), Gl. (5) und
Gl. (2) ineinander ein und berücksichtigt auch Gl. (3),
folgt:
cW⋅ρW⋅V
1
W⋅( tVL−tRL )= ⋅cpG⋅ρnG⋅V
nG⋅ tGout + μJT ⋅( pin −po
)−t
ηWÜ
1
cW W
VW ( tVL tRL )= ⋅cpG⋅ρnG⋅V
, , nG ,
⋅ ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin −po
ut )−tGin
, )
η
WÜ
( )
, , , , ut Gin ,
Stellt man diesen Zusammenhang nach der Vorlauftemperatur
um, erhält man Gl. (40):
4
Strebt man, z. B. bei Brennwertwärmeerzeugern, niedrige Rücklauftemperaturen
an, wären gemäß Tab. 1 insbesondere Einspritzschaltungen
mit Durchgangsventilen einzusetzen; sonst
kommen auch Einspritzschaltungen mit Dreiwegeventil und
Beimischschaltungen in Betracht.
mit
*
t = B ⋅V ,
⋅ ( t
,
+ μ ⋅( p −p )−t , )+ t
B
VL nG Gout JT in out G in RL
1 cpG
ρnG
1
= 2⋅ B= ⋅ ⋅ ⋅
η c ρ V
* , ,
WÜ
W
W
W
(40)
(41)
Bild 9. Drosselregelung der Wärmeleistung
von Gasvorwärmern;
(a) mit 3-Wege-Trennventil,
(b) mit Drosselventil,
(c) mit Hilfe von volumenstromgeregelten
Pumpen.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 325

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Tabelle 1. Hydraulische Grundschaltungen, Merkmale, Anwendung, Einregulierung; zitiert nach [51].
Nr. Bezeichnung Verteiler/Sammler Bild Merkmale
1 Drosselschaltung differenzdruckbehaftet
2 Einspritzschaltung mit
Drosselventil
3 Einspritzschaltung mit
Dreiwegeventil
Bild 10 (a)
starke gegenseitige Beeinflussung der Verbraucherkreise, keine hohe
Regelgüte, große Temperaturspreizungen erreichbar
differenzdruckarm Bild 10 (b) stark unterschiedliche Temperaturniveaus im Verteilnetz und im
Verbraucherkreis möglich, niedrige Rücklauftemperaturen, Einstellung
des Primär- und Sekundärmengenstromes erforderlich
differenzdruck- Bild 10 (c)
behaftet
differenzdruckbehaftet
Bild 10 (d)
stark unterschiedliche Temperaturniveaus im Verteilnetz und im
Verbraucherkreis möglich, gutes Regelverhalten, keine regelbaren
Pumpen im Verteilnetz notwendig
4 Beimischschaltung differenzdruckarm Bild 10 (e) gutes Regelverhalten, unterschiedliche Temperaturniveaus im
differenzdruck- Bild 10 (f)
Verteilnetz und im Verbraucherkreis möglich
behaftet
Hinweise Anwendung Einregulierung
1 wesentliche Verbesserung
der Regelgüte durch Differenzdruckregelung
am
Verteiler/Sammler
2 bei differenzdruck-behaftetem
Verteiler/Sammler
für Fernwärme und Brennwerttechnik
geeignet
3 wegen permanenter
Vorlauf beimischung durch
Dreiwegeventil nicht für
Fernwärme und Brennwerttechnik
geeignet
4 bei negativer Druckdifferenz
zwischen Verteiler
und Sammler auch für
Fernwärme und Brennwerttechnik
geeignet
Wärmeübertrager, Zonenregelung,
Einzelraumregelungen; für Fernwärme
und Brennwerttechnik geeignet
Heizkörper bei Fern- und Nahwärmesystemen,
Fußbodenheizungen
Fußbodenheizungen
Heizkörpersysteme, Standardschaltung
bei Warmwasserheizungen mit
Heizkörpern, Fußbodenheizungen
bedingt*)
Einstellen (RV) des Auslegungsvolumenstroms bei voll geöffnetem
Regelventil (V)
Einstellen (RV-2) des Auslegungsvolumenstroms – sekundär – bei
vollständig geschlossenem Regelventil (V); Einstellen (RV-1) des
Primärvolumenstromanteils bei vollständig geöffnetem Regel -
ventil (V)
Einstellen (RV-2) des Auslegungsvolumenstroms – sekundär – bei
geschlossenem Tor A-AB des Dreiwegeregelventils (3-WMV); Einstellen
(RV-1) des Primärvolumenstromanteils bei geschlossenem
Tor B-AB des Dreiwegeregelventils (3-WMV)
Einstellen (RV-2) des Auslegungsvolumenstroms bei geschlossenem
Tor B-AB des Dreiwegeregelventils (3-WMV); Einstellen (RV-1) des
Auslegungsvolumenstroms bei geschlossenem Tor A-AB des Dreiwegeregelventils
(3-WMV)
*) Große Unterschiede in den Temperaturniveaus von Verteilnetz und Verbraucherkreis führen zu einer
wesentlichen Verschlechterung des Regelverhaltens des Dreiwegeventils (besser: Schaltung Nr. 2 oder 3)
Bild 10. Hydraulische Grundschaltungen; gemäß
[51, S. 93], modifiziert.
Legende: V … Regelventil, 3-WMV … Dreiwegemischventil,
RV … Regulierventil:
(a): Drosselschaltung,
(b), (c): Einspritzschaltung mit Durchgangsventil;
(d): Einspritzschaltung mit Dreiwegeventil;
(e), (f): Beimischschaltung.
Mai 2014
326 gwf-Gas Erdgas

Messen · Steuern · Regeln | FACHBERICHTE |
η
WÜ
In Abschnitt 2.3 wurde gezeigt, dass für die Bedingungen
an Gasvorwärmern die Differenz der arithmetischen
Mittel der wasser- und gasseitigen Ablauftemperaturen
eine akzeptable Näherung für die mittlere Temperaturdifferenz
bei der Wärmeübertragung darstellt. Somit gilt
(siehe Bild 11):
t = t + μ ⋅( p −p )−t
* *
⎡⎛
B C ⎞
tVL = ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin −pout)−tG in )⋅ ⎜ + ⎟⋅ V
1⎤
, ⎢
nG ,
+
⎣⎝
2 2 ⎠ 2⎦
* *
⎡⎛
B C ⎞
VL ( Gout JT in out G in )⋅ ⎜ + ⎟⋅ V
1⎤
, , ⎢
nG ,
+ ⎥ + t Gin ,
⎣⎝
2 2 ⎠ 2⎦
tVL + tRL tG1+
tG2
Δtm
= −
und unter Beachtung der Gl. (41) und (46) abschließend:
2 2
⎡
⎤
Unter Berücksichtigung von Gl. (4) und Gl. (3) folgt nun tVL = ( tGout +
JT
⋅( pin −pout)−tG in )⋅ ( B+
C)⋅ VnG+
tG
für die Vorlauftemperatur:
⎣
⎢
⎦
⎥ +
,
μ 1
, , ,
2
⎡
⎤
tVL = ( tGout +
JT
⋅( pin −pout)−tG in )⋅ ( B+
C)⋅ VnG+
tG
tVL = 2⋅ Δ tm+ tG, in
+ ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin − pout)
)−tVL
(42)
⎣
⎢
⎦
⎥ +
,
μ 1
(48)
, , , in
2
mit
Addiert man Gl. (40) und Gl. (42), erhält man als Zwischenergebnis:
B = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
1 1 cpG
, ρnG
, 1
(49)
+
Die mittlere Temperaturdifferenz lässt sich ausgehend +
QVW
VW
= VW
=
+
von Gl. (6), Gl. (5) und Gl. (2) unter Beachtung von Gl. (2)
ηWÜ
⋅cW⋅ρW⋅( tVL −tRL
)
wie folgt entwickeln:
+ +
c
pG⋅ nG⋅VnG⋅ tGout +
JT
⋅ pin −p t
+ ,
ρ
, , ( ,
μ ( out)−
G,
in )
Q Q c V t p
VW pG nG n G out JT in
Δtm
=
( k⋅
A) =
⋅( k⋅A) = ⋅ρ
⋅
VW
= VW
=
, , ,G
⋅ ( ,
+ μ ⋅( − pout)−tG,
in )
WÜ
η ⋅cW⋅ W⋅( tVL −tRL
) +
WÜ
ρ
η
η ⋅( k⋅A
WÜ
WÜ
)
(51)
Q
c V t p
VW pG nG n G out JT in
⋅( k⋅A) = ⋅ρ
⋅
, , ,G
⋅ ( ,
+ μ ⋅( − pout)−tG,
in )
η ⋅( k⋅A
WÜ
)
(44) Setzt man Gl. (51) in die bisherige Bestimmungsgleichung
des Parameters B gemäß Gl. (49) ein, erhält man neu:
Setzt man Gl. (44) in Gl. (43) ein, ergibt sich zunächst:
( )
*
2⋅ tVL = ( tGout ,
+ μ ⋅( p − p )−t )⋅ B ⋅ V
JT in out G,
in nG ,
+ 1
*
+ ( tGout
,
+ μJ
T
⋅( pin−pout )−tGin)⋅C ⋅ V ,
n, G
+ 2⋅t
G,
in (45)
mit
c
C = 2⋅ C = 2⋅
⋅ρ
* pG , nG ,
η WÜ
( )
⋅ k⋅A
Gl. (45) lässt sich weiter zusammenfassen:
(46)
*
*
2⋅ tVL = ( tGout ,
+ μ ⋅( p − p )−t )⋅( B ⋅ V JT in out G,
in nG+ C ⋅ V ,
nG ,
+ 1)+
2⋅t Gin ,
Löst man Gl. (47) nach der Vorlauftemperatur auf, folgt
weiter
2 η cW
ρ V
WÜ
W W
*
2⋅ tVL = B ⋅VnG ,
⋅ ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin − pout)−tG, in )+ 2⋅ Δ tm+ tG,
in
+ ( tG
,out
+ μJT ( pin−
pout
c
))
pG ,
⋅ρnG
,
C =
(50)
η
pout)− tG, in )+ 2⋅ Δ tm+ tG,
in
+ ( tG
,out
+ μJT ⋅( pin−
pout
))
WÜ
⋅( k⋅A)
Gl. (49) soll weiter „zugeschnitten“ werden, indem der
Das lässt sich etwas modifizieren:
Wasservolumenstrom durch „gasseitige“ Größen ersetzt
wird. Es ist zu beachten, dass bei der hier diskutierten
*
2⋅ tVL = B ⋅VnG ,
⋅ ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin − pout)−tG, in )+( tGout ,
+ μJT ⋅( pTemperaturregelung in
− pout)−tin)+ 2⋅ Δ tmder + 2⋅Wärmeübertragerleistung tGin
,
der
wasserseitige Volumenstrom stets dem Wasservolumenstrom
bei Auslegungsbedingungen entspricht (konstan-
pout)− tG, in )+( tGout ,
+ μJT ⋅( pin
− pout)−tin)+ 2⋅ Δ tm+ 2⋅tGin
,
ter Mengenstrom über den Wärmeübertrager, keine geregelten
Pumpen erforderlich – siehe Tabelle 1). Also gilt:
*
2⋅ tVL = ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin − pout)−tG,
in )⋅( B ⋅ V nG ,
+ 1)+ 2⋅ Δtm
+ 2⋅tGin
,
+
+
QWÜ
VW
= VW
=
+
*
pout)− tG,
in )⋅( B ⋅ V nG ,
+1)+ 2⋅ Δtm
+ 2⋅tGin
,
(43)
cW⋅ρW⋅( tVL −tRL
)
⎥ + t Gin ,
in
*
p )− t )⋅( B ⋅ V *
out G,
in nG+ C ⋅ V ,
nG ,
+1)+
2⋅t Gin ,
(47)
Bild 11. Temperaturregelung der Wärmeleistung von
Gasvorwärmern; schematisch.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 327

