gwf Gas/Erdgas Power-to-Gas Anlage (Vorschau)

9/2014
Jahrgang 155
gat 2014
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398

DL230 für RLM-Kunden:
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| STANDPUNKT |
Energierecht = Steuerrecht?
Was für eine einfältige Überschrift!
Auch der/die Nicht-Fachmann/frau
wissen doch sofort, dass die fundamentalen
Unterschiede beider Rechtssysteme
keine, aber auch gar keine Verwandtschaften
erkennen lassen. Ersteres ist ein branchenspezifisches
Rechtsgebiet, Letzteres regelt branchenunabhängig
die Besteuerung von z. B.
Einkommen und Erträgen, Vermögen oder
Warenströmen.
Oder gibt es vielleicht doch Gemeinsamkeiten,
die einen Vergleich nahelegen? Das
deutsche Steuerrecht ist weit über 100 Jahre
alt und wurde von mehreren äußerst unterschiedlichen
politischen Systemen geprägt.
Das aktuelle Energierecht basiert auf dem
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vom Juli
2005, welches eine völlige Neufassung des
EnWG 1935 darstellt. 2005 wurden neben
dem EnWG, einem Art „Grundgesetz“ der
Energiewirtschaft, vier Verordnungen (Gasund
Stromnetzzugang, Gas- und Stromnetzentgelte
– so einfach) erlassen. Es ist also
vergleichsweise sehr jung. Und wie sieht es
heute, neun Jahre später aus? Das EnWG ist
kaum noch wiederzuerkennen. Die Paragraphen
„wuchern“ in Tiefe und Breite.
Ich höre schon Stimmen, die da sagen:
Besser eine umfassende rechtliche Regelung,
wenn dadurch gerichtliche Auseinandersetzungen
vermieden werden können, da die
Klarheit erhöht ist! Ich kann nicht erkennen,
dass eine hohe Regelungsdichte zu weniger
Rechtsstreitigkeiten führt (siehe das Steuerrecht).
Eher das Gegenteil ist aufgrund der
großen Komplexität zu beobachten und weiterhin
zu vermuten. Die Anzahl der Paragraphen
wird in einem atemberaubenden Tempo
mittels Buchstaben erweitert, innerhalb der
Paragraphen wird mit dem gleichen Mittel die
Anzahl der Absätze vermehrt. Diese Vorgehensweise
führt dann zu ganzen „Paragraphenfamilien“,
wie z. B. §§ 21a bis i EnWG. Man
muss ja fast den Eindruck haben, als wenn das
Mess- und Zählwesen der Bauchnabel der
deutschen Energiewirtschaft und das zentrale
energiewirtschaftliche Problem mit erheblichem
regulatorischen Bedarf ist!
Das deutsche Steuerrecht gilt als sehr
komplex, kaum noch, auch von Steuerrechtsexperten,
in seiner Gesamtheit zu überschauen
und nicht als „exportfähig“. Und das deutsche
Energierecht? Die Anzahl der Gesetze neben
dem EnWG und die vermehrte Anzahl der Verordnungsermächtigungen
– es gibt mittlerweile
mit der Ausgleichsmechanismus-
Ausführungsverordnung eine Verordnung zur
(Ausgleichsmechanismus-) Verordnung – ist
kaum noch in ihrer Gesamtheit zu durchdringen.
Hinzu kommt die hohe Komplexität
der Rechtsvorschriften. Legendär ist diesbezüglich
das Erneuerbare-Energien-Gesetz.
Vermehrt wird die rechtstechnische Breite
noch um Urteile der Gerichte (insbesondere
des OLG Düsseldorf), Entscheidungen der
Bundesnetzagentur, der Landesregulierungsbehörden
und des Bundeskartellamtes. Positionspapiere
der vorgenannten Behörden, aber
auch zahlreich erscheinende Gutachten und
Fachpublikationen stellen weitere Quellen
energierechtlicher Erkenntnisse dar.
Ist nun das deutsche Energierecht mit dem
deutschen Steuerrecht hinsichtlich der Komplexität
zu vergleichen? Vergleicht man die
Zeiträume, die nötig waren, so zu werden, wie
es ist, dann tut man dem deutschen Steuerrecht
Unrecht. Weit über 100 Jahre liegen dem
Steuerrecht zu Grunde und damit auch Zeit,
so zu werden, wie es ist. Und man stelle sich
einmal vor, die Entwicklungsgeschwindigkeit
des Energierechts hält unverändert an. Wie
sieht das Energierecht dann in zehn oder
zwanzig Jahren aus (von 100 Jahren will ich
gar nicht reden)?
Zurück zu den Alltagsproblemen. Das diesjährige
Programm der GAT gibt einen guten
Überblick, wo aktuell der Schuh in der Energie-
und insbesondere in der Gaswirtschaft
drückt. So wird beispielsweise über eine
effi ziente Energieversorgung, die L-H-Gas-
Marktraumumstellung, Power-to-Gas, die
Gasversorgungssicherheit in Europa und die
Harmonisierung der Gasbeschaffenheit in
Karlsruhe diskutiert werden. Genug Themen,
die einer Lösung bedürfen und die die deutsche
Gaswirtschaft nicht nur vor Herausforderungen
stellt, sondern auch Geschäftschancen
bietet. Es gibt viel zu tun – packen wir es an!
Dr. Gerrit Volk
Bundesnetzagentur
September 2014
gwf-Gas Erdgas 513

| INHALT
|
Praxiserfahrungen mit der Power-to-Gas Anlage der Thüga-Gruppe.
Seite 608
Der Netzentwicklungsplan Gas der deutschen FNB.
Seite 642
Fachberichte
Gasbeschaffenheit
602 M. Kleemiß
Status Quo der L-Gas-Versorgung in
Deutschland und den Niederlanden-
Konsequenzen für KoV & NEP
Status quo of L-gas supply in Germany and the
Netherlands, consequences for the cooperation
agreement and the national grid development plan
Power-to-Gas
608 J. Antoni, P. Birkner, H. Fiedler,
G. Walther und E. Wanke
Praxiserfahrungen – Power-to-Gas
Anlage der Thüga-Gruppe
Practical experience – the power to gas plant of
the Thügagroup
Gasversorgung
614 J. Nuhn
Sibirisches Erdgas ist für die Versorgung
Nord-West-Europas wesentlich
Siberian gas essential for the energy supply
North-West Europe
Gasbeschaffenheit
618 Chr. Schreckenberg
Auswirkungen eines „freien“ Gasmarktes
auf die gastechnische
Anwendung
Impact of an „open“ gas market on gas applications
Neue Technologien
624 St. Siegemund
Erdgasfahrzeuge: Imageträger und
Problemlöser? Erfahrungen und
Ergebnisse der Initiative Erdgasmobilität
Natural gas vehicles: „image bearer and problem
solver? Experiences and results of the German
initiative for natural gas-based mobility
Kraft-Wärme-Kopplung
632 J. St. Kukuk
Hemnisse und Lösungswege
zum BHKW-Ausbau
Avoiding barriers for cogeneration
September 2014
514 gwf-Gas Erdgas

| INHALT |
Moderne europäische Gasmessanlage sichert europäische Versorgung
mit Erdgas. Ab Seite 662
Produktstrecke im gat-Sonderteil.
Ab Seite 545
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 515

| INHALT
|
Interview mit Dr. Gerald Linke, Hauptgeschäftsführer des DVGW.
Seite 541
Gas Combustion Units für zwei LNG-Tanker.
Seite 642
636 U. Eckstein
Gasbetriebene Blockheizkraftwerke
und passende Adsorptionskältemaschinen
Gas-fired CHP combined with Adsorption Chiller
Gasversorgung
642 Fernleitungsnetzbetreiber
Biogas
Der Netzentwicklungsplan Gas der
deutschen Fernleitungsnetzbetreiber
Network development plan of German Transmission
System operators
650 H. von Canstein
Optimierungspotenziale bei der
Biogaseinspeisung
Potentials for the optimization of biomethane
plants
Neue Technologien
656 U. Dietze und M. Kramer
Markteinführung der PEM
Brennstoffzelle
Market introduction of PEM- Fuel Cell Technology
Mess- und Regeltechnik
662 R. Hartmann und K. Eberlein-Schott
Die modernste europäische Gasmessanlage
an einer Anladestation
sichert die europäische Versorgung
mit Erdgas
The most modern European gas measuring station
at a landfall secures the European supply of
natural gas
666 M. Friedchen und A. Zajc
Standardisierte Anschlusseinheiten
für mobile Gasqualitätsmessung
Standardized docking station for a gas quality
measurement installed on a trailer
gat Special
547 Grußwort
548 Programm
552 Produktstrecke zur Ausstellung
592 Ausstellerverzeichnis
September 2014
516 gwf-Gas Erdgas

| INHALT |
Personalveränderung bei Wintershall.
Ab Seite 530
Aus der Praxis: Kalibrieren in Gefahrenbereichen
Seite 672
Interview
678 Technik Aktuell
541 gwf-Gas | Erdgas im Gespräch mit Dr. Gerald
Linke, Hauptgeschäftsführer des DVGW
Nachrichten
679 Regelwerk
520 Märkte und Unternehmen
528 Forschung und Entwicklung
530 Personen
532 Veranstaltungen
Firmenporträt
685 Gas Union GmbH
538 Verbände und Vereine
Im Profil
588 Die DVGW Cert GmbH
670 Zukunft ERDGAS e.V.
Rubriken
513 Standpunkt
518 Faszination Gas
Aus der Praxis
672 Kalibrieren in Gefahrenbereichen
684 Termine
685 Impressum
September 2014
gwf-Gas Erdgas 517

FASZINATION GAS

Erdgas als Schlüsselressource zur
Integration erneuerbarer Energien.
Rohrstrang der Erdgaspipeline Opal
im Windpark bei Doernthal.
© Wintershall Holding GmbH.

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Bayerngas hat Bohrung in der Lizenz Reudnitz
gestartet
Die Bayerngas GmbH hat mit der
Bestätigungsbohrung in der Lizenz
Reudnitz, Oder-Spree-Region,
begonnen. Das Unternehmen vermutet
in einer Tiefe von ca. 2.700 m
in einer Rotliegend-Sandsteinschicht
Erdgas. Anhaltspunkte dafür liefern
zwei Altbohrungen aus den Jahren
1964 und 1989.
Der Bohr- und Testbetrieb auf
dem befestigten Gelände zwischen
der Stadt Beeskow und dem Ort
Schneeberg wird bis mindestens in
den September andauern. In diesem
Zeitraum wird auch der ca. 40 m hohe
Mast der Bohranlage sichtbar
sein, der zum Anheben des Bohrgestänges
und der Verrohrung dient.
Falls Bayerngas mit der Bestätigungsbohrung
fündig wird, wird
der Gaszufluss über mehrere Tage
geprüft. Sichtbares Zeichen für diese
Phase wird ein Fackelschein sein,
da das durch Eigendruck herausströmende
Gas an der Oberfläche
zunächst verbrannt wird. Sollte es
zu einem späteren Zeitpunkt zu einer
Förderung kommen, würde das
Gas über unterirdische Leitungen
zur Aufbereitungsanlage und dann
weiter in ein bestehendes Pipelinesystem
transportiert werden.
Sowohl die Bohrung als auch die
Testförderung erfolgen mit konventionellen
und bewährten Methoden.
Das Unternehmen geht von
normalen Druck- und Temperaturverhältnissen
sowie Gesteinseigenschaften
und -strukturen in der konventionellen
Erdgaslagerstätte aus.
Diese Erkenntnisse haben die Geologen
insbesondere aus den Daten
der Altbohrungen und eigenen
seismischen Messungen gewonnen.
Abhängig von den Ergebnissen
der Bohrung wird es weitere
seismische Untersuchungen in der
Region geben.
OMV forscht intensiv an Wasserstoff als
alternativem Treibstoff
Die OMV rüstet sich für die künftigen
Trends in der Mobilität.
Wasserstoff wird sich in den kommenden
Jahren zu einer wichtigen
Alternative für Autofahrerinnen und
Autofahrer sowie Autohersteller
entwickeln.
Wasserstoff ist für die OMV die
erste Wahl bei Treibstofftechnologien
der Zukunft. Bereits heute kann
die nötige Infrastruktur für den Betrieb
von Kraftfahrzeugen mit
Brennstoffzelle zur Verfügung gestellt
werden. Die erste öffentliche
Wasserstoff-Tankstelle Österreichs
wurde 2012 in Wien eröffnet. Weitere
Projekte folgen. Noch heuer soll
eine Wasserstoff-Tankstelle im Raum
Innsbruck in Betrieb gehen. In
Deutschland ist die OMV Partner
der „Initiative H 2 Mobilität“, die bis
2023 rund 400 öffentliche Wasserstoff-Tankstellen
bringen soll.
Schon heute werden in der Raffinerie
Schwechat rund 100.000 t
Wasserstoff jährlich produziert. Basis
dafür ist Erdgas. Die Brennstoffzelle
ermöglicht selbst bei Verwendung
von Wasserstoff aus fossiler Produktion
eine Senkung der CO 2 -Emission
um rund 50 %. Für die kommenden
Jahre sind im Rahmen des OMV Forschungsbudgets
rund € 20 Mio. als
Sockelbetrag für die Wasserstoff-Entwicklung
vorgesehen.
Im Rahmen des Forschungsprojektes
„Power to Gas“ arbeitet die
OMV gemeinsam mit Partnern an
besseren Nutzungsmöglichkeiten
für Strom aus erneuerbaren Energien.
Kernpunkt dabei ist die Umwandlung
von Strom in Wasserstoff
(Wind2Hydrogen). Strom wird für
die Elektrolyse von Wasser in Wasserstoff
und Sauerstoff genutzt. Der
Vorteil dabei: Strom in Form von
Wasserstoff kann – über den Zwischenschritt
der Elektrolyse – leichter
gespeichert und durch das bestehende
Erdgasnetz transportiert
werden. In den kommenden Monaten
werden die entsprechenden
Forschungsanlagen installiert.
Auch die Vorbereitung für die
fernere Zukunft ist der OMV ein
wichtiges Anliegen. Gemeinsam
mit den Experten des Christian
Doppler Labors an britischen Universität
Cambridge wird an der Gewinnung
von Wasserstoff aus Wasser
und Sonnenenergie geforscht.
Diese Forschungstätigkeit sieht die
OMV als einen wesentlichen Beitrag
für eine erneuerbare Energiewirtschaft.
September 2014
520 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
EnBW erwirbt Anteile von Eni am Joint Venture im
Gasbereich
Die EnBW Energie Baden-Württemberg
AG (EnBW) wird den
50 %igen Anteil der Eni Gruppe,
Rom, an der EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft
mbH, Stuttgart,
und damit indirekt 50 % an der
Gasversorgung Süddeutschland
GmbH (GVS) und 50 % an der terranets
bw GmbH übernehmen. EnBW
und Eni hatten das Gemeinschaftsunternehmen
2002 gegründet.
Die GVS versorgt Weiterverteiler
und Industriekunden in
Deutschland, Österreich und der
Schweiz. Im Jahr 2013 wurde bei
einem Gasabsatz von 56 TWh und
88 Mitarbeitern ein Umsatz in Höhe
von 1,6 Mrd. € erzielt.
Die terranets bw stellt als unabhängiger
Fernleitungsnetzbetreiber
(ITO) den diskriminierungsfreien
Transport von Erdgas über ihr knapp
2.000 km langes Netz sicher und gewährleistet
für ihre Kunden eine technisch
zuverlässige Versorgung. Mehr
als zwei Drittel aller Städte und Gemeinden
in Baden-Württemberg sowie
Teile der Schweiz, Vorarlbergs
und des Fürstentum Liechtensteins
sind an das Netz der terranets bw angebunden.
Seit Anfang des Jahres
wird zusätzlich die Nordschwarzwaldgasleitung
gebaut. Daneben verfügt
terranets bw über ein rund 2.000 km
langes Telekommunikationsnetz und
bietet eine Vielzahl technischer
Dienstleistungen an. Im Jahr 2013
wurde mit 190 Mitarbeitern ein Umsatz
von 105 Mio. € erzielt. Der Erwerb
der bislang von Eni gehaltenen
Anteile durch EnBW steht noch unter
dem Vorbehalt der Zustimmung
durch die zuständigen Kartellbehörden.
Über den Kaufpreis wurde vertraglich
Stillschweigen vereinbart.
Sicherheit durch Qualität!
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 521

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Neue Versicherung schafft Vertrauen in die
Investition von Blockheizkraftwerken
Am 1. August trat das Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) in
Kraft. Die neuen Regelungen zur
EEG-Umlagepflicht auf Eigenstrom
stellen Betreiber von Blockheizkraftwerken
(BHKW) vor hohe Anforderungen.
Die Amortisierung der Investitionen
verlängert sich durch
die EEG-Umlage. Somit wird auch
die Wirtschaftlichkeit von BHKW in
Frage gestellt. Hilfe bietet hier eine
Versicherungspolice für Hersteller
und Händler von Blockheizkraftwerken
und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.
Durch die Police können
sie ihren Kunden geplante Energieeinsparungen
durch den Einsatz
von BHKW garantieren. So soll das
Vertrauen in die kostspieligen Investitionen
gestärkt werden.
Mit „Energie Einspar Protect“
(EEP) können Hersteller und Händler
von Blockheizkraftwerken und
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
ihren Kunden garantieren, dass
sich ihre Investition nach einem
bestimmten Zeitraum rentiert.
Sollten die geplanten Energieeinsparungen
durch das Blockheizkraftwerk
nicht eintreten, springt
die Versicherung ein. Basis ist eine
Garantieerklärung des Anbieters,
dass die Durchführung der Maßnahmen
zu einer bestimmten
Energieeinsparung führt. Sollte
die zugesagte Einsparung nicht
erreicht werden, erhält das betroffene
Unternehmen von der Versicherung
eine Ausgleichszahlung.
Herstellern und Vertreibern von
BHKW eröffnet dies Investitionsspielräume
für neue Produkte und
Services und sichert Kunden auch
im Falle einer Insolvenz des BHKW-
Herstellers ab. Neben dem Wirkungsgrad
leistet die Police auch
bei Planungs- und Installationsfehlern
einen Ausgleich, sollte
durch diese das Energieeinsparziel
nicht erreicht werden.
KlimaProtect ist eine Marke
der b2b Protect GmbH. Schwerpunkt
des Hildesheimer Unternehmens
ist die Entwicklung und
Marktetablierung von kundenorientierten,
innovativen Absicherungslösungen.
Die EEP-Police
basiert auf einer Produktidee aus
den USA und wurde von b2b Protect
in Zusammenarbeit mit der
Hannover Rück SE auf die speziellen
Bedürfnisse des deutschen
und europäischen Marktes angepasst.
Weitere Informationen sind
im Internet unter www.klimaprotect.de
abrufbar.
Vaillant-Brennstoffzellen-Heiztechnik für Sachsen
Der sächsische Wirtschaftsminister
Sven Morlok hat in Schildau ein
Brennstoffzellen-Heizgerät von Vaillant
eingeweiht. Es ist die erste Anlage
in Sachsen, die im Rahmen des
europaweiten Brennstoffzellen-Praxistests
ene.field installiert wurde.
Entwickelt wurde das Brennstoffzellen-Heizgerät
vom Remscheider
Heiz-, Lüftungs- und Klimatechnikspezialisten
Vaillant. In knapp 80
Haushalten, unter anderem in dem
Einfamilienhaus in Schildau, wird Vaillant
die neue Technologie im Rahmen
von ene.field installieren. Die Einweihung
fand gemeinsam mit Vaillants
langjährigen Partnerunternehmen
sunfire und dem Energienetzwerk
Energy Saxony, das sich für den verstärkten
Einsatz von Brennstoffzellen-
Heizgeräten einsetzt, statt.
Die Anlage auf Basis von Kraft-
Wärme-Kopplung (KWK) erzeugt
gleichzeitig Wärme und Strom und
ist speziell für den Einsatz in Ein-
Sachsens Wirtschaftsminister Sven Morlok weiht ein Brennstoffzellen-
Heizgerät von Vaillant bei Wolfgang Seidewitz in Schildau ein. Es ist
die erste Anlage in Sachsen im Rahmen des Praxistests ene.field.
und Zweifamilienhäusern konzipiert.
Im Vergleich zu derzeit üblichen
KWK-Systemen erzielt die
Brennstoffzellen-Heizung eine deutlich
höhere Effizienz, verringert die
Energiekosten im Haushalt und reduziert
den CO 2 -Ausstoß. Eingebaut
wurde das System in Schildau durch
die Firma Heizungstechnik Gerd Dorozalla
aus Torgau.
September 2014
522 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
FuelCell Energy Solutions GmbH und Fraunhofer IKTS
bringen Brennstoffzellenkraftwerke voran
Die FuelCell Energy Solutions
GmbH (FCES), Anbieter von
Brennstoffzellenkraftwerken, kündigte
an, dass das deutsche Bundesministerium
für Wirtschaft und
Energie ein dreijähriges Forschungs-
und Entwicklungsprojekt
zwischen dem Unternehmen (FCES)
und dessen Joint Venture-Partner
Fraunhofer IKTS mit nahezu 5 Mio. €
unterstützt. Dieses Projekt zielt darauf
ab, die Entwicklung der Direct
Fuel Cell® Technologie (DFC®) voranzutreiben
und die Leistung sowie
die Lebensdauer der Brennstoffzellen
zu steigern und somit Kosten zu
minimieren. Die Forschung wird
von FCES in der Produktionsstätte in
Ottobrunn und vom Fraunhofer
IKTS in Dresden betrieben
Das Forschungs- und Entwicklungsprogramm
beabsichtigt, die
Leistung der DFC®-Brennstoffzelle
zu verbessern, indem der Output
des Brennstoffzellenstacks erhöht
wird. Darüber hinaus sollen durch
die Erhöhung der Lebensdauer des
Stacks die Brennstoffzellenkraftwerke
noch wirtschaftlicher werden.
Mit der wachsenden Anzahl
an Installationen durch dieses Forschungsprojekt
werden die Voraussetzungen
für den Aufbau einer lokalen
Produktion in Deutschland
verbessert. Dies führt künftig - aufgrund
des Multiplikationseffektes -
zur Schaffung neuer Arbeitsplätze.
Brennstoffzellen wandeln in einem
hoch effizienten Prozess den
Brennstoffpraktisch ohne Schadstoffemission
elektrochemisch in Strom
und Wärme um. Die stationären
DFC®-Kraftwerke basieren auf der
Schmelzkarbonat-Brennstoffzellentechnologie
und liefern kontinuierlich
Grundlaststrom. Sie können verbrauchernah
errichtet werden oder
dienen der Unterstützung des Stromnetzes.
Die Kombination von nahezu
keinen Schadstoffemissionen, geringem
Platzbedarf und dem leisen Betrieb
dieser stationären Brennstoffzellenkraftwerke
erleichtert ihre
Standortwahl in städtischen Lagen.
Die Kraftwerke arbeiten flexibel mit
unterschiedlichen Kraftstoffen und
eignen sich für den Betrieb mit Erdgas
oder erneuerbarem Biogas.
Die FCES ist mit ihrem Produktionsstandort
in Deutschland der Vertriebs-,
Produktions- und Servicebetrieb
der FuelCell Energy, Inc. für
Europa. FCES ist ein Joint Venture
zwischen dem Fraunhofer IKTS und
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 523

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Askia Kölner Industriearmaturen GmbH übernimmt
Vertrieb von Consolidated Sicherheitsventile
Consolidated Sicherheitsventile
werden ab sofort deutschlandweit
von der Askia Kölner Industriearmaturen
GmbH aus Willich
vertrieben. Das Portfolio umfasst
federbelastete Sicherheitsventile
und mediumgesteuerte Pilotventile
für zahlreiche Anwendungen, z.
B. in der petrochemischen Industrie
sowie in Kraftwerken. Auslegung
und Design der Sicherheitsarmaturen
folgen den amerikanischen
Regelwerken ASME Section
VIII, API 520 sowie – für den Kraftwerkbau
– ASME Section I. Sämtliche
Ventile werden vor Auslieferung
auf den vom Kunden spezifizierten
Einstelldruck justiert und
geprüft. Werkseigene, vom National
Board zugelassene, Inspektoren
versehen die Ventile je nach Anwendungsfall
mit einem UV- oder
V-Stamp. Standardmäßig werden
die Sicherheitsventile in geflanschter
Ausführung gemäß ASME B16.5
oder B16.34 gefertigt. Auch Sonderanschlüsse
in geschraubter Ausführung
oder mit Anschweiß-Enden
sind für ausgewählte Baureihen
erhältlich.
prego services und INSYS icom schmieden
Smart-Grid-Allianz
Der IT-Dienstleister prego services
und der M2M-Spezialist IN-
SYS icom haben eine Kooperation
geschlossen. Mit den Industrieroutern
von INSYS icom realisiert prego
künftig Netzwerk-Komplettlösungen
im Smart-Grid-Umfeld.
Ein Schwerpunkt der Zusammenarbeit
zwischen prego und INSYS
icom liegt auf Netzwerk-Projekten
im Smart-Grid-Umfeld. Die derzeit
entstehenden Smart Grids, intelligente
Energienetze, werden künftig
alle Akteure des Energiesystems
über ein Kommunikationsnetzwerk
miteinander verbinden. Auf dieser
Basis sollen sie ein energie- und kosteneffizientes
Gleichgewicht zwischen
Verbrauchern, Erzeugern und
Stromspeichern ermöglichen.
Die Energiewirtschaft gehört zu
den Kernzielbranchen von prego
services. Die Hardware-Lösungen
von INSYS icom für Smart Grids, beispielsweise
spezielle Router, erfüllen
die hohen Sicherheitsanforderungen,
die intelligente Energienetze an
die ITK-Infrastrukturen stellen. Durch
die Partnerschaft mit INSYS icom
kann prego als Full-Service-Dienstleister
Unternehmen der Energiewirtschaft
Netzwerk-Komplettlösungen
bieten. Bereits in der Vergangenheit
hat der IT-Dienstleister mit
Produkten von INSYS icom derartige
Lösungen bei der Pfalzwerke Netz AG
in Ludwigshafen und der OVAG Netz
AG im hessischen Friedberg implementiert.
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September 2014
524 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
Primagas versorgt ersten LNG-Kunden in Deutschland
Der Krefelder Energieversorger
Primagas hat erstmals Liquefied
Natural Gas an einen Kunden in
Deutschland ausgeliefert. Die Anlage
des Kunden besteht aus drei
BHKW, die Strom und Wärme zum
Heizen und Kühlen erzeugen werden
sowie einer Verdampferanlage,
die das stark gekühlte und dadurch
verflüssigte Erdgas bei Bedarf wieder
in den gasförmigen Zustand
umwandelt. Der Transport des LNG
vom Terminal in Rotterdam erfolgte
durch den Logistikpartner PrimaLNG,
der zu den Marktführern
auf dem Kontinent gehört und über
die modernste LNG-Tankwagenflotte
Westeuropas verfügt.
L andis+Gyr und RWE unterzeichnen Smart Meter-
Vereinbarung in Polen
Landis+Gyr, weltweit führender
Anbieter von Energiemanagementlösungen,
beliefert den Energiedienstleister
RWE in Polen mit
Smart Meter-Geräten und -Softwarelösungen
für die Installation in
Wohnhäusern in Warschau. Die Lieferungen
beginnen im September,
die Systeminstallationen sind für
Ende 2014 geplant.
Die Vereinbarung sieht vor, dass
Landis+Gyr seine Gridstream-Endto-End-Lösung,
darunter 50 000
Smart Meter und ein AIM-Head-End-
System, an RWE in Polen liefert. Das
AIM-System wird über eine Schnittstelle
zu der IT-Infrastruktur von RWE
verfügen und unterstützt die Asset-
Management-Anforderungen und
die Abrechnungsservices. Ein Servicevertrag
über vier Jahre ist ebenfalls
Teil der Vereinbarung.
RWE betreibt mehrere Unternehmen
in Polen, darunter RWE Polska
und RWE Stoen Operator: RWE Polska
unterstützt zusammen mit RWE
East die Entwicklung der Gruppe in
Polen. RWE Stoen Operator betreibt
das Stromnetz in Warschau.
In einer ersten Projektphase wird
RWE bis Ende 2014 25 000 Smart Meter
in Warschauer Wohngebäuden
installieren. Das Ende des Projektes
ist für Dezember 2015 geplant. RWE
wird auch in sein Energienetz investieren
– in Hochspannungsoberleitungen
ebenso wie Mittelspannungskabelleitungen
in städtischen
Gebieten.
In den letzten Jahren hat sich
Smart Metering in Polen rasant
entwickelt: Eine im Juni 2009 von
der Nationale Polnischen Energieschutzagentur
(KAPE SA) und den
drei größten Verbraucherorganisationen
unterzeichneten Erklärung
forderte die Einführung von Smart
Metering in Polen, um die Energieeffizienz
für individuelle, institutionelle
und industrielle Kunden zu
erhöhen.
EWE-2K-Absperrschaum
Sicheres Trennen und Verschließen von Gasleitungen
• Verfahren mit geringer Gefährdung
• erfüllt die Vorgabe der BGR 500
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• eine Kooperation der Stadtwerke Karlsruhe mit EWE-Armaturen
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 525

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Die Engineering-Dienstleister plantIng und Rösberg
gehen Kooperation ein
Die plantIng GmbH, einer der
größten unabhängigen Engineering-Dienstleister
im Bereich
Die Engineering-Dienstleister plantIng und Rösberg
gehen Kooperation ein.
Anlagenplanung in Deutschland,
und Rösberg Engineering, erfahrener
Dienstleister auf dem Gebiet
der Prozessautomatisierung
und IT-Solutions, kooperieren.
Damit stellen mehr als 300 Mitarbeiter
künftig ihr Know-how an
bundesweit 14 Standorten zur
Verfügung. Erklärtes Ziel der beiden
Unternehmen ist es, dem
Kunden eine Gewerke übergreifende
und alle Projektphasen abdeckende
Gesamtplanung aus einer
Hand zu bieten und dabei im
Kundeninteresse vor allem Synergieeffekte
in den Bereichen Prozessautomatisierung
und verfahrenstechnischem
Anlagenbau zu
nutzen. Die Schnittstellenkoordination
durch nur einen Ansprechpartner
sorgt für eine effektive
Projektabwicklung während der
gesamten Projektlaufzeit. Die Tätigkeitsschwerpunkte
beider Unternehmen
liegen in den Branchen
Öl und Gas, Petrochemie,
Chemie, Pharmazie und Life Science
sowie Energie.
Viessmann baut Technikum in Allendorf (Eder)
Mit einem Investitionsvolumen
von 50 Mio €, der größten Einzel-Investition
der Unternehmensgeschichte,
entsteht am Viessmann Unternehmensstammsitz
in Allendorf
(Eder) ein innovatives Technikum. Es
ist als Forschungs- und Entwicklungszentrum
geplant und soll im Geiste
des Unternehmensclaims „climate of
innovation“ interdisziplinäres und
kreatives Arbeiten fördern. Als technologischer
Schrittmacher der Branche
hat Viessmann immer wieder
Im Viessmann Werk 1 in Allendorf (Eder) entsteht
das neue Technikum mit einem Investitionsvolumen
von 50 Mio €.
Meilensteine der Heiztechnik gesetzt
und verfolgt durch die strategische
Entscheidung für das neue Technikum
das Ziel, seine Führungsposition
zu festigen und weiter auszubauen.
Das neue Gebäude ist als Technologie-Zentrum
für alle am Entstehungsprozess
neuer Produkte beteiligten
Bereiche konzipiert. Im
Technikum werden sämtliche Entwicklungs-
und Innovationsaktivitäten
gebündelt, transparent gemacht
und optimiert. Die funktionale
Beziehung der einzelnen
F&E-Fachabteilungen untereinander
wird durch die Integration von
Unternehmensbereichen wie Prototypenbau
und Labore nochmals
intensiviert. Das Technikum dient
als zentrales Bindeglied zwischen
Forschung und Entwicklung, dem
Produkt- sowie dem Qualitätsmanagement
und der Serienfertigung.
Dabei werden in einem Teilbereich
des Technikums entwicklungsbegleitende
System- und Komponententests
vom Prototyp bis zur Serienreife
durchgeführt. Um eine
höchstmögliche Flexibilität zu gewährleisten,
stehen über 100 universelle
Entwicklungsprüfplätze sowie
mehr als 200 Lebensdauerprüfstände
zur Verfügung. Diese ermöglichen die
Messung und Analyse von Leistung,
Abgaswerten und Schallemissionen
verschiedenster Typen von Wärmeerzeugern
und Kraft-Wärme-Kopplungssystemen.
Darüber hinaus können
Zulassungsprüfungen gemäß
nationaler und internationaler Normen
bzw. Labels sowie praxisnahe
Langzeittests durchgeführt werden.
Kurze Wege innerhalb des Technikums
erleichtern fachbereichsübergreifende
Arbeiten ganz erheblich. In
der zentralen Halle des Gebäudekomplexes
werden aufwändige
Schallschutzmaßnahmen realisiert,
um Team-Sitzungen oder Präsentationen
direkt an den Prüfinseln abhalten
zu können. Das Technikum verfügt
über eigene Seminarräume, in
denen Mitarbeiter z.B. des Viessmann
Vertriebs bereits in der Entwicklungsphase
für die Markteinführung neuer
Produkte geschult werden können.
Die Fertigstellung des Technikums ist
für 2017 geplant.
September 2014
526 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
SAACKE Marine Systems liefert Gas Combustion
Units für zwei LNG-Tanker
Mit dem Bau von zwei LNG-Tankern
wurde die Imabari Shipbuilding
Co., Ltd. – nach Schiffsneubauten
Japans größte Werft – betraut. Im Zuge
dieses Auftrags liefert SAACKE Marine
Systems ein Gesamtsystem aus je
einer Gas Combustion Unit (GCU) mit
einem Leistungsvermögen von 3,5 t/h
und je einem SSB-LCG Brenner für Gase
mit schwankendem Heizwert. Alle
GCU-Komponenten sind so kompakt
konzipiert, dass die gesamte Anlage
im Bereich des Schornsteins Platz findet.
Die LNG-Tanker mit einer Kapazität
von 178.000 m 3 werden nach Fertigstellung
von der spanischen Reederei
Elcano betrieben, um Europa mit
Gas zu versorgen.
Gas Combustion Units ermöglichen
den sicheren Transport von verflüssigtem
Erdgas auf See, indem sie
überschüssiges Boil-Off-Gas, das bei
Stillstand des Schiffsantriebs in den
Gastanks entsteht und nicht verwertet
werden kann, vollständig und
umweltgerecht verbrennen.
Durch die vollständige Verfeuerung
der Boil-Off-Gase werden darüber
hinaus alle Kohlenwasserstoffe
aus den Abgasen entfernt. Da
die Temperatur des austretenden
Gases 450 °C nicht übersteigen
darf, um die Explosionsgefahr an
Bord zu minimieren, erfolgt eine
Kühlung mittels Mischluft. Hohe
Redundanz in der Anlage gewährleistet
zudem die Verfügbarkeit
und Funktion der gesamten GCU.
Während die Außenhülle der Anlagen
am hierauf spezialisierten chinesischen
SAACKE Produktionsstandort
in Qingdao gefertigt wird,
werden die Brenner, Steuerungen,
Gasstrecken sowie Vor- und Nachbrennkammern
am Bremer Hauptsitz
konzipiert und produziert.
Projekthaus GmbH als Planungsbüro
für Erd- und Biogas zertifiziert
Die Projekthaus GmbH wurde im Juni
dieses Jahres als Planungsbüro
für die Bereiche Erdgas und Biogas gemäß
DVGW-Arbeitsblatt G 493-1 zertifiziert.
Damit zählt das Bremer Ingenieurbüro
zu den wenigen Planungsbüros,
die bisher diesen Qualitätsnachweis der
DVGW CERT GmbH erlangen konnten.
Die DVGW CERT GmbH fungiert
seit über 50 Jahren als unabhängiger
Branchen-Zertifizierer. Die Zertifizierungen
des Dienstleisters sind im Inund
Ausland anerkannt und dienen
Unternehmen wie der Projekthaus
GmbH als Qualifikationsnachweis.
WINGAS zieht positive Bilanz zu Einsatz von erdgasbetriebenen
Brennstoffzellen
Die passende Technologie zur
dezentralen Versorgung mit
Wärme und Strom: In einem
deutschlandweiten Praxistest erprobt
die WINGAS GmbH derzeit
gemeinsam mit einigen Stadtwerken
im Rahmen einer Förder-Kooperation
verschiedene moderne
erdgasbetriebene Brennstoffzellen-Anlagen.
Nach einem Jahr
konnte jetzt eine erste positive
Zwischenbilanz gezogen werden.
„Die eingesetzten Brennstoffzellen
arbeiten zuverlässig und vor
allem effizient – das hat die erste
Phase unserer Testreihe eindrucksvoll
gezeigt“, erklärt WIN-
GAS-Geschäftsführer Dr. Ludwig
Möhring, verantwortlich für Vertrieb.
„Der Test verdeutlicht, dass
die Technologie praxistauglich ist.
Alle Testgeräte haben einwandfrei
funktioniert.“ Der Erdgasversorger
ist von der hocheffizienten Technologie
überzeugt und unterstützt
mit dem WINGAS-Partner
Bonus-Programm für Stadtwerke
den Einsatz unterschiedlicher
Brennstoffzellen-Fabrikate. An dem
derzeitigen Praxistest sind unter
anderem die Stadtwerke Aachen
(STAWAG), die Stadtwerke aus Gütersloh
(SWG) und Bielefeld sowie
die Technischen Werke Ludwigshafen
(TWL) beteiligt, die die
Brennstoffzellen vorwiegend in
Kleinunternehmen, Mehrfamilienhäusern
und größeren Bürogebäuden
installiert haben.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 527