| FACHBERICHTE
|
Messen · Steuern · Regeln
+
( tVL −tRL ) tGout JT
pin pout tG in m
Für die Berechnung des Parameters C gemäß Gl. (50) tVL
= ⋅
,
+ μ ⋅( − )−
, ,
VnG
2
wäre dann (k · A) = (k · A) m = fix zu setzen.
( tGout ,
+ μJT ⋅( pin−
pout )−tGin
) ⋅
,
+
V
+
, nG ,
+
••
Vereinfachung ( t 2
⎡cpG ,
⋅ρnG ,
⋅V VL
−tRL ) tGout JT
pin pout tG in m
⎤
nG ,
t
1
VL
= ⋅
,
+ μ ⋅( − )−
, ,
VnG
+ t
Formal sind alle Stoffwerte (spezifische Wärmekapazität,
Joule-Thomson-Koeffizient etc.) druck- und
( Gout ,
+ μ
JT
⋅( pin −pout)−tG,
in,
m )⋅⎢
+ ⎥ + tGinm
, ,
+ Δt
2 ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin−
pout )−tGin
) ⋅
,
+
V
+
, nG ,
⎣⎢
η ⋅( k⋅A)
2
WÜ m ⎦⎥
⎡cpG ,
⋅ρnG ,
⋅V nG , 1⎤
temperaturabhängig. + ( t Die Verfasser unterstellen,
Gout ,
+ μ
JT
⋅( pin −pout)−tG,
in,
m )⋅⎢
+ ⎥ + tGinm
, ,
+ Δt
(57)
S
dass es im Rahmen der hier erforderlichen ⎣⎢
η
Genauig-
⋅( k⋅A)
2
WÜ m ⎦⎥
+
keit zulässig ist, fixe Stoffwerte für den infrage kommenden
Druck- und Temperaturbereich zu verwen-
1 ( tVL
−tRL
)
B = ⋅
( t p p t V
Gout
+
JT
⋅( in
−
out)−
G in ) ⋅ 1
+ +
2
,
μ
(52)
, nG ,
den und im Berechnungsmodul zu hinterlegen. Die
grundsätzliche Gasbeschaffenheit ist zu berücksichtigen.
Bei merklichen Änderungen der Gasbeschaf-
Setzt man die Gln. (52) und (50) vollständig in Gl. (48)
ein, erhält man die allgemein gültige Bestimmungsgleichung
für die lastabhängige Vorlauftemperatur für ei-
Selbstverständlich wäre eine laufende – quasi „onfenheit
müssten diese Daten nachgeführt werden.
nen Gasvorwärmer bei Temperaturregelung:
line“ – Berechnung der Stoffwerte unter Berücksichtigung
der aktuellen Gasbeschaffenheit denkbar.
+
( tVL −tRL ) tGout +
JT
⋅ pin − pout tG in
tVL
= ⋅
,
μ ( )−
,
VnG
2 ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin
− p t V
out)−
G in ) ⋅
,
+ + ••
Ergänzung
, nG ,
In der Praxis neigt man dazu, Sicherheitszuschläge,
⎡c
⋅ ⋅V
⎤
pG ,
ρ
nG , nG , 1
+ ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin −pout)−tG,
in ) ⋅
+
⎣⎢
⋅( k⋅A)
⎦⎥ +
die eigentlich „Unsicherheitszuschläge“ sind, einzuführen.
Will man das auch hier tun, wird man die sich
tGin
,
η
2
WÜ
aus der Theorie ergebende Vorlauftemperatur im
(53) praktischen Betrieb etwas höher ansetzen wollen als
formal erforderlich. Diese Zuschläge sind nach Auffassung
der Autoren für jeden Anlagenbetreiber
Es sei darauf hingewiesen, dass in Gl. (53) der (k · A)-Wert
gemäß Gl. (34) ff. ebenfalls eine Funktion des Volumenstroms
ist. Es galt Gl. (36):
kennbar sein und „sparsam“ Verwendung finden. Die
legitim, jedoch sollten diese explizit als solche er-
ϕ
+
G
+ ⎛ V
Verfasser schlagen daher vor, ggf. einen Sicherheitszuschlag
auf die Vorlauftemperatur (Δt S ) zu berück-
nG pin
Tin
K ⎞
in
( k⋅
A)= ( k⋅A) ⋅
⎜
⋅ ⋅ ⋅
+
+ +
⎝ V , nG
pin
Tin
K ⎟
,
in ⎠ (54) sichtigen.
Nunmehr kann Gl. (53) in der endgültigen Fassung
notiert werden:
+
( t t t p p t
VL
−
RL ) Gout ,
+ μJT ⋅
in m−
out Ginm
tVL
= ⋅
( , )−
, , VnG
2 ( tGout
,
+ μJT
⋅( p p t V
in
−
out)−
G in ) ⋅
,
+ +
, nG ,
⎡cpG ,
⋅ρnG ,
⋅V nG ,
nG , 1⎤
+ + + ( tGout ,
+ μJT ⋅( pin,
m−pout
)−tGinm
, , )⋅⎢
+ ⎥ + tGinm
, ,
+ Δt
nG ,
⎣⎢
η ⋅( k⋅A)
2
WÜ m ⎦⎥
1⎤
+ ⎥ + tGinm
, ,
+ ΔtS
(56)
2⎦⎥
Gl. (53)/(54) ist für beliebige Lastverhältnisse auswertbar,
wenn man alle Stoffdaten und Auslegungsgrößen
als bekannt voraussetzt. Alle anderen Parameter des jeweiligen
Lastfalls können aus Messwerten der Stationsautomatisierung
( t „eingelesen“ t t werden. p p t
+
VL
−
RL ) Gout ,
+ μJT ⋅
in m out Ginm
tVL
= ⋅
( ,
− )−
, , V
2 ( tGout
,
+ μJT
⋅( p p t V
in
−
out)−
G in ) ⋅
,
3.3 Praktische Ermittlung der Temperaturfahrkurve
⎡cpG ,
⋅ρnG ,
⋅VnG
,
Mit Gl. (53) + liegt ( tGout ,
die + μBasisgleichung JT
⋅( pin,
m−pout
)−zur tGinm
,
Bestimmung
, )⋅⎢
der
lastabhängigen Vorlauftemperatur für die Gasvorwärmanlage
fest. Für die praktische Rechnung bieten sich
⎣⎢
η ⋅( k⋅A)
WÜ m
nach Ansicht der Verfasser einige Vereinfachungen bzw.
Ergänzungen an, die jedoch nicht generell Anwendung
finden sollten. Das sind:
••
Vereinfachung 1
Mai 2014
328 gwf-Gas Erdgas
Anstelle der funktionellen Abhängigkeit des (k·A)-
Werts gemäß Gl. (54) soll ersatzweise auf einen fixen
Mittelwert zurückgegriffen werden. Hierzu sind repräsentative
mittlere Lastparameter für die jeweilige
GDRA abzuschätzen. Das betrifft die Größen Volumenstrom,
Eingangsdruck, Eingangstemperatur und
infolge dessen die Kompressibilitätszahl. Mit den
entsprechenden Mittelwerten (Index „m“) folgt dann:
( k⋅
A) = k⋅A
m
⎛ V
⎜
⎝ V
p
p
+
+ nGm in in m in m
( ) ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
, ,
, ,
+
+ +
nG , in,
m
Tin
K
in
T
K
ϕ G
⎞
⎟
(55)
⎠
Unter diesen Annahmen ist die Vorlauftemperatur nunmehr
lediglich eine Funktion des Volumenstroms; der
Gaseingangsdruck, die Gaseingangstemperatur und die
gewünschte Gasausgangstemperatur sind feste Vorgabewerte.
Die wärmetechnischen Charakteristika des
Wärmeübertragers (wasserseitige Temperaturspreizung
unter Auslegungsbedingungen (t VL –t RL ) + , (k · A) m -Wert)
fließen in die Berechnung ebenso als fixe Werte ein.
Hat man im vorgelagerten Netz mit stark schwankenden
Drücken zu rechnen, sollte man den Druckeinfluss
auf die Vorlauftemperatur eher explizit in die Rechnung
einfließen lassen und keinen (festen) Mittelwert
für den Eingangsdruck verwenden. Gl. (56) wäre dann
zu modifizieren (Verwendung des tatsächlichen Gaseingangsdruckes
p in anstelle des Mittelwertes p in,m ):
S
S