| NACHRICHTEN
|
Forschung und Entwicklung
Freie Poren für den Molekültransport
MOFs sind kristalline Materialien
aus metallischen Knotenpunkten
und organischen Verbindungselementen.
Sie haben eine enorm große
Oberfläche und sind hochporös. Daher
können sie wie ein Schwamm andere
Moleküle aufnehmen. Eine
große Bedeutung besitzen MOFs,
die inzwischen auch großtechnisch
hergestellt werden, bei der Speicherung
von Gasen: Wenn das Gas in den
Festkörper eintritt, verflüssigt es sich
teilweise und wird dadurch dichter,
sodass sich erheblich mehr Moleküle
im gleichen Volumen speichern lassen.
MOFs eignen sich unter anderem
für die Speicherung von Wasserstoff
im Tank von wasserstoffbetriebenen
Automobilen, aber auch für die Speicherung
der Treibhausgase Kohlendioxid
und Methan. Weitere Anwendungen
liegen in den Bereichen Stofftrennung,
Katalyse und Sensorik. Für
jede Anwendung lässt sich das passende
MOF maßschneidern; meist
liegen sie als Pulver vor. In den vergangenen
zehn Jahren wurden bereits
über 20 000 verschiedene Vertreter
dieser Materialklasse genau charakterisiert.
„Bei fast allen Anwendungen
spielt die Beladung dieser hochporösen
Kristalle mit Molekülen eine
zentrale Rolle“, erklärt Lars Heinke
vom Institut für Funktionelle Grenzflächen
(IFG) des KIT. „Die Effizienz
des Molekültransports in die porösen
Partikel hinein ist für die Funktion
der MOFs von kritischer Bedeutung.“
In vielen MOF-Materialien ist
die Beladung jedoch durch sogenannte
Oberflächenbarrieren stark
eingeschränkt. Die Oberfläche des
Schwamms ist sozusagen verklebt,
die Poren sind verstopft, und die
Beladung ist deutlich verzögert.
Dies schränkt die Einsatzmöglichkeiten
deutlich ein.
Um die Ursache dieser bisher unverstandenen
Probleme aufzuklären,
haben die IFG-Forscher die Entstehung
der Oberflächenbarrieren erforscht.
Dazu führten sie grundlegende
Experimente an dünnen, auf
Festkörpersubstraten aufgebauten
und strukturell perfekten MOF-
Schichten durch. Diese SURMOFs
(SURface mounted Metal-Organic
Frameworks) zeichnen sich durch eine
hohe Ordnung und eine ideale
Struktur aus. Dadurch gelang es den
Forschern nachzuweisen, dass die
Barrieren auf eine Korrosion der
MOF-Schichten an der Oberfläche
zurückzuführen sind. Die Wissenschaftler
zeigten, wie die Korrosion
der Oberflächenschichten voranschreitet.
Sie stellten fest, dass Wasser
dabei eine zentrale Rolle spielt.
„Viele Wissenschaftler glaubten, daß
diese Oberflächenbarrieren intrinsisch,
also unvermeidbar sind. Das ist
widerlegt – man kann MOFs auch so
herstellen, dass sie ohne ,Stau‘ beladen
werden können,“ sagt der Leiter
des IFG des KIT, Professor Christof
Wöll. Die nun in der Zeitschrift „Nature
Communications“ publizierte
Arbeit widerlegt eine Reihe von zuvor
aufgestellten Hypothesen.
Die Ergebnisse der Arbeit können
den verschiedenen Anwendungen
der MOFs zugutekommen. Aufgrund
der Erkenntnisse der KIT-Forscher gilt
es für die Zukunft, wasserfreie Synthesestrategien
für MOFs zu entwickeln.
Damit lassen sich dann verbesserte
Materialien realisieren, die
einen barrierefreien Transport von
Molekülen aus der Gas- und der flüssigen
Phase in MOFs gewährleisten.
So lässt sich die Effizienz dieser vielversprechenden
Speicher- und Funktionsmaterialien
noch weiter steigern.
Weitere Informationen unter
www.kit.edu
Förderung der Biogasproduktion in mittelständischen
Unternehmen der Ernährungsindustrie
Kürzlich startete ein neues EU
Projekt im Rahmen des Intelligent
Energy Europe Programms:
BIOGAS3. Das Ziel des BIOGAS3 Projekts
ist die Förderung der nachhaltigen
Produktion von Biogas aus
landwirtschaftlichen Reststoffen sowie
Reststoffen der Lebensmittelund
Getränkeindustrie zur energetischen
Selbstversorgung. Dabei konzentriert
sich das Projekt auf
Konzepte für kleine und mittelständische
Unternehmen und wird in
den Jahren 2014–2016 durchgeführt.
Zur Realisierung des Projekts
arbeitet die Renewables Academy
(RENAC) mit neun weiteren Projektpartnern
aus den Ländern Spanien,
Frankreich, Italien, Irland, Polen und
Schweden zusammen. Zu den Partnern
gehören Technologiezentren
September 2014
528 gwf-Gas Erdgas

Forschung und Entwicklung | NACHRICHTEN |
des Ernährungssektors, Verbände
der Lebensmittel- und Getränkeindustrie,
Forschungsinstitute im Bereich
Bioenergie und Ernährung, sowie
Bioenergieverbände.
Die Erzeugung von Bioenergie
aus Reststoffen der Ernährungsindustrie
ist trotz der vielen Vorteile,
die dies den Unternehmen bietet,
noch nicht weit verbreitet. So minimiert
eine Biogasanlage angeschlossen
an einen Betrieb der Ernährungsindustrie
nicht nur Kosten für die
Abfallentsorgung und den Transport,
sondern erzeugt gleichzeitig
Energie für eine effiziente Selbstversorgung
des Unternehmens mit erneuerbarem
Strom und Wärme. Lebensmittel-
bzw. Getränkehersteller
können Kosten sparen und zugleich
zur Vermeidung von Treibhausgasemissionen
beizutragen.
Laut des Gesetzesentwurfs des
novellierten EEG 2014 soll im Bereich
Bioenergie insbesondere eine
Konzentration auf Abfall- und Reststoffverwertung
erfolgen und ein
solcher Ausbau gefördert werden.
Dies könnte somit für die Biogasproduktion
durch Reststoffe, die innerhalb
der Lebensmittel- und Getränkeherstellung
anfallen, eine
große Chance bedeuten.
Innerhalb des Projekts werden die
Bedürfnisse und Anforderungen der
Endnutzer analysiert und Modelle
zur potenziellen Umsetzung entwickelt,
dazu zählen Geschäftsmodelle
der Zusammenarbeit, Energiebedarfsmanagement
sowie Umsetzungsmöglichkeiten
kleiner Projekte.
Die Ergebnisse werden in Workshops,
Schulungen und individuellen Beratungen
für KMUs der Lebensmittel-
und Getränkeindustrie zum Thema
der Eigenenergieversorgung durch
die anaerobe Vergärung biogener
Reststoffe weitervermittelt.
Aktuell sind kleine und mittelständische
Unternehmen der Ernährungsindustrie
dazu eingeladen, an
der kurzen Markt und Bedarfsanalyse
teilzunehmen. Umfrageteilnehmer
erhalten die Möglichkeit der
kostenfreien Teilnahme an den Schulungs-
und Beratungsangeboten.
Intelligent Energy – Europe (IEE)
ist ein Forschungsprogramm, welches
2003 ins Leben gerufen wurde
und Nachhaltigkeit im Energiesektor
fördern will.
Weitere Informationen unter
www.biogas3.eu
biogas
expo & congress
22. + 23. Okt. 2014
Messe Offenburg
Messe Offenburg-Ortenau GmbH · Schutterwälder Str. 3 · 77656 Offenburg
FON +49 (0)781 9226-54 · FAX +49 (0)781 9226-77 · biogas@messe-offenburg.de · www.biogas-offenburg.de
September 2014
gwf-Gas Erdgas 529

| NACHRICHTEN
|
Personen
Honorarprofessur für Gerald Linke
V. l.n.r.: Prof. Dr.-Ing. Viktor Scherer, RUB, Prof. Dr. Gerald
Linke, DVGW, Prof. Dr. Wilhelm Löwenstein, RUB.
Quelle: RUB ( © Nelle)
Die Ruhr-Universität Bochum hat
Dr. rer. nat. Gerald Linke zum
Honorarprofessor ernannt. Die Universität
würdigt auf diese Weise seine
langjährige Tätigkeit als Lehrbeauftragter
am Lehrstuhl für Energieanlagen
und Energieprozesstechnik,
kurz LEAT (Leitung: Prof. Dr. Viktor
Scherer). Dr. Linke, der bereits 2008
am Zentrums für Europäische Integrationsforschung
in Bonn sowie am
Institute of Petroleum Engineering
der TU Clausthal und später am Institut
für Infrastruktur und Ressourcenmanagement
der Universität
Leipzig Vorlesung gehalten hat, ist
seit 2009 kontinuierlich Dozent an
der RUB und hält dort praxisorientierte
Vorlesungen vor allem zu den
Themen des Energietransports, der
Energiespeicherung und -verteilung.
Die Bestellungsurkunde überreichte
Prorektor Prof. Dr. Löwenstein
am 18. August in Bochum.
Gerald Linke (50) hat an der
Technischen Universität Braunschweig
Physik studiert und wurde
dort 1994 zum Dr. rer. nat. promoviert.
Seit 1995 hatte Linke verschiedene
technische Führungspositionen
bei der Ruhrgas AG (später
E.ON Ruhrgas AG) in Essen inne.
Seit 3. Juli 2014 ist Gerald Linke
Hauptgeschäftsführer des Deutschen
Vereins des Gas- und Wasserfaches
(DVGW) in Bonn. Als anerkannter
Experte der Gastechnik ist
Dr. Linke in zahlreichen Gremien
auch international aktiv.
Personalveränderung bei Wintershall
Strategie der Wintershall ist es,
die Exploration und Produktion
von Öl und Gas auszubauen. Um
dieser strategischen Ausrichtung
verstärkt Rechnung zu tragen, erfolgen
zum 1. September 2014 folgende
organisatorische Änderungen:
••
Mario Mehren, bislang zuständig
für das Russland-Geschäft
der Wintershall, übernimmt zusätzlich
die Verantwortung für
die Schwerpunktregionen Südamerika
und Nordafrika.
••
Martin Bachmann steuert das
europäische Kerngeschäft mit
Dr. Gerhard König, Dr. Ties Tiessen, Dr. Rainer Seele,
Martin Bachmann, Mario Mehren (v. l.n.r).
den Förderregionen Deutschland,
Niederlande und Norwegen.
Zudem wird Bachmann die
Entwicklungsregion Middle East
aufbauen.
••
Die Verantwortung für Erdgastransport-
und Transitleitungen,
darunter die Projekte Nord
Stream, South Stream sowie
OPAL/NEL, übernimmt Finanzvorstand
Ties Tiessen.
••
Vorsitzender des Vorstands
bleibt Rainer Seele.
Im Zuge des im Dezember 2013
zwischen BASF und Gazprom vereinbarten
Tauschs von Vermögenswerten
wird sich Wintershall von
dem langjährig gemeinsam geführten
Erdgashandels- und Speichergeschäft
trennen. Mit Abschluss der
Transaktion wird der zuständige
Vorstand, Gerhard König, in seiner
Funktion als Sprecher der Geschäftsführung
der WINGAS zur
Gazprom-Gruppe wechseln. Der
Abschluss der Transaktion wird im
Herbst 2014 erwartet.
Veränderungen gibt es zum
1. September 2014 auch an der
Spitze einiger Landesgesellschaften
(Operating Companies, OPCOs) der
Wintershall:
••
An der Spitze der Wintershall
Deutschland mit Sitz in Barnstorf
steht künftig Andreas
Scheck, bislang Leiter der Abteilung
Operations in Deutschland.
Joachim Pünnel übernimmt die
Leitung eines neuen Bereiches
in der Firmenzentrale in Kassel.
••
Robert Frimpong, bisher Vice President
Technology, wird die Leitung
der Business Unit Netherlands
in Rijswijk übernehmen.
Sein Vorgänger Gilbert van den
Brink bleibt Managing Director
der Wintershall Nederland B.V.
••
Thilo Wieland, bislang Vice President
Strategy und Portfoliomanagement,
wird General Manager
der Wintershall Libya. Er
folgt auf Uwe Salge, der als Leiter
der Wintershall Middle East
nach Abu Dhabi wechselt. Klaus
Langemann, bisher General Manager
in Middle East, übernimmt
eine neue Einheit in der
Firmenzentrale in Kassel.
September 2014
530 gwf-Gas Erdgas

Personen | NACHRICHTEN |
Dr. Volker Kruschinski wird zum Vorstandsvorsitzenden
der Schleupen AG berufen
Im Rahmen der Neustrukturierung
des Vorstandes hat der Aufsichtsrat
der Schleupen AG erstmals in der
mehr als vierzigjährigen Unternehmensgeschichte
einen Vorsitzenden
des Vorstandes berufen. Mit Dr. Volker
Kruschinski (44), der bereits seit 2006
dem Vorstand des Softwarehauses
angehört, steht seit Juli 2014 ein profunder
Kenner der Energie- und IT-
Branche an der Spitze des Führungsgremiums.
Die Ernennung erfolgte im
Zusammenhang mit dem Wechsel
des Mitinhabers und bisherigen Vorstandsmitgliedes
Heinz Heineke (65)
in den Aufsichtsrat. Pünktlich zum
Wechsel kann die Schleupen AG als
einer der führenden Anbieter von
kaufmännischen Software-Lösungen
für die Unternehmen der deutschen
Energie- und Wasserwirtschaft sowie
als Marktführer bei IT-Leistungen im
Geschäftsfeld Risikomanagement auf
ein erfolgreich laufendes Geschäftsjahr
blicken.
Dr. Volker Kruschinski begann
seinen beruflichen Werdegang als
wissenschaftlicher Mitarbeiter am
Lehrstuhl für Softwaretechnik an
der Ruhr-Universität Bochum, wo er
sich unter anderem intensiv mit objektorientierten
Software-Entwicklungstechniken
und -methoden beschäftigte.
Seine Promotion erfolgte
ebenfalls im Themenfeld der Software-Technik.
Bereits seit 1998 ist
Dr. Kruschinski in leitenden Funktionen
bei der Schleupen AG tätig. Zusätzlich
ist Dr. Kruschinski als Geschäftsführer
auch für die Schleupen
Beratungstochter VISOS GmbH
verantwortlich.
Gunar Hering neuer
Finanzvorstand bei
ENERTRAG
Anzeige
58.000 Tonnen CO 2
die der Welt keine Sorgen mehr bereiten.
Dr. Gunar Hering, 42 Jahre alt, verantwortet ab November
den Bereich Finanzen und Projektentwicklung.
Als Physiker mit langjähriger Erfahrung in der Beratung
von Energieunternehmen, Anlagenherstellern
und staatlichen Organisationen zu erneuerbaren Energien
bringt er viel Wissen, Erfahrung und Kontakte ein.
Zuletzt war er bei The Boston Consulting Group als Experte
global für erneuerbare Energien verantwortlich.
Mit wieder dreiköpfigem Vorstand, bestehend aus Jörg
Müller, verantwortlich für Strategie und Energiepolitik,
Matthias König, zuständig für Bau, Anlagenbetrieb, Service
und Energiehandel sowie Gunar Hering für Finanzen
und Projektentwicklung will ENERTRAG die Energiewende
2.0 mit voller Kraft angehen.
Erdgas ist der sauberste aller fossilen Energieträger. Für Flüssigerdgas (LNG) bietet
Linde umfassende Kompetenz entlang der gesamten Wertschöpfungskette, von der
Verflüssigung über die Speicherung und Distribution bis hin zu effizienten, methanemissionsfreien
Betankungslösungen. Auf Basis dieser Kompetenz hat Linde das
erste Terminal für LNG in Schweden gebaut. Neben der jährlichen Einsparung von
58.000 Tonnen CO 2 in einer benachbarten Raffinerie leistet das Flüssigerdgas aus
Nynäshamn auch bei zahlreichen Heiz- und Transportanwendungen einen wichtigen
Beitrag zum Umweltschutz. Dies ist nur ein Beispiel dafür, wie „Clean Technology“
von Linde unsere Welt verändert.
Weitere Informationen finden Sie auf www.linde-gas.de/cleantechnology.
Linde – ideas become solutions.
Linde AG
Gases Division, Linde Gas Deutschland
Seitnerstraße 70, 82049 Pullach
Telefon 01803.85000-0*, Telefax 01803.85000-1*
www.linde-gas.de
* 0,09 € pro Minute aus dem dt. Festnetz, Mobilfunk bis 0,42 € pro Minute. Zur Sicherstellung eines hohen Niveaus der
Kundenbetreuung werden Daten unserer Kunden wie z. B. Telefonnummern elektronisch gespeichert und verarbeitet.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 531
337_LG_Anzeige_LNG_gwf_Gas_Erdgas_07-08_2014.indd 1 04.07.14 11:1

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
W orld of Energy Solutions
Die Konferenz der WORLD OF
ENERGY SOLUTIONS holt vom 6.
bis 8. Oktober 2014 Spitzenkräfte aus
Industrie, Forschung und Praxis nach
Stuttgart. Die über 100 Vortragenden
geben Einblicke in ihre tägliche
Arbeit, Geschäftsmodelle, Technologien
und langfristigen Trends. Insgesamt
werden zur Konferenz über 800
Teilnehmer aus Asien, Nordamerika
und Europa erwartet. Im Mittelpunkt
stehen technologische und wirtschaftliche
Aspekte international
wegweisender Entwicklungen von
integrierten Energie-, Speicher- und
Mobilitätsangeboten.
Die Konferenz der World of Energy
Solutions bietet an drei Tagen mit 107
Vorträgen in 31 Sessions einen einmaligen
Überblick über das Geschehen
auf dem Weltmarkt für integrierte
Energie-, Speicher- und Mobilitätssysteme.
Die Vielzahl von Kooperationen
auf dem Mark zeigt deutlich den stetig
wachsenden Stellenwert von modularen,
voll-integrationsfähigen Angeboten.
Das Konferenzprogramm
deckt die gesamte Bandbreite der
Energie- und Mobilitätszukunft ab –
von der CO 2 -freien Erzeugung über
Speicherung bis zur Nutzung von
Wasserstoff und Batterie-Strom im
mobilen und stationären Einsatz.
Einen der Schwerpunkte bilden
Konferenzbeiträge zu urbanen E-
Mobilitätskonzepten in Kopenhagen,
dem Großraum Amsterdam, Paris
und Stuttgart. Die Messe der
WORLD OF ENERGY SOLUTIONS
zeigt darüber hinaus anschaulich die
technologische Seite der Mobilitätsund
Energiezukunft. Rund 200 Aussteller
aus Asien, Nordamerika und
Europa präsentieren Herstellungsverfahren
für Batterien, Energiespeicher
und Brennstoffzellen, technologische
Schlüsselkomponenten, Fahrzeuge
und Produkte. Die WORLD OF
ENERGY SOLUTIONS verbindet als
internationale Messe und Konferenz
die Innovationsfelder Energieversorgung,
-speicherung und Mobilität
mit ihren vielfältigen Dienstleistungen
und Angeboten.
EnergyDecentral 2014
Rund 350 Aussteller präsentieren
innovative Technologien von der
Stromerzeugung über die Vernetzung
und Steuerung sowie Speicherung
und Verteilung bis zum Verbrauch der
Energie – Vom 11. bis 14. November
2014 auf dem Messegelände in Hannover
(DLG). Bei der vom 11. bis 14.
November 2014 auf dem Messegelände
in Hannover stattfindenden internationalen
Fachmesse für innovative
Energieversorgung, der EnergyDecentral
2014, stehen neben der Erzeugung
von Energie aus regenerativen
Energiequellen auch die Anlageneffizienz
sowie die Speicherung und Distribution
der erzeugten Energie im
Blickpunkt. Wie EnergyDecentral-Projektleiter
Marcus Vagt vom Veranstalter
DLG (Deutsche Landwirtschafts-
Gesellschaft) mitteilt, werden dezentrale
Lösungen im Rahmen der
Versorgungswirtschaft sowie verschiedener
industrieller Bereiche, wie
beispielsweise der Lebensmittelherstellung
und der Landwirtschaft, angeboten
und präsentiert. Das Angebot
der rund 350 spezialisierten Aussteller
beinhaltet dabei, so Vagt,
innovative Technologien, angefangen
von der Stromerzeugung über die
Vernetzung und Steuerung sowie
Speicherung und Verteilung bis zum
Verbrauch der Energie. Ziel ist die Sicherstellung
der Energieversorgung
auf Basis eines wirtschaftlichen und
zuverlässigen Systembetriebs.
Um eine bedarfsgerechte sowie sichere
Energieversorgung zu etablieren,
bedarf es neben der Bioenergie in
ihrer Gesamtheit auch vieler innovativer
Lösungen im Bereich der Energieversorgung
durch konventionelle
Energieträger. Auch hierzu halten die
Aussteller die passenden Lösungen
zur Deckung des Energiebedarfs bereit.
Als weltweiter Treffpunkt für dezentrale
Energieversorgung führt die
„EnergyDecentral“ die verschiedenen
Segmente und Marktpartner zusammen.
Sie wird mit ihrem hervorragenden
Angebot einen einzigartigen
Marktplatz für Informationen rund um
die dezentrale Energiebranche bieten.
In diesem Jahr wird die DLG erstmals
mit ihren Neuheiten-Prämierungen
wegweisende Entwicklungen
in der Energiewirtschaft hervorheben.
Über die Zuerkennung einer
„EnergyDecentral“-Neuheiten-Medaille
entscheidet eine unabhängige,
internationale Kommission von
anerkannten Fachleuten. Die Verleihung
der Medaillen erfolgt auf der
„EnergyDecentral“ in Hannover.
Ergänzend zum Angebot der Aussteller
werden in zwei Foren „Dezentrale
Energieversorgung“ und „Smart
Energy“ aktuelle Themen an allen
Messetagen von Fachleuten aufgegriffen
und mit den Besuchern diskutiert.
Darüber bereitet die DLG auf
der „EnergyDecentral“ gemeinsam
mit Partnern Specials zu den Themen
„Aufbereitung von Gülle und Gärresten“
und „Pelletierung und Brikettierung
von land-, forst- und holzwirtschaftlichen
Reststoffen“ vor.
Weitere Informationen unter
www.energy-decentral.com
September 2014
532 gwf-Gas Erdgas

Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
Herausforderungen und Chancen für die häusliche,
gewerbliche und industrielle Anwendung
Erdgas hat sich in Deutschland und in Europa in den letzten Jahrzehnten als
vielseitiger, effizienter und umweltschonender Energieträger in Haushalt,
Gewerbe und Industrie etabliert. Doch der Erdgasmarkt befindet sich im Wandel:
traditionelle Erdgasquellen versiegen, während neue Quellen, insbesondere
im außereuropäischen Ausland, an Bedeutung gewinnen. Im Rahmen der
deutschen Energiewende spielt zudem die Nutzung regenerativer Quellen
(Biogas oder auch Wasserstoff und Methan mittels „Power-to-Gas“) eine
immer größere Rolle, während auf EU-Ebene Handelshemmnisse zunehmend
abgebaut werden. Diese Veränderungen bieten große Chancen für die Gasversorgung
und -anwendung.
Hrsg.: Jörg Leicher, Anne Giese, Norbert Burger
1. Auflage 2014
596 Seiten, vierfarbig
165 x 230 mm, Broschur
ISBN: 978-3-8356-7122-5
Preis: € 80,–
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
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Bestellung per Fax: +49 201 / 820 Deutscher 02-34 Industrieverlag oder GmbH abtrennen | Arnulfstr. und 124 im | Fensterumschlag 80636 München einsenden
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Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
1. Auflage 2014 – ISBN: 978-3-8356-7122-5
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Ort, Datum, Unterschrift
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Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
Strom aus Abwärme
Die Erschließung bisher ungenutzter
Abwärmepotenziale eröffnet
neue Möglichkeiten für Primärenergieeinsparungen
für dezentrale
Stromversorgung und in
der Fahrzeugtechnik. Globale Erwärmung,
endliche fossile Energiereserven
und steigende Energiepreise
erfordern immer effizienteres
Umgehen mit Energie. Die Einbeziehung
bisher ungenutzter Abwärme
eröffnet weitere Möglichkeiten zur
Primärenergieeinsparung.
Die Tagung „CO 2 -freie Stromerzeugung
durch Abwärmenutzung -
Stromerzeugung mittels Dampfkraft-
oder ORC-Prozesse für die dezentrale
und mobile Nutzung“ am
6. November 2014 in München bietet
eine Plattform, die das Potenzial
dieser Technologie auch branchenübergreifend,
im stationären und
mobilen Bereich beleuchtet.
Immobilen Bereich sind im Bereich
Powertrain für Pkw, Lkw, und
aus dem Boots- und Schiffsbau, bereits
Ansätze zur Effizienzsteigerung
durch thermische Recuperation bekannt.
Im stationären Bereich, z.B,
bei Blockheizkraftwerken entwickelt
sich die Erhöhung des Wirkungsgrades
rasant und in der Kraftwerkstechnik
wurde ein Wirkungsgrad mit
dem derzeitigen Weltrekord von
mehr als 60 % erreicht.
Ziel der Tagung ist es die Technologie
für die Abwärmenutzung mit
CRC- und ORC- Prozessen und ihre
Entwicklungstrends pragmatisch zu
diskutieren. Aus dem gesamten Entstehungsprozess,
von den derzeitigen
Forschungsaktivitäten, dem
weiterem Entwicklungsbedarf, den
technische Konzepten und ihre Anwendungen,
vorliegenden Betriebserfahrungen
bis zu den Herausforderungen
bei der Markteinführung,
können direkt umsetzbare Konzepte
abgeleitet werden. Die Teilnehmer
erhalten einen Überblick der
konkreten Ansätze und Lösungsmöglichkeiten
aufzeigt.
Die Tagung richtet sich an Fachund
Führungskräfte aus der dezentralen
KWK und der Biogasbranche,
Automobil- und Nutzfahrzeugindustrie
sowie Hersteller von Komponenten
und Systemen für die Abwärmenutzung
in diesen Branchen.
Weitere Informationen unter
www.hdt-essen.de/W-H010-11-788-4
Erstes Bayerisches Industrie- und Gewerbeforum
Energieeffizienz auf der RENEXPO
Industrie und Gewerbe, die Wohnungswirtschaft
und Kommunen
profitieren davon, wenn sie Energie
einsparen. Die Entscheidung für
Energieeffizienzmaßnahmen ist jedoch
ein komplexer Prozess. Bei der
Vielfalt der technischen Lösungen
gilt es, diejenige auszuwählen, die
– abgestimmt auf die individuellen
Gegebenheiten - Energieeinsparung
und Wirtschaftlichkeit optimal
verbindet. Hierfür bietet das „1. Bayerische
Industrie- und Gewerbeforum
Energieeffizienz“ am 9. und
10. Oktober 2014 in der Messe
Augsburg Hilfestellung. Das Forum
ist ein Teil der Energiefachmesse
mit Kongress „RENEXPO – Richtig
investieren!“. Es ist in Halle 7.2 platziert.
Zugang haben ausschließlich
vorregistrierte Fachbesucher.
Vertreter aus Industrie und Gewerbe,
aus der Immobilienwirtschaft
und von Kommunen können
sich in Fachforen über technische
Lösungen, Finanzierungshilfen und
Dienstleistungen informieren. In
den Expertenvorträgen dreht es
sich um Produkte zur Steigerung
der Energieeffizienz wie Druckluft
und Pumpen, weiterhin um Abwärmenutzung;
Beleuchtung und LED;
Förderung, Finanzierung und Contracting
sowie Stromerzeugung
und –speicherung. Darüber hinaus
stehen die Foren Gebäudeautomation
mit Mess-, Steuer- und Regelungstechnik
sowie „Forschung trifft
Wirtschaft“ auf dem Programm.
In der Fachmesse zu dem Energieeffizienz-Forum
präsentieren rund 50
Aussteller Produkte und Dienstleistungen
für Verbraucher mit hohem
Energiebedarf. Die Bandbreite reicht
von energiesparender Beleuchtung
über Anlagen zur Wärmerückgewinnung
und Belüftung bis hin zu Kleinwindanlagen.
Die Besucher des
1. Bayerischen Industrie- und Gewerbeforum:
Energieeffizienz haben die
Möglichkeit, die gesamte Fachmesse
RENEXPO vom 9. bis 12. Oktober 2014
zu besuchen und an ihren Kongressen
und Fachforen teilzunehmen. Die
RENEXPO deckt die drei Säulen der
Energiewende ab: Energieeffizienz,
Erneuerbare Energien und Energiesparen.
Erwartet werden 2.200 Messegäste
aus Industrie und Gewerbe
sowie 1.200 Kongressteilnehmer.
Nähere Informationen gibt es unter
www.renexpo.de.
September 2014
534 gwf-Gas Erdgas

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
Abschlussworkshop „Speicherung elektrischer
Energie aus regenerativen Quellen im Erdgasnetz (SEE)“
Mit der Energiewende im Fokus
konnte am 10. und 11.
Juli 2014 das seit Januar 2011 laufende
Projekt des BMBF–Forschungsschwerpunkts
Chemische
Prozesse und Stoffliche Nutzung
von CO 2 zur „Speicherung elektrischer
Energie aus regenerativen
Quellen im Erdgasnetz (SEE)“ im
Rahmen eines offenen Abschlussworkshops
mit umfangreichen Ergebnissen
und Erkenntnissen beendet
werden.
Professor T. Kolb, Institutsleiter
des Lehrstuhls „Chemische Energieträger
– Brennstofftechnologie“ am
Engler-Bunte-Institut des Karlsruher
Instituts für Technologie (KIT)
(Ebi-ceb) eröffnete die Veranstaltung
vor einem gut besuchten Teilnehmerkreis
der Projektpartner aus
Industrie und Forschung. Aus der
Industrie waren neben der EnBW
Energie Baden-Württemberg AG,
H-TEC SYSTEMS GmbH, IoLiTec
Ionic Liquids Technologies GmbH
auch Outotec GmbH und aus der
Forschung das Fraunhofer ISE, Ebiceb
und nicht zuletzt der Projektkoordinator
der Forschungsstelle des
Deutschen Vereins des Gas- und
Wasserfaches e. V. am Engler-Bunte-Institut
(DVGW-EBI) an der wissenschaftlichen
Projektarbeit beteiligt
und am Workshop vertreten.
Unterstützt wurde die Veranstaltung
durch weitere Referenten, die
verschiedene Aspekte der Energieforschung
vorstellten. Dr. W. Breh,
Geschäftsführer des KIT-Zentrums
Energie, stellte die Forschungsaktivitäten
des Karlsruher Instituts für
Technologie (KIT) in der Energieforschung
vor. Die Zukunft der Erdgasinfrastruktur
im Kontext der
Energiewende zeigte Hr. Gröschl
(Bereichsleiter Forschung und
Beteiligungsmanagement beim
DVGW) auf. Die zukünftige Rolle
von PtG und PtL (Power to Liquid)
im Bereich der Mobilität wurde von
Herrn Brendle (Abteilungsleiter„Ver-
kehr, Lärm“ Umweltbundesamt)
dargestellt. Eine Übersicht zum
Schwerpunkt „Chemical Fuels“ bei
KIC InnoEnergy stellte Hr. Dr. C. Müller,
Geschäftsführer KIC InnoEnergy
Germany GmbH, dar.
In enger Abstimmung bearbeiteten
die SEE-Projektpartner seit
Antragstellung das Komplexe Thema
„Power to Gas“ in sechs Arbeitspaketen
(Wasserstoffelektrolyse, Methanisierung,
IL Synthese (ionischer Fluide),
Brennwertanpassung, Gesamtsystembetrachtung,
Wirtschaftlichkeit).
Schwerpunkt des Projektes bildeten
verfahrenstechnische Entwicklungen
im Bereich der Elektrolyse
und Brennstoffsynthese. Im
Projekt wurde eine druckaufgeladene
PEM-Elektrolyse gebaut und
getestet. Weiterhin wurden verschiedene
Verfahren der katalytischen
Methanisierung entwickelt.
Zusätzlich wurde die Erzeugung
von synthetischem Flüssiggas
aus regenerativen Quellen zur
Konditionierung von SNG über
Fischer-Tropsch-Synthese untersucht.
Neben den technologischen
Entwicklungen wurden
auch systemische Fragestellungen
von PtG-Prozessketten bearbeitet.
Hierzu gehörten insbesondere
die Dynamik und Fahrweisen
der Verfahren. Außerdem wurden
gasnetzseitige Aspekte adressiert.
Auch die Themen „Wirtschaftlichkeit“
und Geschäftsmodelle wurden
umfassend untersucht.
DBI-Fachforum Zukünftige Energieversorgung
Erdgas spielt mit einem Primärenergieverbrauchsanteil
von ca. 22 % eine
wichtige Rolle im Energiemix
der Bundesrepublik und wird als
wesentlicher Bestandteil der Energiewende
gesehen. Die Erdgasbeschaffenheit
wird in den nächsten
Jahren durch die Nutzung und Integration
der Erneuerbaren Energien
größere Schwankungen als bisher
aufweisen. Darüber hinaus
werden sich die natürlichen Ressourcen
verändern. Die DBI - Gastechnologisches
Institut gGmbH
Freiberg möchte mit dem DBI-
Fachforum Zukünftige Energieversorgung
am 5.-6. November 2014
in Leipzig diese Thematik aufgreifen
und aktuelle Fragen unter anderem
zur zukünftigen Gasbeschaffenheit,
der Umstellung von
Erdgas L auf H aber auch die Erschließung
neuer Versorgungsgebiete
diskutieren.
Die Veranstaltung richtet sich an
Mitarbeiter von Stadtwerken, Behörden,
Ingenieurbüros, Forschungseinrichtungen
und Interessenten des
Fachgebietes Gas.
Weitere Informationen zum aktuellen
Programm sowie die Anmeldemodalitäten
finden sich unter
http://www.dbi-gti.de.
September 2014
536 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen | NACHRICHTEN |
Workshop „LNG Roadmap”
Das Thema der Anwendung von
Flüssigerdgas als Kraft-, Treibund
Brennstoff nimmt im europäischen
Umfeld stetig an Bedeutung
zu. LNG bietet sich als eine ökologisch
und ökonomisch sinnvolle Alternative
zu den herkömmlichen Energieträgern
an. Viele europäische Länder
weisen bereits jetzt große Flotten von
mit LNG betriebenen Lastkraftwagen
sowie See- und Binnenschiffen vor.
Das Interesse an LNG steigt auch in
der deutschen Wirtschaft.
Als Institut für die anwendungsorientierte
Forschung rund um die
Energiethemen der Zukunft mit dem
Schwerpunkt der Technologien rund
um die Gase der Energieversorgung,
und deren Anwendungspfade begleitet
das Gas- und Wärme-Institut
Essen e. V. technisch-wissenschaftlich
die Einführung von LNG als
Kraft-, Treib- und Brennstoff. Auf diesem
Wege greift das GWI auf die bereits
gesammelten Erfahrungen mit
der europäischen und deutschen Industrie
zurück sowie auch auf die
partnerschaftliche Zusammenarbeit
zwischen GWI, anderen europäischen
Forschungseinrichtungen und
weiteren Institutionen.
Eine geografisch verkehrsgünstige
Lage verleiht der Bundesrepublik
Deutschland und insbesondere
dem Land Nordrhein-Westfalen Vorteile
beim Ausbau einer LNG-Kraftstoff-Infrastruktur,
was eine besondere
Rolle bei der grenzüberschreitenden
Kooperation in diesem
Prozess bedeutet.
Als Plattform für einen Erfahrungsaustausch
und eine Diskussion
veranstaltete das GWI zusammen
mit der EnergieAgentur.NRW am
3. Juli 2014 im Maritim Hotel in Düsseldorf
den Workshop “LNG Roadmap
– LNG as a driving force for
cross-border cooperation within the
EU”. Ausländische Veranstaltungspartner
waren die niederländische
Organisation für Angewandte Naturwissenschaftliche
Forschung TNO,
die Stiftung Energy Valley und die
Stadtregion Arnheim-Nimwegen,
auf deutscher Seite war es das Entwicklungszentrum
für Schiffstechnik
und Transportsysteme e. V. an der
Universität Duisburg-Essen.
Rund 100 Experten aus Deutschland,
den Niederlanden, Großbritannien,
Norwegen, der Schweiz,
Österreich, Frankreich und Belgien
waren anwesend, um über eine
Markteinführung von LNG als Kraftund
Treibstoff zu diskutieren. Unter
den Teilnehmern befanden sich relevante
nationale und internationale
Akteure aus dem Gashandel, Anlagenbauer
und -betreiber, Logistikunternehmen,
kommunale und
politische Vertreter.
Der Workshop „LNG Roadmap“
genoss eine hohe Aufmerksamkeit
in der deutschen und europäischen
Energie- und Transportwirtschaft
als ein Mittel für die Initiierung des
Erfahrungs- und Meinungsaustausches
über den grenzüberschreitenden
LNG-Einsatz als Kraft- und
Treibstoff. Das Gas- und Wärme-Institut
Essen e. V. - zusammen mit der
EnergieAgentur.NRW - kündigten
am Rande des Workshops eine Folgeveranstaltung
im ersten Halbjahr
2015 an.
MSR-Spezialmesse für Prozessleitsysteme, Mess-,
Regel- und Steuerungstechnik in Bochum
Die MEORGA veranstaltet am
5. November 2014 im Ruhr-
Congress Bochum in Bochum eine
regionale Spezialmesse für Prozessleitsysteme,
Mess-, Regel- und
Steuerungstechnik. Hier zeigen ca.
160 Fachfirmen der Mess-, Steuer-,
Regel- und Automatisierungstechnik
von 8:00 bis 16:00 Uhr Geräte
und Systeme, Engineering- u. Serviceleistungen
sowie neue Trends im Bereich
der Automatisierung.
Die Messe wendet sich an Fachleute
und Entscheidungsträger, die
in ihren Unternehmen für die Optimierung
der Geschäfts- und Produktionsprozesse
entlang der gesamten
Wertschöpfungskette verantwortlich
sind. Der Eintritt zur
Messe und die Teilnahme an den
Workshops sind für die Besucher
kostenlos und sollen ihnen Informationen
und interessante Gespräche
ohne Hektik oder Zeitdruck ermöglichen.
Für das leibliche Wohlergehen
der Besucher sorgen kleine
Snacks und Erfrischungsgetränke,
die selbstverständlich ebenfalls gratis
bereitgehalten werden.
Infos:
MEORGA GmbH,
Tel. (06838) 8960035,
E-Mail info@meorga.de,
www.meorga.de
September 2014
gwf-Gas Erdgas 537

| NACHRICHTEN
|
Verbände und Vereine
Bundesnetzagentur veröffentlicht Biogas-
Monitoringbericht 2014
Die Bundesnetzagentur hat ihren
Biogas-Monitoringbericht 2014
veröffentlicht. Danach ist die Anzahl
der Biogasanlagen, die auf Erdgasqualität
aufbereitetes Biogas in das
öffentliche Gasnetz einspeisen, im
Jahr 2013 stark gestiegen. Zum
31. Dezember 2013 waren 144 Anlagen
an das Netz angeschlossen.
Dies sind 33 Prozent mehr als ein
Jahr zuvor. Die Anlagen speisten im
Laufe des Jahres 2013 insgesamt
520 Mio. m³ Biogas in die Gasnetze
ein. Die eingespeiste Menge konnte
somit im Vergleich zum Vorjahr um
26 Prozent gesteigert werden.
Biogas in Erdgasqualität kann unbeschränkt
in das Netz eingespeist
werden, da es die gleichen Eigenschaften
wie fossiles Erdgas hat. Aus
diesem Grund steht dem Biogas die
gesamte Infrastruktur in Form von
Leitungen und Speichern zur Verfügung.
Es wird aus regenerativen Ressourcen
wie z.B. Bioabfällen, Gülle
oder Energiepflanzen gewonnen.
Die Bundesnetzagentur ist nach
§ 37 Gasnetzzugangsverordnung verpflichtet,
der Bundesregierung jährlich
einen Bericht über die Sonderregelungen
für die Einspeisung von
Biogas in das Erdgasnetz vorzulegen.
Der Biogas-Monitoringbericht 2014
ist der vierte Bericht dieser Art. Für
seine Erstellung wurden Gasnetzbetreiber,
Biogasanlagenbetreiber, Biogashändler
sowie die Marktgebietsverantwortlichen
befragt. Veröffentlicht
ist der Biogas-Monitoringbericht
2014 auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur
unter www.bundesnetzagentur.de/Biogasmonitoring.
DVGW und VDE unterzeichnen Memorandum
Die Präsidenten des Deutschen
Vereins des Gas- und Wasserfaches
(DVGW) und des Verbands der
Elektrotechnik Elektronik und Informationstechnik
(VDE), Dietmar
Bückemeyer und Dr. Joachim Schneider,
haben in Essen ein Memorandum
of Understanding unterzeichnet.
Ziel der Grundsatzvereinbarung,
die auch von DVGW-Hauptgeschäftsführer
Prof. Dr. Gerald Linke und dem
VDE-Vorstandsvorsitzenden Dr. Hans
Heinz Zimmer mitunterzeichnet wurde,
ist die Förderung der Zusammenarbeit
zwischen DVGW und VDE auf
dem Gebiet der Forschung und Studienerstellung
im Themenfeld „Energieversorgungssystem
im Kontext
der Energiewende“. Neben der bereits
bestehenden, erfolgreichen Kooperation
zwischen DVGW und dem
Forum Netztechnik Netzbetrieb im
VDE (VDE|FNN) im Rahmen der technischen
Regelsetzung, soll auch mit
der Energietechnischen Gesellschaft
im VDE (VDE|ETG) die Zusammenarbeit
im Bereich Forschung und Entwicklung
gestärkt werden.
VDE-Vorstandsvorsitzender Dr. Hans Heinz Zimmer, VDE-Präsident Dr.
Joachim Schneider, DVGW-Präsident Dietmar Bückemeyer, DVGW-
Hauptgeschäftsführer Prof. Dr. Gerald Linke (von links nach rechts).
Bild: RWE AG, Jörg Mettlach
„Dies ist ein klares Signal von
DVGW und VDE, dass es in der Zusammenarbeit
der beiden Sparten
Gas und Strom noch weitere Synergien
gibt. Diese Synergiepotenziale
sollen systematisch erschlossen
werden. Ziel ist es, durch die
Konvergenz der Gas- und Stromnetze
eine noch höhere spartenübergreifende
Effizienz zu erzielen
– bei gleichbleibend hoher Qualität
und garantierter Sicherheit“,
erklärte VDE-Präsident Dr. Joachim
Schneider. Der Brückenschlag zwischen
Gas- und Strominfrastruktur
sei eine der wichtigsten Herausforderungen
der Energiewende.
„In Zukunft werden neben der Power-to-Gas-Technologie
sowohl
flexible Gaskraftwerke als auch innovative,
gasbasierte Speichertechnologien
oder mehr dezentrale
Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung
immer dringender benötigt.
Nur so können wir das schwankende
Angebot aus erneuerbaren
Ressourcen wie Sonnen- und
Windkraft langfristig und in großem
Maßstab speichern und nutzen“,
betonte DVGW-Präsident
Dietmar Bückemeyer.
September 2014
538 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine | NACHRICHTEN |
EDNA fordert mehr Markt und weniger Regulierung
bei intelligenten Messsystemen
Die derzeit laufende Diskussion
über die Erhöhung der Einbaugrenze
von Smart Meter Gateways
auf 10.000 oder gar 20.000 kWh/a ist
nach Ansicht des EDNA Bundesverbands
Energiemarkt & Kommunikation
e.V. kontraproduktiv. Denn die
Digitalisierung der Zählerinfrastruktur,
die seit 2012 eine grundsätzliche
Vorgabe der Energieeffizienz- und
Energiedienstleistungsrichtlinie ist,
komme in jedem Fall. Deswegen wäre
es unsinnig, eine Vielzahl der digitalen
Zähler regulatorisch von der
elektronischen Kommunikation abzukoppeln.
„Wir brauchen keine Diskussion,
ab wann Messsysteme kommunikationsfähig
sein müssen. Wir
brauchen die angekündigte Datenkommunikationsverordnung,
vor allem
aber auch das Interesse der Kunden“,
fasst EDNA-Geschäftsführer
Rüdiger Winkler die Argumente zusammen.
„Die Vorschläge der Bundesnetzagentur
und aus dem Umfeld
des BDEW werden durch die
Ängste vieler mittelständischer Unternehmen
getrieben. Die wollen –
mangels zuverlässiger Informationen
über eine angemessene Refinanzierung
und ohne Glauben an
die in verschiedenen E-Energy- und
Pilotprojekten vermeintlich gemessenen
Vorteile – die erforderlichen
Investitionen verständlicherweise
nicht tragen“, ergänzt das EDNA-Vorstandsmitglied
Bernhard Mildebrath
von der Schleupen AG.
Aus Sicht des EDNA Bundesverbands
Energiemarkt & Kommunikation
müsse der Kunde jetzt für die
Digitalisierung des Messwesens gewonnen
werden. Ein Weg dazu
könnte sein, dem Lieferanten freizustellen,
auf welchem Wege er den
Kunden nun über seinen Verbrauch
informieren will. Dazu kann er ihm
ein „teures“ Display über die Zeit seines
Liefervertrages leihen oder aber
ihm einen günstigeren Zugang zu
einer Internet-Plattform gewähren.
„Dies würde die Innovationskräfte
des Marktes entfesseln und den
Wettbewerb zwischen Intelligenz
vor Ort und zentraler Intelligenz anstoßen.
Und die Systematik käme als
Beitrag zur Energiewende und zur
Förderung des Innovationsstandortes
Deutschland daher und nicht als
ungeliebtes Pflichtprogramm“, beschreibt
Rüdiger Winkler die Zielsetzung.
Wenn Kunde und Lieferant
dies wünschten, müsste der Messstellenbetreiber
diese Infrastruktur
dem Lieferanten entgeltlich zur Verfügung
stellen. Damit käme Fahrt in
das System und die Innovationen
würden sich beschleunigen, weil es
um das Ringen um Kunden und Kundennutzen
ginge. Der regulatorische
Ansatz alleine wird dagegen im
Klein/Klein stecken bleiben.
Beirat von Zukunft ERDGAS nimmt Arbeit auf
Der Beirat von Zukunft ERDGAS
kam am 15. Juli in Berlin zu seiner
konstituierenden Sitzung zusammen.
Führende Vertreter aus
Politik, Wirtschaft, Wissenschaft und
Gesellschaft beraten in diesem Rahmen
von nun an regelmäßig die
Brancheninitiative, die sich für Energieeffizienz
und bezahlbaren Klimaschutz
durch den Einsatz von Erdgastechnologien
einsetzt.
Thomas Bruckner, Professor für
Energiemanagement und Nachhaltigkeit
an der Universität Leipzig und
Mitglied des Intergovernmental Panel
on Climate Change (IPCC), stellte
im Rahmen seines Gastvortrags neueste
Erkenntnisse der IPCC zu Klimaschutz
und Energieversorgung vor.
Daran anknüpfend diskutierten die
Mitglieder des Beirats die Rolle von
ERDGAS für den Klimaschutz und
den deutschen und europäischen
Wärmemarkt. „ERDGAS ist ein vielseitig
einsetzbarer Energieträger, der
zudem Treibhausgasminderung zu
vergleichsweise geringen Kosten ermöglicht.
Allerdings ist die Nachfrage
nach ERDGAS in Europa insgesamt
eher rückläufig“, fasste Prof. Dr. Marc
Oliver Bettzüge, Direktor des Energiewirtschaftlichen
Instituts der Universität
zu Köln zusammen. Das könne
man das „ERDGAS Paradox“ nennen.
Im Beirat engagieren sich Spitzenvertreter
der Energiewirtschaft,
der Heizgerätehersteller und des
Handwerks, von Eigentümer- und
Mieterverbänden und energiewirtschaftlichen
und technischen Instituten
sowie Politikvertreter. Eine
vollständige Liste der Beiratsmitglieder
ist unter www.zukunft-erdgas.info
abrufbar.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 539

| NACHRICHTEN
|
Verbände und Vereine
Neue Website für Berufsbildungs-Veranstaltungen
im Energie- und Wasserfach
Als einer der großen Berufsbildungsanbieter
in der Versorgungswirtschaft
bietet der DVGW
jedes Jahr über 300 Themen mit
rund 1.600 Veranstaltungen zu
technischen und fachübergreifenden
Themen aus dem Energie- und
Wasserfach an. Ob Seminare, Lehrgänge,
Praxistrainings, Tagungen,
Kongresse oder Inhouse-Schulungen:
Rund 30.000 Teilnehmer pro
Jahr nutzen dieses umfangreiche
Bildungs- und Qualifizierungsangebot
des DVGW für ihre berufliche
Entwicklung. Ab sofort finden sich
alle Informationen zum Berufsbildungs-
und Qualifizierungsangebot
des DVGW auf der neuen Veranstaltungs-Website
www.dvgw-veranstaltungen.de.
Ein zweiter Schwerpunkt der
Website liegt auf den Berufsinformationen
zu Studien- und Ausbildungsgängen
im Energie- und Wasserfach.
Sie richten sich z.B. an Facharbeiter in
der Versorgungswirtschaft, die sich
zum Meister qualifizieren möchten,
oder an Meister, die eine weitere Versorgungssparte
anstreben. Schulabgänger
und Mitarbeiter aus den Versorgungsunternehmen,
die sich für
eine (zusätzliche) Ausbildung oder
für ein Studium in der Versorgungswirtschaft
interessieren, erhalten auf
dieser Website Informationen für ihre
Entscheidungsfindung. Für Personalverantwortliche
bietet die Seite einen
Wegweiser durch den Qualifizierungsdschungel.
Dieser Teil der Website
ist auch direkt über die Domain:
www.berufsbilder-versorgungswirtschaft.de
erreichbar.
Wettbewerb der Biogaspartnerschaft 2014
ausgeschrieben
Innovative und engagierte Akteure
im Bereich Biomethan können bis
zum 2. Oktober ihre Beiträge für den
„Wettbewerb der Biogaspartnerschaft
2014“ einreichen. Ausgezeichnet
werden herausragende
Projekte, Produkte und Dienstleistungen,
die dem Markt für die Einspeisung
von Biomethan in das Erdgasnetz
neue Impulse geben. Der
Wettbewerb ist eine Initiative der
Deutschen Energie-Agentur GmbH
(dena) und bietet in diesem Jahr
zum ersten Mal auch eine Kategorie
für internationale Projekte.
Insgesamt gibt es drei Kategorien:
Der Preis für die „Biogaspartnerschaft
des Jahres“ richtet sich
an Betreiber von vorbildlichen Anlagen
zur Biogaseinspeisung in
Deutschland. Die „Internationale
Biogaspartnerschaft des Jahres“
zeichnet innovative Projekte aus,
die signifikant zur Entwicklung
des Marktes in einem Land beitragen
und sich gut auf andere Märkte
übertragen lassen. Der Preis
„Biogasprodukt des Jahres“ prämiert
besonders kreative Dienstleistungen,
Geschäftsmodelle und
Konzepte, die den Absatz in
Deutschland und die Erschließung
neuer Kundengruppen voranbringen.
Seit 2008 hat die dena mit dem
Wettbewerb der Biogaspartnerschaft
mehr als 20 Vorreiter des Biomethanmarkts
ausgezeichnet. Die Preisverleihung
findet dieses Jahr im Rahmen
der biogaspartner-Konferenz am
2. Dezember 2014 in Berlin statt. Weitere
Informationen zur Wettbewerbsteilnahme
sowie zur Einspeisung von
Biogas in das Erdgasnetz unter
www.biogaspartner.de.
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
Ihr Kontakt zur Mediaberatung
Andrea Schröder, München
Telefon +49 89 203 53 66-77, Telefax +49 89 203 53 66-99, E-Mail: schroeder@di-verlag.de
Ihr Kontakt zur Anzeigenverwaltung
Eva Feil, München
Telefon +49 89 203 53 66-11, Telefax +49 89 203 53 66-99, E-Mail: feil@di-verlag.de
September 2014
540 gwf-Gas Erdgas

Dr. Gerald Linke | INTERVIEW |
Bei der Transformation des Energiesystems ist Gas
die Schlüsselressource zur Integration erneuerbarer
Energien schlechthin
Im Gespräch mit gwf-Gas/Erdgas informiert Dr. Gerald Linke, Hauptgeschäftsführer des DVGW, über die
zukünftige Rolle des Verbandes, erklärt innovative Gastechnologien und erörtert die Bedeutung von Erdgas für
die Energiewende
gwf: Herr Dr. Linke, seit 03.07.2014
sind Sie Hauptgeschäftsführer des
DVGW. Auf welche Aufgaben richten
Sie Ihr besonderes Augenmerk?
Linke: Die Liberalisierung der europäischen
Energiemärkte hat seit
1998 zu tiefgreifenden strukturellen
Einschnitten in den Unternehmen
der Energiebranche geführt. Die unternehmerische
Entflechtung entlang
der Wertschöpfungskette führt
zu einer Spezialisierung und zunehmend
zur Ausprägung von Partikularinteressen.
Hinzu kommen die Herausforderungen
der Energiewende
mit dem Ausstieg aus der Atomkraft,
der Entkarbonisierung der
Energiedarbietung sowie dem politisch
festgelegten anspruchsvollen
Ausbaupfad für erneuerbare Energien.
Die technologischen Strukturen der
zukünftigen Energieanlagen werden
sich sukzessive dezentral ausrichten.
Vor diesem Hintergrund gilt es,
die satzungsgemäßen und staatsentlastenden
Aufgaben des DVGW
für eine sichere Gasversorgung und
eine hygienisch einwandfreie Trinkwasserversorgung
unverändert zu
gewährleisten und an die neuen
Herausforderungen entsprechend
anzupassen. Hierfür hat die DVGW-
Mitgliederversammlung am 2. Juli
2014 die notwendigen Grundsteine
gelegt. Zum einen für eine zeitgemäße
strukturelle Anpassung der
verbandlichen Führungsstrukturen
mit entsprechenden Satzungsänderungen
sowie andererseits der strategischen
Weiterentwicklung des
DVGW zu dem anerkannten Regelsetzer,
innovativen Gestalter und
Dienstleister in der Gas- und Wasserbranche
für Deutschland in Europa.
Diesen Entwicklungsprozess
möchte ich kooperativ in enger Abstimmung
mit den befreundeten
Verbänden und Institutionen unter
Beachtung der jeweiligen Kernkompetenzen
gestalten.
gwf: Wie wird der DVGW seinen Status
in der Branche behaupten oder
vielleicht sogar stärken können?
Linke: In intensiven Beratungen zur
zukünftigen Ausrichtung des DVGW
haben wir festgehalten, dass die
technische Selbstverwaltung weiterentwickelt
und das europäische
und internationale Engagement des
Vereins weiter ausgebaut werden
muss. Im Rahmen der Innovationsforschung
wollen wir den europäischen
und internationalen Vernetzungsgrad
erhöhen und die Drittmittelfinanzierung
ausbauen.
Starkes Augenmerk legen wir zudem
auf eine verbesserte Kommunikation
und Außendarstellung sowie
eine intensivere kooperative
Zusammenarbeit mit befreundeten
Verbänden. In diesem Prozess muss
auch das ehrenamtliche Engagement
weiterhin gesichert werden und die
Nachwuchskräfte als Mitglieder gewonnen
werden. Darüber hinaus gilt
es den kompletten Dienstleistungsbereich
des DVGW in den Sektoren
Prüfung und Zertifizierung, Bildung
und Beratung an den Ansprüchen der
DVGW-Mitglieder und der Gas- und
Wassermärkte auszurichten.
gwf: Der DVGW steht im Spannungsfeld
von nationalem Regelwerk und
europäischen Vorschriften. Wie kann
das aufgelöst werden?
Linke: Hier muss man zunächst
zwischen Produktregelungen und
Funktionalregelungen unterscheiden:
Bei Produkten gibt es ein klares Signal
Richtung europäische Normen
und damit keine DVGW-Prüfgrundlagen
mehr. Bei Funktionalregelungen
werden wir sicherlich noch in
den nächsten fünf bis zehn Jahren
den Fokus auf der Weiterentwicklung
von DVGW-Regeln haben. Eine
Ausnahme bildet hier der Bereich
Organisation und Management, wo
es in der jüngeren Vergangenheit
viele Initiativen gerade auf ISO-Ebene
gegeben hat. Im Klartext: Einerseits
muss das Engagement des DVGW
auf CEN- und ISO-Ebene fortgeführt
und partiell ausgeweitet werden.
Andererseits muss der Verein als
Bindeglied zwischen EU-Regelwerk
und nationalem Anwender fungieren
– etwa durch konkretisierende
Erläuterung des Regelwerks und
durch Weiterbildungsmaßnahmen.
Zudem ist selbstverständlich das
maßgebliche Mitgestalten der euro-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 541

| INTERVIEW
|
Dr. Gerald Linke
päischen und internationalen Regelwerke
das zentrale Aufgabenfeld,
das der Verein in Kooperation mit
den DVGW-Mitgliedsunternehmen
weiterhin voll ausfüllen wird.
gwf: Wie bewerten Sie die bisherigen
Fortschritte der DVGW-Innovationsoffensive?
Linke: Durch die im Rahmen der
Innovationsoffensive geleisteten Forschungsarbeiten
konnten wir zeigen,
dass Gas die Schlüsselressource zur
Integration erneuerbarer Energien
ist und damit zum Erfolg der Energiewende
ganz entscheidend beitragen
wird. Mit der flächendeckend
existierenden Gasinfrastruktur für
Erzeugung, Transport, Verteilung
und Speicherung in Kombination
mit innovativer Gastechnik können
wir uns auf ein wertvolles Asset für
die zukünftige Energieversorgung
stützen. Mit diesem gastechnischen
Know-how, auch dies hat die Innovationsoffensive
deutlich gezeigt,
haben wir einen starken Hebel zur
Hand, mit dem wir die politisch vorgegebenen
Ziele, kosteneffizient
und anwendungssicher erreichen
können. Dies gilt für die CO 2 -Einsparung
im Gebäudebereich genau so
wie in der Mobilität, bei der Stromerzeugung
und auch in der Industrieanwendung.
Auch konnten wir in
mehreren systemischen Projekten
zeigen, dass die Gasinfrastruktur als
leistungsstärkste netzgebundene
Energieinfrastruktur in Deutschland
ein komplementärer Partner des
Stromversorgungssystems sein
kann. Deutliche Konvergenzpotenziale
liegen sicherlich in der Powerto-Gas-Technologie
und in Smart-
Grid-Konzepten.
können diese Technologien zur Energiewende
leisten?
Linke: Power-to-Gas ist ein Kopplungselement
zwischen Strom und
Gas, das die jeweiligen Stärken beider
Systeme kombiniert und somit
ein optimales Gesamtenergiesystem
ermöglicht. Durch die Umwandlung
des Stroms in einen stofflichen
Energieträger können die
„Der DVGW muss als Bindeglied zwischen
EU-Regelwerk und nationalem
Anwender fungieren“
Stromnetze entlastet und damit der
Stromnetzausbau gedämpft werden.
Der Energietransport erfolgt
über die Gasnetze und steht damit
in Deutschland etwa 40 Millionen
Menschen und einer Vielzahl von
stationären und mobilen Anwendungen
zur Verfügung. Mit Powerto-Gas
erreicht man das gesamte
Spektrum effizienter Endanwendungstechnologien:
Vom
klassischen
Wärmemarkt
über
die Stromproduktion
einschließlich
Kraft-Wärme-Kopplung
bis hin zur klimafreundlichen
Mobilität und dem
Einsatz des Gases
als Feedstock in
der chemischen Industrie.
Über den
Weg der Verflüssigung
von Erdgas
(Liquefied
Natural
Gas, LNG) werden
derzeit weitere Pfade
erschlossen. Mit LNG
können zusätzlich
der
Schwerlastverkehr sowie der Schiffsverkehr
erreicht werden.
Als Ingenieure sind wird es gewohnt,
Probleme in Teilaspekte einzuteilen
und Systemgrenzen zu ziehen,
um effizient zu Lösungen zu
kommen. Dabei darf man aber nicht
das große Ganze aus dem Auge verlieren.
Mein Eindruck ist, dass diese
Einteilung in der Vergangenheit zu
eng und zu kleinteilig war. Erst der
Ausbau der Erneuerbaren, dann der
Fokus auf Transportkapazitäten und
schließlich erst der Blick auf den
wachsenden Energiespeicherbedarf.
Diese Herangehensweise ist
teuer und führt meiner Ansicht
nach zu den falschen technischen
Lösungen. Wir müssen uns von einem
kleinteiligen Spartendenken
und der Orientierung an Systemgrenzen
lösen und wieder den Blick
für das übergeordnete Ganze schärfen.
Nur so werden wir die Ziele für
2050 effizient und sicher erreichen.
Power-to-Gas ist die Brückentechnologie
von der Strom- zur Gas-Inf-
rastruktur und die
entschei-
gwf: Sie leiten das DVGW-Forschungscluster
„Power-to-Gas“. Welchen Beitrag
September 2014
542 gwf-Gas Erdgas

Dr. Gerald Linke | INTERVIEW |
dende Drehscheibe zur Erschließung
vieler weiterer Anwendungsfelder.
gwf: Welche Rolle spielt Erdgas in der
künftigen Energieversorgung?
Linke: Bei der Transformation des
Energiesystems ist Gas die Schlüsselressource
zur Integration erneuerbarer
Energien schlechthin – es ist sicher,
flexibel einsetzbar, hocheffizient
und be sonders kli ma schonend.
Zudem verfügt Deutschland über
eine über aus leistungsfähige und sichere
Gasinfrastruktur.
Energie muss immer transportiert
und gespeichert werden können,
um sie zu jeder Zeit am geeigneten
Ort mit der notwendigen Leistung
verfügbar zu haben. Auch regenerative
erzeugte Strommengen werden
in Form von chemisch gebundener
Energie gespeichert werden
müssen. Dafür ist (Erd-)Gas prädestiniert.
Allerdings müssen hierfür
noch technische und ökonomische
Aufgaben gelöst werden. Beispielsweise
könnte zukünftig die Kopplung
der Strom-, Gas- und Wärmenetze
eine wesentliche Rolle bei der
Speicherung und Verwertung von
regenerativem Strom spielen. Dies
wiederum erfordert eine spartenübergreifende
Steuerung der Prozesse.
Die Energiewende stellt eine
große Herausforderung für die Ingenieurkunst
in Deutschland dar.
Der DVGW nutzt die gesamte Innovationskette
von der Forschung zur
industriellen Technologie bis hin zur
Schaffung von Rechtssicherheit
durch Kodifizierung einschlägiger
Technischer Regeln. Durch den
Primärenergieträger Erdgas sind Lösungen
denkbar, die die Energiewende
zum Erfolg führen können.
der Gasversorgung, etwa durch das
Aufkommen alternativer, zum Teil
außereuropäischer Gasquellen wie
LNG sowie Biogas und Biomethan
ist die Versorgungslage aktuell stabil.
Zudem wird die Versorgungssicherheit
durch das Zusammenwirken
der Transportsysteme mit den vorhandenen
Untertagespeicheranlagen
weiter stabilisiert. Dies sollte
unverändert auch für die nächsten
Jahre gelten. Dabei erleben wir
auch eine zunehmende Substitution
anderer Primärenergieträger –
wie Öl – etwa im Mobilitätssektor.
gwf: Welche Diversifizierungsmöglichkeiten
im Erdgasbezug bieten realistische
Chancen?
Linke: Wenn man die innerdeutsche
rückläufige Produktion ausgleichen
oder sogar anheben
möchte, wird man um das aus regenerativem
Strom erzeugte Gas und
längerfristig auch um die Erschließung
weiterer Erdgaspotenziale
durch neue Explorationstechnologien
nicht umhin kommen. Auf dem
Weltmarkt liegen die durch leitungsgebundene
Transportwege
erreichbaren Hauptquellen in Norwegen
und Russland am nächsten;
alternativ könnten auch neue Quel-
„Power-to-Gas ist die Brückentechnologie
von der Strom- zur Gas-Infrastruktur“
len z.B. in Aserbaidschan heran gezogen
werden. Weitere Erdgasquellen,
wie beispielsweise in Vorderasien,
USA und Kanada sowie die
Gewinnung von Gashydraten können
nur über die Verflüssigung von
Erdgas und den Transport über den
Schiffsweg erschlossen werden.
Aber auch die Erträge aus Power-to-
Gas und gegebenenfalls Biogas aus
Ländern mit entsprechenden Anbauflächen
sollten nicht unterschätzt
werden. Es ist letztlich eher
eine wirtschaftliche als eine technische
Frage, wann und wo die benötigten
Mengen zu beschaffen sind.
gwf: Werden sich Fracking-Technologien
zur Erdgasförderung in Deutschland
durchsetzen können?
Linke: Deutschland wird manchmal
zu Unrecht als zu bürokratisch, pluralistisch
oder gar innovationsfeindlich
bezeichnet. Grundsätzlich ist dieses
Land durchaus in der Lage, mit einer
ausgeprägten Diskussions kultur und
mit seinem Föderalismus einen gesellschaftlichen
Konsens auch in
schwierigen Fragestellungen zu erzielen.
Ich glaube, dass wir uns beim
Thema Fracking mitten in dieser Meinungsfindungsphase
befinden, in
gwf: Wie schätzen Sie die Versorgungslage
aktuell und in der Zukunft ein?
Linke: Deutschland verfügt über eine
ausreichende Infrastruktur von
Ferntransport- und Verteilleitungen
sowie Speicher, um den Jahres- und
Spitzenleistungsbedarf zu decken.
Dank gesteigerter Diversifizierung
September 2014
gwf-Gas Erdgas 543

| INTERVIEW
|
Dr. Gerald Linke
der aufklärende Information, emotionale
Vorbehalte, sicherheitsrelevante
Bedenken und überprüfbare Fakten
aufeinander treffen. Es gilt hier,
unsere im internationalen Vergleich
hohen Anforderungen an Sicherheit
und Qualität – insbesondere der
Trinkwasserqualität – und unsere Bedürfnisse
nach energiewirtschaftlicher
Autarkie nicht gegeneinander
auszuspielen. Ich vertraue am Ende
dieses Dialogweges auf deutsche
Technologie und Ingenieurkunst, der
es gelingen sollte, das eine nicht für
das andere zu opfern. Aber diesen
Weg zu beschreiten, benötigt Zeit.
gwf: In der Gasverwendung werden
zukünftig stärkere Schwankungen der
Gasbeschaffenheit erwartet. Sind die
Erdgasversorger und die Geräteindustrie
hierauf ausreichend vorbereitet?
Linke: Angeregt durch die europäischen
Normungsvorhaben für Erdgas
H, in dem sich der DVGW personell
stark engagiert, wird diese
Thematik inzwischen auch national
intensiv diskutiert. Zudem befasst
sich eine nationale Pilotgruppe mit
den möglichen Auswirkungen der
Normenumsetzung. Dazu sind eingehendere
Untersuchungen insbesondere
des Gerätebestands projektiert.
Der DVGW hat zusätzlich einen
Projektkreis zur Verbesserung der
Kommunikation von Gasbeschaffenheitsschwankungen
ins Leben gerufen.
Hintergrund ist, dass häufig
nicht die Schwankungen an sich,
sondern die mangelnde Kenntnis
über diese zu Problemen auf der
Anwenderseite führen können.
„Erdgas wird eher noch eine
größere Rolle spielen“
gwf: Im früher boomenden Biogas-
Markt stehen die Zeichen eher auf
Stagnation. Welche Gründe sind hier
ursächlich, wie sind die Entwicklungsperspektiven?
Linke: Aufgrund der dauerhaft hohen
Substratpreise und der anhaltenden
Diskussion zum Anbau von Energiepflanzen
ist Biogas stark in die Kritik
geraten. Wir brauchen hier
EU-weit neue Impulse. Gerade im Bereich
der Mobilität könnte Biogas in
Zukunft eine wichtige Rolle spielen.
Ein gutes Beispiel hierfür ist Schweden,
wo zunehmend Biogas als Kraftstoff
verwertet wird. In diesem Zusammenhang
stellt die Kopplung der
Biogaserzeugung mit Power-to-Gas-
Prozessen eine interessante Alternative
dar. Durch Umwandlung des bei
der Biogaserzeugung anfallenden
Kohlenstoffdioxids mit Wasserstoff
aus Elektrolyseanlagen kann der Methanertrag
nahezu verdoppelt werden.
Weiterhin ist es wichtig, dass
vermehrt biogene Reststoffe beispielsweise
aus der Biotonne oder industriellen
Prozessen zu Biogas umgewandelt
werden. Zur Senkung der
Erzeugungskosten können außerdem
Technologieentwicklungen beitragen.
Neuartige Erzeugungs- und
Aufbereitungstechnologien, die im
Rahmen der DVGW-Innovationsoffensive
untersucht wurden, lassen
Energie- und Kosteneinsparungen
von bis zu 25 Prozent erwarten.
gwf: Hat Erdgas als Kraftstoff noch
eine Zukunftschance?
Linke: Die zukünftig zunehmende
Bedeutung von Erdgas als Kraftstoff
auch im Interesse der Energiewende
zeichnet sich schon in den Bestrebungen
ab, zukünftig LNG im mobilen
Sektor an Land (LKW, Busse) als
auch auf Binnengewässern oder hoher
See weiter einzusetzen. Für LNG
sprechen im Vergleich zu herkömmlichen
Dieselkraftstoffen die Feinstaub-
und SO 2 -Emissionsfreiheit
sowie eine Reduzierung der NO x -
Freisetzung um bis zu 80-90 Prozent
bzw. CO 2 um 10-20 Prozent. Aufgrund
der zuvor genannten Vorteile
erklärt sich auch das Engagement
der Energie-Agentur NRW sowie der
Niederländer, diesen Kraftstoff
weiter in den Markt zu integrieren.
Für CNG empfiehlt sich ein Blick
nach Italien, in dem CNG als Kraftstoff
eine etablierte Größe mit entsprechenden
Wachstumsraten ist.
Es spricht nichts dagegen, dass dies
auch in Deutschland so sein könnte.
Zudem gibt es einen starken Impuls
aus der EU, das Tankstellennetz für
CNG sowie LNG flächendeckend in
Europa an Verkehrsknotenpunkten,
etwa LNG-Häfen, einzuführen.
gwf: Wagen Sie einen Blick in die Kristallkugel:
wie sieht die Versorgungsinfrastruktur
in zwanzig Jahren aus,
welche Rolle spielt Erdgas dabei?
Linke: Erdgas ist hier nicht wegzudenken.
Erdgas wird eher noch
eine größere Rolle spielen, sowohl
im Wärmemarkt wie bei der
Stromerzeugung als auch bei der
Mobilität.
gwf: Herr Dr. Linke, wir bedanken uns
für das interessante Gespräch.
September 2014
544 gwf-Gas Erdgas