Messen · Steuern · Regeln | FACHBERICHTE |
Für die Gaseintrittstemperatur sollte in vielen Fällen ein
repräsentativer Mittelwert akzeptabel sein.
Der praktische Gebrauch der oben abgeleiteten Berechnungsgleichungen
soll an einem Beispiel im nachfolgenden
Abschnitt erläutert werden.
3.4 Beispiel
Der Einfachheit halber soll ein bereits früher (siehe [17])
verwendetes Beispiel verwendet werden. Dort wurden
folgende Auslegungsdaten unterstellt:
Erdgas H Russische Föderation; Referenzgas gemäß
[18], [19]
Normdichte: ρ n = 0,732 kg/m 3
Lastparameter Auslegungsfall („+“):
p in
+
= 75 bar, p out
+
= 20 bar (jeweils Überdruck);
t in
+ = 5 °C (Gastemperatur am Anlageneintritt), t out =
10 °C (gewünschte Gastemperatur am Anlagenaustritt);
Normvolumenstrom: q n
+ = 25000 m 3 /h
Der über die Anlage durchsetzte Volumenstrom betrage
im Mittel: q n,m = 15000 m 3 /h
Unter diesen Prämissen wurde in [17] die Vorwärmleistung
mit Q˙ + V W ≈ 400 kW ermittelt. Außerdem gelten
folgende (feste) Stoffwerte bzw. Prozessdaten (berechnet
aus Auslegungsfall):
Hätte man höhere wasserseitige Systemtemperaturen
gewählt, z. B. 80 °C/65 °C o. ä., dann würde der (k·A) + -
Wert wegen der höheren mittleren Temperaturdifferenz
entsprechend geringer ausfallen; der Wärmeübertrager
wäre kleiner und infolge dessen aus Sicht der Herstellkosten
billiger. Jedoch könnte bei dieser Anlagenauslegung
(häufig derzeitiger Standard) keine optimale, z. B.
für Brennwertnutzung geeignete Betriebsweise der Vorwärmanlage
realisiert werden (hohe laufende Brennstoffkosten).
In einem ersten Schritt soll für einen beliebigen Lastfall
die erforderliche Vorlauftemperatur berechnet werden.
Es sollen folgende Lastparameter gelten (alle anderen
Parameter entsprechen dem Auslegungsfall):
Gasvolumenstrom: 15 000 m 3 /h
Gaseintrittstemperatur: 10 °C
••
Gaseingangsdruck: 65 bar
Unter Vernachlässigung des Realgasverhaltens erhält
man folgende Ergebnisse (Annahme: φ G = 0,4):
Gl. (54):
( k⋅
A)=13,
98
kW
K
μ JT
K
= 0,
425
bar
c
t
kJ
= 2 816
kg⋅K
pG ,
,
= ° C
G2
33
Für die Auslegung des Wärmeübertragers sollen folgende
Prämissen gelten:
+ + +
( tVL −tRL )=( tVL −tRL
) = ( 50 ° C− 40 ° C)
= 10 K
Bild 12. Exemplarische Temperaturfahrkurve t VL = f(q n ) für die
Temperaturregelung einer Gasvorwärmanlage ohne Sicherheitszuschläge;
(t G,in , p in , t G,pout , p G,out )= fix., (k·A) = f(q n ).
Mit diesen Daten ergeben sich folgende Werte:
Δt = 24 9 K (zum Vergleich: Δ t
, .
= 26 K)
mcf ,
,
φ=0, 998 (mit n = 5)
Δtm = 24,
9 K
m arith
Geht man von einem gut wärmegedämmten Wärmeübertrager
aus (η WÜ = 1), dann ergibt sich der (k · A) + -
Wert zu:
+ 400 kW kW
( k⋅
A) = = 16,
1
24,
9 K K
Bild 13. Exemplarische Temperaturfahrkurve t VL = f(q n ) für die
Temperaturregelung einer Gasvorwärmanlage ohne Sicherheitszuschläge;
(t G,in , p in , t G,pout , p G,out )= fix., (k·A) = (k·A) m = fix.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 329

| FACHBERICHTE
|
Messen · Steuern · Regeln
Gl. (53): tVL = 33, 3 ° C mit ΔtS = 0 K
Bild 14. Exemplarische Temperaturfahrkurve t VL = f(q n ) für die
Temperaturregelung einer Gasvorwärmanlage ohne Sicherheitszuschläge;
(t G,in , p in , t G,pout , p G,out )= fix., (k·A) = (k·A) m = fix.;
t G,in > t G,in+ , p in < p in+ .
Bild 15. Exemplarische Temperaturfahrkurve t VL = f(q n ) für die
Temperaturregelung einer Gasvorwärmanlage ohne Sicherheitszuschläge;
(t G,in , p in , t G,pout , p G,out )= fix., (k·A) = (k·A) m = fix.;
p in = var.
Bild 16. Exemplarische Temperaturfahrkurve t VL = f(q n ) für die
Temperaturregelung einer Gasvorwärmanlage ohne Sicherheitszuschläge;
(t G,in , p in , t G,pout , p G,out )= fix., (k·A) = (k·A) m = fix.; p in =
var. unter Berücksichtigung einer Mindestvorlauftemperatur.
In einem nächsten Beispiel soll davon ausgegangen werden,
dass die gasseitigen Ein- und Ausgangsdrücke und
Temperaturen gegeben und fix sind, lediglich der Gasvolumenstrom
sei variabel. Unter diesen Randbedingungen
lässt sich dann die Vorlauftemperatur einfach als
Funktion des Durchflusses darstellen; siehe Bild 12.
Für die Ermittlung der Temperaturfahrkurve gemäß
Bild 12 wurde die exakte funktionelle Abhängigkeit des
(k · A)-Wertes vom Volumenstrom berücksichtigt. Als eine
mögliche Vereinfachung war die Verwendung eines
mittleren Wertes für (k·A) m genannt worden. Unter sonst
gleichen Randbedingungen erhält man für diesen Wert
folgenden Betrag (beachte: q n,m = 15 000 m 3 /h) (Gl. (55)):
04 ,
3
⎛ m ⎞
kW
k A
h k
( ⋅ ) = ⎛ m
⎝ ⎜ ⎞
⎟
K ⎠
⋅ ⎜ 15000 ⎟ W
16, 1 ⎜ ⎟ = 13,
1
3
m
K
⎜ 25000 ⎟
⎝ h ⎠
Unter diesen Bedingungen erhält man als Temperaturfahrkurve
(theoretische Fahrkurve gemäß Gl. (57), ohne
Sicherheitszuschlag) Bild 13.
Es erweist sich, dass die lineare Näherung für die
Vorlauftemperatur bei hohen Lasten etwas höhere Werte
für die Vorlauftemperatur liefert als nach der exakten
Gleichung erforderlich, im unteren Lastbereich hingegen
wird mit Hilfe der Näherungslösung die Vorlauftemperatur
geringfügig unterschätzt. Würde man einen
Sicherheitszuschlag auf die theoretische Vorlauftemperatur
in Höhe von 3 K ansetzen, wäre in diesem Beispiel
das Unterschätzen der Vorlauftemperatur im Teillastbereich
„geheilt“. Die Verfasser gehen jedoch davon aus,
dass „Sicherheitszuschläge“ nicht a priori erforderlich
sind. Diese sollte man bestenfalls nach ersten Betriebserfahrungen
„aktivieren“.
Beträgt die Gaseintrittstemperatur nun 12 °C und der
Eingangsdruck lediglich 60 bar, wäre eine deutlich niedriger
liegende (theoretische) Temperaturfahrkurve gemäß
Bild 14 zu realisieren; diese liegt erwartungsgemäß
deutlich niedriger als die nach Bild 13.
Unterstellt man im Hinblick auf alle (gasseitigen)
Druck- und Temperaturdaten wieder Auslegungswerte
und betrachtet lediglich den Volumenstrom und den
Eingangsdruck als variabel, dann ergeben sich Temperaturfahrkurven
gemäß Bild 15. Analysiert man die
Vorlauftemperaturen gemäß Bild 15 quantitativ etwas
eingehender, dann fällt auf, dass sich z. T. recht niedrige,
technisch wohl nicht sinnvolle Vorlauftemperaturen
< 25 °C ergeben. Für diesen Fall schlagen die Verfasser
vor, eine Untergrenze für die Vorlauftemperaturkurve
zu fixieren, z. B. t VL,min = 25 °C, und diesen
Grenzwert dann gemäß Bild 16 in die praktische Anlagenfahrweise
einzubetten. Der o. g. Grenzwert erscheint
den Verfassern prinzipiell vernünftig ist aber
letztlich diskutabel.
Mai 2014
330 gwf-Gas Erdgas

Messen · Steuern · Regeln | FACHBERICHTE |
4. Zusammenfassung
Im vorliegenden Beitrag wurden grundsätzliche Fragen
der Regelung von Gasvorwärmanlagen erörtert und
begründet, dass die Regelung der Leistung von Gasvorwärmern
über eine lastabhängig geführte Heizwassertemperatur
dem Stand der Technik entspricht. Entsprechende
hydraulische Schaltungsvorschläge wurden angegeben.
Die prinzipielle Einbindung der Regelung der
Gasvorwärmanlage in die Stationsautomatisierung wurde
erläutert und ein Algorithmus zur Vorausberechnung
der erforderlichen Vorlauftemperatur entwickelt und an
einem Beispiel erläutert.
Literatur
[44] Dümmler, S.; Fricke, E.; Isermann, R.; Kenn, D.; Klefenz, G.; Pütter, L.;
Rake, H.; von Ripka, L.; Schöne, A.; Sieler, W. und Willems, E. (Hrsg.:
NAMUR-VDI/VDE-Ausschuß Regelung und Steuerung in der
chemischen Verfahrenstechnik, Arbeitskreis Regelstrecken mit
Wärmetransport): Regelung von Wärmeaustauschern. Ein Leitfaden
für die Praxis. München; Wien: Verlag R. Oldenbourg 1973.
[45] Knabe, G.: Gebäudeautomation. Berlin, München: Verlag für
Bauwesen 1992.
[46] Andreas, U.-O. und Strieder, H.: Regelungstechnik für Heizungsund
Lüftungsbauer. 2. Auflage. Düsseldorf: Krammer Verlag
2002.
[47] Gabathuler, H. R. et al.: Steuern und Regeln in der Heizungsund
Lüftungstechnik. 2., durchgesehene Auflage. Bern: Bundesamt
für Konjunkturfragen 1987.
[48] Gabathuler, H. R.; Gmür, Ch.; Häuselmann, E.; Mayer, H. und Schadegg,
E.: Standardschaltungen. Praxiserprobte Schaltungen
für Wärmepumpen, Wärmekraftkopplung, Wärmerückgewinnung
und Abwärmenutzung (RAVEL im Wärmesektor,
Heft 5). Bern: Bundesamt für Konjunkturfragen 1994.
[49] Gabathuler, H. R.: Elektrizität und Wärme. Grundlagen und
Zusammenhänge. (RAVEL im Wärmesektor, Heft 1). Bern:
Bundesamt für Konjunkturfragen 1994.
[50] Roos, H.: Hydraulik der Wasserheizung. 4., vollständig überarbeitete
Auflage. München, Wien: R. Oldenbourg Verlag 1999.
[51] Burkhardt, W. und Kraus, R.: Projektierung von Warmwasserheizungen.
7., überarbeitete und aktualisierte Auflage. München:
Oldenbourg Industrieverlag 2006.
[52] Bach, H. et al.: Regelungstechnik in der Versorgungstechnik
(Hrsg.: Arbeitskreis der Dozenten für Regelungstechnik). 3.
Auflage. Karlsruhe. C. F. Müller 1992.
[53] Arbeitskreis der Professoren für Regelungstechnik in der
Versorgungstechnik (Hrsg.): Regelungs- und Steuerungstechnik
in der Versorgungstechnik. 5., neu bearbeitete und
erweiterte Auflage. Heidelberg: Müller 2002.
Formelzeichen
A Fläche
B Parameter
c spezifische Wärmekapazität
C Parameter
Ċ Wärmekapazitätenstrom
h spezifische Enthalpie
k Wärmedurchgangskoeffizient
K Kompressibilitätszahl
L Länge
n Anzahl Umlenkungen
ṁ Massestrom
p Druck
P Parameter
q Volumenstrom in m 3 /h
Q˙ Wärmestrom, Wärmeleistung
R Parameter
s spezifische Enthalpie
t Temperatur in °C
T Temperatur in K
V˙ Volumenstrom in m 3 /s
Z Realgasfaktor
β Parameter
ϕ Parameter, Exponent
φ Parameter
Δ Differenz
η Wirkungsgrad, Nutzungsgrad
μ Koeffizient
ρ Dichte
τ Parameter
Indizes, Zeiger
arith. arithmetisch
B Betriebszustand
c kalt (cold)
cf Gegenstrom (counter flow)
G Gas
h warm (hot)
in Anlageneintritt
JT Joule-Thomsonm
mittel
n Normzustand
out Anlagenaustritt
p isobar, konstanter Druck
RL Rücklauf
S Sicherheits-
VL Vorlauf
VW Vorwärmung
WÜ Wärmeübertrager
1 Wärmeübertragereintritt
2 Wärmeübertrageraustritt
+
Auslegungsfall
Autoren
Prof. Dr.–Ing. Prof. h.c. Jens Mischner VDI
Fachhochschule Erfurt |
Fakultät Gebäudetechnik und Informatik |
Fachrichtung Gebäude- und Energietechnik |
Erfurt |
Tel.: +49 361 6700357
E-Mail: mischner@fh-erfurt.de
M.Eng. Robert Sorowsky
Gastechnik (NBB) |
TEN Thüringer Energienetze GmbH |
Erfurt |
Tel.: +49 361 652 2676 |
E-Mail: robert.sorowsky@ thueringerenergienetze.com
Dipl.-Ing. (FH) Andreas Huhn
Leiter Technik Gasnetz |
SWE Netz GmbH |
Erfurt |
Tel.: +49 361 564 3220 |
E-Mail: andreas.huhn@stadtwerke-erfurt.de
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 331