gat 2014
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
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einfach präzise
Ein Gaszähler – viele Vorteile
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Mit neuer intuitiver Bedien- und Diagnosesoftware RMGView
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Die bewährte 6-Pfad-Technologie misst neben Gasvolumenstrom auch Asymmetrien und
Drall. Die weiterentwickelten Sensoren im robusten Exd Titangehäuse sind leicht über
Steckverbindungen vor Ort austauschbar. Die hohe Signalleistung macht den
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besuchen Sie uns im Internet www.rmg.com und www.honeywellprocess.com
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SONDERTEIL
Wir freuen uns auf Ihren Besuch!
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30.09.– 01.10.2014
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Am Vorabend der gat lädt der DIV Deutscher Industrie verlag Autoren, Leser und Freunde des
gwf Gas | Erdgas erneut zu einem zwanglosen „Get-together“ ein.
Im Mittelpunkt stehen wieder die neuesten Verlagsprodukte, Branchennews und der lockere
Austausch mit den Fachkollegen.
Wir freuen uns auf Sie am Stand E 5.1.
Bitte melden Sie sich unverbindlich an:
Frau Lenz
Tel. 089 203 53 66 23
E-Mail: lenz@di-verlag.de
KOMPETENZ FÜR
DAS GASFACH
September 2014
546 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
Erdgas im Energiesystem der
Zukunft
Herzlich willkommen auf der gat 2014!
Mit der Energiewende hat Deutschland einen
Weg beschritten, der weltweit beispiellos ist:
Es geht um nicht weniger als die zügige Transformation
eines komplexen Energiesystems in
einem hochentwickelten Industrieland im
Herzen Europas. Hierbei kommt insbesondere
Gas eine Schlüsselrolle zur Integration erneuerbarer
Energien zu – es ist sicher, flexibel einsetzbar,
hocheffi zient und hat geringe CO 2 -
Emissionen. Durch die neuen technologischen
Herausforderungen der Energiewende
werden zudem für Gasinfrastrukturen zusätzliche
Nutzungsmöglichkeiten hinzukommen–
etwa die Speicherung und der Transport großer
Energiemengen aus Regionen mit Überschussproduktion
regenerativen Stroms.
In diesem Prozess nehmen DVGW und
BDEW gemeinsam ihre Verantwortung als die
starke Stimme der Gaswirtschaft wahr. Im offenen
Dialog mit Politik, Wirtschaft und Öffentlichkeit
geht es dabei um die zentrale Frage,
wie wir das deutsche Energiesystem in
Zukunft klimafreundlich, sicher und wirtschaftlich
gestalten können. Als starke Dialogplattform
wird die gat 2014 daher aktuelle
Themen und Trends rund um die Potenziale
von Erdgas im Energiesystem der Zukunft
meinungsstark diskutieren.
Neben der Energieeffizienz, die im Spektrum
einer effizienten Wärme- und Energieversorgung
von Gebäuden bis hin zur Optimierung
von Industriegasanlagen erörtert wird,
steht in diesem Jahr Power-to-Gas im Mittelpunkt
der Aufmerksamkeit. Zunehmend wird
diese Technologie nicht mehr allein als Option
zur langfristigen Speicherung überschüssigen
Öko-Stroms wahrgenommen, sondern auch
ihre Bedeutung als Energietransportsystem gewürdigt.
Der Forschungsstand von Power-to-
Gas wird deshalb ebenso gat-Thema sein, wie
das technische und ökonomische Potenzial der
Lastverschiebung in konvergenten Energienetzen
als auch die Entwicklung von Geschäftsmodellen
für Investoren. Darüber hinaus stehen
die technologischen und wirtschaftlichen
Herausforderungen im Zuge der L-H-Gas-Umstellung
sowie die Versorgungssicherheit mit
Fokus auf dem Leitfaden „Krisenvorsorge Gas“
und der Entwicklung von Knappheitssignalen
ganz oben auf der Tagungsagenda.
Mit spannenden Diskussionen über diese
und weitere aktuelle Fragestellungen und
Trends ist die gat 2014 vom 30. September bis
1. Oktober in Karlsruhe ein starkes Dialogforum
an der Schnittstelle von Netz, Vertrieb,
Speicher und Gasanwendungstechnik. Profitieren
Sie dabei auch von der Möglichkeit,
branchenübergreifend Veranstaltungen der
wat 2014 zu besuchen. Der größte wasserfachliche
Kongress Deutschlands findet vom
29. bis 30. September 2014 ebenfalls in Karlsruhe
statt (www.wat-dvgw.de).
Wir laden Sie herzlich ein, mit uns gemeinsam
über die technologischen und wirtschaftlichen
Herausforderungen und Potenziale
von Erdgas zu diskutieren. Kommen Sie
am 30. September und 1. Oktober 2014 zur
gat 2014 nach Karlsruhe!
Dietmar Bückemeyer
Präsident des DVGW
Johannes Kempmann
Präsident des BDEW
September 2014
gwf-Gas Erdgas 547

SONDERTEIL
Gasfachliche Aussprachetagung
30.9. bis 1.10.2014, Karlsruhe
Dienstag, 30. September 2014
9.00–12.00 Uhr | ERÖFFNUNG
Halle 3
BEGRÜSSUNG
• Entwicklung im Gasfach und der Vereinsarbeit
Dietmar Bückemeyer, Präsident des DVGW, Bonn
Dr. Gerald Linke, Hauptgeschäftsführer des DVGW,
Bonn
GRUSSWORTE
• Herausforderungen im Gasfach und
energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen
Michael Riechel, Vizepräsident DVGW, Bonn
Johannes Kempmann, Präsident des BDEW, Berlin
GRUSSWORT DER INTERNATIONAL GAS UNION
(IGU)
Daniel Paccoud, Chairman des National Organising
Comitee WGC 2015, Neuilly-sur-Seine
KEYNOTE-ANSPRACHEN
• Klimawandel und Energiewende – Herausforderung
für Mensch und Politik
Prof. Karl Rose, Karl-Franzens-Universität Graz, Graz
• Gastechnologien für die Energiewende
Dr. Hans-Otto Jeske, MAN Diesel & Turbo SE,
Oberhausen
VERLEIHUNG DER DVGW-STUDIENPREISE GAS
UND EHRUNGEN
Dr. Thomas Hüwener, Vizepräsident Gas des DVGW,
Bonn
12.00–13.30 Uhr | Besuch der begleitenden Fachausstellung
dm-Arena mit Möglichkeit zum Mittagessen
PODIUMSDISKUSSION
13.30–15.00 Uhr | Energieeffizienz: Herausforderung und
Halle 3 Potenzial für den Energieträger Erdgas
• Perspektive aus Sicht der Politik
• Energieträger Erdgas: Das Produkt und seine
Marktentwicklung
• Effizienz mit Gastechnologien – Potenziale der
einzelnen Sektoren
15.00–15.45 Uhr | Pause und Fachmessenbesuch
dm-Arena
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
15.45–17.15 Uhr | Effiziente Wärme- und Energieversorgung
Konferenzsaal in Gebäuden
Moderation: Dr. Bernhard Klocke,
GELSENWASSER AG, Gelsenkirchen
• Wärmemarkt als Schlüssel der Energiewende
Stefan Lochmüller, N-ERGIE Aktiengesellschaft,
Nürnberg
• Die energetische Modernisierung: Vision und
Wirklichkeit
N.N.
• Erfahrungsberichte moderner Erdgassystemlösungen
– wieviel Klimaschutz kann sich
Deutschland leisten?
Ulrich Paschke, GASAG CONTRACTING GmbH, Berlin
• Intelligentes Gebäudemanagement – verbesserte
Regelstrategien durch Berücksichtigung von
Belegungsprofilen, Wetterdaten und Speichermanagement
Celil Genç, Kieback & Peter GmbH & Co. KG, Berlin
15.45–17.15 Uhr | L-H-Gas-Marktraumumstellung und
Konferenzraum 4/5 Geräteanpassung
Moderation: Stephan Dietzmann,
Erdgas Münster GmbH, Münster
• Status Quo der L-Gas-Förderung, Versorgung
Niederlande und Deutschland, Konsequenzen der
KoV & NEP
Dr. Michael Kleemiß, Gasunie Deutschland Transport,
Hannover
• Marktraumumstellung von L- auf H-Gas -
Praxisbericht eines Verteilnetzbetreibers
Jens Ruschenbaum, Stadtwerke Achim AG, Achim;
Dr. Maik Dapper, DVGW e.V., Bonn
• Unterstützung der Gasgeräteumstellung durch
elektronisches DVGW-Handbuch (Gasgeräte-
Informationssystem)
Dr. Detlef Bohmann, Königs Wusterhausen
15.45–17.15 Uhr | Konvergente Energienetze
Konferenzr. 10/11 Moderation: Heinrich Busch, Stadtwerke Essen, Essen
• Derzeitige Netzsituation im EWE-Gebiet
Enno Wieben, EWE Netze GmbH, Oldenburg
• Smart Grids unter Berücksichtigung von Powerto-Gas
– Ergebnisse und Ausblick des Projekts aus
der DVGW- Innovationsoffensive
Prof. Dr. Markus Zdrallek, Lehrstuhl für Elektrische
Energieversorgungstechnik, Bergische Universität
Wuppertal, Wuppertal
• Praxiserfahrungen – Power-to-Gas-Anlage der
Thüga-Gruppe
Dr. Günter Walther, Thüga AG, München
17.15–18.30 Uhr | Pause und Fachmessenbesuch
dm-Arena
17.00–18.30 Uhr | 7. DVGW-HOCHSCHULTAG
Pressecenter
Einlass ab DVGW-Abendveranstaltung
19.00 Uhr | Impulsvorträge mit anschließendem Diskussions-
Pressecenter forum und Get together
September 2014
548 gwf-Gas Erdgas

INFORMATION & KOMMUNIKATION
GASFACHLICHE
AUSSPRACHETAGUNG
l
www.gat-dvgw.de
gat 2014 – Erdgas im
Energiesystem der Zukunft
gat 2014 – vom 30. September
bis 1. Oktober in Karlsruhe
+++ Effiziente Wärme- und Energieversorgung in Gebäuden, Industrie und
Gewerbe +++ Bedarfsgerechte Integration der erneuerbaren Energien +++
Power to Gas: Technologische, ökonomische und politische Herausforderungen
+++ Konvergente Energienetze +++ Gaskraftwerke im Energiesystem +++
Kraft-Wärme-Kopplung +++ Neue Potenziale in der Gasmobilität +++ Netzentwicklungsplan
NEP und Technische Sicherheit von Gashochdruckleitungen
+++ Gewährleistung der Versorgungssicherheit +++
gat: Die Technologie- und Dialogplattform Gas im Energiesystem
Kooperationspartner
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sowie Deutschlands größte Messe
für das Gas- und Wasserfach!
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Mo Di Mi
Mit freundlicher Unterstützung
wat 2014
Gas-/Wasser-Fachmesse

SONDERTEIL
Mittwoch, 1. Oktober 2014
9.00–10.30 Uhr |
Konferenzsaal
9.00–10.30 Uhr |
Konferenzraum 4/5
9.00–10.30 Uhr |
Konferenzraum 6/7
11.00–12.30 Uhr |
Konferenzsaal
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
Power-to-Gas: Technologische, ökonomische
und politische Herausforderungen
Moderation: Dr. Gerald Linke, DVGW Deutscher Verein
des Gas- und Wasserfaches e.V., Bonn
• Erkenntnisse aus den DVGW-Forschungsprojekten
im Themengebiet Power-to-Gas
Dr. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut des KIT – Karlsruher Institut für
Technologie, Karlsruhe
• Power-to-Gas im Energiesystem –
Erfahrungen nach einem Jahr Pilotbetrieb
Dr. Andrei Zschocke, E.ON Innovation, Essen
• Power-to-Gas als Geschäftsmodell – Welcher
Ansatz lohnt sich für Investor und Volkswirtschaft?
Dr. Robert Tichler, Energieinstitut an der Johannes
Kepler Universität Linz GmbH, Linz
Europäisierung des Messwesens und neue
Anforderungen an den Datenabruf
Moderation: Ernst Kaiser, RWE Metering GmbH,
Recklinghausen
• Neuregelung des gesetzlichen Messwesens
Dirk Hentschke, Staatsbetrieb für
Mess- und Eichwesen, Dresden
• Wirtschaftlicher Datenabruf und exakte
Gasdatenbereitstellung
Nicola Mintert, RWE Metering GmbH, Recklinghausen
• Stand der Einführung von intelligenten
Messsystemen
Martin Hoh, Itron GmbH, Karlsruhe
Gewährleistung der Versorgungssicherheit
Moderation: Wolfgang Heinrichs, Open Grid Europe
GmbH, Essen
• Deutsche und europäische Gasversorgung
Jens Nuhn, WINGAS GmbH & Co. KG, Kassel
• Sicherungsmechanismen der Gasversorgung
Albert Kobbe, GRTgaz Deutschland GmbH, Berlin
• Langfristiges Monitoring der strukturellen
Versorgungssicherheit Gas
Dr. Oliver Elbling, Wagner, Elbling & Company
Management Advisors, Wien
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
Beitrag der Netzbetreiber zur Kostenreduzierung
im Rahmen der Energiewende
Moderation: Alexander Land,
Open Grid Europe GmbH, Essen
In diesem Forum sind drei Impulsvorträge zum Einstieg
in die Diskussion mit dem Plenum vorgesehen
von
Oliver Thelen, Thyssengas GmbH, Dortmund
Dr. Christoph Riechmann, Frontier Economics, London
Benjamin Peschka, Netrion GmbH, Mannheim
11.00–12.30 Uhr | Harmonisierung der Gasbeschaffenheiten
Konferenzraum 4/5
Moderation: Dr. Frank Heimlich,
Thyssengas GmbH, Dortmund
• Ein Gas für ganz Europa?
Oder alle Gas in einem Rahmen?
Ruben Vermeeren, Europäische Kommission
(DG for Energy), Brüssel
11.00–12.30 Uhr |
Konferenzraum 6/7
• Auswirkungen eines „freien“ Gasmarktes auf die
gastechnische Anwendung
Christoph Schreckenberg, Vaillant GmbH, Remscheid
• Adaptive Verbrennung –
Herausforderung für die Sensorik
Dr. Martin Bergemann, Siemens AG, Rastatt
• Einfluss von dauerhaft wechselnden Wobbe-
Indizes von H-Gasen auf häusliche und
industrielle Gasanwendungstechnologien –
weiteres Vorgehen
Prof. Dr. Hartmut Krause,
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH, Leipzig
Erdgas als Kraftstoff für PKW
und Nutzfahrzeuge
Moderation: Dr. Olaf Rumberg, E.ON Gas Mobil & Erdgas
mobil, Essen
• Erdgasfahrzeuge: Vom Imageträger zum Problemlöser
& Initiative Erdgasmobilität: Ziele und
Erfolge
Stefan Siegemund, Deutsche Energie-Agentur GmbH
(dena), Berlin
• Perspektive Erdgas-PKW – Erdgas-Strategie eines
deutschen Fahrzeugherstellers
Dr. Stefan Schmerbeck, Volkswagen AG, Wolfsburg
• Perspektive Erdgas-Bus, Herausforderungen des
Marktes & Bedeutung von LNG im Nutzfahrzeugsegment
N.N.
• Entwicklung der Erdgastankstellen-Infrastruktur
in Deutschland & Bedeutung der EU-Richtlinie
„Clean Power for Transport“ für die internationale
Erdgastankstellen-Infrastruktur bis 2020
René Kirchner, GAZPROM Germania GmbH, Berlin
12.00–13.30 Uhr | Besuch der begleitenden Fachausstellung
dm-Arena mit Möglichkeit zum Mittagessen
13.30–15.00 Uhr |
Konferenzsaal
13.30–15.00 Uhr |
Konferenzraum 4/5
PARALLELE DISKUSSIONSFOREN
Kooperationsvereinbarung VII (KoV)
Moderation: Dr. Friedrich v. Burchard,
CMS Hasche Sigle, Köln
• Ausblick auf KoV VIII (neues Verfahren MMMA,
Interne Bestellung, etc.)
Markus Krampe, Creos Deutschland GmbH,
Saarbrücken
• Statusbericht des BDEW zum SLP-Verfahren Gas
Dr. Florian Straub, Thüga Aktiengesellschaft, München
• Bilanzierungsregime Gas und Auswirkungen auf
Netzbetreiber
Torsten Frank, Net Connect Germany GmbH & Co. KG,
Ratingen
Bedarfsgerechte Integration Erneuerbarer
Energien
Moderation: Markus Last, Thüga Aktiengesellschaft,
München
• Zukünftige Entwicklung und Potenziale
von Biogas
Uwe Bauer, E.ON Bioerdgas GmbH, Essen
• Konvergenz Strom- und Gasnetz – Volkswirtschaftliche
Einordnung der Power-to-Gas-Technologie
in die Energieversorgung
Prof. Dr. Hartmut Krause und/oder Gert Müller-Syring,
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH, Leipzig
September 2014
550 gwf-Gas Erdgas

SONDERTEIL
www.gas-for-energy.com
13.30–15.00 Uhr |
Konferenzraum 8/9
13.30–15.00 Uhr |
Konferenzraum 6/7
• Kostenvorteile durch Kraft-Wärme-Kopplung im
Gebäudebestand zum Ausgleich schwankender
Stromerzeugung
Dr. Patrick Hansen, Forschungszentrum Jülich GmbH,
Jülich
Energieeffizienz in Industrie und Gewerbe
Moderation: Dr. Anne Giese, Gas- und Wärme-Institut
e.V., Essen
• Energiemanagement als wirtschaftliche Energiedienstleistung
Dr. Heinrich Tschochohei, EWE Aktiengesellschaft,
Oldenburg
• Contractinglösungen mit Mini- und Mikro-KWK
Michel Nicolai, Trianel GmbH, Aachen
• Praxisbericht zur Optimierung von Industriegasanlagen
Dr. Joachim G. Wünning, WS Wärmeprozesstechnik
GmbH, Renningen
• Finanzierungslösung für energieeffiziente Maßnahmen
in der Industrie
Dr. Jörg Mandel, Institut für Energieeffizienz in der
Produktion, Universität Stuttgart, Stuttgart
Kraft-Wärme-Kopplung: Von der Mikro-BHKW
bis zum Gaskraftwerk
Moderation: Dr. Bernhard Klocke, GELSENWASSER AG,
Gelsenkirchen
• Hürden beim Betrieb von Mikro-BHKW und
Ansätze zur Lösung
Jürgen Stefan Kukuk, ASUE Arbeitsgemeinschaft für
sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch
e.V., Berlin
• Blockheizkraftwerke und Sorptionskältemaschinen
– eine intelligente und effiziente Kombination
Uwe Eckstein, InvenSor GmbH, Hamburg
• 100 KWK-Anlagen in Bottrop
Dr. Rolf Albus, Gas- und Wärme-Institut Essen e.V.,
Essen10.30 –11.00 Uhr |
A close up view of
the 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.
READ MORE ABOUT
Gas applications Grid infrastructure Measurement
Gas quality issues Pipeline construction Regulation
Order now!
Biogas injection Corrosion protection Smart metering
15.00–15.30 Uhr | Pause und Fachmessenbesuch
dm-Arena
15.30–17.00 Uhr |
Konferenzsaal
PODIUMSDISKUSSION 2
Versorgungssituation Europas
• Bedeutung einer sicheren Versorgung mit Erdgas
• Gewährleistung der Versorgungssicherheit
• Stärkung der Versorgungssicherheit in Deutschland
und Europa
gas for energy is published by DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München, Germany
KNOWLEDGE FOR THE
FUTURE
September 2014
gwf-Gas Erdgas 551

| SONDERTEIL
|
– Impulsgeber für Gas als
Schlüssel ressource der Energiewende
Die 53. Gasfachliche Aussprachetagung
(gat), die vom 30. September
bis 1. Oktober 2014 in Karlsruhe
stattfindet, steht ganz im Zeichen
der Energiewende. Das
diesjährige gat-Leitthema „Erdgas im
Energiesystem der Zukunft“ wird im
offenen Dialog mit Vertretern der
breiten Fachöffentlichkeit aus Politik,
Verwaltung und Wirtschaft diskutiert.
Ein Schwerpunkt des Kongressprogrammes
ist das Potenzial des
Gases als klimafreundlicher, sicherer
und wirtschaftlicher Energieträger
im deutschen Energiesystem. Der
Energieträger Gas kann im Rahmen
dieses energiepolitischen Zieldreiecks
eine Schlüsselrolle bei der Umgestaltung
der Energieversorgung
in Deutschland übernehmen. Denn
Gas und die bestehende Gasinfrastruktur
haben aufgrund ihrer Flexibilität
überzeugende Potenziale zur
Integration der erneuerbaren Energien
in einem regenerativ ausgerichteten
Energiesystem.
Voraussetzung für das Gelingen
der Energiewende ist, dass ein systemischer
und spartenübergreifender
Ansatz verfolgt wird. Die Vortragsforen
der gat 2014 setzen genau
hier an und vernetzen zudem
die technischen, wirtschaftlichen
und politischen Aspekte. Somit wird
auf der gat 2014 ein umfassender
Dialog zum Potenzial von Gas in der
zukünftigen Energieversorgung in
seiner Gesamtheit geführt.
Zum Thema „Power to Gas“ erwarten
die gat-Teilnehmer technologische,
ökonomische und politische
Informationen: Welche innovativen
Ansätze gibt es, das Verfahren im
Markt zum Einsatz zu bringen? Welche
Markteinführungsanreize sind
für den Durchbruch dieser Technologie
denkbar? Für die Zielgruppe
Wohnungsbau geht die gat 2014
zum Beispiel der Frage nach, welche
intelligenten Energieeinsparkonzepte
in Gebäuden denkbar sind und
welche Hürden und Lösungsansätze
es für den Ausbau der Kraft-Wärme-
Koppelung (KWK) gibt. Der politische
Handlungsbedarf für den KWK-
Ausbau wird dabei Thema sein, genauso
wie die effiziente und
intelligente Kombination von Technologien
sowie praktische Erfahrungen
mit der KWK im Feldversuch.
Gasgeräte-Hersteller und beteiligte
Marktpartner werden sich für
Fragen der Normung von Gasbeschaffenheiten
und die Auswirkungen
der zukünftigen einheitlichen
europäischen Gasbeschaffenheit
interessieren. Die gat befasst sich
deshalb ausführlich mit der L-H-
Gas-Marktraumumstellung und deren
erforderlichen Geräteanpassung
sowie der Harmonisierung
der Gasbeschaffenheiten. Neben
dem Status quo der L-Gas-Verfügbarkeit
und -Versorgung werden
Maßnahmen und Lösungen für die
Gasgeräteumstellung präsentiert.
Ein weiteres Highlight der gat 2014
wird die Keynote von Prof. Dr. Karl
Rose sein, der als Mitglied des Weltenergierates
einen Blick auf den
globalen Energiemarkt und die
Konsequenzen für einzelne Industriezweige
werfen wird.
Bei der inhaltlichen Ausgestaltung
des gat-Fachprogramms kooperiert
der DVGW mit dem Bundesverband
der Energie- und Wasserwirtschaft
(BDEW), der Arbeitsgemeinschaft für
sparsamen und umweltfreundlichen
Energieverbrauch (ASUE), der Vereinigung
der Fernleitungsnetzbetreiber
Gas (FNB) sowie Zukunft ERDGAS, die
auch das Thema Erdgas-Mobilität in
die gat einbringt. Damit wird die gesamte
Bandbreite rund um das Produkt
Gas auf der gat 2014 abgebildet.
Die gat ist der größte deutsche
gasfachliche Kongress der Branche.
Gleichzeitig ist sie die größte Gasfachmesse
Deutschlands. Unter
dem Motto „Erdgas im Energiesystem
der Zukunft“ können sich die
Besucher auf der gat 2014 ein umfassendes
Bild davon machen, wie
Gas und das Gasversorgungssystem
eine Schlüsselrolle bei der zukünftigen
Energieversorgung in Deutschland
spielen können: als idealer
Partner der erneuerbaren Energien,
als Speichermedium und als leistungsstarker
Energieträger im Wärmemarkt,
in der Stromerzeugung
und in der Mobilität.
Kontakt und Anmeldung:
DVGW-Hauptgeschäftsführung,
Wiebke Smerda,
Tel. (0228) 9188-734,
E-Mail: gat2014@dvgw.de
September 2014
552 gwf-Gas Erdgas
Odoriermittel & Schwefel in Biogas
sicher bestimmen mit
ODOR on-line
Gesamtschwefelbestimmung inkl. Odoriermittel nach neuer G 262

| SONDERTEIL |
KWK-Modul „G-Box 20“
Während der gat fokussiert sich
2G auf das Leistungsspektrum
von 20 kW elektrischer Leistung und
präsentiert das KWK-Modul „G-Box
20“ . Die G-Box 20 trägt entscheidend
zur Senkung von Energiekosten
und zum Umweltschutz bei. Die
kompakte Anlage besitzt lange Wartungsintervalle,
eine geräuscharme
Betriebsweise und eine hohe Wirtschaftlichkeit.
Das Modul kann mit
Erdgas der Gruppen H und L, alternativ
Biomethan und Flüssiggas betrieben
werden. Durch serienmäßige
Brennwertnutzung erreicht die
G-Box 20 einen Gesamtwirkungsgrad
von 105 % und ist dabei äußerst
leise: in einem Meter Entfernung
wird ein Schalldruckpegel von
52 dB (A) nicht überschritten. Zukünftig
sind Strompreiserhöhungen
somit kein Problem mehr, ganz im
Gegenteil die Wirtschaftlichkeit der
Anlage erhöht sich mit steigenden
Strompreisen. Auch die Umwelt wird
mit der Installation von der G-Box 20
geschont, denn im Vergleich zu konventioneller
Stromproduktion werden
CO 2 –Emissionen um bis zu 60 %
reduziert.
Typische Einsatzgebiete der G-
Box 20 sind:
Wohnanlagen
• Seniorenzentren und Krankenhäuser
Landwirtschaftliche Betriebe
Einkaufszentren
Schwimmbäder
Hotels
Gewerbebetriebe
• Schulen
Die 2G Energy AG gehört zu den international
führenden Herstellern von
Blockheizkraftwerken (BHKW) zur dezentralen
Erzeugung und Versorgung
mit Strom und Wärme mittels Kraft-
Wärme-Kopplung. Das Produktportfolio
von 2G umfasst Anlagen mit einer
elektrischen Leistung zwischen 20
kW und 4.000 kW für den Betrieb mit
Erdgas, Biogas oder Biomethan. Bislang
hat 2G in mehr als 25 Ländern
tausende BHKW erfolgreich installiert.
Das Unternehmen baut seine Technologieführerschaft
durch kontinuierliche
Forschungs- und Entwicklungsarbeit
in der Gasmotorentechnologie
für Erdgas-, Biogas- und Synthesegas-
Anwendungen (z.B. Wasserstoff) konsequent
aus. Neben der Konstruktion
und Herstellung von BHKW-Anlagen
bietet das Unternehmen aus Westfalen
ganzheitliche Lösungen von der
Planung und Installation bis zu Service-
und Wartungsleistungen an. Im
Rahmen der Energiewende gewinnen
Blockheizkraftwerke in intelligent vernetzten
Energiesystemen - sogenannte
virtuelle Kraftwerke - aufgrund ihrer
Dezentralität, Regelbarkeit und
planbaren Verfügbarkeit stark zunehmende
Bedeutung.
Kontakt:
2G Energy AG,
Stefan Liesner,
Tel. (02568) 9347-2135,
E-Mail: s.liesner@2-g.de,
www.2-g.de
dm-Arena, Stand C2.
gat 2014
dm-Arena/A3.3
September 2014
gwf-Gas Erdgas 553

| SONDERTEIL
|
B auherrenpakete für Gebäude ohne Keller
Die Versorgungsbranche ist sich
mittlerweile weitgehend einig,
KG-Rohre werden immer häufiger
nicht mehr als fachgerechte Lösung
zur Einführung von Hausanschlussleitungen
bei Gebäuden ohne Keller
akzeptiert. DVGW-zugelassene Mehrspartenhauseinführungssysteme
setzen
sich aus technischen und rechtlichen
Aspekten immer mehr durch.
Einen wichtigen Beitrag zur
Standardisierung dieser Hauseinführungssysteme
leistet die Bauherrenbroschüre
des Fachverbandes
FHRK (Fachverband Hauseinführungen
für Rohre und Kabel e.V.). Die
Broschüre kann von Versorgungsunternehmen
zur neutralen Beratung
von Architekten, Bauträgern
und Bauherren verwendet werden
und wird vom Verband kostenlos
zur Verfügung gestellt.
allen Baubeteiligten sehr gut angenommen
wird.
Wurde die erste Hürde erfolgreich
genommen, ist der zweite
Schritt die Verfügbarkeit der Mehrspartenhauseinführung
sicherzustellen.
Dies war in der Vergangenheit
in flächenversorgten Gebieten
oft die größere Herausforderung.
Niemand hatte etwas gegen die
Mehrspartenhauseinführung, aber
sehr häufig wollte keiner die Beschaffung
übernehmen!
Hier greift das neue Konzept der
Bauherrenpakete. Das Unternehmen
Hauff-Technik hat alle notwendigen
Komponenten für einen Mehrspartenhausanschluss
in einem Paket zusammengeführt.
Damit der Einbau
fachgerecht vorgenommen werden
kann, wurde eine neue und einfach
zu verstehende Montageanleitung
konzipiert. In dieser werden alle Einbauschritte
mit Praxisbildern einfach
und verständlich erklärt. Die Bauherrenpakete
werden in der jeweiligen
Region vom Fachhandel in das Sortiment
aufgenommen und können auf
Empfehlung der Versorgungsunternehmen
dort direkt bezogen werden.
Standardisierte Mehrspartenhauseinführungen
sind für alle
Baubeteiligten ein großer Vorteil.
Versorgungsunternehmen können
Bauherrenpaket von Hauff-Technik.
einfach und sicher die geforderte
gas- und wasserdichte Abdichtung
vornehmen. Zeit- und kostenaufwändiges
Improvisieren auf der
Baustelle gehört der Vergangenheit
an. Für den Architekten und
Bauträger ist ein zentraler und einheitlicher
Einführungspunkt für alle
Versorgungsleitungen ein großer
Planungsvorteil. In Versorgungsgebieten,
in denen diese
Vorgehensweise etabliert wurde,
werden von den Bauunternehmen
keine Abwasserrohre sondern
DVGW-zugelassene Mehrsparten-
Systeme einbetoniert.
Kontakt:
Hauff-Technik GmbH & Co. KG,
Horst Scheuring,
Tel. (07322) 1333-0,
E-Mail: horst.scheuring@hauff-technik.de,
www.hauff-technik.de
dm-Arena, Stand F5
Bauherrenbroschüre FHRK.
Um eine Standardisierung der
Mehrspartendurchführung in der
Flächenversorgung zu erreichen, ist
der erste und wichtigste Schritt, eine
einheitliche Beratung aller beteiligten
Versorgungsunternehmen
gegenüber den Architekten, Bauträgern
und Bauherren sicherzustellen.
Die Praxis zeigt, dass dies mit der
FHRK-Broschüre spartenübergreifend
sehr gut funktioniert und von
Einheitliche Beratung in der Flächenversorgung
unter Einbindung des
Fachhandels als Logistikpartner.
September 2014
554 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Zukunftssichere Rohrleitungssysteme
Auf der gat/wat präsentiert egeplast
zukunftssichere Rohrsysteme.
Das 3L Sicherheitsrohrsystem
für den Boden- und Gewässerschutz
kann permanent elektronisch leckageüberwacht
werden. Meldungen erfolgen
direkt auf die Leitstelle oder
aufs Smartphone. Das SLA® Barrier
Pipe ist ein diffusionsdichtes Rohrsystem
für den Trinkwasserschutz.
Aufgrund seiner metallischen Permeationsbarriere
kann es in kontaminierten
Böden verlegt werden.
Beim SLM® DCT kann nach Black-
Box-Verlegung sofort eine Integritätsprüfung
durchgeführt werden.
Auch die genaue Ortung der Leitung
ist durch die integrierten Leiterbänder
möglich. Das HexelOne® Hochdruckrohrsystem
nur aus PE ist für
einen Druck von 30 bar für Wasserund
16 bar für Gasrohrleitungen einsetzbar
und bietet alle bekannten
Verlegevorteile von PE-Rohren. Als
HexelOne® SLM mit Schutzmantel ist
es für die grabenlose Verlegung geeignet,
es ist auch mit Permeationsbarriere
oder als leckageüberwachtes
System erhältlich.
Verlegung eines HexelOne ® Gas-Hochdruckrohres mit Ringbunden.
Kontakt:
egeplast international GmbH,
Tel. (02575) 9710-0,
E-Mail: info@egeplast.de,
www.egeplast.de
dm-Arena, Stand C8.2.
AERIUS. Die intelligente Form der Gasmessung
statisch I druckunabhängig I temperaturkorrigiert I integrierte Kommunikation
AERIUS. Präzision, bei jeder Temperatur, in jeder Höhenlage. Batterielebensdauer bis zu 20 Jahre.
Weitere Informationen unter: www.diehl.com/metering
Besuchen Sie uns auf der gat & wat 2014 in Karslruhe
30.09. - 01.10.2014 I Halle: dm-arena Stand D 4.1
September 2014
gwf-Gas Erdgas 555

| SONDERTEIL
|
Mehrspatendüker im Microtunnelling Verfahren:
angewandtes Datenmonitoring und Kontrollsystem
Bei der Verlegung von Gas-,
Strom- oder Fernwärmeleitungen
ist häufig die Querung von Gewässern
oder sensiblen Bereichen
wie Straßen, Gleisanlagen oder
Landschaftsschutzgebieten erforderlich.
Eine offene Verlegung der
Leitungen ist in diesen Fällen meist
gar nicht oder nur unter großen Einschränkungen
möglich und es kommen
geschlossene Verfahren zum
Einsatz. Ist die Querung mit mehreren
Leitungsspaten erforderlich, ist
häufig die Bündelung der Leitungen
in einem Mehrspatendüker unter
Anwendung des Microtunnelling
Verfahrens die wirtschaftlichste
Lösung. Bild 1 zeigt ein Beispiel für
den begehbaren Querschnitt eines
Mehrspatendükers.
Microtunnelling Vortriebe mit
aktiver Ortsbruststützung zur Unterquerung
von Gewässern und sensiblen
Bereichen erfordern eine zuverlässige
Vortriebsüberwachung. Im
Folgenden wird das Datenmonitoring
und Kontrollsystem am Beispiel
eines Microtunnelling Vortriebs in
Wien vorgestellt.
Bild 1. Querschnitt eines Mehrspatendükers.
Durchführung der Vortriebsüberwachung
Monitoring System
Für den Microtunnelling Vortrieb
„Asperner Sammelkanal in Wien 22“
kam die von Babendererde Engineers
entwickelte Software „Tunnelling
Process Control“, TPC, zum Einsatz.
Der Kanal wurde mit einer AVN
1600 D mit Spülförderung aufgefahren.
In enger Abstimmung mit der
Firma Brochier Spezialtiefbau wurde
die ursprünglich für Großvortriebe
entwickelte Software an die Anforderungen
und Besonderheiten
von Rohrvortrieben angepasst. Die
Datenaufzeichnung erfolgte in einem
10 Sekunden Takt, so dass auch
Daten während der Stillstände dargestellt
und gespeichert wurden.
Das Monitoring System erlaubt
den an dem Bau beteiligten Personen
einen permanenten Zugriff auf
die Vortriebsdaten und eine komfortable
Aufbereitung und Auswertung
sowohl in Echtzeit als auch von historischen
Daten. Dabei war es möglich
sowohl lokal auf der Baustelle als
auch per Fernzugriff über das Internet
das Monitoring durchzuführen.
Vortriebsüberwachung
Durch unterschiedliche und vielseitige
Anwendungsmöglichkeiten
konnte es der Bauleitung ermöglicht
werden, permanent, also auch während
der Zeit im Büro, den Vortrieb
und den Fortschritt zu kontrollieren.
Durch das standardisierte und automatisierte
Erstellen von Rohrprotokollen,
Schicht- und Tagesberichten
konnte die Arbeit der Bauleitung zudem
erleichtert werden.
Zur schnellen Übersicht über den
Vortriebsstand stellt das Monitoring
System die aktuelle Lage der Rohrvortriebsmaschine
im Lageplan dar
(Bild 2). Der Zeitpunkt der Unterfahrung
von Straßen, Brücken und Gleisen
oder anderen sensiblen Infrastrukturen
wie dem Mühlbach konnte
so unkompliziert vermittelt werden.
Für die Überwachung der ausreichenden
Ortsbruststützung konnten
die üblichen Sensoren nur bedingt
herangezogen werden. Durch
die Möglichkeit, in dem Monitoring
System unterschiedliche Sensoren
mit mathematischen Operatoren zu
verknüpfen, konnten die Zusammenhänge
von Anpresskraft,
Schneidraddrehung, Hauptpressenkräfte
und Dehnerkräfte in neuen
„virtuellen“ Sensoren zusammengefasst
werden. Die „virtuellen“ Sensoren
wurden im Monitoring System
mit Grenz- und Alarmwerten
versehen. Bei länger andauernden
Unter- bzw. Überschreiten der Werte
konnte die Bauleitung per SMS
und Email informiert werden. Neben
der individuellen Stützdruckkontrolle
wurden weiterhin virtuelle
Sensoren programmiert, die ein
Drehen des Schneidrades im Stillstand
überwachen und anzeigen,
durch das ein ungewollter Mehrausbruch
und exzessive Setzungen verhindert
wurden.
September 2014
556 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Bild 2. TPC – Startbildschirm.
Watch – Dog
Die wichtigen und zu überprüfenden
Sensoren, auch die „virtuellen“,
wurden zusätzlich mit der „Watch
Dog“-Funktion ausgerüstet. Diese
Funktion besteht aus einer Ampel,
die den jeweils aktuellen Wert gegen
einen zu definierenden Grenzwert
abprüft. Ist der Wert innerhalb normaler
Parameter, leuchtet die Ampel
grün, nähert sich der Wert dem
Grenzwert, wird diese Ampel gelb
und wird der Grenzwert überschritten,
dann erscheint die Ampel in Rot.
Durch diese Funktion wird die Überwachung,
auch mehrerer Vortriebe
gleichzeitig deutlich erleichtert.
Unterschiedliche Nutzerhierachien
Das Monitoring System bietet jedem
Nutzer die Möglichkeit, sich
einzelne, individuelle Bildschirme
zu gestalten, die je nach Benutzer
unterschiedliche Sachverhalte darstellen.
Hier können Fortschrittsmeldungen
mit Echtzeitwerten
kombiniert dargestellt, die Position
der Vortriebsmaschine kann einfach
im Lageplan abgelesen und die Datenauswertung
kann individuell auf
jedes Projekt abgestimmt werden.
Zudem können unterschiedliche
Berechtigungsstufen für Bauherren
und Baufirmen nutzerbasiert abgestimmt
und implementiert werden.
Zusammenfassung
Die erhöhten Anforderungen an
den Vortrieb und die Umsetzung
auf der Baustelle konnten durch das
Datenmonitoring und Kontrollsystem
überwacht werden, so dass der
Vortrieb ohne nennenswerte Setzungen
und ohne Mehrausbrüche
erfolgreich beendet werden konnte.
Durch die enge Zusammenarbeit
zwischen Baufirma und Ingenieurbüro
ist es gelungen, viele Programmanwendungen
zu implementieren,
welche die Bau- und Projektleitung
in Ihrer Arbeit unterstützen. Dem
Bauherren bietet das Datenmonitoring
und Kontrollsystem die Möglichkeit,
auf eine unabhängige Datenbasis
der gesamten Vortriebsarbeiten
zuzugreifen.
Autoren:
Dipl.-Ing. Kathrin Glab,
Dipl.-Ing. Christian Hahn,
Babendererde Engineers GmbH
Kontakt:
Babendererde Engineers GmbH,
Tel. (0451)- 300 939 – 0,
www.babeng.com,
tpc.tunnelsoft.com,
www.facesupport.org
Stand dm-Arena / F6.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 557

| SONDERTEIL
|
Kontinuierliche und vollautomatische Überwachung
und Regelung von Odoriersystemen
Aus Sicherheitsgründen verlangt
der Deutsche Verein des
Gas- und Wasserfaches e. V. (DVGW)
normalerweise eine Kontrolle der
Odorieranlagen innerhalb von vier
Wochen. Die Lewa GmbH hat nun
eine neue Steuerung entwickelt,
durch die Soll- und Ist-Wert der
Gasmenge beziehungsweise des
Odormittels kontinuierlich verglichen
werden, so dass diese Überprüfungen
entfallen oder zumindest
in größeren Abständen erfolgen
können. Die Konzentration des
Odormittels kann in digitalen
Schritten eingestellt werden, so
dass die aufwändige Regelung der
Konzentration über die Hubverstellung
überflüssig wird. Die Sicherheit
bleibt dabei in vollem Umfang
gewährleistet und ist gleichbleibend
hoch. Die neue Steuerung
OCU (Odor Control Unit) wird zusammen
mit den Lewa Odoriersystemen
für Erd-, Bio- und Flüssiggas
Modulare Odorieranlage von LEWA. Je nach Anwendung
gibt es stationäre und Wechselbehälter in Größen
von 25 bis zu 1.000 l, für Großanlagen sogar bis
zu 10.000. © LEWA GmbH
auf der GAT vorgestellt und ist ab
Oktober lieferbar.
Die Steuerung besteht aus einem
oder zwei Netz- und Leistungsteilen
SPU, einer Steuereinheit OCU, die zur
Ansteuerung von ein oder zwei Magnet-
oder motorisch betriebenen
Pumpen dient, und – je nach Anforderung
– zusätzlichen Erweiterungsbaugruppen.
Die CPU ist modular
aus 19‘‘-Steckkarten aufgebaut und
kann entsprechend der Gegebenheiten
vor Ort im 19‘‘-Baugruppenträger
mit eingebautem Motherboard
oder im CC 7000 Wandgehäuse aus
Kunststoff nach Schutzart IP66 –
ebenfalls mit eingebautem Motherboard
– geliefert werden. Die Ankopplung
der Erweiterungsbaugruppen,
etwa für zusätzlich benötigte
Ein- und Ausgänge oder Sonderfunktionen,
zum Beispiel die Füll-Logik
betreffend, erfolgt per plug&play
über die Digitalausgänge zur SPU
oder über einen BUS.
Alle Einstellungen werden dialoggeführt
über neun Tasten vorgenommen,
wobei verschiedene
Sprachen wählbar sind. Durch die
präzise Einstellung in digitalen
Schritten von 0,1 µl//Nm³ beziehungsweise
mg/Nm³ sowie die automatische
Überwachung und
Nachregelung wird das Odormittel
optimal genutzt. Der Füllstand wird
nicht mehr wie früher über eine
Sonde mit Auswertelektronik gemessen,
sondern anhand der Parametrierung
beim Befüllen des
Tanks berechnet. Bei Abweichungen
erfolgt eine vollautomatische
Korrektur im geschlossenen Regelkreis.
Die Toleranzgrenze liegt bei
±1 Prozent. Werte darüber oder darunter
werden als Störung über eine
rote LED und in Klarschrift im
hintergrundbeleuchteten Display
angezeigt. 200 Fehlermeldungen
können außerdem mit Datum und
Uhrzeit gespeichert werden. Bei
defektem Gaszähler oder für Servicezwecke
kann in die Betriebsart
„Intern“ gewechselt und so eine
gewünschte Gasmenge simuliert
werden. Wichtige Betriebsdaten
stehen nicht nur zur Registrierung
zur Verfügung, sondern können,
beispielsweise via Lewa Netportal,
auch an die Leitzentrale des Betreibers
übertragen werden. Durch die
einfache Handhabung und das
Wegfallen der aufwändigen manuellen
Einstellung der Konzentration
über die Hubverstellung sinken der
Zeitaufwand und die laufenden
Kosten für den Betreiber.
Neben der Steuerung selbst gibt
es ein weiteres Novum, mit dem sich
Lewa auf der GAT präsentiert: Das
Pumpengehäuse und der Durchflussmesser
der Odorieranlage, auf
der die Steuerung für die Messe verbaut
ist, sind aus Plexiglas, so dass
die beweglichen Innenteile des Systems
besser zu sehen sind. Normalerweise
werden alle fluidberührten
Teile aus korrosionsbeständigem
Edelstahl gefertigt. Die Auslegung
der Anlage erfolgt nach geltenden
nationalen und internationalen Regelwerken.
Ganz bewusst setzt Lewa
dabei auf bewährte Standard-Komponenten,
die entsprechend der
Kundenanforderungen kombiniert
und erweitert werden können. Die
Odoriersysteme sind für viele Gase
und Gasgemische von Erdgas über
Flüssiggas, Biogas und technische
Gase bis hin zu Sauerstoff oder Stickstoff
einsetzbar. Je nach Anwendungsfall
werden magnetbetriebene,
pneumatisch oder elektrisch betriebene
Pumpen verwendet, wobei
der Förderstrom maximal 40 l/h beträgt
und der Förderdruck bei bis zu
300 bar liegt.
Kontakt:
Lewa GmbH,
Walther Richter,
www.lewa.de
dm-Arena, Stand C 7.3.
September 2014
558 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Messtechnik geht online mit der
Cloud-Lösung Esders LIVE
Die Esders GmbH präsentiert erstmals
die Cloud-Lösung Esders
LIVE. Durch automatisierte Speicherung
und Auswertung auf einem zentralen
Server macht Esders LIVE Messdaten
nahezu in Echtzeit verfügbar.
Bei Druckprüfungen und Leckmengenmessungen
beschleunigt dies
den gesamten Workflow von der Abnahme
bis hin zur Rechnungsstellung.
Gleichzeitig eliminiert der automatisierte
Datenfluss Fehlerquellen,
die bei der Messung, Protokollierung,
Übermittlung und Auswertung der
Daten auftreten können.
Vielerorts werden Ergebnisse
von Messungen an Rohrleitungen
im Messgerät gespeichert und am
Ende einer Arbeitswoche im Büro
ausgelesen oder per USB-Stick
übertragen. Hier fällt ein hoher Arbeits-
und Verwaltungsaufwand an,
um die Ergebnisse einzeln auszuwerten
und die Protokolle zu erstellen.
Mit dem Auslesen der Messtechnik
sowie dem direkten Versand
von der Baustelle mittels Esders Bluetooth
Modul EBTM hat die Esders
GmbH diesen Weg bereits deutlich
abgekürzt. Mit der Cloud-Lösung
geht das Unternehmen nun einen
Schritt weiter. Esders LIVE macht die
Messdaten simultan für alle Beteiligten
verfügbar: auf der Baustelle,
für jeden internetfähigen Rechner
im Büro und über mobile Android-
Endgeräte.
LIVE verbindet Esders-Messtechnik
mit der Esders LIVE-App und
entweder einem Gerät mit integriertem
Bluetooth oder dem Esders
Bluetooth Modul EBTM. Die Installation
lokaler Software entfällt, da
über jedes beliebige Endgerät mit
browserbasiertem Webzugriff auf
die Daten in Esders LIVE zugegriffen
werden kann. Der Nutzer sendet die
Messdaten über das EBTM und ein
Android-Gerät an den Server. Ebenfalls
über ein Android-Endgerät
können die Messdaten ausgelesen
und eine benutzerdefinierte Dokumentation
vom Server abgerufen
werden. Der fertige Prüfbericht wird
als PDF-Datei direkt auf dem Endgerät
angezeigt. Dieser genügt in der
Regel für die Abnahme auf der Baustelle,
sodass ein Ausdruck vor Ort
nicht erforderlich ist. Parallel hierzu
sind die Messdaten im Büro verfügbar.
Automatische Updates sorgen
dafür, dass alle Nutzer stets auf die
aktuelle Version von Esders LIVE zugreifen.
Gleichzeitig geht Esders
LIVE mit hohen Sicherheitsstandards
einher: Die Messdaten werden
verschlüsselt übertragen und
ausschließlich in deutschen vom
TÜV-zertifizierten Rechenzentren
verarbeitet und gespeichert.
Firmengründer und Geschäftsführer
Bernd Esders referiert am
01. Ok tober 2014 um 12 Uhr in einem
Vortrag im Ausstellerforum zum
Thema „Messtechnik geht online.
Kontakt:
Esders GmbH,
Tel. (05961) 95 65 0,
E-Mail: info@esders.de,
www.esders.de
dm-Arena an Stand D3.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 559

| SONDERTEIL
|
Sonderanwendungen GfK und Polyurethane im
Rohrleitungsbau
Mit der Nutzung von Eisenwerkstoffen
durch den Menschen
wurden Maßnahmen zur
Vermeidung von Schäden, die
durch Korrosion hervorgerufen
werden können, zwingend erforderlich.
Der passive Korrosionsschutz
umfasst alle Maßnahmen,
welche eine gegen korrosive Medien
abschirmende Wirkung erzielen.
Dies erreicht man u.a. durch
einen geeigneten Überzug oder
Beschichtung des Werkstoffes sowie
konstruktive Maßnahmen. Für
den erdverlegten Rohrleitungsbau
existiert in Abhängigkeit des jeweiligen
Anwendungsbereiches
eine Vielzahl von Regelwerken.
Auf Grund extremer thermischer
und mechanischer Anforderungen
sind spezielle Umhüllungssysteme
aus Polyurethan PUR und Glasfaserverstärktem
Kunststoff GfK notwendig.
Mit der Nutzung von Eisenwerkstoffen
durch den Menschen wurden
Maßnahmen zur Vermeidung
von Schäden, die durch Korrosion
hervorgerufen werden können,
zwingend erforderlich. Bereits erste
Beobachtungen aus der Zeit der Antike
decken sich sehr gut mit den
heutigen Definitionen der Begriffe
Korrosion (Korrosion, latein. Corrodere,
und Korrosionsschutz) [1].
Von großer Bedeutung für den
Einsatz erdverlegter Rohrleitungen
aus Stahl ist die Eigenschaft, dass
Eisen an feuchter Luft und in Wasser,
das Sauerstoff oder Kohlenstoffdioxid
enthält, leicht unter Bildung
von Eisenoxidhydrat (wasserhaltige
Eisenoxide) oxidiert wird und letztlich
zum Versagen der Leitung führt.
Nach Schätzungen der Weltkorrosionsorganisation
WCO belaufen
sich die Kosten, die durch Korrosion
entstehen, weltweit auf 3,3 Bio. US$
jährlich [2]. In den meisten Industrieländern
liegen die Kosten durch Korrosion
bei etwa 3 % des BIP und erreichen
in einigen Fällen bis zu 5 %.
Berücksichtigt man weiterhin, dass
durch den Einsatz von vorhandener
Technologie zur Korrosionsminderung
bis zu 990 Mrd. US$ jährlich
eingespart werden könnten, ist unstrittig,
dass die Umhüllung einer
Rohrleitung eine wesentliche Voraussetzung
für den technisch zuverlässigen
und wirtschaftlichen Korrosionsschutz
darstellt.
Unter technischen wie auch unter
wirtschaftlichen Gesichtspunkten
findet vorzugsweise eine Kombination
aus aktivem und passivem
Korrosionsschutz Anwendung. Ein
hinreichender Korrosionsschutz wäre
zwar alleine durch den Einsatz
des kathodischen Korrosionsschutzes
denkbar, jedoch aus Kostensicht
nicht realisierbar. Durch die Verwendung
einer Korrosionsschutzumhüllung
wird eine sehr niedrige Stromaufnahme
bei optimierter Schutzstromverteilung
erreicht.
Korrosionsschutzumhüllungen
werden grundsätzlich in Werksumhüllungen,
die im Rohr- oder Beschichtungswerk
aufgebracht werden,
und Baustellenumhüllungen
oder Nachumhüllungen, die auf der
Baustelle appliziert werden, unterteilt.
Für diese Unterscheidung ursächlich
ist jedoch nicht alleine der
Ort der Applikation, sondern damit
einhergehend die unterschiedlichen
Verarbeitungsbedingungen,
die wiederum meistens einen unterschiedlichen
Aufbau der jeweiligen
Umhüllung zur Folge haben. In der
Regel bedeutet dies eine geringere
Widerstandsfähigkeit der Nachumhüllung
gegenüber mechanischen
oder thermischen Einflüssen.
Heutzutage werden in Deutschland
in Abhängigkeit der geforderten
thermischen und mechanischen
Anforderungen wie der geometrischen
Form der Bauteile vornehmlich
ausschließlich die folgenden
Werksumhüllungen eingesetzt:
• 3 Lagen Polyethylen (hpts. HD-
PE) nach DIN EN ISO 21809-1
und DIN 30670
• 3 Lagen Polypropylen nach DIN
EN ISO 21809-1 und DIN 30678
• Polyurethan nach DIN EN 10290
(Rohre und Formteile) bzw. DIN
30677-2 (Armaturen)
Den drei genannten Werksumhüllungen
gegenüber steht eine höhere
Vielzahl von Nachumhüllungssystemen.
Dies ist unter anderem dadurch
bedingt, dass Nachumhüllungssysteme
vorhanden sein müssen, mit deren
Hilfe Sanierungsmaßnahmen an
allen im Laufe der letzten 100 Jahre
eingesetzten Umhüllungen erfolgreich
durchgeführt werden können.
Eine Unterteilung der Nachumhüllungssysteme
erfolgt üblicherweise
nach dem Verarbeitungsverfahren in
kaltverarbeitbare und warmverarbeitbare
Systeme sowie die mittels Spritzverfahren
aufgebrachten Nachumhüllungen
aus Polyurethan oder Epoxidharzen.
Die Anforderungen an die technischen
Materialeigenschaften werden
im Falle der kaltverarbeitbaren
und warmverarbeitbaren Systeme
in den Normen DIN 30672 und DIN
EN 12068 beschrieben. Die normativen
Anforderungen an PUR für Baustellen-
bzw. Nachumhüllungen unterscheiden
sich bis dato nicht von
denen an Werksumhüllungen, i.e.
DIN EN 10290 (Rohre und Formteile)
bzw. DIN 30677-2 (Armaturen).
In der Vergangenheit wurden
Nach umhüllungssysteme als Schwachpunkte
des gesamten Korrosionsschutzsystems
angesehen. Diese Ansicht
konnte durch das Kompetenzzentrum
für Korrosionsschutz der E.
ON Ruhrgas für die seit nunmehr
mehr als 30 Jahren erfolgreich eingesetzten
Kunststoffbandsysteme widerlegt
werden [3]. Eine Auswertung
der Molchdaten von etwa 2.000 km
gemolchten Leitungen ergab keine
September 2014
560 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Hinweise auf eine im Vergleich zu
den Werksumhüllungen höhere Korrosionsgefährdung
der mittels Kunststoffbandsystemen
nachumhüllten
Schweißnahtbereiche.
Die beiden Umhüllungen Polyurethan
und glasfaserverstärkter
Kunststoff GfK bestehen aus duroplastischen
Werkstoffen, die im ausgehärteten
Zustand ein dreidimensional
vernetztes Molekülgitter bilden,
im Gegensatz zu den thermoplastischen
polyolefinischen, den bituminösen
oder fetthaltigen Materialien.
Hieraus resultiert eine erhöhte Beständigkeit
gegenüber mechanischen
und thermischen Belastungen.
Diese Eigenschaften wie die unterschiedlichen
Applikationsverfahren
bestimmen die Hauptanwendungsbereiche
dieser Systeme als Werksumhüllungen
gleichermaßen als
Nachumhüllungen.
Die Vorteile der GfK-Systeme liegen
in der extrem hohen mechanischen
Festigkeit hinsichtlich ihres
Schlag-, Eindruck- und Abriebwiderstandes
sowie ihrer hervorragenden
guten Chemikalien- und Lichtbeständigkeit.
Gegenüber einer FZM-Umhüllung
weisen GfK-Beschichtungen
ein geringeres Gewicht sowie eine
geringere Gleitreibung auf. Im Vergleich
zum Polyurethan ist besonders
die wesentlich höhere mechanische
Festigkeit hervorzuheben. Als nachteilig
gegenüber PUR-Systemen ist zu
nennen, dass sich der Einsatz von
GfK-Systemen im Rohrleitungsbau im
Wesentlichen auf gerade Rohrstücke
und Schweißnähte beschränkt.
Das zweikomponentige-Reaktivharzsystem
Polyurethan wird üblicherweise
im hot-airless-Spritzverfahren
auf das zu schützende Bauteil
aufgebracht. Die im Verarbeitungszustand
flüssigen Einzelkomponenten
härten erst auf dem Bauteil zur
fertigen Beschichtung aus. Aus diesem
Grund eignen sich Polyurethanbeschichtungen
insbesondere für
die Umhüllung komplex geformter
Bauteile wie Armaturen und Formteile.
Werden diese Bauteile zudem
thermischen Belastungen größer
30 °C oder 50 °C ausgesetzt, sind Umhüllungen
auf Polyurethanbasis auf
Grund ihrer hohen thermischen Beständigkeit
(bis 80 °C) nahezu konkurrenzlos
und werden daher bevorzugt
beispielsweise auf Verdichterstationen
eingesetzt.
Auf Grund der bedingt durch die
Applikationstechnik hohen Anforderungen
an Geräte und Personal ist
insbesondere unter den häufig widrigen
Bedingungen auf Baustellen
ein hohes Maß an Zuverlässigkeit
und Kompetenz des Beschichters
aber auch intensiver Kontrollen seitens
des Auftraggebers für eine erfolgreiche
Applikation unabdingbar.
Literatur
[1] DIN EN ISO 8044, Korrosion von Metallen
und Legierungen – Grundbegriffe
und Definitionen
[2] Pressinformation vom 21.04.2011
der DECHEMA e.V. zum Weltkorrosionstag
am 26.04.2011
[3] M. Ahlers, M. Brecht, H.G. Schöneich,
3 R International, Special Edition
2/2007, 49 53 Long term experience
with corrosion protection performance
of field joint coatings
[4] G. Ehrenstein, S. Pongratz, Beständigkeit
von Kunststoffen, Carl Hanser
Verlag, München 2007
Autor:
Dr. Thomas Löffler,
Kebulin-Gesellschaft Kettler GmbH & Co. KG,
Herten-Westerholt
Tel. (0209) 9615161,
E-Mail: t.loeffler@kebu.de,
www.kebu.de
dm-Arena, Gemeinschaftsstand B4.
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 561

| SONDERTEIL
|
Lösung für Einspeisemanagement im Gasbereich
Deutschland hat mit 17 Fernleitungsnetzbetreibern
(FNB) und
knapp 700 regionalen Verteilernetzbetreibern
(VNB) die komplexeste
Struktur für Gas in Europa. Im Gasmarkt
wurde durch das Unbundling
von Handel, Transport, Verteilung und
Speicherung auch die gesamtheitliche
Verantwortung für die Versorgungssicherheit
verteilt. Die Gasmangellage
durch den kalten Winter im
Februar 2012 hat allen Beteiligten die
Notwendigkeit einer koordinierten
Vorgehensweise vor Augen geführt,
um derartige Situationen zu beherrschen.
Es entstand in der Konsequenz
ein Handlungsleitfaden „Krisenvorsorge
Gas“, der die Handlungsoptionen
und Kommunikation zwischen den
Beteiligten konkretisiert.
Um eine zuverlässige Gasversorgung
zu gewährleisten, kann der FNB
bei einer Gefährdung oder Störung
der Sicherheit benachbarte FNBs
oder unterlagerte Netzbetreiber dazu
anweisen, verschiedene Maßnahmen
auszuführen. Die Maßnahmentypen
gemäß § 16 EnWG sind dabei ähnlich
wie im Strombereich:
Der grundsätzliche Ablauf, um
eine Maßnahme durchzuführen, gestaltet
sich dabei immer gleich: Ankündigung
inkl. Benachrichtigung,
Durchführung, Abschluss und Dokumentation.
Diese Prozesse kosten
viel Zeit und entsprechen aktuell
häufig noch nicht der geforderten
Vorgehensweise des Handlungsleitfadens
(z. B. diskriminierungsfreie
Auswahl, Dokumentation).
Mit ACOS EEM kann die IDS
GmbH Netzbetreibern künftig eine
Lösung an die Hand geben, die sie
bei der korrekten Umsetzung der
Maßnahmen nicht nur unterstützt,
sondern die Prozesse automatisiert
und dadurch erleichtert. ACOS EEM
unterstützt z. B. bei der automatischen,
diskriminierungsfreien Auswahl
von Anlagen, um Einsenkungsmaßnahmen
unter Berücksichtigung
des aktuellen Netzzustandes und der
vorgegebenen Rangfolge durchzuführen.
Im Gegensatz zum Strom ist eine
Abschaltung von Letztverbrauchern
aus der Ferne in der Regel
nicht möglich. Daher gibt ACOS
EEM in diesem Fall nur Abschaltanweisungen.
Die Verifikation erfolgt
dann über rückgemeldete Messwerte
von Übergabepunkten oder
gemessenen Letztverbrauchern
vom Netzleitsystem. Auch eine
Echtzeitregistrierung, Dokumentation
und Archivierung der durchgeführten
Maßnahmen und viele
weitere Funktionen gemäß EnWG
sind mit ACOS EEM möglich. Dadurch
können Netzbetreiber die im
EnWG geforderten Maßnahmen
übersichtlich und teilweise automatisiert
umsetzen.
Kontakt:
IDS GmbH,
Eva-Maria Erler,
Tel. (072 43) 2 18 – 202,
E-Mail eva-maria.erler@ids.de,
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dm-Arena, Stand F4.
September 2014
562 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Universal Anbohr- und Absperrsystem TITAN 8plus
Wenn es um das Absperren von
Rohrleitungen unter Druck
geht, werden selbst routinierte Spezialisten
vorsichtig und nehmen das
Thema Sicherheit sehr ernst.
Bis zu einem Betriebsdruck von
1 bar haben sich vor allem in der
Gasverteilung Absperrblasen, die
über Blasensetzgeräte eingeführt
werden als eine zuverlässige Lösung
erwiesen. Bei höheren Drücken
wird die Sache allerdings sehr
aufwändig. Lösungen mit Hochdruckblasen
sind nicht nur mit einem
hohen Zeit- und Kostenaufwand
verbunden, sie erfordern
meist auch ein starkes Reduzieren
des anstehenden Leitungsdruckes.
Vor allem aber besteht dabei ein
erhebliches Restrisiko, denn die
herkömmliche Blasensetztechnik
stößt in diesem Druckbereich deutlich
an ihre Grenzen.
Bei Städtler+Beck beschäftigt man
sich schon seit Jahren mit der Rohrabsperrtechnik.
Die neueste Entwicklung
trägt die Bezeichnung
TITAN 8plus. Dieses Universal Anbohr-
und Absperr-System kann
nicht nur satten 8 bar Leitungsdruck
standhalten. Es steht auch
für eine völlig neue Technologie,
die endlich auch ein schnelles und
zuverlässiges Absperren von Rohrleitungen
mit mehr als 1 bar Betriebsdruck
erlaubt.
Städtler+Beck setzt mit dem TI-
TAN 8plus nicht auf herkömmliche
Blasen, sondern auf einen extrem
robusten Gummistopfen. Er wird
unter Druck zentrisch in das angebohrte
Rohr gepresst, wo er für eine
extrem sichere Abdichtung
sorgt. Diese Absperrtechnik ist
nicht nur schneller und einfacher
als die herkömmliche Blasensetztechnik.
Sie bietet auch kompromisslose
Sicherheit selbst bei hohen
Betriebsdrücken. Ganz einfach,
weil ein massiver Gummipfropfen
nicht platzen kann und noch dazu
weitaus robuster ist als jede Gummiblase.
Passend zu den unterschiedlichsten
Anwendungen sind die
Gummipfropfen in einer Vielzahl
von Ausführungen und Gummiqualitäten
lieferbar.
TITAN 8plus von
Städtler+Beck.
Kontakt:
Städtler+Beck GmbH,
Prüf- und Absperrtechnik,
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dm-Arena, Stand E5.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 563

| SONDERTEIL
|
Mobile GDR-Anlagen und Erdgastankstellen
Mit mehr als 20 transportablen
Gas-Druckregelanlagen ist
CeH4 technologies überall da zur
Stelle, wo der Versorgungsbetrieb
trotz Arbeiten am Gasnetz weitergehen
soll. Die Notfall- und Übergangssysteme
sind entweder in 3 bis
9 m langen Containern untergebracht
oder auf Autoanhängern montiert
und waren bereits europaweit im Einsatz.
Die Anlagen im Mietpark des Celler
Anlagenbauers und Serviceanbieters
erzielen zwischen 100 und
65.000 m³ pro Stunde. Ergänzt wird
das Portfolio durch transportable
Dank mobiler GDR-Anlagen kommt das Gas auch bei
Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten beim Kunden
an. © CeH4 technologies GmbH
Odor-Anlagen und mobile Heizungsanlagen
zum Vorwärmen des Gases.
Diese bietet das Unternehmen bewusst
als separate Einheiten an.
Denn so können Versorger auch auf
eine entsprechende Lösung zurückgreifen,
falls die Temperierung bei
stationären GDR-Anlagen ausfällt.
Die Ingenieure aus Niedersachsen
zeigen darüber hinaus ihr innovatives
Erdgastankstellenkonzept.
Auch hier steht die Beweglichkeit
im Mittelpunkt: Die Auffüllstation
macht nicht nur Fahrzeuge mit entsprechenden
Antrieben wieder mobil,
sondern ist auch selbst leicht zu
transportieren: Die komplette Tankanlage
sowie die optionalen Bezahlund
Beleuchtungssysteme sind allesamt
in einem containergroßen Betongebäude
untergebracht. Dank
der platzsparenden Konstruktionsweise
passt die komplette Tankstelle
auf zwei Lkw. An ihrem Bestimmungsort
angekommen, lässt sie
sich innerhalb von zwei Tagen in
Betrieb nehmen. Lediglich das Fundament,
eine 250-kW Stromquelle
und ein Gasanschluss von mindestens
750 m³/h sollten hier vorhanden
sein. Für die Errichtung wird nur
ein Montagekran benötigt.
Ein weiteres Highlight der neuartigen
Erdgas-Tankstelle: Die Befüllung
der Fahrzeuge erfolgt vorrangig
über einen Kompressor. Auf
dem Weg in den Tank passiert das
Gas zwar ein Flaschenbündel über
das verschiedene Druckstufen realisiert
werden. Dieses muss aber
nicht wie bei anderen Systemen
nach einer bestimmten Anzahl an
Tankvorgängen wieder volllaufen.
Folglich können beliebig viele Kunden
ihren Tank nacheinander füllen,
ohne dass es zu Wartezeiten kommt.
Die Celler Konstrukteure konnten
die durchschnittliche Zeit, die Erdgasmobilisten
an einer Auffüllstation
investieren müssen von vier auf
rund zwei Minuten senken. Durch
die kombinierte Befüllung über Flaschen
und den Verdichter lassen
sich so pro Tag rund 180 Tankvorgänge
in Serie durchführen.
Kontakt:
CeH4 Technologies GmbH,
Uwe Hohl,
Tel. (05141) 933 48 41,
E-Mail: hohl@ceh4.de,
www.ceh4.de
dm-Arena, Stand C5.
Gaszähler in verschiedenen Variationen
Neben den klassischen Balgengaszählern
bietet die APATOR
Metrix S.A. verschiedene Smart Meter
Lösungen. Zum einen das wirtschaftlich
günstige, nachrüstbare
Funkübertragungsmodul UniSmart,
als zweites den HybridSmart Meter
mit Rollenzählwerk, integriertem
Absolutencoder und umfangreichen,
an die Bedürfnisse der Anwender
anpassbaren Funktionen
und schließlich als neueste Entwicklung
den Smart Gas Meter mit elektronischem
Zählwerk. Alle intelligenten
Zähler verfügen über umfangreiche
Speichermöglichkeiten und
können mit integriertem Absperrventil,
mechanischer oder elektronischer
Temperaturkompensation
und verschiedenen kabelgebundenen
oder kabellosen Fernübertragungsvarianten
ausgestattet werden.
UniSmart ist geeignet für die
AMR-Systeme und stellt eine wirtschaftliche
Alternative für Kunden,
die nicht alle Funktionen eines intelligenten
Gaszählers benötigen. Das
UniSmart basiert auf der OMS-Spezifikation
und erfüllt die ständig
wachsenden Anforderungen der
Anwender in der EU.
Kontakt:
APATOR METRIX S.A.,
Tel. +48 (058) 53 09 200,
E-Mail: export.metrix@apator.com,
www.apator.com
dm-Arena, Stand D8.1
September 2014
564 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Ultraschallgaszähler USM GT400
Auf der gat 2014 präsentiert
RMG by Honeywell erstmals in
Europa den Ultraschallgaszähler
USM GT400. Vom 30. September bis
zum 1. Oktober steht er im Fokus
zusammen mit weiteren Produkten
und Lösungen der Mess- und Regeltechnik
von RMG by Honeywell. Von
der Gasmengen- und Gasqualitätsmessung
über die Datenanalyse
und das Datenmanagement bis hin
zur Stationsautomatisierung und
Odorisierung zeigt das Unternehmen
die Ausarbeitung und Umsetzung
seiner messtechnischen Konzepte.
Dabei stehen Genauigkeit,
Datenverfügbarkeit, Datenseparation,
Datensicherheit und –management
immer im Vordergrund.
Der Ultraschallgaszähler USM
GT400 bietet Präzision und Zuverlässigkeit
im eichpflichtigen Verkehr
selbst unter schwierigsten Einsatzbedingungen.
Für das Nachfolgemodell
des USZ 08 wurde mit der
RMGViewUSM eine komplett neue
Parametrier- und Diagnosesoftware
entwickelt. Diese ermöglicht dem
Anwender diverse individuelle Einstellungen
und ist mit ihrer intuitiven
Benutzeroberfläche sehr einfach
zu bedienen. Gasvolumenstrom,
Asymmetrien und Drall
werden vom USM GT400 mit der
bewährten 6-Pfad-Technologie gemessen.
Die weiterentwickelten
Sensoren im robusten Exd Titangehäuse
sind leicht über Steckverbindungen
vor Ort austauschbar. Die
hohe Signalleistung macht den
USM GT400 nahezu unempfindlich
gegen Schallemissionen von Reglern.
Die von RMG patentierte live
Feinabstimmung über Echo-Messung
reduziert eventuelle Messunsicherheiten
in der Signalerfassung.
Der Zähler ist nach DVGW und OIML
geprüft und MID zugelassen.
Kontakt:
RMG Regel + Messtechnik GmbH,
Tel. (0561) 5007- 0,
E-Mail: rmg@honeywell.com,
www.rmg.com
dm-Arena, Stand D9.
Abgedichtet. Anpassungsfähig. Ausblassicher.
Die neue VICTOR REINZ Flachdichtung AFM 34 CO ME gehört zu den ausblassichersten Dichtungen mit Edelstahl-
Inneneinfassung für Flanschverbindungen. Das Konzept bietet maximale Gasdichtheit auch bei geringen Flächenpressungen.
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selbst höchste gesetzliche Vorgaben.
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 565