| IM PROFIL
|
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW)
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 Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) im Profil.
Folge 27:
Zentrum für Sonnenenergie- und
Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW)
Konzepte für die Energieversorgung der Zukunft
Das Zentrum für Sonnenenergieund
Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg
(ZSW) gehört zu
den international führenden Instituten
für angewandte Forschung auf
den Gebieten Photovoltaik, Biomasse,
regenerative Kraftstoffe, Batterietechnik
und Brennstoffzellen sowie
Energiesystemanalyse. Das ZSW
dient als Brücke zwischen universitärer
Grundlagenforschung und industrieller
Praxis. Ziel des Instituts
ist die Entwicklung von Technologien
zur langfristigen, nachhaltigen
Reaktor zur Synthese von Aktivmaterialien im Kilogramm-Maßstab
für Batterien.
und klimafreundlichen Bereitstellung
von Strom, Wärme und regenerativen
Kraftstoffen. Die Umsetzung
von Forschungsergebnissen
in markttaugliche Produkte, sprich:
der Technologietransfer, ist ein
weiteres Leitbild des Instituts. Zum
Selbstverständnis an den drei
Standorten Stuttgart, Ulm und Widderstall
zählt daher, dass neue Technologien
stets von der Idee bis zur
industriellen Anwendung gedacht
und entwickelt werden. Für Unternehmen
kann das ZSW so die komplette
Wertschöpfungskette darstellen:
angefangen bei der Materialentwicklung
über den Bau von
Prototypen und Kleinserien bis hin
zu kompletten Produktionstechnologien.
Gegründet wurde das Institut
vor gut einem Vierteljahrhundert,
im Jahr 1988, als gemeinnützige
Stiftung des bürgerlichen Rechts.
Insgesamt rund 230 Mitarbeiter arbeiten
heute am ZSW, hinzu kommen
etwa 120 wissenschaftliche
Hilfskräfte und Praktikanten.
Zu den aktuellen Schwerpunkten
am ZSW zählen:
••
Photovoltaische Materialforschung
und -entwicklung für
Dünnschicht-Technologien
••
Photovoltaische Modul- und
Systemtechnik sowie Modulund
Anlagencharakterisierung
••
Wasserstofftechnologien
••
Elektrochemische Energietechnologien
••
Brennstoffzellenentwicklung
und -herstellung
••
Regenerative Kraftstoffe und
Verfahrenstechnik
Modellierung und Simulation
••
Energiewirtschaftliche Systemanalyse
Power-to-Gas P2G®
Vielversprechend und in der Forschungswelt
vielbeachtet ist das
Langzeitspeicher-Konzept „Powerto-Gas
P2G®“, das maßgeblich im
ZSW entwickelt wurde. P2G® verspricht
eine Lösung für eine der
drängendsten Herausforderungen
bei der Transformation unseres
Energiesystems: Mit der Energiewende
steigt der Anteil von Ökostrom
im Netz stetig und damit
auch der Anteil von Sonnen- und
Windenergie, der wetterbedingt
starken Schwankungen unterliegt.
Um einerseits die Nachfrage der
Verbraucher jederzeit decken zu
können und andererseits Überschusskapazitäten
nicht ungenutzt
zu verschwenden, bedarf es neuer
Speichertechnologien.
Das P2G®-Konzept sieht vor,
überschüssigen Ökostrom per Wasserelektrolyse
zunächst in Wasserstoff
umzuwandeln. Aufgrund der
bislang weitgehend fehlenden
Infra struktur für Wasserstoff kann
dieser zusammen mit Kohlendioxid
aus Biogasanlagen oder anderen
Mai 2014
332 gwf-Gas Erdgas

Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) | IM PROFIL |
Quellen methanisiert werden. Methan
– oder anders ausgedrückt:
synthetisches Erdgas kann über
mehrere Monate völlig verlustfrei
im vorhandenen Erdgasnetz gespeichert
werden. In Zeiten von
Stromknappheit lässt sich das Methan
entweder in modernen Gasund
Dampfkraftwerken oder in dezentralen
Blockheizkraftwerken
wieder verstromen. Es kann aber
auch in der Industrie oder als regenerativer
Kraftstoff für Erdgasautos
verwendet werden. Gerade letztgenannte
Option kann eine entscheidende
Lösung bei der Energiewende
im Verkehrssektor bieten, zumal
die Antriebstechnik von Erdgasautos
ausgereift und das CNG-Tankstellennetz
verhältnismäßig gut
ausgebaut ist.
Zur vorhandenen Erdgas-Infrastruktur
zählen neben den eigentlichen
Leitungen auch Gastanks und
unterirdische Kavernen. All diese
Speichermedien stehen bereits zur
Verfügung und bieten immense Kapazitäten.
Sowohl Methan als auch
Wasserstoff in bestimmten Mengen
können darin aufgenommen, verteilt
und zur bedarfsgerechten Nutzung
bereitgestellt werden. So bietet
der P2G®-Prozess die Option auf
ein Zusammenwachsen von Stromund
Gasnetz zu einem inte grierten
Gesamtsystem, das Energie sowohl
bereitstellt als auch speichert.
Schon 2009 hat das ZSW eine
containerintegrierte 25-kW-P2G®-
Anlage betrieben und dabei die
technische Machbarkeit des Verfahrens
demonstriert. Seit Herbst
2012 erprobt das ZSW die industrielle
Nutzung der Technologie in
seiner 250-Kilowatt-Anlage. Dort ist
den Stuttgarter Forschern unlängst
ein bedeutender Erfolg gelungen:
Dank einer eigens ent wickelten
Membran-Technologie gelang es,
ein Gas mit einem besonders hohen
Methan-Anteil von 99 % zu erzeugen.
Damit kann sich – was die
Qualität angeht – das ZSW-Gas mit
russischem Erdgas messen.
Mittlerweile hat die Technologie
auch den Schritt in die Megawatt-
Das Schema verdeutlicht, wie P2G das Gas- und Stromnetz miteinander
zu einem integrierten Gesamtsystem verbindet.
Die Power-to-
Gas-Anlage
des ZSW hat
eine elektrische
Anschlussleistung
von
250 kW.
Die 250-kW-
Elektrolyse ist
Teil der Powerto-Gas-Anlage
des ZSW.
▶▶
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 333

| IM PROFIL
|
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW)
Die Photovoltaik-Experten
des ZSW
begutachten
ihre Weltrekord-CIS-Zelle.
Auf seinem
Testfeld Widderstall
erprobt
das ZSW Solarmodule
unter realen
Witterungsbedingungen.
Fahrzeugtestkabine
im Ulmer
Labor für
Batterietechnologie
(eLaB).
Klasse bewältigt. Mit wissenschaftlicher
Unterstützung des ZSW hat
der Automobilhersteller Audi im
Sommer 2013 im niedersächsischen
Werlte eine 6 MW-Anlage in Betrieb
genommen. Mit dem dort hergestellten
Methan sind nunmehr Fahrer
von Audi-Erdgasfahrzeugen klimaneutral
mobil.
Chemische, wasserstoffbasierte
Energieträger – von Methanol bis
hin zu Methan – erforscht das ZSW
bereits seit seiner Gründung. Im
Fachgebiet „Regenerative Energieträger
und Verfahren“ werden neben
der Entwicklung von P2G® erfolgreich
neue Wege bei der Nutzung
von Biomasse beschritten,
indem mithilfe verschiedener Konversionsverfahren
chemische Energieträger
gewonnen werden.
Weltrekord für Wirkungsgrad
von CIS-Zellen
Das Fachgebiet „Photovoltaik Materialforschung“
erforscht Komponenten
und Verfahren zur Herstellung
von Dünnschicht-Solarmodulen.
Spezialisiert haben sich die Wissenschaftler
auf die sogenannte CIS-
Technologie, die als zukunftsweisend
bei der Stromerzeugung aus
Sonnenenergie gilt. Beinahe regelmäßig
gelingt es dem ZSW, den
Weltrekord für den Wirkungsgrad
von Dünnschicht-Solarzellen zu verbessern
– zuletzt auf 20,8 %. Auch
Systemkomponenten für komplette
Photovoltaikanlagen werden entwickelt
und mit den Partnern aus der
Industrie in die Serienreife überführt.
Tests von PV-Modulen
Um erfolgreich in Serie produzieren
zu können, müssen Hersteller und
Zulieferer Solarzellen und -module
zunächst testen. Im Photovoltaik-
Testlabor „solab“ des ZSW-Fachgebiets
„Module Systeme Anwendungen“,
werden die Produkte
unterschiedlichsten klimatischen
Bedingungen ausgesetzt und dabei
deren Funktion, Stabilität und Lebensdauer
überprüft. So erlangen
Forschung und Industrie präzise,
Mai 2014
334 gwf-Gas Erdgas

Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) | IM PROFIL |
verlässliche Daten zu Eigenschaften
und Qualität von Solarmodulen. Ergänzt
werden die so gewonnenen
Erkenntnisse durch das Solar-Testfeld
am ZSW-Standort Widderstall-
Merklingen auf der Schwäbischen
Alb. Dort, auf einem der größten
Testfelder Europas, erfolgen die
Langzeittests – im Freien, unter
ganz realen Bedingungen. Ganz nebenbei
erzeugt das ZSW dabei umweltfreundlichen
Strom und speist
diesen ins Netz ein. Ein weiteres
Testfeld betreibt das Institut im spanischen
Girona.
Innovationen für Mobilität
von morgen
Umweltfreundliche, ressourcenschonende
Mobilität ist das Thema
am Standort Ulm. Dort arbeiten die
ZSW-Forscher auf dem Gebiet
„Elektrochemische Energiewandlung
und Energiespeicherung“ und
entwickeln Batterien sowie Brennstoffzellen
für Autos aber auch für
stationäre Speicher. Im Labor für
Batterietechnologie „eLaB“ werden
Batterien umfangreichen Tests unterzogen.
Mit seinen Testmöglichkeiten
und Innovationen zählt das
ZSW Ulm zu den international führenden
Instituten auf diesem Gebiet.
Dazu wird auch eine neue Forschungsproduktionsanlage
beitragen.
An dieser Anlage werden nach
der Fertigstellung im kommenden
Jahr ZSW-Wissenschaftler mit führenden
deutschen Industrieunternehmen
seriennahe Herstellungsverfahren
und neue Materialien für
standardisierte prismatische Lithiumakkus
entwickeln.
Beratung der Politik
Das ZSW-Fachgebiet „Systemanalyse“
unterstützt die Entscheidungsträger
auf Landes- und Bundesebene
mit Berechnungen, Gutachten
und Analysen. Diese Arbeit trägt
dazu bei, dass Förderrichtlinien und
Verordnungen wie das Erneuerbare-Energien-Gesetz
oder das badenwürttembergische
Klimaschutzgesetz
entwickelt werden können. Das
ZSW koordiniert darüber hinaus die
Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien
Statistik (AGEE Stat), die im Auftrag
des Bundesumweltministeriums
den Ausbau der erneuerbaren
Energien in Deutschland bilanziert
und fortlaufend Statistiken aktualisiert.
Der geschäftsführende ZSW-
Vorstand Prof. Frithjof Staiß ist zudem
Mitglied in der vierköpfigen
Energiewende-Kommission der
Bundesregierung.
Dienstleistungen
Kernkompetenz des ZSW ist die Forschung
und Entwicklung im Bereich
der regenerativen Energiequellen
und der Energiespeicher bzw. Energiewandler
für und gemeinsam mit
Kunden. Auf diesen Gebieten bietet
das Institut auch eigene Produkte
und Dienstleistungen an:
••
Analytik:
Oberflächen, dünne Schichten,
Pulver, Gase, thermische Prozesse
••
Modellierung:
Brennstoffzellen, Batterien,
Energiesysteme
••
Produktentwicklung/Produkte:
Materialanpassung und Produktoptimierung,
Photovoltaik-
Nachführsysteme und -Konzentratoren,
UV-Spektroradiometer,
System- und Verfahrenstechnik,
Treibstoffsynthese, Wasserstofferzeugung,
Brennstoffzellen
••
Tests:
Solarmodule, Outdoor-Langzeittests,
Batterien, Elektrolyseure,
Reformer/Gasreinigung, Brennstoffzellen,
Fehleranalysen
••
Beratung:
Marktanalysen, Machbarkeitsstudien,
Due Diligence Reports,
Planung, Monitoring, Politikberatung,
Energiestatistik
Kontakt
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung
Baden-Württemberg (ZSW),
Industriestr. 6,
70565 Stuttgart,
Tel. (0711) 78 70-0,
Fax: +49 (0)711 78 70-100,
E-Mail: info@zsw-bw.de,
www.zsw-bw.de
Parallelheft gwf-Wasser | Abwasser
In der Ausgabe 5/2014 lesen Sie u. a. folgende Beiträge:
Stachowski
Huber u.a.
Knubbe u.a.
Rödel u.a.
Erhalt, Ersatz und Stilllegung der Abwasserinfrastrukturanlagen bei der Erstellung
des ABK unter wirtschaftlichen Aspekten
Ein neues Laborverfahren zur Ermittlung von Standzeiten dezentraler Anlagen zur
Behandlung von Verkehrsflächenabflüssen
Energieeffizienter Betrieb von Abwasserfördersystemen
Technologien für die Elimination anthropogener Spurenstoffe auf kommunalen
Kläranlagen – Strategie für Bayern
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 335

| AUS DER PRAXIS
|
Prozessmesstechnik sichert automatischen Betrieb
in der Biogasproduktion
Moderne Biogasanlagen haben längst den Bereich der Nischentechnik verlassen und sind zu hocheffizienten
Produzenten eines edlen Energieträgers geworden: Biomethan. Begünstigt wurde diese Entwicklung durch
politische Rahmenbedingungen, steigende Energiepreise sowie neue Geschäftsmodelle landwirtschaftlicher
Großbetriebe. Dazu hat technologisch in den letzten 10 Jahren eine rasante Entwicklung stattgefunden. Auch
die Energiewende hat dazu beigetragen, diesen Prozess zu beschleunigen.
Die EnviTec AG hat am Standort
Köckte im Altmarkkreis Salzwedel
(Sachsen-Anhalt) eine solche
Anlage mit einer Leistung von
1,8 MW el errichtet und in Betrieb
genommen. Damit gehört diese Anlage
zu den leistungsstärksten in
Deutschland. Der Standort wurde
ausgewählt aufgrund der hervorragenden
Gärgutversorgung sowie
der in unmittelbarer Nähe verlaufenden
Erdgaspipeline, in die das
erzeugte Biomethan eingespeist
wird. Die einzelnen Prozessschritte
der Biogasproduktion sind mit einer
Vielzahl von Sensoren für Füllstand,
Grenzstand, Druck, Durchfluss und
Temperatur ausgestattet. Der vorliegende
Beitrag beschreibt den verfahrenstechnischen
Ablauf und die
Funktion der Sensoren.
Bild 1. Druckmessumformer VEGABAR 52 im Stoffstrom vom Zerkleinerer
zum Fermenter.
Anmischung
Das Gärgut besteht aus Maissilage
(Biogasertrag ca. 200 m 3 /t), einem
Bild 2. Kapazitiver Grenzschalter VEGACAP 64 als
Unterfüllwächter am Rezirkulationsschacht.
nachwachsenden Rohstoff aus der
Landwirtschaft sowie Gülle (Biogasertrag
ca. 20 m 3 /t) von einem angrenzenden
Schweinemastbetrieb.
Per Radlader wird die Maissilage in
den Annahmebunker transportiert.
Von dort gelangt sie über Schubböden
und Förderschnecken in den
Anmischbehälter. Hier wird sie mit
der separat zugeführten Gülle in einem
definierten Verhältnis chargenweise
durch ein Rührwerk gemischt.
Danach wird die Mischung über
einen Zerkleinerer mit einem Druck
von ca. 2 bar in den Fermenter gepumpt
Ein Druckmessumformer VE-
GABAR 52 erfasst diesen Druck und
stellt damit die optimale Versorgung
des Fermenters sicher. Er hat
eine robuste Keramikmembran, die
dauerhaft beständig gegen mitgeführte
Stoffe wie Steine und Sand
ist.
Fermentierung
Die Fermenter sind große, bis zu
5000 m 3 fassende Behälter. Hier findet
unter Luftabschluss die Vergärung
durch Bakterien im sogenannten
mesophilen Bereich von 35–
38 °C statt. Die durchschnittliche
Verweildauer des Gärgutes beträgt
60–70 Tage. In dieser Zeit werden
die organischen Stoffe in Biogas
umgewandelt, das sich unter dem
flexiblen Kunststoffdach sammelt.
Für einen optimalen Prozess müssen
bestimmte Rahmenbedingungen
eingehalten werden. So muss
der Füllstand konstant gehalten, eine
Unterfüllung sowie Schaumbildung
verhindert werden. Ein Hängedruckmessumformer
VEGABAR 66
in Rohrausführung erfasst den Füllstand
und regelt so die Zufuhr aus
dem Anmischbehälter und die Abfuhr
zum Gärrestespeicher und zur
Mai 2014
336 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
Rezirkulation. Anhaftungsneutrale
kapazitive Grenzschalter VEGACAP
64 überwachen den oberen Bereich
des Fermenters auf Unterfüllung
bzw. Schaumbildung sowie die Rezirkulation
auf Unterfüllung.
Gasaufbereitung
Die Aufbereitung des Biogases zur
Einspeisung in die Erdgaspipeline
erfolgt in den vier Schritten Entschweflung,
Trocknung, Trennung
sowie Konditionierung.
Zur Trennung in Methan und
Kohlendioxid wird das patentierte
EnviThan-Verfahren angewandt. Ein
Kompressor verdichtet zunächst
das entfeuchtete Rohgas aus dem
Fermenter auf ca. 10 bar. Die zuverlässige
Funktion des Gasverdichters
ist entscheidend für sicheren und
kontinuierlichen Betrieb der gesamten
Anlage. Deshalb dient ein
Druckmessumformer VEGABAR 52
zur SIL2-fähige Über- und Unterdruckabsicherung
im Eingangssammelrohr
vor dem Verdichter.
Bei einer festgestellten Grenzwertverletzung
schaltet das Auswertgerät
VEGAMET 391 die gesamte
Aufbereitungsanlage sicherheitsgerichtet
ab.
Das so verdichtete Gas wird
durch spezielle Kunststoff-Membranmodule
gedrückt, die aus mehreren
tausend Hohlfasern - in einem
Edelstahlrohr gebündelt – bestehen.
Die kleineren CO 2 -Moleküle sowie
der Wasserdampf können die
Mikroporen der Membran schneller
durchwandern, während sich das
wertvolle Methan an der Hochdruckseite
der Membran sammelt.
Entscheidend für die Funktion dieser
Membran und die Ausbeute an
hochreinem Methangas ist der richtige
Druck. Er wird durch einen Prozessdruckmessumformer
VEGABAR
14 erfasst und über eine stromschleifengespeiste
Anzeige VEGA-
DIS 11 angezeigt.
Durch die Verdichtung auf 10 bar
kann das aufbereitete Biogas direkt
ins öffentliche Netz eingespeist
werden. Eine aufwändige Nachverdichtung
wie bei anderen marktüblichen
Trennverfahren ist bei dieser
Technik nicht erforderlich.
Im darauf folgenden Stufen des
Aufbereitungsprozesses muss der
Volumenstrom des Gases im Bereich
von 100 bis 300 m 3 /h bedarfsgerecht
geregelt werden. Die hierzu
erforderliche präzise und gleichzeitig
wirtschaftliche Messung wird
über einen Differenzdruck-Messumformer
VEGADIF 65 mit Messblende
realisiert.
An einer weiteren Stelle in der
Aufbereitung wird der VEGADIF 65
zur Überwachung eines Feinfilters
eingesetzt.
Fazit
Stand früher die direkte Nutzung
des erzeugten Biogases vor Ort in
einem Blockheizkraftwerk im Vordergrund,
sind zunehmend Anlagen
in Betrieb, die nach entsprechender
Aufbereitung, Analyse und
Druckerhöhung hochreines Biomethan
direkt in Erdgaspipelines
einspeisen. Die eingesetzte Verfahrenstechnik
muss keinen Vergleich
mit der in der chemischen Industrie
scheuen. Das gleiche gilt auch für
die Mess- und Automatisierungstechnik.
Autor:
Dipl.-Ing. Christian Langensiepen,
Produktmanagement,
VEGA Grieshaber KG,
D-77761 Schiltach
Kontakt:
VEGA Grieshaber KG,
Birgit Wolber,
Tel. (07836) 50-415,
E-Mail b.wolber@vega.com
www.vega.com
Bild 3. Filtermodule machen aus Rohbiogas ein
hochreines Bioerdgas mit 97 % Methananteil.
Bild 4. Volumenstrommessung mit Überdruckerfassung
innerhalb des Aufbereitungsprozesses.
Bild 5. Feinfilterüberwachung.
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 337