| SONDERTEIL
|
Viele Wirbel in der Gasmessung
Der Prowirl 200 ist die nächste
Generation von Endress+Hauser
Wirbelzählern für die Durchflussmessung
in Flüssigkeit, Gas und Dampf.
Der kontinuierlichen Weiterentwicklung
an diesem Messprinzip ist es zu
verdanken, dass im Prowirl 200 wieder
mehrere neue Funktionen integriert
werden können. Außerdem
standen bei der Entwicklung eine
einfachere Handhabung bei Montage
und Bedienung, mehr Sicherheit
und Effizienz im Anlagenbetrieb sowie
daraus resultierende Kosteneinsparungen
im Vordergrund.
Die Technologie der Wirbelzähler
zählt zu den fünf modernen elektrischen
Durchflussmessverfahren die
heute in vielen industriellen Prozessund
Hilfskreisläufen zum Einsatz
kommen. Beruhend auf wissenschaftlichen
Beschreibungen des
universalgelehrten Leonardo da Vinci
im 15. Jahrhundert, wurde in den
fünfziger Jahren des letzten Jahrhunderts
der physikalische Effekt der
Wirbelbildung für eine technische
Nutzung genauer erforscht. So stellte
sich heraus, dass sich in geschlossenen
Rohrleitungen bei unterschiedlichen
Medien abhängig von
der Fließgeschwindigkeit an einem
Störkörper Wirbel bilden. Durch die
Form des Störkörpers, heute auch als
Staukörper bezeichnet, konnte ein
gleichmäßiger Abstand zwischen
den Wirbeln über einen weiten
Durchflussbereich erreicht werden.
Dieser Effekt wird nach seinem Entdecker
als die Karman‘sche Wirbelstraße
bezeichnet. Mit dem Zählen
der Wirbel kann somit die Durchflussmenge
bei Flüssigkeiten, Gas
und Dampf gemessen werden. Einzig
eine zu überschreitende Mindestdurchflussmenge
ist nötig, damit
sich die Wirbel am Staukörper bilden
können.
Robuste und langzeitstabile
Sensorik
Der Wirbelzähler wurde vor 30 Jahren
bei Endress+Hauser als erstes Messprinzip
für die Gasmessung eingeführt.
Seither erfährt die Produktlinie
eine kontinuierliche technische Weiterentwicklung
und auch einen Ausbau
der Anwendungsmöglichkeiten.
Hierin stellt die Entwicklung des patentierten
kapazitiven Wirbelsensors
im Prowirl sicherlich die entscheidendste
Rolle. Der kapazitive Wirbelsensor
ist vollständig aus Metall herzustellen
und hat den großen Vorteil
keine Alterung oder Drift durch Temperatur-
und Druckeinflüsse aufzuweisen.
Somit hat der Prowirl im Vergleich
zu anderen Wirbelzählern keine
zusätzliche Messunsicherheit von
typischen 0,1%/Jahr als Langzeitstabilität.
Durch die weitere Erfahrung
aus mehr als 600 rekalibrierten Prowirl
kann die Aussage bestätigt werden,
dass bei Prowirl in nicht-abbrassiven
und nicht-korrosiven Anwendungen
die Langzeitstabilität im
Zeitraum von zehn Jahren innerhalb
der spezifizierten Messgenauigkeit
liegt. Somit ist Prowirl das ideale
Durchflussmessgerät für alle Hilfskreisläufe.
Gerade dort sind lange Betriebszeiten
ohne Prozessunterbrechung
bei einer gleichzeitig hohen
Verlässlichkeit und Verfügbarkeit der
Durchflussmessung gefordert.
Der kapazitive Wirbelsensor ist
durch seine ausbalancierte Konstruktion
zudem besonders unempfindlich
gegenüber Vibrationen, Druck- bzw.
Dampfschläge und Temperaturschocks
bis zu 150K/Sekunde. Er erlaubt
eine große Abdeckung von Anwendungsmöglichkeiten
bei Gas
oder kryogene Flüssigkeiten im Bereich
-200°C bis +400°C und Drücke
bis 250 bar. Aus diesem Grund wird
das Messaufnehmer- und Wirbelsensorkonzept
auch beim neuen Prowirl
200 beibehalten. Vielmehr sollen
neue Möglichkeiten seitens der Elektronik
die Gerätenutzung erweitern.
Sicherer und multivariabler
Messumformer
Der neue Messumformer des Prowirl
200 basiert auf der gemeinsamen
Bild 1. Prowirl O 200 als Lösung für
hohe Drücke. Auch mit Edelstahlgehäuse
für den Einsatz bei rauen
Umgebungsbedingungen.
Zweileiter-Plattform von Durchfluss
und Füllstand bei Endress+Hauser.
Daraus ergeben sich einige Synergien
für den Prowirl. Neben der Umsetzung
aktueller Sicherheitsanforderungen
beispielsweise beim Ex-
Schutz oder AD2000, ist der Prowirl
200 der erste Wirbelzähler der nach
DIN EN/IEC 61508 entwickelt wurde.
Daher kann er von Anfang an in sicherheitstechnische
Anwendungen
nach SIL-2/3 eingesetzt werden. Bei
einem Geräte-Update entfällt eine
zusätzliche Typenprüfung. Die Entwicklung
nach EN/IEC 61508 beinhaltet
einen Prüfprozess, der mögliche
systematische Fehler im Entwicklungsprozess
verhindern soll.
Davon profitieren letztendlich alle
Nutzer des neuen Prowirl 200.
Eine verlässliche Aussage zum
Zustand der Messung ist für den sicheren
Betrieb ebenso wichtig. So
konnte die Abdeckung der im Prowirl
integrierten Gerätediagnose
nochmals erhöht werden. Waren
bisher 90 % der Gerätefunktion
überwacht, wurde diese beim Pro-
September 2014
566 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Kabel- und Sondenortungsgerät
VM-540
5 aktive Frequenzen zur Sondenortung
2 passive Frequenzen zur Kabel- und
Leitungsortung
Bild 2. Prowirl F 200 in getrennter Ausführung für
leichten Zugang zum Messumformer bei schwierigen
Einbaubedingungen.
Tiefenmessung auf Knopfdruck
wirl 200 auf 97 % gesteigert. Vom Wirbelsensor bis zum
Stromausgang laufen permanente Prüfungen ab und
melden eine Abweichung vom Soll-Bereich. Mit der integrierten
Hilfestellung durch Abhilfemaßnahmen direkt
am Gerätedisplay, können mögliche Ursachen am
Prozess oder am Messgerät schnell erkannt und abgestellt
werden.
Dank dem Zweileiter-Konzept sind beim Prowirl 200
auch mehr Auswahlmöglichkeiten für die Messwertausgabe
als bisher verfügbar. Eine vollständige Abdeckung
von analogen Standardausgängen, mit beispielsweise
zwei Stromausgängen, bis hin zu Profibus PA und FoundationTM
fieldbus ist vorhanden. Als absolute Neuheit
bietet der Prowirl 200 jetzt einen optionalen „passiven“
Stromeingang. Damit kann das 4-20mA Messsignal von
einem Drucktransmitter über den Prowirl geführt und
für eine druckkompensierte Durchflussmessung verwendet
werden. Das „passiv“ bedeutet dabei, dass der
Prowirl als ein ebenfalls passives Zweileiter-Messgerät
nicht die Speisung eines Drucktransmitters übernehmen
kann. Beide benötigen eine externe Spannungsquelle
zur Energieversorgung. Dadurch ist der Druckmesswert
ebenfalls einfach an einem nachgeschalteten
Leitsystem verfügbar. Zusätzlich ist der Messstellenaufbau
sehr kompakt und ein weiterer Durchflussrechner
ist im Schaltschrank nicht erforderlich.
Masse und Energie richtig Messen
Bei Gasen ist in der Praxis der Normvolumen-, Masseoder
Energiemesswert von Bedeutung. Die meisten verwendeten
Messverfahren geben jedoch das Betriebsvolumen
aus, welches durch die Dichteabhängigkeit keine
direkte Vergleichbarkeit zwischen mehreren Durchflussmessungen
erlaubt. Daher ist eine Umrechnung in die
Vergleichsgröße Masse- und Normvolumen nötig. Die
SebaKMT
Dr.-Herbert-Iann-Str. 6
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September 2014
gwf-Gas Erdgas www.sebakmt.com 567

| SONDERTEIL
|
Umrechnung erfolgt mittels Druckund
Temperaturmesswert für die
Dichte entweder in einem Durchflussrechner
oder in einem Modul des
Leitsystem. Hierbei sind immer auch
die Eigenschaften des zu messenden
Gases notwendig. Mit einer vereinfachten
Berechnungsweise durch
den Anwender werden immer wieder
die getätigten Ausgaben für ein
hochwertiges Messsystem zunichte
gemacht. Hier bietet der Prowirl 200
optionale Funktionen an, die eine
leichte Bedienung bei gleichzeitig
hoher Messgenauigkeit im Durchflussmessgerät
beinhaltet.
Bei Prowirl 200 gibt es beim Wirbelsensor
die Option „Massefluss“,
die einen im Wirbelsensor integrierten
Temperaturfühler und eine
Durchflussrechnerfunktionalität im
Messumformer beinhaltet. Gekoppelt
mit dem zuvor erwähnten
Stromeingang für einen Druckmesswert
kann der Prowirl 200 intern die
Umrechnung auf Masse und Normvolumen
durchführen und die Messwert
an Anzeige und Ausgängen
ausgeben. Bei der Umrechnung wird
nach dem realen Gasgesetz gerechnet
und damit alle spezifischen Eigenschaften
eines Gases berücksichtigt.
Damit die Einstellung der Geräteparameter
einfach ist, liefert der
Prowirl 200 eine Datenbank mit Luft
und 20 weiteren Industriegasen wie
beispielsweise Sauerstoff, Methan,
Stickstoff, usw. mit. Der Anwender
Bild 3. Einsatz in flüssigem Stickstoff bei -196°C.
kann aus dieser Liste eines entweder
als reines Gas verwenden oder es
kann ein Gasgemisch mit bis zu acht
Bestandteilen nach deren prozentualen
Zusammensetzung parametriert
werden. Dies erlaubt eine
höchstmögliche Messperformance
für Masse, Normvolumen und Energie
bei gleichzeitig minimiertem
Aufwand bei der Inbetriebnahme.
Obwohl der Prowirl nicht eichfähig
ist, kann er in zuvor genannter
Konfiguration auch bei innerbetrieblichen
Durchflussmessungen von
Erdgas verwendet werden. Damit eine
Vergleichbarkeit der Ergebnisse
mit einer Messung des Gaslieferanten
gegeben ist, bietet das Erdgaspaket
alle international gängigen Berechnungsstandards
(NX-19, AGA-8,
SGERG,…) an. Vorteil des Prowirl 200
ist dabei, dass er gegenüber typischen
mechanischen Gaszählern keine
bewegten Teile besitzt und damit
auch keinen Verschleiß. So gewährleistet
der Prowirl einen langen und
zuverlässigen Messbetrieb.
Einfache Montage und
Bedienung im Betrieb
In der Praxis gibt es immer wieder
Diskussionen über zu wenig Platz
um spezifizierte Einlaufstrecken bei
Wirbelzählern einzuhalten. Dabei
wird beim Einsatz sogar eine
schlechtere Messgenauigkeit in
Kauf genommen. Bestenfalls war
durch den Einsatz eines Strömungsgleichrichters
die Einlaufstrecke zu
verkürzen. Dies bringt dann einen
etwa doppelt so großen Druckverlust
mit sich. Für diesen Fall ist jetzt
standardmäßig im Prowirl F 200 die
Funktion einer Einlaufstrecken-Korrektur
vorhanden. Damit können
bei ein- und mehrdimensionalen
Rohrbögen die Einlaufstrecken auf
10x Nennweite ohne einen Strömungsgleichrichter
verkürzt werden.
In der Gerätebedienung wird
in einem Parameter einfach die
Form der Rohrleitungsführung eingestellt
und die Elektronik kompensiert
den Einfluss auf das Strömungsprofil
des Mediums. Um
nicht auf genaueste Isometrie Angaben
– wie Längen im Millimetern,
Winkelangaben der Rohrbögen,
usw. - angewiesen zu sein, wird mit
einer zusätzlichen Messunsicherheit
von 0,5% v.M. gerechnet. Damit
sind klare Aussagen zur Gesamtgenauigkeit
unter den gegebenen
Bedingungen möglich. Gleichzeitig
reduziert es den Aufwand und die
Komplexität bei Planung und Inbetriebnahme.
Ein weiterer Entwicklungsfokus
liegt auf einer vereinfachten Gerätebedienung.
Diese ist über alle neue
Gerätevarianten und unterschiedlichen
physikalischen Messprinzipien
von Endress+Hauser einheitlich aufgebaut.
Die Menüstruktur und Parameterkennzeichnung
soll bei der Inbetriebnahme,
dem Betrieb oder einer
Störung dem Anwender die
Handhabung wesentlich vereinfachen.
Durch implementieren von 17
Sprachen, einen Schnelleinstieg zu
den Setup- oder Diagnoseparametern
und dem Anzeigen von Hilfetexten
sowie Abhilfemaßnahmen bei
Störmeldungen, wird die Gerätebedienung
schneller und sicherer.
Der Prowirl 200 ist das neue zuverlässige
Multitalent für die Durchflussmessung
in Flüssigkeit, Gas und
Dampf. Er steht für eine einfache
Handhabung über den ganzen Lebenszyklus
sowie für mehr Sicherheit
und Effizienz im Anlagenbetrieb.
Kontakt:
Endress+Hauser Messtechnik GmbH+Co. KG,
Sabine Benecke,
Tel. (07621) 975-410,
E-Mail: sabine.benecke@de.endress.com,
www.de.endress.com
dm-Arena, Stand E5.2.
Autor:
Kai Weltin, Produktmanager Durchfluss, Weil
am Rhein
September 2014
568 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Gasdruckregler RB 4000 SM
Unter dem Motto „Kostenoptimierung
durch Produktauswahl“
steht bei Itron der Gasdruckregler RB
4000 SM sowie der Cyble SC Electronic
Encoder im Fokus. Der RB 4000
SM ist ein 5 bar Regler, der durch seine
Sicherheitsmembrane keine Atmungsleitungen
und Ausbläser benötigt
und dennoch die Schutzmaßnahmen
nach den technischen
Regeln für Betriebssicherheit erfüllt.
Der Cyble SC als weiteres Mitglied
der Cyble Produktfamilie überträgt
absolute Zählerstände an angeschlossene
elektronische Geräte, insbesondere
Mengenumwerter. Er lässt
sich jederzeit auf Itron-C&I Zählern
mit Universalzählerkopf nachrüsten.
Alle Itron Gas- und Wasserzähler
lassen sich jederzeit und kostengünstig
zu intelligenten Zählern
aufrüsten. Über die Cyble Schnittstelle
können einfach und sicher
Cyble-Kommunikationsmodule installiert
werden. Die Zähler sind somit
in unterschiedlichste Kommunikationssysteme
integrierbar. Einen
Überblick des Produkt- und Service-
Portfolios aus den Bereichen Gaszähler,
Gasregeltechnik sowie Wasserzähler,
Datenerfassung, Analysesoftware,
Smart Payment
Management und Anlagentechnik
gibt Itron am Stand in Karlsruhe.
Kontakt:
Itron,
Martin Kaiser,
Tel. (0721) 5981-288,
Martin.Kaiser@itron.com,
www.itron.com
dm-Arena, Stand D9.1.
Cyble SC Electronic Encoder.
info.kassel@itron.com
September 2014
gwf-Gas Erdgas 569

| SONDERTEIL
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GasPlus-Lab - Die Zukunft der Gasheizung erforschen
Die Stadtwerke Karlsruhe erforschen
zusammen mit dem
DVGW und dem KIT die Wirtschaftlichkeit
und Effizienz von neuen
Gas-Heizungstechniken und eröffnethe
in diesem im Herbst 2012 gemeinsam
ein Labor für moderne
Erdgastechnik, das „GasPlus-Lab“. Es
dient gleichzeitig als Forschungslabor
sowie als Informations-, Schulungs-
und Demonstrationszentrum.
Die drei Partner erforschen
hier moderne Kraft-Wärme-Koppeltechnik
mit dem Brennstoff Erdgas
sowie Gaswärmepumpen im praxisnahen
Umfeld, entwickeln ihre Anwendung
weiter und machen die
Forschungsergebnisse der Fachwelt
sowie einem breiten Publikum zugänglich.
Umgesetzt wurde das GasPlus-
Lab im Rahmen der DVGW-Innovationsoffensive
„Gastechnologie“. Dabei
untersucht der DVGW gemeinsam
mit Unternehmen der
deutschen Gaswirtschaft, welche
Gastechnologien die Energiewende
Im GasPlus-Lab können sich die Karlsruher über moderne
Erdgas-Heizungstechnik mit Wärmepumpen
und Blockheizkraftwerken informieren.
unterstützen und das zukünftige
Energiesystem sicherer, effizienter
und umweltschonender machen
können.
Strom erzeugende
Heizungen
Ziel des GasPlus-Lab ist es, in Tests
zu prüfen, unter welchen Bedingungen
kleinere Anlagen, auch Strom
erzeugende Heizungen genannt, in
Ein- oder Mehrfamilienhäusern
wirtschaftlich eingesetzt werden
können. So könnte Erdgas innerhalb
der Energiewende in Kombination
mit der effizienten Technik der
Kraft-Wärme-Kopplung eine wichtige
Funktion bei der Strom- und
Wärmeversorgung von Wohngebäuden
übernehmen. Strom erzeugende
Heizungen erfüllen auch die
Energieeinsparverordnung und die
Anforderungen der Wärmegesetze
des Bundes und des Landes Baden-
Württemberg. Sie eignen sich sowohl
für den Neubau als auch für
die Modernisierung von Gebäuden.
Doppelte Förderung
Bislang existieren in Karlsruhe
schon rund 140 Blockheizkraftwerke,
die gleichzeitig Strom und Wärme
für größere Wohnblöcke oder
Gewerbebetriebe erzeugen. Rund
50 BHKWs betreiben die Stadtwerke
Karlsruhe als Contracting-Anlagen.
Dabei sorgt das Energieunternehmen
für die Planung, Finanzierung,
Installation und den Betrieb des
Blockheizkraftwerkes. Der Kunde
muss sich um diese Dinge nicht
mehr kümmern. Er bezahlt dafür einen
Wärmepreis, der sich aus einem
Grund- und Arbeitspreis zusammensetzt.
Die Anschaffung eines
erdgasbetriebenen Mini- oder Mikro-Blockheizkraftwerkes
mit einer
elektrischen Leistung von bis zu
20 kW unterstützen die Stadtwerke
Karlsruhe im Rahmen eines Förderprogramms
mit einem Investitionszuschuss
in Höhe von 2000 € je Anlage
und mit einer garantierten Vergütung
für jede erzeugte kW Strom
in Höhe von 5,41 Cent in den ersten
zehn Betriebsjahren.
Schulungs- und
Informationszentrum
Das GasPlus-Lab dient nicht nur als
Forschungslabor, sondern auch als
Weiterbildungs- und Demonstrationszentrum
für Handwerker, Energieberater,
Studierende und die interessierte
Öffentlichkeit. Vorgeführt
wird die Kraft-Wärme-Kopplung an
Anlagen mit Gas- und Stirlingmotoren
oder an Brennstoffzellen. Die von
den Demonstrations- und Versuchsgeräten
im Labor erzeugte Energie
wird übrigens sinnvoll genutzt: in
der Betriebsstätte Ost der Stadtwerke
Karlsruhe und in einer auf dem
Gelände stehenden Versuchshalle
des KIT sorgen sie für Wärme und
Strom.
Kontakt:
Stadtwerke Karlsruhe GmbH,
Dr. Karl Roth,
Tel. (0721) 599-1055,
E-Mail: gerda.willig@stadtwerke-karlsruhe.de,
www.stadtwerke-karlsruhe.de
dm-Arena, Stand D2.
September 2014
570 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Kompletter Produktbereich für Erdgasund
Gasanwendungen
Von der Tankstelle bis ins Fahrzeug
führt die HPS Solutions
GmbH die gängigen CNG Fluidkomponenten
im Programm. Das
Produktportfolio umfasst u. a.
Ventile, Fittings, Regler, Filter und
Schläuche von Vakuum- bis
Hochdruckanwendungen. Lieferant
Parker Hannifin ist Mitglied
der ENGVA (European Natural Gas
Vehicle Association). In enger Zusammenarbeit
mit KFZ-Herstellern,
Gaselieferanten, Mineralölkonzernen
und Tankstellenausrüstern
wurde ein spezielles
Programm entwickelt. Alle Standardkomponenten
sind ab Lager
kurzfristig verfügbar.
Die Produkte sind je nach Anwendung
gemäß den nationalen
und internationalen Standards,
wie ECE R110, ISO 15500 und
DVGW, geprüft. Als Systemintegrator
und Dienstleister werden
auch Baugruppen und individuelle
Sonderanfertigungen angefertigt.
Das Unternehmen ist DIN
ISO 9001:2008 zertifiziert. Im Rahmen
eines Montage- und Sicherheitsseminars
(SAW) werden
Schulungen in der Handhabung
der Produkte durchgeführt.
Kontakt:
HPS Solutions GmbH,
Tel. (089) 74 49 26-0,
E-Mail: info@hps-solutions.de,
www.hps-solutions.de
dm-Arena, Stand B8.
Metreg Technologies GmbH
Besuchen Sie uns auf der GAT/WAT
in Karlsruhe am 30.09. bis 01.10.2014
DM-Arena / Stand F 3.2
livingas.
www.metreg-technologies.de
September 2014
gwf-Gas Erdgas 571

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Prozessindustrie im liberalisierten Gasmarkt
Fortschrittliche Gas-Messtechnik
sichert Prozesse
und Maschinen
Die Liberalisierung des Erdgasmarktes
in Deutschland und Europa
bringt deutliche Veränderungen für
private und gewerbliche Verbraucher.
Neben einer größeren Versorgungssicherheit
und längerfristigen
Vorteilen aus zunehmendem Wettbewerb
wird eine wachsende Instabilität
der Gasbeschaffenheit im Gasnetz
bei Gasversorgern und in speziellen
Bereichen der Prozessindustrie
Schwierigkeiten bereiten. Hier kann
ein verstärkter Einsatz moderner
Gasmesstechnik helfen, Beeinträchtigungen
von Produkten, Prozessen
und Maschinen zu vermeiden.
Erdgas und erdgasähnliche Gase
wie Biomethan (angereichertes Biogas,
auch mit Bio-Erdgas bezeichnet),
Grubengas und andere spielen
heute in der Energieversorgung von
Haushalten, Gewerbe und Industrie
eine zunehmend große Rolle. Das
bringt ökonomische und ökologische
Vorteile: Erdgas und die regenerativen
Gase sind zukunftssicher,
denn weltweit sind große Vorkommen
bekannt und werden neue erschlossen,
z. B. durch das Fracking.
Gase sind leicht zu transportieren
(Pipelines, Erdgasnetze, LNG-Tanker,
LNG-Terminals) und Erdgas weist
zudem die günstigste Umweltbilanz
aller fossilen Brennstoffe auf. Zusätzlich
bilden die bestehenden
Gasnetzte, allein in Deutschland mit
mehr als 450 000 km Länge, attraktive
Infrastrukturen, über welche
Haushalte, Gewerbe und Industrie
mit Gas versorgt werden können.
Für die Einspeisung in das deutsche
Gasnetz gibt das Blatt G 260
des Regelwerks des DVGW (Deutscher
Verein des Gas- und Wasserfachs)
die Grenzen der Gasbeschaffenheit
durch den dafür als Kenngröße
dienenden Wobbe-Index vor.
Angesichts der bisher weitgehend
konstanten Einspeisung von L(Low)-
Gas aus deutschen und niederländischen
Quellen und H(High)-Gas aus
Norwegen und Russland wurden im
deutschen Netz diese Grenzen bis
heute nie erreicht oder gar überschritten.
Dieser stabile Zustand
wird sich als Folge der Gasmarkt-Liberalisierung
zukünftig zu Lasten
besonderer industrieller Verbraucher
ändern.
Folgenreiche Gasmarkt-
Liberalisierung
Angesichts seiner volkswirtschaftlichen
Bedeutung ist der Erdgasmarkt
ein Thema deutscher und europäischer
Politik geworden. Dabei
wird das Ziel verfolgt, durch eine Liberalisierung
in Richtung von mehr
Bezugsquellen in mehr Ländern
und Maßnahmen wie Trennung von
einspeisenden und transportierenden
Unternehmen die Versorgungssicherheit
für diesen Energieträger
zu erhöhen und gleichzeitig den
freien Wettbewerb für ein zumindest
stabiles Preisniveau zu nutzen.
Diesen positiven Aspekten stehen
jedoch auch Schwierigkeiten
gegenüber: Die steigende Zahl von
Bezugsquellen für Gase unterschiedlicher
Herkunft, die Zunahme
von LNG-Anteilen und schließlich
die Einspeisung von Bio-Erdgas und
möglicherweise von Wasserstoff aus
PtG (Power-to-Gas)-Anlagen wird in
den Netzen zu bisher unbekannten
räumlichen und zeitlichen Schwankungen
der Gasbeschaffenheit und
damit des Brennwertes führen. Das
aber kann einigen Bereichen der
Prozessindustrie wie Glas und Keramik,
aber auch Metall und Chemie
mit ihren teilweise sehr temperatursensiblen
Produktionsverfahren
Schwierigkeiten bereiten. Weiterhin
entsteht prinzipiell bei allen Verbrauchern
eine Abrechnungsunsicherheit
z. B. bei Stadtwerken gegenüber
ihren Lieferanten, da die
Gaszusammensetzung innerhalb eines
vereinbarten Liefervolumens
und damit die gelieferte und zu bezahlende
Energie schwanken kann.
Thermoprozesse und
Gasturbinen betroffen
Im Bereich der Glas-, Keramik- oder
Metallindustrie sowie in Teilen der
chemischen Industrie können die
Produktqualität, aber auch Effizienz
und Schadstoffemission der jeweiligen
Prozesse durch Schwankungen
der Gasbeschaffenheit des zugeführten
Brenngases negativ beeinflusst
werden. Verstärkt wird dieser
Bild 1. Das Gasanalysesystem INCA misst die Zusammensetzung von
Erdgas – wie hier in einer Biogasanlage in Indonesien. Foto: Torsten Haug
September 2014
572 gwf-Gas Erdgas

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Effekt noch durch den Umstand,
dass viele Anlagen hinsichtlich
wichtiger Parameter bereits optimiert
wurden und daher auf thermische
Änderungen besonders sensibel
reagieren. In manchen Prozessen
ist sogar Form und Größe der
Flamme ein wichtiger Parameter,
dessen Änderung negative Auswirkung
auf die Produktqualität hat.
Viele Unternehmen haben diesen
Zusammenhang mittlerweile erkannt
und für Abhilfe durch Installation
einer geeigneten Gas-Messtechnik
in ihre Steuersysteme gesorgt. Es
muss jedoch davon ausgegangen
werden, dass andere Betriebe sich
dieser Auswirkung auf ihre Prozesse
und Produkte noch nicht voll bewusst
sind. Kürzlich wurde dieses
Thema im Rahmen eines DVGW-Forschungsvorhabens
„Untersuchungen
der Auswirkungen von Gasbeschaffenheitsänderungen
auf industrielle
und gewerbliche Anwendungen“
einschließlich Lösungsansätzen ausführlich
untersucht.
Eine ähnliche Situation findet
sich im Bereich der Strom- und Wärmegewinnung
durch Gasmotoren
und Gasturbinen. Diese werden in
der Regel vom Hersteller bereits für
den Betrieb mit einer bestimmten
Gasqualität optimiert und reagieren
daher auf Änderungen der Gaszusammensetzung
durch sinkenden
Wirkungsgrad und steigende
Schadstoffemission, fallweise auch
durch Vibrationen, Klopfen oder gar
Flammenrückschläge, was zu Lebensdauerverkürzung
oder gar Zerstörung
der Anlage führen kann.
Abhilfe durch
Gas-Messtechnik
Der liberalisierte Gasmarkt bringt
also für bestimmte Bereiche der
Prozessindustrie Herausforderungen
mit sich, die gelöst werden
müssen. Eine Möglichkeit besteht in
der Weiterentwicklung von Gasbrennern
und Gasmotoren in Richtung
größerer Verträglichkeit bezüglich
Schwankungen der Brenngaseigenschaften.
Ein anderer,
zunehmend genutzter Lösungsweg
Bild 2. Kalorimeter der Baureihe CWD kommen z. B. bei der Glasherstellung zum Einsatz.
Dort überwachen sie den Energiegehalt des Brenngases und sichern damit die Prozesssteuerung.
Bild 3. Eichamtliche Messung des Energiegehaltes
mittels innovativer Technik.
ist jedoch die Einbindung von geeigneter
Gasmesstechnik als Feldgerät
in die Steuer- und Regelsysteme
der Prozessanlagen. Damit können
Änderungen des Brenngases
rechtzeitig erkannt und Maßnahmen
zur Schadensverhinderung
eingeleitet werden.
Über viel Jahrzehnte waren Verbrennungskalorimeter
in der Gas-
Messtechnik allein bestimmend.
Diese Geräte – zum Beispiel das
CWD2005 von Union Instruments -
ermöglichen die direkte Ermittlung
des Wobbe-Index ohne Analyse der
Gaszusammensetzung und ohne
weitere Berechnungsschritte. Das
zu messende Gas wird verbrannt
und die dabei entstehende Reaktionswärme
durch Mischung mit einem
Wärmeträger (z. B. Luft) an diesen
abgegeben. Die Temperaturerhöhung
des Wärmeträgers ist dann
proportional zum Wobbe-Index des
Gases. Gleichzeitig wird die relative
Dichte des Gases gemessen und aus
beiden Werten Heizwert bzw.
Brennwert errechnet. Bei Erweiterung
mit einem Gasvolumen-Zähler
und einem Energie-Umwerter bestimmen
diese Geräte die über einen
bestimmten Zeitabschnitt gelieferte
Energiemenge. Ein aktuelles
Beispiel hierfür ist das EMS von Union
Instruments. Verbrennungskalo-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 573

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Kennwert
Holland
L-Gas
Russland
H-Gas
Nordsee
H-Gas
Brenngase
Dänemark
H-Gas
NigeriaLNG
Ägypten LNG
Bio-Erdgas
(Biomethan)
Brennwert
[kWh/m 3 ]
10,3 11,2 11,6 12,1 12,2 11,3 10,6
Relative Dichte 0,646 0,574 0,629 0,630 0,624 0,569 0,587
Wobbe-Index 12,8 14,8 14,7 15,3 15,5 15,0 13,9
Methanzahl 86 92 79 73 71 92 103
Zulässige Bandbreite Wobbe-Index für H-Gas gemäß G 260: 13,9 bis 15,7
Quelle: Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt, DIV 2014
Gasbeschaffenheit und Wobbe-Index
Brenngase sind grundsätzlich durch ihre chemische Zusammensetzung
sowie Druck und Temperatur bestimmt, wobei die Zusammensetzung
bei Erdgas vom Fördergebiet bzw. von nachfolgenden Aufbereitungsverfahren
oder bei Biogas, Hochofengas oder Grubengas vom
Entstehungsprozess abhängig ist. Aus der chemischen Zusammensetzung
werden Kennzahlen wie Brennwert, Heizwert, Luftbedarf
oder Methanzahl (Kennzahl für Zündverhalten/Klopffestigkeit eines
Motors bei der Verbrennung von Gasgemischen) abgeleitet.
Die wichtige Kenngröße Gasbeschaffenheit wird aus praktischen
Gründen nicht direkt aus der Gaszusammensetzung abgeleitet, sondern
mittels geeigneter Kennwerte beschrieben. In Europa ist das
der Wobbe-Index, der sich als Verhältnis von Brennwert zur Quadratwurzel
der relativen Dichte des Gases darstellt. Gelegentlich
wird auch von oberem und unterem Wobbe-Index gesprochen, je
nachdem ob zur Berechnung der Brennwert oder der Heizwert des
Gases genutzt wird. Die funktionelle Bedeutung des Wobbe-Index
liegt in der Austauschbarkeit von Gasen an Verbrennungseinrichtungen:
Gase mit gleichem Wobbe-Index können - bei gleichem
Düsendruck - ohne Anpassungsmaßnahmen am jeweiligen Brenner
ausgetauscht werden.
rimeter sind einfach zu handhaben,
erfordern eine nur mäßige Investition
und arbeiten kontinuierlich, was
sie zur Einbindung in Leitsysteme
besonders geeignet macht.
Mittlerweile stehen weitere Analysenmethoden
zur Verfügung. Dazu
gehört die Gaschromatographie,
bei welcher das Messgas mittels
Trennsäulen in seine Einzelkomponenten
getrennt wird. Aus der Konzentration
dieser Komponenten
können die gesuchten Kennzahlen
berechnet werden. Diese diskontinuierliche
Analysenmethode stellt
hinsichtlich Handhabung sowie Anschaffungs-
und Betriebskosten der
Geräte höhere Ansprüche als Verbrennungskalorimeter.
Auch müssen
die Geräte bezüglich Auswahl
von Trennsäule, Trägergas und Detektor
auf die jeweilige Gassorte appliziert
werden. Eine weitere, besonders
fortschrittliche Analysenmethode
schließlich verwendet
selektive Sensoren, oft in Miniaturtechnik,
um die Konzentration bestimmter
Gaskomponenten kontinuierlich
und automatisch zu bestimmen.
Zu dieser Geräteklasse gehören
die Gasanalysatoren aus der Geräteserie
INCA von Union Instruments.
Betreiber von prozesstechnischen
Anlagen sind also in der vorteilhaften
Position, bei der Gas-
Messtechnik je nach Aufgabenstellung
und verfügbarem Budget
zwischen Alternativen wählen zu
können. Alle genannten Verfahren
haben ihre spezifischen Leistungsprofile
und alle sind geeignet, in
Steuerungssysteme der Prozessindustrie
integriert zu werden. Sie
sind damit ein Mittel, im Anlagenbetrieb
Änderungen der Gasbeschaffenheit
rechtzeitig zu erkennen
und damit Prozesse und Maschinen
zu schützen.
Messtechnik für alle
Einsatzbereiche
Union Instruments gehört mit seinen
modular aufgebauten Geräteserien
CWD, EMS und INCA zu den führenden
Anbietern von Geräten bzw. Systemen
zur Analyse von Erdgas, Biogas,
Biomethan sowie der Prozessgase
der Eisen- und Stahlbranche.
Die kontinuierlich messenden
Verbrennungskalorimeter CWD2005
bestehen aus einem Grundgerät,
welches durch Zusätze und/oder
spezielle Zulassungen auf bestimmte
Einsatzgebiete ausgerichtet werden
kann. So stehen Varianten für
eichamtliche Messungen (CWD2005
CT) oder zum Betrieb in Ex-Bereichen
(CWD2005 DP) ebenso zur Verfügung
wie eine Ausführung mit
spezieller Zertifizierung zum Einsatz
auf Öl-Bohrinseln (CWD2005 DPC).
Besondere Eigenschaften dieser Geräte
sind die Zeit- oder ereignisgesteuerte
automatische Kalibrierung,
eine hochpräzise akustische Dichtemessung,
eine Niederdruck-Gasdosierung
sowie eine große Auswahl
an Kommunikationsschnittstellen
September 2014
574 gwf-Gas Erdgas

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einschließlich Modbus, Profibus
und Profinet. Weltweit sind mehrere
Tausend CWD-Geräte bzw. historische
Vorgänger-Typen in Betrieb.
Die modular aufgebauten Gasanalysatoren
INCA kommen besonders
im Erdgas- und Biogasmarkt
zum Einsatz. Die hochintegrierte
Sensorik nutzt das NDIR-Verfahren
sowie elektrochemische bzw. paramagnetische
Zellen zum Nachweis
der Komponenten CH4, CO, CO 2 ,
C 2 +, H 2 S, O 2 und H 2 . Drei Betriebsarten
ermöglichen Messstellenumschaltung,
einen Schonbetrieb für
beweglicher Teile (Pumpen) und
den Betrieb mit einem patentierten
Mechanismus für eine verlängerte
Nutzungszeit der elektrochemischen
Zellen. Je nach Ausstattung
ist der Einsatz in oder außerhalb explosionsgefährdeter
Zonen und für
trockenes oder feuchtes Messgas
möglich. Für die Kommunikation der
Daten stehen vielfältige Schnittstellen
einschließlich Modbus, Profibus
und Profinet zur Verfügung. INCA-
Geräte werden vor Auslieferung nach
dem besonders genauen Mehrpunktprinzip
kalibriert; die Kalibrierkurven
werden direkt auf dem Sensormodul
abgespeichert. INCA-Geräte finden
sich in hoher Zahl in Biogas-, Biomethan
und Grubengas-Anlagen sowie
in Installationen an Gasturbinen.
Das Messsystem EMS2005 dient
zur direkten Bestimmung einer über
einen bestimmten Zeitraum transportierten
Energiemenge. Es besteht
aus einem Verbrennungskalorimeter
aus der CWD-Baureihe in
Kombination mit einem Gas-Volumenzähler
und einem Mengenumwerter.
Aus den Messwerten von
Kalorimeter (Wobbe-Index) und Volumenzähler
errechnet der Mengenumwerter
die unter den aktuellen
Zustandsgrößen transportierte
Energiemenge und stellt das Ergebnis
über Standard-Schnittstellen zur
Verfügung. Das EMS2005 ist für
eichamtliche Messungen zugelassen
und findet seinen Einsatz beispielsweise
bei Stadtwerken, die
dadurch die tatsächlich bezogene
und zu bezahlende Energiemenge
ermitteln können. Entwicklung und
Erstinstallationen dieser neuen
Technik wurden und werden von
Eichamt und PTB begleitet.
Autor :
Peter Kienke, Geschäftsführer, Union Instruments,
Karlsruhe
Kontakt:
UNION Instruments GmbH,
Tel. (0721) 680381 0,
E-Mail: info@union-instruments.com,
www.union-instruments.com
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Handelsvertretungen gesucht!
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 575

| SONDERTEIL
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Gasdruckerhöhungseinrichtungen nach DVGW
Arbeitsblatt G620
Brenner in industriellen Thermoprozessanlagen, oder auch in Blockheizkraftwerken benötigen einen minimalen
Versorgungsdruck. Steht am Brenner nicht genügend Gasdruck zur Verfügung, z. B. durch hohe Druckverluste im
Leitungssystem, kann der Einsatz einer Gasdruckerhöhungseinrichtung notwendig werden. Besonders bei Biogasanlagen,
in denen der Gasdruck verfahrensbedingt sehr niedrig ist, bietet sich der Einsatz an, wenn direkt ein
Verbraucher z. B. ein BHKW betrieben wird. Der Einsatz eines Frequenzumrichters ermöglicht hierbei einen wirtschaftlichen
Betrieb und einen großen Regelbereich. Durch eine kompakte Bauweise und die anschlussfertige
Lieferung erhält man ein schnell einsatzbereites System, welches auf die individuellen Einsatzbedingungen des
Betreibers perfekt abgestimmt ist. Die Elster GmbH setzt hier seit Jahren auf Verdichter der Firma Mapro.
Richtlinien und Normen
Der Aufbau und die Installation von
Gasdruckerhöhungseinrichtungen
(im weiteren Text auch als GDEE abgekürzt)
mit einem Betriebsdruck
von bis zu 1 bar und einer Arbeitsleitung
von max. 50 kW erfolgt nach
dem DVGW-Arbeitsblatt G620. Bei
höheren Drücken greift das Arbeitsblatt
G497. Des Weiteren müssen
alle einschlägigen Richtlinien und
Normen berücksichtigt werden.
Hier sind besonders die Maschinenrichtlinie
98/37/EG und die Betriebssicherheitsverordnung
BetrSichV zu
nennen. Hinsichtlich der Zumutbarkeit
von Lärmbelästigung in der
Nachbarschaft gelten die Immissionswerte
der TA Lärm bzw. die VDI-
Richtlinie 2058 Blatt 2 und Blatt 3.
Generell dürfen GDEE nur mit Genehmigung
des zuständigen Gasversorgungsunternehmen
angeschlossen,
betrieben und verändert werden.
Sie müssen so beschaffen sein und
betrieben werden, dass von ihnen
keine Störungen anderer Abnehmer
oder der öffentlichen Versorgungseinrichtungen
(z. B. durch Ansprechen
von Sicherheitseinrichtungen,
die zur Unterbrechung der Gasversorgung
führen) auftreten können.
Bei der Planung muss generell zwischen
Anlagen mit einem Betriebsüberdruck
bis 100 mbar und einem Betriebsüberdruck
von mehr als 100 mbar
(bis 1 bar) unterschieden werden:
Betriebsüberdruck
bis 100 mbar
Erhöhungseinrichtungen mit einem
Betriebsüberdruck ≤ 100 mbar, welche
im DVGW Arbeitsblatt G620 unter
Punkt 2.1.1 beschrieben sind,
können in geschlossenen Räumen,
im Freien oder in Gruben aufgestellt
werden. Als Aufstellungsräume sind
auch Werkhallen, Heizräume und
ähnliche Räume zulässig, in denen
z. B. Heiz-, Glüh-, Schmelz-, Durchlauföfen
etc. betrieben werden.
Der Aufstellungsraum muss eine
ausreichende Lüftung haben. Dieses
ist z. B. dann gewährleistet, wenn die
freie Fläche der unverschließbaren Beund
Entlüftungsöffnungen mindestens
0,3 % der Grundfläche beträgt.
Die für den Antrieb der Gasverdichter
eingesetzten Elektromotoren müssen
den DIN VDE-Bestimmungen, insbesondere
der DIN EN 60034 entsprechen.
Für die eingesetzten Schaltgeräte
ist die DIN EN 60439 zu beachten.
Betriebsüberdruck von mehr
als 100 mbar (und bis 1 bar)
Gasdruckerhöhungseinrichtungen
mit einem Betriebsüberdruck über
100 mbar werden im DVGW Arbeitsblatt
G620 unter Punkt 2.1.2 beschrieben.
Wenn die Aufstellung dieser Gasverdichter
nicht im Freien oder in ausreichend
belüfteten Werkhallen
möglich ist, gelten hier zusätzlich folgenden
Bestimmungen:
• Die Explosionsschutzrichtlinie
94/9 EG und das entsprechendem
Konformitätsbewertungsverfahren
ist anzuwenden.
• Die Aufstellung muss in separaten,
eingeschossigen Gebäuden
erfolgen, wobei feste Decken
unzulässig sind und eine leichte
Bedachung vorzusehen ist.
• Erfolgt der Einbau in bestehende
Gebäude oder durch einen
Anbau an bestehende Gebäude,
so sind offene Verbindungen
(z. B. Türen, Durchbrüche) mit
diesen Gebäuden unzulässig.
Der Aufstellungsraum darf nur
unmittelbar vom Freien aus zugänglich
sein.
• Türen dürfen nicht nach innen
aufschlagen und müssen in geöffnetem
Zustand feststellbar
sein. Weiterhin müssen Wege ins
Freie stets nutzbar sein.
• Belüftungsöffnungen sind an
der tiefsten Stelle, Entlüftungsöffnungen
in Deckenhöhe anzubringen.
Die freie Fläche der unverschließbaren
Be- und Entlüftungsöffnung
muss jeweils
mindestens 0,3 % der Grundfläche
betragen. In der Regel ist eine
Querbelüftung erforderlich.
Die Beurteilung, ob ein Bereich im
Freien oder im geschlossenen Raum
als explosionsgefährdet im Sinne der
Richtlinien zu betrachten ist, obliegt
dem Betreiber und der zuständigen
Aufsichtsbehörde, z. B. der Arbeitsschutzbehörde.
In diesem Fall ist
vom Betreiber der GDEE ein Explosionsschutzdokument
zu erstellen. Ergänzend
zum Text der Richtlinie sei
hierzu auf die von der europäischen
Kommission veröffentlichten „Leitlinien
zur Anwendung der Richtlinie
94/9/EG... hingewiesen. Elektrische
Einrichtungen in explosionsgefährdeten
Räumen sind jährlich auf ihren
ordnungsgemäßen Zustand durch
einen von der Berufsgenossenschaft
September 2014
576 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
anerkannten Sachverständigen zu
prüfen. Das Prüfergebnis ist zu dokumentieren.
Bild 1.
Aufbau
Bei der fachgemäßen Planung von
GDEE können zwei wichtige Punkte
erreicht werden: Die laufenden Betriebskosten
werden reduziert und
die Umwelt kann entlastet werden.
Da der Verdichter für den höchsten
Förderstrom ausgelegt wird, ist die
Gasmenge bedarfsgerecht zu regeln.
In der Vergangenheit, in der
Energiekosten und Energieverbrauch
eine untergeordnete Rolle spielten,
wurde die Mengenregelung durch
eine einfache Rückführung der
überschüssigen Stoffmenge in den
Kreislauf erreicht. Man spricht hierbei
von der s. g. Umlaufregelung.
Der Verdichter läuft hierbei immer
mit voller Leistung.
Mit dem Einsatz eines drehzahlgeregelten
Verdichters ist dagegen
eine bedarfsgerechte Mengenregelung
durch Anpassung der Motordrehzahl
möglich. Diese technisch
optimale Lösung entspricht dem
heutigen Stand der Technik und soll
in der weiteren Ausführung daher
im Vordergrund stehen.
Mechanische Ausrüstung
Das DVGW-Arbeitsblatt regelt u. a.
die mechanische Ausführung von
GDEE. Danach muss der Aufbau einer
Gasregelstrecke den folgenden
Mindestanforderungen entsprechen
(Bild 1).
• Sicherheitseinrichtung, die
selbsttätig ein Überschreiten des
zulässigen Betriebsüberdrucks
verhindert (z. B. Umlaufregler)
• Absperrarmaturen, ein- und ausgangsseitig
zur Abgrenzung der
Anlage.
• Sicherheitseinrichtung zum Abschalten
der Anlage, wenn der
vom Gasversorgungsunternehmen
festgelegte Mindestdruck
unterschritten wird (z. B. Druckwächter).
• In der Ansaugleitung muss eine
Einrichtung eingebaut sein, die
ein schlagartiges Entspannen
des verdichteten Gasvolumens
in Richtung des einspeisenden
Netzes verhindert (z. B. eine Gasrücktrittssicherung)
• Zu Kontrollzwecken sind auf der
Saug- und Druckseite Druckanzeigegeräte
einzubauen.
Durch den Einsatz drehzahlgeregelter
Verdichter aus dem Hause Mapro
hat sich dieser Aufbau nicht grundsätzlich
verändert. Der Einsatz von
mechanischen Sicherheitseinrichtungen
kann jedoch neu interpretiert
werden. Auch der zusätzliche Einbau
eines druckseitig (also Ausgangsseitig)
angeordneten Gas-Druckreglers
hat sich in der Praxis bewährt.
Gas-Druckregler
Bei einem drehzahlgeregelten Verdichter
wird die geförderte Gasmenge
durch Drehzahländerung der jeweiligen
Abnahmemenge der angeschlossenen
Verbraucher angepasst.
Systembedingt ergibt sich bei dieser
Art der Regelung eine gewisse Trägheit.
Bei einem plötzlichen Lastwechsel
z. B. durch Zuschalten eines weiteren
Verbrauchers kommt es kurzzeitig
zu einem Druckabfall. Da der Systemdruck
der Gasdruckerhöhungsanlage
jedoch über dem geforderten
Ausgangsdruck liegt, kann der ausgangsseitig
angebrachte Druckregler
diese Schwankungen ausregeln. Für
den Verbraucher steht somit über
den gesamten Leistungsbereich ein
konstanter Gasdruck zur Verfügung.
Umlaufregler
Wird im umgekehrten Fall durch Abschalten
von einem oder mehreren
Verbrauchern die Abnahmemenge
verringert, kommt es zu einer
Druckspitze. Bis die elektronische
Regelung durch Drehzahländerung
reagiert hat, wird dieser kurze
Druckstoß über das Umlaufregelgerät
auf einen maximal zulässigen
Wert begrenzt). Auch in diesen Fall
werden die angeschlossenen Verbraucher
mit einem konstanten
Gasdruck versorgt.
Gasrücktrittsicherung
Grundsätzlich ist zu beachten, dass
der Gasdruck im Ausgang der GDEE
und somit auch im nachfolgenden
Leitungsnetz über dem Eingangsdruck
liegt. Beim Abschalten der
Anlage muss verhindert werden,
dass sich dieses komprimierte Gas
schlagartig in Richtung des einspeisenden
Netzes entspannen kann.
Hierfür kommen in der Regel Rückschlagklappen
oder Gasrücktrittsicherungen
zum Einsatz.
Seitenkanalverdichter
Ein wesentliches Bauteil der GDEE
ist der Verdichter. Hier bietet sich
der Einsatz von Seitenkanalverdichtern
an (Bild 2). Sie decken einen
weiten Leistungs- und Druckbereich
ab. Durch eine Reihe von Verwirbelungen
und der Nutzung von Zentrifugalkräften
wird der Druck des angesaugten
Gases durch einen Seitenkanalverdichter
stetig und
pulsationsfrei erhöht.
Weil die rotierenden Schaufeln
das Gehäuse nicht berühren, gibt es
keine Reibung, weshalb auch keine
Schmierung notwendig ist. Der Verdichtungsvorgang
erfolgt also ohne
Verunreinigung des Gases. Weitere
Vorteile eines Seitenkanalverdich-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 577

| SONDERTEIL
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Bild 2.
ters sind der geringe Schaldruckpegel,
der vibrationsfreie Betrieb und
nicht zuletzt der geringe Wartungsaufwand.
Der Hersteller muss die „technische
Dichtheit“ des Aggregats gewährleisten
und entsprechend bescheinigen.
Dieses wird unter anderem
erreicht durch eine doppelte
Wellenabdichtung und weitere konstruktive
Maßnahmen. Die Geräte
müssen natürlich nach Richtlinie
98/37 (Maschinenrichtlinie) zertifiziert
sein und der Richtlinie 94/9/EG
(ATEX 95) entsprechen.
Steuerung
Die Steuerung der Firma Elster ist
das zentrale Bauteil einer GDEE. Sie
regelt den Betrieb der Anlage und
schaltet dieses im Störungsfall ab.
Die eigentliche Gas-Volumenregelung
übernimmt ein Frequenzumrichter
(FU). Der im FU integrierte
PI(D)-Regler erhält seinen Gasdruck-
Istwert von einem in der Rohrleitung
installierten Druck-Messumformer.
Durch die Anpassung der
elektrischen Leistung an den momentan
benötigten Gas-Volumenstrom
wird der Regelbereich erhöht.
Als wesentlicher Vorteil ist hier die
mögliche Energieeinsparung zu
nennen, die durch die Drehzahlregelung
erreicht wird.
Die Visualisierung, wie auch die
intuitive Bedienung erfolgt im Wesentlichen
über das vollgrafikfähige,
hinterleuchtete Multifunktionsdisplay
mit seinen Funktionstasten. Alle
Bedienvorgänge und auch der
Anlagenstatus werden in grafischer
und textlicher Form in entsprechenden
Menüs angezeigt. Der Anwender
erhält Informationen über Sollund
Ist-Druck, die aktuelle Motorfrequenz
sowie die Betriebsstunden
des Aggregates. Die Steuerung
übernimmt die Überwachung und
Auswertung der für den sicheren
Betrieb relevanten Signale (Gasdruck,
Gastemperatur, etc.). Erkennt
die Steuerung einen Fehler, wie etwa
Gasmangel, eine unzulässig hohe
Gastemperatur oder einen Sensorfehler,
schaltet die Anlage selbsttätig
ab. Im Display wird dann die
entsprechende Störmeldung im
Klartext angezeigt.
Durch eine entsprechende Konzeption
der Steuerung erreicht man
ein hohes Maß an Betriebssicherheit.
Stillstandzeiten werden durch
die Klartextanzeige von Störungen
und die daraus resultierende
schnelle Störungsbeseitigung auf
ein Minimum reduziert.
Inbetriebnahme, Betrieb
und Instandhaltung
Die Inbetriebnahme, der Betrieb
und die Außerbetriebsetzung einer
GDEE sind nach der vom Hersteller
beigefügten Betriebsanleitung
durchzuführen. In dieser sind weitere,
für die Instandhaltung der Anlage
wichtige Hinweise zu finden. Ferner
ist die Bedienung der Anlage
sowie das Verhalten bei Störungen
bzw. die Fehlerbeseitigung im Störungsfall
beschrieben.
Wartungen sind in der Regel
nach Angaben des Herstellers durchzuführen.Insbesondere
die Wellendichtungen
am Verdichter unterliegen
dem Verschleiß und sind, je nach
Hersteller nach max. 16.000 Betriebsstunden
oder nach zwei Jahren zu
wechseln. Die Wartung der Anlagen
darf nur vom Hersteller selbst oder
durch Sachkundige erfolgen. Alle
Wartungen müssen schriftlich dokumentiert
werden.
Fazit
Gasdruckerhöhungseinrichtungen
kommen immer dann zum Einsatz,
wenn der am Verbraucher zur Verfügung
stehende Gasdruck nicht ausreicht.
Eine individuelle Planung
und der Einsatz eines für die Frequenzregelung
geeigneten Verdichters
der Firma Mapro ermöglichen
hierbei einen großen Regelbereich.
Je nach Verdichtertyp sind
Regelbereiche im Gesamtsystem
von 1:20 möglich. Die Planung und
die Installation erfolgen nach dem
DVGW-Arbeitsblatt G620 unter Berücksichtigung
weiterer einschlägiger
Richtlinien und Normen. Durch
den Einsatz optimal ausgewählter
Komponenten, wie Gasverdichter,
Umlaufregler und Ausgangsdruckregler
in Verbindung mit einer intuitiv
zu bedienenden Steuerung erhält
man ein System, das den Anforderungen
und Erwartungen des
Betreibers hinsichtlich Verfügbarkeit
und Effizienz voll entspricht.
Wenn die Wahrscheinlichkeit des
Ausfalls von Kondensat gegeben ist
(z. B. bei Biogas), lassen sich die Gebläse
auch mit einem Kondenatablasshahn
aus Edelstahl ausrüsten.
Bei der Installation von Gebläsen
ist stets darauf zu achten, dass kein
Kondensat in das Gebläse fließen
kann. Eine lange Lebensdauer ist
dann gewährleistet. Da Erdgas trocken
ist, spielt die Installation hierbei
eine untergeordnete Rolle.
Autoren:
Herrn Jens Kümper,
Elster GmbH,
Tel. (0541) 1214-310
E-Mail: jens.kuemper@elster.com
www.elster.com
Harald Koenen,
MAPRO Deutschland GmbH,
Tel. (040) 72919584,
E-Mail: h.koenen@maproint.com,
www.atex-geblaese.de
dm-Arena, Treffpunkt BIOGAS, Stand / C3.
September 2014
578 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Die Nordschwarzwaldleitung –
Versorgungssicherheit für den Südwesten
In Deutschland stehen alle Zeichen
auf Energiewende. Damit der Umstieg
auf eine Versorgung aus regenerativen
Energien gelingen kann,
muss die Energieinfrastruktur ausgebaut
werden.
Erdgas als effizienter Energieträger
spielt dabei eine Schlüsselrolle
für eine nachhaltige Energieversorgung.
Die vorhandene, gut ausgebaute
Erdgasinfrastruktur für Erzeugung,
Transport, Verteilung und
Speicherung ist schon jetzt für die
Energiewende nutzbar. Zukünftig
werden Strom und Gasnetze immer
enger zusammenwachsen. So macht
eine zunehmende Stromerzeugung
aus Gaskraftwerken einen zusätzlichen
Ausbau des Erdgastransportnetzes
notwendig.
Auch Stromüberschüsse aus Erneuerbaren
Energien können durch
eine Umwandlung in Erdgas zukünftig
sinnvoll genutzt werden.
Der regenerativ erzeugte und in
Erdgas umgewandelte Strom kann
so über lange Zeiträume und in
großen Mengen im Erdgas-Fernleitungsnetz
gespeichert werden.
Die Kernaufgabe der terranets bw
als Fernleitungsnetzbetreiber im
Südwesten ist die Gewährleistung
der sicheren Versorgung Baden-
Württembergs mit Erdgas sowie die
verbesserte Anbindung an das
euro päische Erdgasnetz. Zur Erhöhung
der Erdgastransportkapazitäten
in Baden-Württemberg baut
die terranets bw eine neue Erdgasfernleitung
von Au am Rhein über
Ettlingen nach Leonberg.
In Au am Rhein wird die Nordschwarzwaldleitung
direkt an die
bestehende Erdgasfernleitung
Trans-Europa-Naturgas-Pipeline
(TENP) angeschlossen. Die TENP,
die Erdgas von den Niederlanden
bis in die Schweiz und Italien transportiert,
ist eine der wesentlichen
Leitungen für die sichere Erdgasversorgung
in Europa.
Für den ersten Abschnitt der Erdgashochdruckleitung
mit einer Länge
von rund 15 km von Au am Rhein
nach Ettlingen hat das zuständige
Regierungspräsidium bereits Mitte
des Jahres 2012 die Genehmigung
erteilt. Damit hat die Planfeststellungsbehörde
die öffentlich-rechtlichen
Voraussetzungen für den Bau
und den Betrieb der Leitung geschaffen.
Mit dem Bau des ersten
Abschnitts wurde im Mai 2014 begonnen
und dieser soll bis Ende 2014
abgeschlossen sein. Der zweite Abschnitt
der Leitung soll dann mit einer
Länge von ca. 56 Kilometer von
Ettlingen über Pforzheim in den
Großraum Stuttgart nach Leonberg
führen. Die Beantragung zur Planfeststellung
des zweiten Abschnitts
erfolgte im Frühjahr 2013.
Für die Prüfung und Planung der
gesamten Leitung arbeitet die terranets
bw eng mit den Behörden,
Kommunen und Verbänden zusammen
– und das bereits im Vorfeld
des Planfeststellungsverfahrens. In
diesem Prozess werden u. a. auch
konstruktive Vorschläge geprüft und
offene Fragen geklärt. Während des
Planfeststellungsverfahrens werden
außerdem die Antragungsunterlagen
öffentlich in den Gemeinden
ausgelegt, so dass die Unterlagen
einsehbar sind und Stellung zu dem
Projekt bezogen werden kann.
11 - Punkte- Programm:
Qualitätsmerkmale partnerschaftlicher Leitungsbau.
Sorgfältige Planung
01 Sorgfältige Planung und Bauüberwachung
02
Offener und konstruktiver Dialog mit Städten
und Gemeinden, Behörden und Verbänden
Minimierung der Eingriffe
03 möglichst geradlinige Trassenführung
04 weitgehende Trassenbündelung
05
möglichst keine Verlegung in bebauten oder zur
Bebauung vorgesehenen Gebieten
06
Vermeidung / schonende Durchquerung von
Schutz- und Waldgebieten
07
Baudurchführung im Einklang mit Vorschriften
durch qualifizierte Fachunternehmen
08
Sorgfalt im Umgang mit dem Boden und Belangen
der Landwirtschaft
09
angemessener Ausgleich für Schäden
und Beeinträchtigungen
Sicherheit durch hohe Qualitätsstandards
bei Errichtung und Betrieb
10
Bauüberwachung durch unabhängige,
behördlich anerkannte Sachverständige
11
Betrieb der Leitung mit eigenem,
hoch qualifiziertem Personal
September 2014
gwf-Gas Erdgas 579

| SONDERTEIL
|
Von der Planung über den Bau
bis zum Betrieb der Leitung: allen
Maßnahmen, die durch die terranets
bw oder die von ihr beauftragten
Dienstleister durchgeführt werden,
liegen sorgfältiges und verantwortungsbewusstes
Handeln zugrunde.
So folgt die terranets bw den elf
Punkten aus dem eigens entwickelten
Leitfaden „Qualitätsmerkmale
partnerschaftlicher Leitungsbau“, um
im Rahmen der Projektrealisierung
Eingriffe in die Natur zu minimieren
und einen möglichst breiten Konsens
mit allen Beteiligten zu erreichen:
Während des ersten, rund 15 km
langen Bauabschnitts der Nordschwarzwaldleitung
von Au am
Rhein bis nach Ettlingen stehen die
bauausführenden Firmen vor großen
technischen Herausforderungen.
Die Region Karlsruhe und das
Rheintal sind von vielen Infrastruktureinrichtungen
durchzogen. Neben
Stromübertragungstrassen sind
insbesondere Verkehrsinfrastrukturen
wie Bahntrassen sowie Bundesund
Landesstraßen beim Bau der
Ferngasleitung zu berücksichtigen.
So werden im Rahmen des Leitungsbaus
verschiedene Sonderbauwerke
durchgeführt: dies sind
insgesamt neun Gewerke, bei denen
ein Pressbohrverfahren zur Unterquerung
von Straßen und Bahnlinien
eingesetzt wird. Zusätzlich
werden zwei Gewässer mit Lei-
Daten und Fakten zur Nordschwarzwaldleitung
Technische Daten
Nennweite 600 mm (DN 600)
Auslegungsdruck
80 bar
Länge
~ 71 km
Schutzstreifen
10 m
Arbeitsstreifen
25 m
Investitionsvolumen ~ 80 Mio. €
Zeitplan
Planungsstart Januar 2008
Raumordnerische Beurteilung
liegt seit 2010 vor
Planfeststellungsverfahren
1. Abschnitt (Au am Rhein – Ettlingen) Planfeststellungsbeschluss liegt
seit Juli 2012 vor
2. Abschnitt (Ettlingen – Leonberg) Planfeststellungsverfahren läuft
seit April 2013; Beschluss erwartet:
3. Quartal 2014
Leitungsbau
Bau 1. Abschnitt (ca. 15 km) Mai – Dezember 2014
Bau 2. Abschnitt (ca. 56 km)
Januar – Dezember 2015 (geplant)
tungsdükern sowie ein stark befahrener
Verkehrsknotenpunkt mit einem
rund 300m langen Microtunnel
(Tunnelvortriebsverfahren) unterquert.
Aufgrund der Nähe zum Rhein -
insbesondere am Anschlusspunkt
zur trans-europäischen TENP-Leitung
in Au - gilt es den Grundwasserhaushalt
durch Einsatz aufwändiger
technischer Maßnahmen vor,
während und nach den Arbeiten auf
der Leitungstrasse schonend zu regulieren.
Das Ergebnis wird den technischen
und wirtschaftlichen Aufwand
für den Bau der Nordschwarzwaldleitung
rechtfertigen. Denn
nach Fertigstellung und Inbetriebnahme
der neuen Ferngasleitung
wird durch eine rund 10%-ige Steigerung
der technischen Transportkapazität
im Leitungsnetz der terranets
bw die Versorgungssicherheit
für Erdgas in Baden-Württemberg
signifikant erhöht.
Kontakt:
terranets bw GmbH,
Tel. (0711) 7812 3145,
E-Mail: m.pudlatz@terranets-bw.de,
www.terranets-bw.de
dm-Arena, Stand D9.1
September 2014
580 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
IT für Transmission System Operators
Der EU-Gasmarkt ist in ständiger
Veränderung. Neue Geschäftsmodelle
und neue Marktstrukturen
sind entstanden und werden sich, je
nach Klima-, Krisen-, Umwelt- und
Energiepolitik weiterhin verändern.
In Österreich hat die Legislatur bereits
2013 das bisherige Transportpfad-Modell
abgeschafft und ein
Entry-Exit-Modell gemäß den Richtlinien
des dritten EU-Binnenmarkt-
Pakets eingeführt. Der Umsetzungszeitraum
für rechtliche Änderungen
ist kurz und die Notwendigkeit, darauf
vorbereitet zu sein, daher entsprechend
hoch. Wer als Netzbetreiber
im Gasmarkt neue Kunden gewinnen
will, muss genug Flexibilität
für Paradigmenwechsel in seine Systeme
einbauen und seinen Endkunden
moderne, ausfallssichere 24x7
Services für eine kurzfristige Vermarktung
anbieten.
Ebenso wenig, wie es einen
„Standard-TSO“ gibt kann es eine
vorgefertigte „Standard-Lösung“
geben. Im Zuge einer Projektumsetzung
erarbeiten die OnTec MitarbeiterInnen
gemeinsam mit dem Kunden
eine Anforderungsanalyse und
entwerfen IT-Lösungen, die speziell
an die jeweiligen Bedürfnisse angepasst
sind. Dabei kann auf eine Vielzahl
an erprobten Komponenten
zurückgegriffen werden, die in anderen
Projekten bereits erfolgreich
eingesetzt wurden. Trotzdem bleibt
so viel an Flexibilität vorhanden,
dass nicht das Softwareprodukt,
sondern immer die Kundenanforderungen
im Vordergrund stehen.
Das OnTec Gas Management System
deckt die Kernaufgaben von
TSOs ab und ist am österreichischen
Markt bereits erfolgreich im Einsatz.
Es umfasst eine Vielzahl an Komponenten,
die ständig erweitert werden:
• ENTSOG Network Codes compliant
(CAM, CMP, Balancing)
• Vertragsmanagement
• Vermarktung von Tages-, Monats-,
Quartals- und Jahresprodukten
Bündelprodukte
Kapazitätsprodukte
Anbindung an PRISMA
• First-come-first-servedvermarktung
• Primär- und Sekundärvermarktung
• Kapazitätsrückgabe (Surrender)
• Short- und Long-Term
Use-it-or-loose-it (UOLI)
• Automatisierte Einkürzungsmechanismen
• Reporting Funktionalitäten
(Transparency, Abrechnung,
Mengen)
Marktkommunikation (Edig@s)
Kopplung mit Leitsystemen
• Schnittstelle zu SAP
• Schnittstelle zu weiteren Datenquellen
(Messwerte)
• Within-day Vermarktung
• Vollautomatisches Abrechnungssystem
• Single-Site Nomination
Beispiel Gas Connect
Mit dem Betrieb von 2.000 km Erdgashochdruckleitungen
in Österreich
und einer vermarkteten und
abgewickelten Transportkapazität
von rund 103 Mrd. m 3 im Jahr 2012
ist Gas Connect Austria der österreichische
Erdgas-Transport-Partner
für Europa. Das Unternehmen
leistet einen wichtigen Beitrag zur
Sicherung der Erdgas-Versorgung
für Österreich, Deutschland, Frankreich,
Italien, Slowenien, Kroatien
und Ungarn.
Mit 1. Januar 2013 war das bestehende
Gasmanagement System
an die neuen rechtlichen Rahmenbedingungen
anzupassen und das
bis dahin geltende Punkt-zu-Punkt
(Transportpfad) Modell abzulösen.
Zu realisieren war ein vom Transportpfad
unabhängiges Entry-Exit-
Modell. Herausfordernd war die kurze
Umsetzungszeit.
Einige Einzelapplikationen des
Gasmanagement Systems, wie das
OCB© (Online Capacity Booking),
das Nominierungsmanagement und
die Gas-Messdaten-Abrechnung
wurden auf Basis des bestehenden
Systems entwickelt. Andere Teile des
alten Systems, wie das Zeitreihenmanagement
System und das durch
den Anwender frei konfigurierbare
Produktmanagement im OCB© wurden
wiederverwendet und in die
neue Anwendung integriert. Zur
technologischen Umsetzung kamen
das bewährte hauseigene Java
Framework in Kombination mit
Oracle PL/SQL zum Einsatz.
Kontakt:
OnTec Software Solutions AG,
Tel. +43 (0) 1 20 55 20 – 560,
E-Mail: valerie.gfrerer@ontec.at,
www.ontec.at
dm-Arena, IT goes ENERGY, Stand B2.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 581