| TECHNIK AKTUELL
|
Kompaktes BHKW-Modul der 500 kW-Klasse
Auf der diesjährigen Hannover
Messe stellt SOKRATHERM erstmals
das neuentwickelte BHKW-
Kompaktmodul GG 530 aus. Dieser
seit Anfang des Jahres serienmäßig
verfügbare BHKW-Typ ist mit seinen
geringen Abmessungen das kompakteste
Blockheizkraftwerk der
500-kW-Klasse.
Das BHKW-Kompaktmodul wird
nach einem Werksprobelauf als
Das BHKW-Kompaktmodul GG 530 im Energiebunker
Hamburg ist eines von über 1200 weltweit gelieferten
SOKRATHERM Blockheizkraftwerken.
komplette Einheit in einem Schalldämmgehäuse
mit integriertem
Schaltschrank geliefert. Dadurch
kann es in wenigen Tagen beim
Kunden angeschlossen und in Betrieb
genommen werden.
Der elektrische Wirkungsgrad
liegt mit 40 % etwa auf dem Niveau
von modernen Großkraftwerken.
Da mit dem BHKW jedoch auch die
Wärme genutzt werden kann, die
bei Großkraftwerken ungenutzt
über Kühltürme an die Umwelt abgeführt
wird, steigt der Gesamtwirkungsgrad
auf 89 %. Im Vergleich
zur bisherigen Stromerzeugung in
Großkraftwerken und Wärmeerzeugung
in herkömmlichen Heizkesseln
kann durch dezentrale Blockheizkraftwerke
ca. 30 % Primärenergie
und bis zu 60 % CO 2 gespart
werden.
Zu den weltweit über 1200 Projekten
mit SOKRATHERM Blockheizkraftwerken
im Leistungsbereich 50
bis 500 kW zählt unter anderem der
Energiebunker in Hamburg, in dem
ein mit Bio-Erdgas betriebenes
BHKW-Kompaktmodul GG 530 die
angrenzende Siedlung umweltschonend
mit Strom und Wärme
versorgt.
Mit Hilfe einer internetbasierten
iPC-Regelung ist jederzeit über eine
gesicherte Internetverbindung per
PC, Laptop oder Smartphone ein
Online-Einblick in alle wichtigen Betriebsdaten
möglich. Darüber hinaus
können die Blockheizkraftwerke
vom Betreiber aus der Ferne gesteuert
und über eine normierte
Schnittstelle in virtuelle Kraftwerke
eingebunden werden.
Kontakt:
SOKRATHERM GmbH Energie- und Wärmetechnik,
Dipl.-Kfm. Wilhelm Meinhold,
Tel. (05221) 96210,
E-Mail: w.meinhold@sokratherm.de,
www.sokratherm.de
Remote Speaker Ex-RSM Aurelis BT für kabellose
Kommunikation im Ex-Bereich
ecom instruments, internationaler
Lösungsanbieter von mobilen
Geräten zum Einsatz in explosionsgefährdeten
Bereichen, ermöglicht
erstmals die schnurlose
Verwendung eines Bluetooth Freisprechhandgerätes
in den Ex-Zonen
1 und 2, mit der eigensicheren Lautsprecher-Mikrofon-Kombination
Ex-
RSM Aurelis BT. Das Aurelis BT bietet
in Kombination mit Bluetooth fähigen
mobilen Endgeräten völlig
neue Einsatzmöglichkeiten und erleichtert
die Arbeit in extremen Situationen.
Für alle Tätigkeiten bei denen Arbeiter
und Techniker beide Hände
freihaben und gleichzeitig kommunizieren
müssen, ist die Lautsprecher-Mikrofon-Kombination
die adäquate
Lösung. Im Gegensatz zu
einem Headset schränkt die Freisprecheinrichtung
weder das Sichtfeld,
noch die Beweglichkeit des
Arbeiters ein. Durch die hohe Mikrofon-
und Lautsprecherqualität gewährleistet
das Aurelis BT einwandfreie
Verständigung selbst in besonders
lauten Umgebungen.
Zusätzlich ist das Gerät auch mit diversen
Headsets – mit und ohne
Gehörschutz – kompatibel und erweiterbar.
Kontakt:
ecom instruments GmbH,
Christian Uhl,
Tel. (062 94) 42 24-0,
E-Mail: christian.uhl@ecom-ex.com,
www.ecom-ex.com
Mai 2014
338 gwf-Gas Erdgas

| TECHNIK AKTUELL |
Domdruckregler für Gasversorgungsanlagen
Witt liefert erstmals ein auch
nachrüstbares Modul für
Domdruckregler (Domdruckminderer),
mit dem sich der Arbeitsdruck
aus der Ferne elektrisch steuern lässt.
Der Vorteil: Selbst komplexe Produktionsprozesse
können exakt und optimal
kontrolliert werden, weil der
erforderliche Gasdruck jeder Prozessstufe
automatisch übermittelt
und vom Regler eingestellt wird.
Geregelt wird dies durch speicherprogrammierbare
Steuerungen
(SPS). Die digitalen Controller steuern
das elektrische Proportionalventil
entweder über die Stromstärke
(Ampere) oder die Stromspannung
(Volt). Weil Drucktransmitter
den Hinterdruck erfassen und überwachen,
können Sollwertabweichungen
erkannt und vom System
selbsttätig kompensiert werden.
Der große Einstellbereich des Arbeitsdrucks
liege im Bereich von 0,5
bis 30 bar, teilt Witt mit. Derzeit üblich
sei das mechanische Einstellen
des Arbeitsdrucks von Hand – ein
bewährtes, aber im Vergleich zur
elektrischen Variante eher aufwändiges
und bisweilen ungenaues
Verfahren. Die elektrische
Steuerung mit der SPS-Regelautomatik
stelle überdies einen
Beitrag zur Kosteneinsparung
dar, weil die exakte
Druckregelung ein Abblasen
teuren Gases oder Prozessunterbrechungen
verhindere.
Kontakt:
WITT-Gasetechnik GmbH & Co. KG,
Herr Sebastian Lehmann,
Tel. (02302) 89010, www.wittgas.com
Mit elektrisch gesteuerten Domdruckreglern von Witt
lassen sich komplexe Produktionsprozesse vollautomatisch
fahren. Foto: Witt
EU BC&E 2014
22nd European Biomass
Conference and Exhibition
CCH - Congress Center
Hamburg, Germany
23 - 26 June 2014
The leading international platform for dialogue between
research, industry, policy and business of biomass
Programme available online
www.eubce.com
European Biomass
Industry Association
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 339

The Gas Engineer’s
Dictionary
Supply Infrastructure from A to Z
The Gas Engineer’s Dictionary will be a standard work for all aspects of construction,
operation and maintenance of gas grids.
This dictionary is an entirely new designed reference book for both engineers with
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:
• biogas • compressor stations • conditioning
• corrosion protection • dispatching • gas properties
• grid layout • LNG • odorization
• metering • pressure regulation • safety devices
• storages
Editors: K. Homann, R. Reimert, B. Klocke
1 st edition 2013
452 pages, 165 x 230 mm
hardcover with interactive eBook (online readingaccess)
ISBN: 978-3-8356-3214-1
Price € 160,–
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
www.di-verlag.de
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KNOWLEDGE FOR THE
FUTURE
Order now by fax: +49 201 / 820 02-34 or send in a letter
Deutscher Industrieverlag GmbH | Arnulfstr. 124 | 80636 München
Yes, I place a firm order for the technical book. Please send
— copies of the The Gas Engineer’s Dictionary
1st edition 2013, plus ebook (ISBN: 978-3-8356-3214-1)
at the price of € 160,- (plus postage and packing extra)
Company/Institution
First name, surname of recipient (department or person)
Street/P.O. Box, No.
Country, Postalcode, Town
reply / Antwort
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E-Mail
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In order to accomplish your request and for communication purposes your personal data are being recorded and stored.
It is approved that this data may also be used in commercial ways by mail, by phone, by fax, by email, none.
this approval may be withdrawn at any time.
Date, signature
PATGED2013

| TECHNIK AKTUELL |
Neue Schlauchgrößen erweitern Produktsortiment
der Primus Line® Technologie
Für den internationalen Markt
und um individuelle Einsatzbedarfe
der Auftraggeber bedienen zu
können, erweitert die Rädlinger primus
line GmbH nun ihre Produktpalette
um zusätzliche Durchmessergrößen.
Ab sofort wird der Primus
Line Schlauch auch speziell für Wasser-,
Öl- und Gashochdruckleitungen
mit einem Durchmesser von
350 mm bzw. 450 mm produziert.
Der Liner zum Einzug für Rohrleitungen
DN 350 hat einen äußeren
Durchmesser von 309 mm und
einen entsprechenden inneren
Durchmesser von 297 mm. Er ist für
einen Betriebsdruck von bis zu
21 bar beim Transport des Mediums
Wasser bzw. von bis zu 13 bar für
den Transport von Gas und Öl geeignet.
Über einen Außendurchmesser
von 402 mm und einen Innendurchmesser
von 390 mm verfügt
der passende Primus Line
Schlauch für Hochdruckleitungen
DN 450. Im Bereich Wasser liegt der
maximale Betriebsdruck bei 16 bar,
in den Bereichen Öl und Gas bei
10 bar. Außerdem erarbeitete die
Rädlinger primus line GmbH in den
letzten Monaten kundenspezifische
Sonderlösungen, wie z.B. einen Primus
Line Schlauch mit einem Außendurchmesser
von 150 mm und
einem inneren Durchmesser von
137 mm. Der Liner wird zum Transport
von Wasser eingesetzt und
kann einem Betriebsdruck von
47 bar standhalten. Verwendet wurde
er zur Erneuerung eines Altrohrs
mit einem Innendurchmesser von
175 mm. Außerdem entwickelte das
Team von Primus Line einen Sonderdurchmesser
(SD) von 203 mm
mit einem entsprechenden inneren
Durchmesser von 191 mm. Er diente
zur Sanierung einer Wasserleitung
mit einem Innendurchmesser von
225 mm und eignet sich für einen
Betriebsdruck von bis zu 35 bar.
Die individuell passenden Lösungen
gewährleisten größtmögliche
Durchflussmengen.
Kontakt:
Rädlinger Primus Line GmbH,
Stephanie Limbrunner,
Tel. (09971) 4003 136,
E-Mail: stephanie.limbrunner@raedlinger.
com,
www.primusline.com
Gas-Brennwert-Wandkessel erhält vier Plus X Awards
OERTLI hat sein Produktportfolio
um den Gas-Brennwert-Wandkessel
GMR 2025 Condens erweitert.GMR
2025 Condens mit einem
Leistungsbereich von 5,6-24 kW ist
für die Beheizung von einem direkten
Heizkreis und Warmwasser konzipiert.
Der Wandkessel besitzt serienmäßig
eine Hocheffizienz-Pumpe
der Klasse A und wird mit einem
Raumgerät geliefert, welches auf
Wunsch auch per Funk kommunizieren
kann.
Durch die kompakte Modulbauweise
besteht das Gerät aus sehr
wenigen Komponenten, und wiegt
ohne den serienmäßigen Montagerahmen,
der das Ausdehnungsgefäß
aufnimmt, nur ca. 18 kg (mit separat
zu montierendem Rahmen
nur ca. 23 kg). Dadurch ist die Montage
durch eine Person problemlos
möglich. Mit einer Breite von lediglich
370 mm und einer Höhe von
550 mm ist GMR 2025 Condens für
die Sanierung und den Neubau gleichermaßen
geeignet.
Das Herzstück ist die Kompakt-
Einheit, bestehend aus Brenner,
Gasarmatur, Gebläse, Venturi, Feuerungsautomat
und Mischkammer.
Nach notwendigem Austausch einer
defekten Komponente wird diese
im Werk repariert und als regeneriertes
Serviceteil in den Kreislauf
zurückgeführt. Lediglich ein 30 mm
Gabelschlüssel und ein Kreuzschlitz-
Schraubendreher sind für die Arbeiten
am Gerät notwendig.
Kontakt:
www.Oertli.de
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 341

| TECHNIK AKTUELL
|
Sicherheit für Rohrleitungen durch farbige
Edelstahl-Markierungen
Bei Betriebsdrücken über 0,5 bar
sowie bei entzündlichen, ätzenden
oder giftigen Medien ist die
Überwachung von Rohrleitungen
und Armaturen auch laut Druckgeräterichtlinie
und Betriebssicherheitsverordnung
gesetzlich vorgeschrieben.
Eine sichtbare und
dauerhafte Kennzeichnung der
Rohrleitungen ist dabei eine wichtige
Komponente. Neben Druck, Temperatur
und Art des Durchflussmediums
müssen besonders die entscheidenden
Prüffristen jederzeit
klar und schnell zu erfassen sein.
Gerade Unternehmen mit mehreren
Standorten profitieren von einer
einheitlichen Kennzeichnung. Die
Edelstahlbänder mit wärmestabilem
PPA-Kunststoff farbig beschichtet
von Bormann & Neupert können
aufgrund ihrer hohen Zugfestigkeit
mehrere Rohrleitungen bündeln.
Material und Beschichtung sind
langfristig korrosions- und
witterungsbeständig, halogenfrei und
schwer entflammbar – zudem robust
bei mechanischer Beanspruchung.
Zum Anbringen werden spezielle
Handzangen empfohlen. Sie spannen,
verschließen und schneiden
das Band in nur einem Arbeitsschritt.
Dabei legt sich das Band eng
um alle Arten von Leitungen, ohne
diese zu beschädigen. Auch der
patentierte besonders flache Verschluss
der Bänder verhindert Beschädigungen.
Die Edelstahlbänder
eignen sich in Standardausführung
zur Kennzeichnung von Rohrleitungen
mit Durchmessern bis zu
drei Metern. Für weitere Daten, die
zusätzlich zur Farbcodierung angebracht
werden sollen, lassen sich
die Bänder mit Edelstahlschildern
kombinieren. Diese stehen in passenden
Abmessungen zur Verfügung und
werden wahlweise per Nadeldrucker,
Laser oder Prägung beschriftet.
Kontakt:
Bormann & Neupert GmbH & Co.KG,
Tel. (0 211) 93055 0,
E-Mail: info@bormann-neupert.de,
www.bormann-neupert.de
Kalkulationssoftware unterstützt Integrationsprozess
dezentraler Anlagen
ECG Erdgas-Consult GmbH (ECG)
hat mit Smart Energy Solutions
ein neuartiges Lösungsverfahren
konzipiert, um Energieversorger bei
der Integration dezentraler Anlagen
in ihr Portfolio nachhaltig zu unterstützen.
Zu Beginn jedes Integrationsprozesses
wird die Errichtung einer
neuen Anlage explizit geplant.
Mittels der ECG-Kalkulationssoftware
können eine Vielzahl von Parameter
berücksichtigt und die Rentabilität
der Anlagen ermittelt werden. Des
Weiteren können damit interaktive
Risiko- und Sensitivitätsanalysen
durchgeführt werden, um die Belastbarkeit
des Investitionsvorhabens
abzuschätzen. Um anlagespezifische
Stamm- und Bewegungsdaten benutzerfreundlich
und zentral abzulegen
hat ECG ein Anlagenbuch
entwickelt. Es verwaltet sowohl technische
als auch kommerzielle Daten
des Erzeugungsparks. Gleichzeitig
dient es als Datendrehscheibe, um
Daten zu importieren und diese an
andere Systeme zu exportieren. Auf
dieser Grundlage werden in dem
Monitoring -Cockpit von ECG Zustandsinformationen
und Messwerte
von Anlagen, Anlagengruppen als
auch vom gesamten Anlagenbestand
angezeigt. Auf Basis anlagespezifischer
Daten, Markt- und Prognosedaten
werden kundenspezifische
Informationen generiert und
in graphischen Anwendungen (Widgets)
transparent visualisiert. Verfügen
dezentrale Anlagen über ein
Kommunikations- und Steuerungsmodul,
ist die leittechnische Einbindung
in ein zentrales Steuerungs-
Cockpit eines virtuellen Kraft werkes
möglich. Mittels energetischer Optimierung
unter Berücksichtigung aller
anlage spezifischen Daten sowie
Erzeugungs-, Verbrauchs- und
Marktprognosen, werden kostenminimale
Anlagenfahrpläne und das
dazugehörige Vermarktungsregime
erstellt. Die Steuerbarkeit von Anlagen
bietet Energieversorgern nicht
nur die Möglichkeit, komfortabel
neue Vermarktungswege zu erschließen,
sondern auch prozesssicher
Lastverschiebungen im Verbund zu
koordinieren und netzstabilisierende
Aufgaben wahrzunehmen.
Kontakt:
ECG Erdgas-Consult GmbH,
Tel. (0341) 443-1744, E-Mail:
kontakt@ecg-leipzig.de, www.ecg-leipzig.de
Mai 2014
342 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
Regelwerk Gas / Wasser
Erscheinung des Gelbdruckes GW 350 „Schweißverbindungen an Rohrleitungen aus
Stahl in der Gas- und Wasserversorgung“
Die Einspruchsfrist endet am
31.8.2014
Im Zuge der Überarbeitung der
Basisnorm DIN EN 12732 „Gasinfrastruktur
– Schweißen von Rohrleitungen
aus Stahl – Funktionale Anforderungen“
wurde auch das DVGW-
Arbeitsblatt GW 350 einer grundlegenden
Durchsicht unterzogen.
Die daraus resultierenden Änderungen
beinhalten neben einer
redaktionellen Überarbeitung auch
die Anpassung der Referenznormen
sowie die Integration der Qualitätsanforderungsstufe
A in B.
Auf Grundlage der DIN EN 12732
wurde der Prüfumfang für Rundnähte
an Leitungen der Qualitätsanforderungsstufe
D (MOP > 16 bar)
auf 100 % erhöht.
Im Sinne einer besseren Anwendbarkeit
wurde letztendlich die
Struktur des Arbeitsblattes umfassend
überarbeitet.
Die Fertigstellung des Entwurfes
und die Freigabe zur Veröffentlichung
als Gelbdruck durch das TK
„Werkstoffe und Schweißtechnik“
erfolgte im März 2014.
Preis:
€ 39,37 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 52,49 für
Nichtmitglieder.
Agnes Schwigon,
Bereich Gasversorgung
Prüfgrundlage GW 335-B4 „Metallene Verbinder für Kunststoffrohrsysteme in der
Wasserverteilung“ als Weißdruck erschienen
Die Prüfgrundlage GW 335-B4 gilt
für metallene Formstücke mit mechanischen
oder Steckmuffenverbindungen
(auch Werkstoffübergangsverbinder)
für Polyethylenrohre
(SDR 11, SDR 17) gemäß
DVGW GW 335-A2 (A), GW 335-A3
(A) und DVGW VP 640 sowie PVC-
Rohre gemäß DVGW GW 335-A1 (A)
und DVGW VP 654 (PVC-O) für die
Wasserverteilung nach DVGW W
400-1 (A) bis 16 bar und bis Außendurchmesser
d ≤ 160 mm.
Diese Prüfgrundlage wurde vom
Projektkreis „Metallische Werkstoffe
in Wasserversorgungssystemen“ im
Technischen Komitee „Bauteile Wasserversorgungssysteme“
erarbeitet.
Sie kann als Grundlage für die Zertifizierung
von metallenen Verbindern
für die Wasserverteilung herangezogen
werden.
GW 335-B4 basiert auf den Anforderungen
und Prüfungen von
DIN EN 12842, wobei bei der Erarbeitung
ebenfalls darauf geachtet
wurde, dass die Anforderungen der
DIN 8076 und ISO 14236 nicht unterschritten
wurden.
Diese Prüfgrundlage ersetzt teilweise
(wasserseitig) die DVGW-Prüfgrundlage
VP 600.
Preis:
€ 17,61 + MwSt. und Versand kosten für
DVGW-Mitglieder und € 23,49 für
Nichtmitglieder.
Regelwerk Gas
Korrekturblatt zu DVGW G 5600-1 (P), Oktober 2013 „Werkstoffübergangsverbinder
aus Metall für Gasrohrleitungen aus Polyethylen“ Anforderungen und Prüfungen
Erst während der Praxis zeigt sich
die gänzliche Anwendbarkeit eines
Regelwerkes. So wurde ersichtlich,
dass bei der Durchführung
der Prüfungen laut Tabelle 1 der
DVGW-Prüfgrundlage G 5600-1, die
gewählte Reihenfolge nicht praxistauglich
war und die Tabelle dahingehend
überarbeitet werden
musste. Bei der Prüfung der Ausreißsicherheit
(4.8) wurde diese, wegen
der in der Praxis nicht auftretenden
hohen Kräfte, auf
Werkstoffübergangsverbinder mit
PE-Rohraußendurchmesser d ≤ 63
mm beschränkt. Mehrere Formulierungen
wurden ebenfalls überarbeitet.
Preis:
kostenlos
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 343

| TERMINE
|
##
Pipeline Technology Conference
12.–14.5.2014, Berlin
www.pipeline-conference.com
##
Branchentreffen Erdgasmobilität
15.5.2014, Berlin
www.erdgas-mobil.de
##
Neuerungen zum Explosionsschutz für Gasversorgungsanlagen
4.6.2014, Düsseldorf
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
##
MEORGA – MSR Spezialmesse
4.6.2014, Leverkusen
www.meorge.de
##
Biogas-Workshop
5.–6.6.2014, Augsburg
DVGW-Forschungsstelle am EBI in Karlsruhe, Frau Klesse, Tel. 0049 (0) 721 96402-20,
E-Mail: klesse@dvgw-ebi.de, www.dvgw-ebi.de
##
gwf und figawa – 7. Fachkongress smart energy 2.0
17.–18.6.2014, Essen
www.gwf-smart-metering.de
##
22. Europäische Biomasse Konferenz und Ausstellung
23.–26.6.2014, Hamburg
www.eubce.com
##
Planung, Neuerung und Errichtung von Biogas-Einspeiseanlagen
25.–26.6.2014,
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
##
Außerordentliche DVGW-Mitgliederversammlung
2.7.2014, Bonn
DVGW, E-Mail: asarow@dvgw.de
##
8. Praxistag Korrosionsschutz
2.7.2014, Gelsenkirchen
www.praxistag-korrosionsschutz.de
##
Blitzschutzsysteme für Gas-Druckregel- und -Messanlagen
11.9.2014, Bad Kissingen, Hannover
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
##
MEORGA – MSR Spezialmesse
17.9.2014, Ludwigshafen
www.meorge.de
##
gat/wat 2014
29.9.–1.10.2014, Karlsruhe
DVGW, E-Mail: asarow@dvgw.de
# # MEORGA – MSR Spezialmesse
5.11.2014, Bochum
www.meorge.de
Mai 2014
344 gwf-Gas Erdgas

MT-Energie GmbH | FIRMENPORTRÄT |
MT-Energie GmbH
Biogasanlage und Gasaufbereitungsanlage am Standort der MT-Gruppe in Zeven.
Firmenname/Ort:
Geschäftsführung:
Geschichte:
Beteiligungen:
Kooperation(en):
Mitarbeiterzahl: 500
Exportquote: 50 %
Produktspektrum:
MT-Energie GmbH / Zeven
Markus Niedermayer (CEO), Dr. Karsten
Wünsche (COO), Sören Schleider (CFO)
Firmengründer Christoph Martens zählt zu
den „Urgesteinen“ der Biogasbranche. 1995
gründete er das Ingenieurbüro IDEA, aus
dem im Jahr 2001 die MT-Energie GmbH
hervorging. Bis heute hat das Unternehmen
ca. 600 Biogasprojekte realisiert, davon
rund 100 in internationalen Märkten.
Über die Tochtergesellschaft MT-BioMethan
kann MT-Energie das komplette Spektrum
der Gasaufbereitungs- und Einspeisetechnologie
anbieten. Zudem gibt es eine Beteiligung
an der Firma ETOGAS, einem Spezialisten
für das Power-to-Gas-Verfahren.
Mit der Firma Big Dutchman gibt es eine internationale
Vertriebskooperation. Big
Dutchman gehört zu den weltweit führenden
Anbietern von Fütterungsanlagen und
Stalleinrichtungen.
Als Hersteller von schlüsselfertigen Biogasanlagen
aller Größenklassen bietet MT-
Energie das komplette Spektrum der Biogastechnologie
an. Dazu kommen diverse
Komponenten wie Tragluftfolienabdeckungen,
Eintragssysteme oder Rührwerkstechnik.
Produktion:
Diverse Biogaskomponenten werden selbst
hergestellt bzw. von spezialisierten Firmen
produziert. Dazu zählen beispielswese die
Tragluftfolienabdeckungen, sämtliche Eintragssysteme
oder auch kleine Teile wie
Überdrucksicherungen.
Wettbewerbsvorteile: MT-Energie legt größten Wert darauf, wirtschaftlich
effiziente und qualitativ hochwerte
Biogasprojekte zu realisieren. Das
Unternehmen arbeitet permanent daran,
die Biogastechnologie weiterzuentwickeln.
Zertifizierung: Die MT-BioMethan GmbH wurde 2012
durch ein Wiederholungsaudit des TÜV-
Rheinland geprüft und nach ISO 9001 rezertifiziert.
Darüber hinaus ist das Unternehmen
ein qualifizierter Schweißfachbetrieb
nach EN ISO 3834-3.
Servicemöglichkeiten: Das Unternehmen legt größten Wert auf eine
professionelle technische und prozessbiologische
Betreuung der Biogasanlagen
und bietet ein breit gefächertes Leistungsspektrum
an.
Internetadresse:
Ansprechpartner
www.mt-energie.com
Hendrik Wilcke (Vertrieb Biogasanlagen
Deutschland)
Tel. 04281/98 45 0
E-Mail: Hendrik.Wilcke@mt-energie.com
Mai 2014
gwf-Gas Erdgas 345

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
Torsten Frank, NetConnect Germany GmbH & Co. KG, Ratingen
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, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher
Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe
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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Redaktion:
Elisabeth Terplan, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-43, Fax +49 89 203 53 66-99,
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Redaktionsbüro:
Birgit Lenz, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-23, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: lenz@di-verlag.de
Verlag:
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH,
Arnulfstraße 124, 80636 München,
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Internet: http://www.di-verlag.de
Geschäftsführer:
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Spartenleiter: Stephan Schalm
Anzeigenabteilung:
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Anzeigenverwaltung:
Eva Feil, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-11, Fax +49 89 203 53 66-99,
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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.
Jahresabonnementpreis:
Print: 360,– €
Porto Deutschland 30,– / Porto Ausland 35,– €
ePaper: 360,– €
Einzelheft Print: 39,– €
Porto Deutschland 3,– € / Porto Ausland 3,50€
Einzelheft ePaper: 39,– €
Abo plus (Print und ePaper): 498,– €
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für das übrige Ausland sind sie Nettopreise.
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Mai 2014
346 gwf-Gas Erdgas

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gwf-Gas Erdgas 351

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INTERNATIONAL GAS BUSINESS
This magazine for smart gas technologies, infrastructure and utilisation
features technical reports on the European natural gas industry as well as
results of research programmes and innovative technologies. Find out more about
markets, enterprises, associations and products of device manufacturers.
Each edition is completed by interviews with major company leaders and
interesting portraits of key players in the European business.
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Gas applications Grid infrastructure Measurement
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to Readers’ Service gas for energy, P.O. Box 91 61, 97091 Wurzburg, Germany. After the first period the agreement can be
terminated in writing with 2 months notice to the end of each year. In order to accomplish your request and for communication
purposes your personal data are being recorded and stored.
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PAGFE2014

INSERENTENVERZEICHNIS
Firma
Seite
DVGW e.V., Bonn 299
ETA-Florence-Renewable Energies, I Florence 343
Ing.Büro Fischer-Uhrig, Berlin 295
MEORGA GmbH, Nalbach 289
Meteomind GmbH, München 323
Plasson GmbH, Wesel am Rhein 283 / 285
RMG Regel + Meßtechnik GmbH, Kassel
Titelseite
Schütz Meßtechnik GmbH, Lahr 279
Viega GmbH & Co. KG, Attendorn 297
Marktübersicht 351 bis 355
3-Monats-Vorschau 2014
Ausgabe Juni 2014 Juli/August 2014 September 2014
Anzeigenschluss:
Erscheinungstermin:
Themen-Schwerpunkt
Fachmessen/
Fachtagungen/
Veranstaltung
(mit erhöhter Auflage und
zusätzlicher Verbreitung)
06.05.2014
04.06.2014
Gas-Plus-Technologien/
Gasmess- und -regelungstechnik
02.07.2014
29.07.2014
Energiespeicherung und Gasproduktion/
-transport
DVGW- EBI Erfahrungsaustausch der
Chemiker und Ingenieure des Gasfachs
Dortmund, 11.–12.09.2014
Renexpo ®
Augsburg, 25.–28.09.2014
26.08.2014
22.09.2014
Messe Special gat
gat 2014
Karlsruhe, 29.09.–01.10.2014
InOGE Expo
Berlin, 07.–90.10.2014
Änderungen vorbehalten

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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Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
1. Auflage 2014 – ISBN: 978-3-8356-7122-5 für € 80,– (zzgl. Versand)
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