| SONDERTEIL
|
Dokumentation versorgungstechnischer Anlagen
für Gas, Wasser, Strom, Wärme
Die B.I.K. Anlagentechnik GmbH
bietet als Engineering-Partner
der Energie- und Versorgungswirtschaft
die Planung und Komplettdokumentation
versorgungstechnischer
Anlagen aus einer Hand. Die
Anlagen und Netze zur Energie- und
Wasserversorgung stellen einen hohen
Unternehmenswert dar. Alle
Maßnahmen zum sicheren Betrieb
und zur Werterhaltung der Netze
und Anlagen unterliegen der Verantwortung
der Eigentümer. Dies
gilt in besonderem Maße für Anlagen
und Netze, die der Gasversorgung
dienen. Die umfassende und
rechtssichere Anlagendokumentation
sind die Basis für den wirtschaftlichen
und sicheren Anlagenerhalt
der Energie- und Wasserversorger.
Gesetze, Verordnungen,
technische Regelwerke
Der Betrieb der Netze und Anlagen
unterliegt Gesetzen, Verordnungen
und den technischen Regelwerken
des DVGW, die hinsichtlich der Gewährleistung
für die Verfügbarkeit
und Betriebssicherheit von zentraler
Bedeutung sind. Das Energiewirtschaftsrecht
fordert von den
Unternehmen für den Betrieb von
Gasversorgungsanlagen die Erfüllung
personeller, wirtschaftlicher
und technischer Maßnahmen, um
BIK Engineering 3D 2. © Alle Bilder: BIK Anlagentechnik.
eine sichere, möglichst preisgünstige
und umweltverträgliche Energieversorgung
zu gewährleisten.
Die technischen Führungskräfte
der Energieversorgungsunternehmen
haben die Aufgabe, eine rechtssichere
Aufbau- und Ablauforganisation,
ein qualifiziertes Vorgehen bei Planung,
Bau, Betrieb und Instandhaltung
von Gasversorgungsanlagen,
auch unter Beachtung der Sicherheits-
und Umweltvorschriften, zu
gewährleisten. Die Einhaltung der
Anforderungen wird vom DVGW in
einem Audit überprüft.
Planung, Bau, Wartung
Für die Planung, den Bau und die
Instandhaltung von Anlagen der
Gasversorgung (Gasdruckregelund
Messanlagen, Verdichteranlagen,
Erdgastankstellen) sind die
Anforderungen in mehreren Regelwerken
definiert. Diese Regelwerke
stellen hinsichtlich der Dokumentation
und Instandhaltung hohe
Anforderungen an die Betreiber
solcher Anlagen. Die Dokumentation
muss während der gesamten
Betriebszeit der Anlage vom Betreiber
auf dem aktuellen Stand gehalten
werden und jederzeit den verantwortlichen
Mitarbeitern zur Verfügung
stehen. Dies gilt auch für
die Überprüfung durch die Energiewirtschaftsministerien
für Anlagen,
die mit einem Betriebsdruck
von > 16 bar betrieben werden.
Im DVGW Regelwerk G 495 (Gasanlagen
– Instandhaltung) sind die
erforderlichen Maßnahmen und
Unterlagen aufgeführt, die für die
Dokumentation der Anlagen und
der ausgeführten Instandhaltungstätigkeiten
gefordert werden.
Hier heißt es:
„Die Ergebnisse der Instandhaltungsmaßnahmen
und die Betriebsdaten
sind in Abhängigkeit der Instandhaltungsstrategie
auswertbar zu dokumentieren.“
„Änderungen an Gasanlagen oder ihrer
Bauelemente und Baugruppen sind
in geeigneter Form zu dokumentieren,
z. B. Konstruktionszeichnungen, Anlagenschema,
Stücklisten, Abnahmebzw.
Prüfprotokolle. Die Dokumentation,
welche den aktuellen Stand der
Gasanlage wiedergibt, ist während der
gesamten Betriebszeit bereitzuhalten.“
Aus der Praxis
In der Praxis kommt es jedoch immer
wieder vor, dass die Dokumentation
solcher Anlagen nicht den
aktuellen Stand wiedergibt. Bei älteren
Anlagen fehlt die Dokumentation
teilweise komplett oder vorgenommene
Änderungen sind
nicht dokumentiert worden. Prüfzeugnisse
von geänderten Bauteilen
sind einfach ohne Bezug zur
Gesamtanlage in der Akte (dem
Ordner) abgeheftet. Dies hat meist
zur Folge, dass die „Lebensakte“
von Gasanlagen zu einer unübersichtlichen
Anhäufung von Dokumenten
verkommt und keinen
schnellen und zielgenauen Zugriff
auf Anlagenkomponenten zulässt.
Auch unter dem Aspekt, dass nur
lückenlos überprüfte und dokumentierte
Anlagen dem Betreiber
ein Höchstmaß an Versorgungsund
Rechtssicherheit geben, sollte
die Anlagendokumentation immer
auf dem neuesten Stand sein.
Dokumentation versorgungstechnischer
Anlagen
aus einer Hand
Die B.I.K. Anlagentechnik GmbH hat
sich als Engineering-Partner der
Energiewirtschaft dieser Thematik
gestellt und sich auf die Dokumentation
versorgungstechnischer Anlagen
spezialisiert. Die Komplettdienstleistung
der B.I.K. Anlagentechnik
GmbH beinhaltet:
• Aufnahme sämtlicher Anlagen- und
Bauteildaten von Fachleuten (Sachkundigen)
vor Ort in der Station;
September 2014
582 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
• Überprüfung der elementaren
Vorschriften der technischen Regelwerke
und der Berufsgenossenschaft;
• Übergabe der Ergebnisse als
Stationsbericht mit Bebilderung
• Prüfung der vorhandenen Unterlagen
auf Vollständigkeit und
sachliche Richtigkeit
• Erstellung der Bestandsdokumentation
in digitaler gerichtssicher
Form als:
1. R&I Fließbild
2. Bauteillisten/Stücklisten
3. konstruktive Zeichnungen
als „As-Built-Darstellung“
in 3D-Technologie
4. Digitalisierung der vorhandenen
Stationsdokumente
(Prüfzeugnisse etc.)
5. Erstellung der Explosionsschutzdokumente.
Anlagenaufnahme (IST-Aufnahme)
und Stationsbericht
Bei der Aufnahme durch das eigene,
sachkundige Fachpersonal wird die
gesamte Anlage sowohl grafisch als
auch mit sämtlichen Anlagen-, Bauteil-
und Gebäudedaten aufgenommen
und erfasst.
Im Zuge der Anlagenaufnahme
erfolgt durch B.I.K. eine Beurteilung
des Anlagen- und Gebäudezustandes
mit Überprüfung auf Einhaltung
elementarer Vorschriften der Vorschriften
der Berufsgenossenschaft
und der technischen Regelwerke.
Die Ergebnisse werden in einem
Stationsbericht dokumentiert.
R&I Fließbild und Sachdatendokumentation
Mit dem in der K3V Energiewirtschaft
integrierten CAD-Tool (Autocad
kompatibel) werden interaktive
R&I Fließbilder erzeugt und mit den
Sachdaten der jeweiligen Bauteile
referenziert. In K3V werden die Dialogmasken
der jeweiligen Bauteile
mit den vor Ort aufgenommenen
Daten gefüllt. Fehlende Informationen
werden, soweit dies möglich ist,
aus dem vorhanden Aktenbestand
entnommen und in das System eingepflegt.
Vor der Dateneingabe
wird mit dem Auftraggeber das
Kennzeichnungssystem geklärt.
Dokumentationsprüfung
Im Zuge der Dokumentationserstellung
werden die vorhandenen Unterlagen
(Stationsordner) auf Vollständigkeit,
sachliche Richtigkeit,
anstehende Prüfungen etc. überprüft.
Fehlende Dokumente werden
dem Auftraggeber als Mängelliste
übergeben. In Absprache mit
dem Auftraggeber werden Lieferanten
zur Zustellung der fehlenden
Dokumente aufgefordert.
Listengenerator
Mit dem im System K3V Energiewirtschaft
integrierten CyristalReport
können beliebige Listen aus allen
verfügbaren Datenfeldern generiert
und über das System ausgegeben
werden. Zudem ist der Export der
erzeugten Listen in alle gängigen
Datenformate wie Word, Richtext,
Excel, PDF, HTML etc. möglich.
Dokumentationsordner
Im Zuge der Anlagendokumentation
werden repräsentative und übersichtlich
strukturierte Dokumentationsordner
mit einheitlichem Registersystem
erstellt. Die Dokumentationsordner
enthalten alle erstellten
Unterlagen sowie sämtliche gesichteten
und geprüften Dokumente
und sonstige der Station zugehörigen
relevanten Unterlagen.
Digitaler Stationsordner
Die digitale Verfügbarkeit des „Stationsordners“
ist im Hinblick auf die
sichere Archivierung und den
schnellen Zugriff auf die Dokumente
ein absolutes Muss moderner Datenhaltung.
Die von B.I.K. kontrollierten
und sortierten Inhalte des Stationsordners
werden gescannt und als
PDF-Dateien in K3V integriert. Die
gesamte Dokumentenverwaltung
kann direkt über das im System K3V
Energiewirtschaft integrierte DMS
(Dokumentenmanagementsystem)
erfolgen. Der zeitliche Aufwand für
das Auffinden von Dokumenten
wird so auf ein Minimum reduziert.
Betreiber von Anlagen, die nicht
über das Voll-System K3V verfügen
erhalten zum zielführenden Arbeiten
kostenlos den K3V Viewer.
Explosionsschutzbereiche
Auch zur Überprüfung der Soll-/Ist-
Größen von Ex-Bereichen für vertikale
und horizontale Gasfreisetzungen erstellt
die B.I.K. Anlagentechnik GmbH
detaillierte Dokumentationen, die zur
Überprüfung der notwendigen Abmessungen
unerlässlich sind.
Kontakt:
B.I.K. Anlagentechnik GmbH,
Büro für Ingenieur- & Konstruktionswesen,
Tel. (0261) 963897-0,
E-Mail: info@bik-anlagentechnik.de,
www.bik-anlagentechnik.de
dm-Arena, Stand D8.
Das Ergebnis der
ineinandergreifenden
Anlagendokumentation
in K3V. Anlagendetails,
Bauteilspezifikationen
und Einbauort
innerhalb der
komplexen Anlagentechnik
sind auf einen
Klick und einen
Blick sofort zu
finden, zu betrachten
und zuzuordnen.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 583

| SONDERTEIL
|
Innovation und Forschung im Gasfach
Die DBI-Gruppe präsentiert sich auf G emeinschaftsstand
Die DBI-Gruppe (DBI), mit der DBI
Gas- und Umwelttechnik GmbH
(DBI GUT) sowie ihrem Tochterunternehmen
der DBI - Gastechnologisches
Institut gGmbH Freiberg (DBI
- GTI), arbeitet und forscht mit ca.
70 Mitarbeitern zu aktuellen Themen
auf dem breitgefächerten Gebiet
der Gasversorgung. In enger Zusammenarbeit
der einzelnen DBI
Geschäftsbereiche werden grundlagenorientierte
Fragestellungen untersucht
sowie Impulse für die nachhaltigen
Nutzungsmöglichkeiten
gesetzt. Dabei übernimmt die DBI
die Rolle des Vermittlers zwischen
Universitäten, Forschungseinrichtungen
und der Gaswirtschaft.
So befasst sich das Fachgebiet
Gasförderung und -speicherung insbesondere
mit der Analyse von Gasfeldern
und Gasspeicherstrukturen.
Die Power- to-Gas Technologie gilt
im Hinblick auf die H 2 -Untergrundspeicherung
als eines der Zukunftsthemen
und wird fachgebietsübergreifend
auch von dem Bereich der
Gasnetze/ Gasanlagen intensiv bearbeitet.
Neben diesem Arbeitsfeld
bildet die Erstellung einer dezentralen
sowie nachhaltigen Energieversorgung,
welche in verschiedenen
Projekten wie z. B. „Konvergenz
Strom- und Gasnetze“ untersucht
wird, einen unerlässlichen Schritt
hin zur Energiewende. Im Geschäftsfeld
Gasanwendung stehen sowohl
die Entwicklung von effizienten Systemen
für verschiedene Gasarten als
auch deren Optimierung für den
Einsatz bei schwankenden Gasqualitäten
im Vordergrund. Aktuell finden
Untersuchungen bezüglich
Grenzen der Schwankungsbereiche
des Wobbe-Index in Europa statt.
Die drei Arbeitsgruppen Thermoprozesstechnik,
Gasverfahrenstechnik
sowie Biogastechnologie tragen
mit unterstützenden Engineeringleistungen
und der Begleitung innovativer
Technologien ebenso einen
wesentlichen Teil zur Entwicklung
des Unternehmens bei. In dem Fachgebiet
Gaschemie/Gasaufbereitung
werden unter anderem Gase detailliert
analysiert sowie Fragen zur Aufbereitung
und Trennung von Gasen
beantwortet. Forschungstätigkeiten
zur Entwicklung neuer Sensoren für
Gaskomponenten sowie eine Erarbeitung
neuartiger Gasreinigungsund
Gastrennverfahren bilden derzeitige
Schwerpunkte dieses Bereiches.
Im DVGW-Prüflaboratorium
Energie werden Gasgeräte, Armaturen
sowie Geräte für feste Brennstoffe
geprüft, überwacht und zertifiziert.
Die Prüfstelle führt darüber
hinaus auch individuelle Son derprüfungen
für Versuchsanlagen
oder Gerätemuster für Feldtests
durch. Das Freiberger DVGW-Trainingszentrum
Erdgas beteiligt sich
mit seinen speziellen Schulungsprogrammen
zur Sicherheit im Umgang
mit Gas oder den DBI-Fachforen zu
aktuellen Themen der Gaswirtschaft
an der Weiterbildung von Technikern
und Ingenieuren. Es rundet damit
das Konzept der Geschäftsbereiche
der DBI adäquat ab.
Auf dem diesjährigen Messestand
werden insbesondere Themen
aus der Energiewende und zur Neugestaltung
der Gasversorgung Beachtung
finden. So stehen neben
dem Thema Power-to-Gas auch die
Ergebnisse zur Untersuchung der
Gasbeschaffenheit sowie erste Erkenntnisse
bzgl. der Schwankungsbereiche
des Wobbe-Index im Fokus.
Kontakt:
DBI Gas und Umwelttechnik GmbH,
www.dbi-gut.de
DBI - Gastechnologisches Institut gGmbH
Freiberg,
www.dbi-gti.de
dm-Arena, Stand D6.
September 2014
584 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT)
Die DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut ist eine
gemeinsame Einrichtung des Deutschen
Vereins des Gas- und Wasserfaches
e. V. und des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT). In den
Bereichen Gastechnologie, Prüflaboratorium
Gas und Wasserchemie
und Wasserstechnologie arbeiten
ca. 70 Mitarbeiter in enger Zusammenarbeit
mit den Lehrstühlen des
Engler-Bunte-Instituts an aktuellen
gas- und wasserfachlichen Themen.
Die DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut des KIT und
das Prüflaboratorium Gas sind europaweit
anerkannt und haben die
technischen Voraussetzungen und
Einrichtungen für alle im Gasfach
erforderlichen Prüfungen.
Der Bereich Gastechnologie beschäftigt
sich mit Fragen der sicheren
und umweltbewussten Aufbereitung,
Verteilung und Nutzung
von gasförmigen Brenn- und Kraftstoffen.
Einen Schwerpunkt stellt
die Erzeugung, Aufbereitung und
Einspeisung von Wasserstoff und
Methan aus regenerativen Quellen
dar. In den Themengebieten Powerto-Gas,
Biogas und Biomassevergasung
werden sowohl neuartige Verfahrenskonzepte
entwickelt (z. B.
Druckfermentation, 3-Phasen-Methanisierung)
als auch technische,
ökonomische, ökologische und genehmigungsrechtliche
Fragestellungen
untersucht. Weiterhin werden
systemanalytische und netzspezifische
Fragestellungen entlang
der gesamten Wertschöpfungskette
untersucht.
Das weltweit agierende DVGW-
Prüflaboratorium Gas prüft und
überwacht Materialien, Bauteile und
Geräte der Gasverteilung und -anwendung
jeder Größe und Ausführung
auch bei Markteinführungen
und auditiert Firmen der Gasversorgung
sowie Hersteller von gastechnischen
Produkten. Das in Europa
notwendige CE-Zeichen nach der
Gasgeräte-Richtlinie bzw. einen Konformitätsnachweis
für frei gehandelte
Gasgeräte und Zubehörteile bietet
das DVGW-Prüflaboratorium am
Engler-Bunte Institut mit allen hierfür
notwendigen Prüfungen und Arbeiten
ebenso an wie Prüfungen
nach der Wirkungsgrad-Richtlinie,
Druckgeräterichtlinie Niederspannungs-Richtlinie,
EMV-Richtlinie und
Bauprodukt-Richtlinie.
Das brennstoffchemische Laboratorium
ist auf die Probenahme
und Analyse von gasförmigen, flüssigen
und festen Brennstoffen spezialisiert.
Innovative Technologien
wie Brennstoffzellen, Gaswärmepumpen
und Kraft-Wärme-Kopplung
können auf den Prüfständen
energetisch betrachtet werden. Dazu
gehören ebenso Untersuchungen
der eingesetzten Materialien,
Komponenten und Energieträger in
den Laboren der Brennstoffanalytik.
Im Bereich Wasserchemie und
Wassertechnologie orientieren sich
die Arbeiten an den aktuellen Fragestellungen
der Wasserwirtschaft. Die
„Wasserqualität“ bestimmt die Nutzbarkeit
des Wassers, insbesondere
zur Trinkwassergewinnung. Im Bereich
„Wassertechnologie“ stehen Arbeiten
zum Einsatz von Membrantrennverfahren
und die Untersuchung
und Minimierung der
Foulingprozesse im Vordergrund.
Die Arbeiten der „biologischen Abwasserreinigung“
liegen derzeit in
der Erforschung neuartiger Verfahren
zur energieeffizienten Stickstoffelimination
sowie der Prozessentwicklung
von Biofilmverfahren.
Durch den Einsatz mikroskopischer
und spektroskopischer Verfahren zur
Strukturaufklärung, Untersuchungen
zum Stofftransport und Stoffumsatz
und durch mehrdimensionale
Simulation sollen Biofilmbildung
und -entwicklung („Biologische
Grenzflächen“) verstanden werden.
Kontakt:
DVGW-Forschungsstelle
am Engler-Bunte-Institut
des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT),
Tel. (0721) 96402-40,
www.dvgw-ebi.de
dm-Arena, Stand D6.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 585

| SONDERTEIL
|
GWI präsentiert sich auf dem Gemeinschaftsstand
Das Gas- und Wärme-Institut Essen
e. V. (GWI) ist seit mehr als
75 Jahren ein anerkanntes und etabliertes
Forschungsinstitut. Als
Brancheninstitut werden in Kooperation
mit dem DVGW, Universitäten,
Hochschulen und Instituten
praxisorientierte und anwendungsnahe
Forschungsvorhaben durchgeführt.
Das GWI gestaltet die Energiethemen
der Zukunft mit dem
Schwerpunkt der Technologien
rund um die Gase der öffentlichen
Gasversorgung, d. h. Erdgas aus den
verschiedenen Bezugsquellen und
zunehmend regenerativ erzeugte
Gase (Biogas, SNG, Wasserstoff). Zu
den Mitgliedsunternehmen gehören
Versorgungsunternehmen bzw.
Netzbetreiber, Hersteller von Produkten
der Heizungstechnik, Industrieunternehmen
und Verbände.
Erdgas im Energiesystem der Zukunft
– unter diesem Motto arbeitet
das GWI gemeinsam mit seinen Mitgliedsunternehmen,
Kunden und
Partnern an der Zukunftsfähigkeit
der Energiebranche in einem sich rasant
verändernden Umfeld. Mit den
zentralen Bereichen Forschung &
Entwicklung, Prüflabor sowie Beratung
und Weiterbildung ist das GWI
Motor für Innovationen und fokussiert
die Forschungsschwerpunkte
auf die Themen Gasbeschaffenheiten
(aktuell z. B. Engineering für L-H
Anpassungsmaßnahmen), Versorgungssicherheit
und Gasanwendungstechnologien,
die vom Maßstab
der Haushaltsebene bis hin zum
groß-industriellen Maßstab reichen.
Durch die Entwicklungen der
letzten Jahre sind besonders Forschungsthemen
wie systemübergreifende
Energieeffizienzbetrachtung
als auch die Entwicklung
hochflexibler Energietechnologien
in den Fokus des Interesses gerückt.
Rund um das branchenübergreifende
Thema Energiewende werden
aktuell Forschungsvorhaben zu
„Kraft-Wärme-Kopplung“, „Speichertechnologien
in der Erdgasinfrastruktur“
und „Konvergenz der
Strom- und Gasnetze“ bearbeitet.
Die Arbeitsschwerpunkte liegen u. a.
auf Fragestellungen zu Auswirkungen
von Gasbeschaffenheitsschwankungen
auf Industrieprozesse
und Anwendungstechnologien,
der Integration der erneuerbaren
Energien in bestehende Energieversorgungsstrukturen
sowie der Kraft-
Wärme-Kopplung in der häuslichen
und gewerblichen Energieversorgung,
wobei hier aufgrund der
Komplexität interdisziplinäre Lösungsansätze
verfolgt werden.
Nicht mehr nur die eigentliche Gasverbrennung
als „Prozessmotor“
steht im Vordergrund, sondern Gesamtsystembetrachtungen
zur optimalen
Einbindung aller Ressourcen
bestimmen das Handeln unter ökonomischen
und ökologischen Gesichtspunkten.
Kontakt:
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V.,
Tel. (0201) 3618-101,
E-Mail: info@gwi-essen.de,
www.gwi-essen.de
dm-Arena, Stand D6.
September 2014
586 gwf-Gas Erdgas

| SONDERTEIL |
Ortungs-, Messund
Inspektionstechnik
Als Hersteller und Vertreiber von Ortungs-, Mess- und
Inspektionstechnik bietet Radiodetection Interessenten
die Möglichkeit, auf der Messe die neueste Technik und
die bewährte Produktpalette von Radiodetection kennenzulernen.
Die neue Reihe von Präzisionssuchsystemen basiert auf
der High-Performance und der Ergonomie der RD7000+
und RD8000-Plattformen und bietet die Möglichkeit zur
RF-Marker-Erkennung, welche auch als EMS oder Omnimarker
bekannt sind. Mit einem automatischen Tiefenmesssystem,
welches die Notwendigkeit für einen 2-Schritt-Prozess
eliminiert, und die Kombination von Versorgungs- und Markerortungsmodus,
machen diese neuen Markerempfänger
schneller und genauer in den Auswertungen. Die Anbindung
an Karten und GIS-Systemen ist einfach dank der integrierten
GPS-Optionen und bequeme Bluetooth ® und USB-
Konnektivität. Die optionale interne GPS-Funktion der
RD8000-Auswahl ermöglicht Profis die Lokalisierung von
Positionsdaten und Messungen, ohne zusätzlich Ausrüstung
bei Messungen nutzen zu müssen.
Natürlich findet man auf dem Messestand auch bewährte
Techniken wie z. B. die RD7000+ und RD8000-Serie – universelle
Präzisionssuchsysteme für Kabel und Leitungen.
Zusätzlich wird der neue RD1000+ (erddurchdringendes
Radarsystem) erstmalig auf einer Messe als Ergänzung der
Vermessungs-Dienstprogramme gezeigt. Das RD1000+ beinhaltet
Radartechnik und zeigt ein Bild von unterirdischen
Eigenschaften. Mit dem System kann der Anwender ein
Rohr oder Kabel in seinem topographischen Kontext sehen
und es ist ideal für Versorgungsunternehmen. Der Vorteil
gegenüber einem herkömmlichen elektromagnetischen
Empfänger ist, dass das System auch nicht leitenden Materialien
wie Kunststoffrohre erkennen kann.
Auch lang bewährte Techniken wie das Kabelsuchsystem
C.A.T4/Genny4, das Metallsuchgerät RD316, die Inspektionskamera
GatorCam 4
sowie das Kombi-Laufzeitmessgerät
RB1270A wird
Radiodetection dabei auf
der gat zeigen.
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Herausforderungen
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gwf-Gas Erdgas

| IM PROFIL | DVGW CERT GmbH
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
die DVGW CERT im Profil.
Folge 29:
Die DVGW CERT GmbH
Die DVGW CERT GmbH hat im
siebten Jahr nach ihrer Gründung
ihre Position als unabhängiger
und neutraler Branchenzertifizierer
im europäischen Binnenmarkt
weiter gefestigt.
Das Dienstleistungsspektrum
umfasst zum einen die Zertifizierung
von Produkten und Erzeugnissen
der Gas- und Wasserversorgung,
der technischen Gebäudeausrüstung
sowie der Heizungs- und Energietechnik.
Hier ist die DVGW CERT
GmbH sowohl auf Basis des DVGW-
Regelwerks als auch im Rahmen
verschiedener europäischer Harmonisierungsrichtlinien
als internationaler
Zertifizierer und europäisch
benannte Stelle tätig. Darüber hinaus
gewinnt die Zertifizierung von
Bau- und Dienstleistungsunternehmen
z. B. im Bereich des Rohrleitungs-
und Anlagenbaus oder des
Brunnenbaus, hier z. B. auch für
Geothermieanlagen, eine immer
stärkere Bedeutung. Da die Netzbetreiber
verstärkt Dienstleistungen
Bild 1. DVGW-Zertifizierungszeichen Produkte.
rund um Planung, Bau, Betrieb und
Instandhaltung ihrer Netze outsourcen
und sich auf entsprechend
präqualifizierte und unabhängig
geprüfte Fachunternehmen verlassen,
sind DVGW-Zertifikate für Fachunternehmen
als Nachweise bewährt
und finden breite Akzeptanz.
Hinzu kommt ergänzend das
Präqualifikationsverfahren PQ VOB
nach Leitlinie des Bundesbauministeriums,
für das die DVGW CERT
GmbH als eine von 5 Präqualifikationsstellen
anerkannt und beauftragt
wurde. Schließlich zertifiziert
sie Qualitäts-, Umwelt- und Energiesowie
Arbeits- und Gesundheitsschutzmanagementsysteme
nach
international anerkannten Standards.
Ein weiteres wichtiges Modul
ist die Zertifizierung von DVGW-
Sachverständigen, die kürzlich ergänzt
wurde durch Sachverständige
für Biogasanlagen und Fachpersonal
des kathodischen Korrosionsschutzes.
Die Zertifizierung von Produkten,
Unternehmen und Personen ist
teilweise seit über 70 Jahren integraler
Bestandteil der technischen
Selbstverwaltung im DVGW. Heute
bietet die DVGW CERT GmbH als
100%ige Tochter des DVGW e.V. die
im Fach bewährten Zertifizierungen
an. Zur Entwicklung neuer Zertifizierungsgebiete
und –verfahren
plant und erarbeitet die DVGW
CERT GmbH systematisch neue
Dienstleistungsangebote. Aus dem
derzeitigen Umfeld rund um die
Themen Energie und Wasserversorgung
ergeben sich verschiedene
aktuelle Trends, die Ansätze für
neue Zertifizierungsprojekte bieten.
Hierzu gehören u. a.:
• Die Bestätigung der Energieeffizienz
u.a. nach EcoDesign-Richtlinie
im Rahmen der Konformitätsbewertung
nach EG-Wirkungsgradrichtlinie
für
hocheffiziente Wärmeerzeuger
und qualitativ hochwertige
Heiz- und Installationstechniken
wie Mikro-KWK, Gaswärmepumpen,
solarthermische und Geothermieanlagen.
• Die Zertifizierung der gesamten
Erzeugungs- und Aufbereitungskette
für Biogas bzw. Bioerdgas
soll im System erfolgen. Dabei
können zertifizierte Fachunternehmen,
Planer und Sachverständige
in eine zertifizierte Nachhaltigkeitskette
eingebunden sein.
• Ein integriertes Leitungsbau-
Zertifizierungssystem, das neben
Gas-, Wasser- und Fernwärme-Rohrleitungsbau
und
Rohrleitungssanierung auch
die Industrieanlagen und den
allgemeinen Leitungstiefbau
beinhaltet.
• Im Rahmen der Zertifizierung
von Personen kommt dem Fachpersonal
für den kathodischen
Korrosionsschutz nach DIN EN
15256 künftig besondere Bedeutung
zu.
• Die Zertifizierung von Schnittstellenspezifikationen
bei
Smart-Metering-Komponenten
sowie Messstellenbetreibern
können eine wichtige Hilfestellung
für Messstellenbetreiber in
September 2014
588 gwf-Gas Erdgas

DVGW CERT GmbH
| IM PROFIL |
einem neuen liberalisierten
Markt liefern.
• Zertifizierungsverfahren für neue
wasserfachliche Produkte, u.a.
ein Sicherheitszeichen für Geräte
und Systeme mit Anschluss an
das Trinkwassernetz, sollen die
Produktzertifizierungen auf der
Wasserseite abrunden.
Zur besseren Betreuung ihrer Kunden
im italienischen Markt hat die
DVGW CERT GmbH im Jahre 2013
eine Tochtergesellschaft, die DVGW
CERT Italia s.r.l., gegründet, die den
Vertrieb und die Betreuung der
Kunden vor Ort gewährleisten soll.
Der italienische Markt ist mit seinen
zahlreichen Herstellern von Gasgeräten
und Komponenten für die
Gas- und Wasserinstallation von
großer Bedeutung.
Die DVGW CERT GmbH wird zum
Nutzen ihrer Kunden ihre Präsenz
auch in anderen wichtigen Auslandsmärkten
über Repräsentanten
und strategische Kooperationen mit
Partnerorganisationen stärken und
sich weiterhin intensiv an der europäischen
Harmonisierungs- und
Richtlinienarbeit beteiligen. Sie wird
auch künftig die Kontinuität als
Branchenzertifizierer fortsetzen und
ein verlässlicher und kompetenter
Partner in allen Zertifizierungsangelegenheiten
der Branche sein. Damit
ist der Grundstein für eine weitere
erfolgreiche Entwicklung gelegt.
Die DVGW CERT GmbH ist im
deutschen und europäischen Wettbewerb
inzwischen gut positioniert.
Der große Vorteil einer Zertifizierung
bei der DVGW CERT GmbH ist
das branchengerecht abgestimmte
und optimierte Gesamtangebot aller
benötigten Zertifizierungen der
Energie- und Wasserbranche aus einer
Hand durch sehr kompetente
Fachexperten, Auditoren und Prüfstellen.
Die Positionierung als unabhängiger
und neutraler Branchenzertifizierer
unterscheidet die
DVGW CERT GmbH von vielen anderen
Mitbewerbern, die i. d. R. einen
wesentlich breiteren Fokus
oder eine engere Klientelbindung
Bild 2. DVGW CERT Stand auf Fachmesse in Mailand.
besitzen. Die Anbindung an das
DVGW-Regelwerk sorgt dabei für
branchenorientiertes Fachwissen
und sichert die Anerkennung der
DVGW-Zertifikate im Fach. Hier
fachliche, aufwands- und kostenseitige
Synergien auszuloten und auszunutzen
ist die Stärke der DVGW
CERT GmbH. So gibt es zahlreiche
Kombinationszertifizierungen, z. B.
eine Fachunternehmenszertifizierung
kombiniert mit einer Präqualifikation
VOB und einem QM-System
nach ISO 9001 oder eine europäische
Produktzertifizierung für das
CE-Zeichen mit der erforderlichen
Produktionsüberwachung durch
ein EG-gerechtes und zertifiziertes
Qualitätssicherungssystem oder die
kombinierte Durchführung mehrerer
Managementsystemzertifizierungen
z. B. für die Bereiche Qualität-,
Umwelt-, und Energiemanagement
bzw. Arbeitssicherheit und
Gesundheitsschutz. Dieses Vorgehen
bringt dem Kunden viele Vorteile,
nicht zuletzt durch eine kostengünstige
Gesamtlösung.
Produktzertifizierung – eine
Frage des Vertrauens
Im Rahmen der Harmonisierung des
Europäischen Binnenmarktes hat
die DVGW-Zertifizierungsstelle als
Vorgängerin der DVGW CERT GmbH
von der ersten Stunde an aktiv an
der europäischen Normung und Regelsetzung
mitgearbeitet und
konnte bereits frühzeitig als benannte
Stelle nach der EG-Gasgeräterichtlinie,
der EG-Wirkungsgrad
und der EG-Druckgeräterichtlinie
akkreditiert und registriert werden.
Inzwischen wurde die DVGW CERT
GmbH auch für die EG-Bauproduktenverordnung
akkreditiert und bei
der Europäischen Kommission als
benannte Stelle registriert.
Durch diese und andere vom Gesetzgeber
anerkannte Akkreditierungen
ist sie heute in der Lage, ihren
Kunden eine umfassende Servicepalette
europäischer und
nationaler Zertifizierungsverfahren
anzubieten. Die Vielzahl europäischer
Richtlinien und die daraus resultierenden
Anforderungen, die für
ein einziges Produkt, z.B. ein Druckregelgerät
oder eine Heizungswärmepumpe
zutreffen können, werden
zunehmend komplexer. Der
Hersteller hat hier sehr große Freiheiten,
aber auch deutlich mehr Eigenverantwortung
als früher. Andererseits
kann er mit einer einzigen
umfassenden Zertifizierung seine
Produkte im gesamten europäischen
Binnenmarkt frei vertreiben.
Die Auswahl der richtigen Konformitätsbewertungsverfahren
für die
September 2014
gwf-Gas Erdgas 589

| IM PROFIL | DVGW CERT GmbH
Bild 3. Prüfung
von Druckgeräten.
einzelnen Produkte aus einer Vielzahl
von möglichen Modulen hat
sich die DVGW CERT GmbH in Zusammenarbeit
mit ihren Prüfstellen
zum vorrangigen Ziel gesetzt. Sie
erarbeitet mit dem Kunden die optimalen
Verfahrenswege für die verschiedenen
Märkte und kann so den
Hersteller entlasten, der keine Vielzahl
eigener Experten vorhalten muss.
Biogas-Einspeiseanlagen
• Gasexpansions- und
Verdichteranlagen
• Erdgastankstellen
• Durchleitungsdruckbehältern
• Gashausinstallationen
beauftragt.
Sachverständige können nach der
Zertifizierung durch die DVGW CERT
Zertifizierung von Personen-
DVGW-Sachverständige und
Fachpersonal im KKS
DVGW-Sachverständige spielen bei
der Funktionstüchtigkeit und der Sicherheit
von gastechnischen Anlagen
eine entscheidende Rolle. Damit
stellen sie ein wichtiges Instrument
zur technischen Selbstverwaltung
und Selbstüberwachung im Gasund
Wasserfach dar. Die Einbindung
des DVGW-Regelwerkes ist die Basis
für die Fachkompetenz des Sachverständigen.
DVGW-Sachverständige
werden im Gasfach vor allem mit der
Abnahme von:
Rohrleitungen
• Gas-Druckregel- und Messanlagen
GmbH gemäß der Verordnung über
Gashochdruckleitungen (GasH-
DrLtgV) in einzelnen Bereichen von
den zuständigen Behörden auch
behördlich anerkannt werden.
Die DVGW CERT GmbH hat zwischenzeitlich
ihr Spektrum der Personenzertifizierung
ergänzt. Mit Inkrafttreten
des DVGW Arbeitsblattes
GW 101 (A) „Qualifikationsanforderungen
an Sachverständige für den
Korrosionsschutz – Passiver und kathodischer
Korrosionsschutz (KKS)“
wurde die Palette der Fachgebiete
für DVGW-Sachverständige erweitert.
Gleichzeitig wird die Zertifizierung
nach dem europäischen Regelwerk
EN 15257 „Kathodischer Korrosionsschutz
- Qualifikationsgrade
und Zertifizierung von für den kathodischen
Korrosionsschutz geschultem
Personal“ angeboten. Die
Fachexpertise der DVGW CERT
GmbH und die Zuverlässigkeit des
DVGW-Zertifikats sind auch in dem
neuen Fachgebiet sichergestellt. Die
DVGW CERT GmbH steht als eine unabhängige
Stelle für ein objektives,
sicheres und transparentes Verfahren
bei Wahrung der Wettbewerbsgleichheit.
Das Zertifizierungsprogramm
wurde von Fachleuten erarbeitet
und mit Branchenkennern
abgestimmt. So sind fachbezogene
und angemessene Anforderungskataloge
entstanden. Bei den Prüfungen
kommen nur geprüfte und anerkannte
Fachprüfer zum Einsatz, die
über fundierte Kenntnisse und Erfahrungen
auf dem Gebiet des KKS verfügen.
Sie garantieren eine qualifizierte
und verlässliche Beurteilung.
Die DVGW CERT GmbH hat das Akkreditierungsverfahren
zur Zertifizierung
von Fachpersonal nach DIN
EN 15257 inzwischen erfolgreich
absolviert. Die Akkreditierung ist eine
hoheitliche Aufgabe und wird
von der Deutschen Akkreditierungsstelle
GmbH (DAkkS) als vom
Bund beliehene Stelle durchgeführt.
Somit liegt auch die offizielle
Bestätigung vor, dass die DVGW
CERT GmbH die Zertifizierung nach
geltenden Regeln und fachkompetent
durchführt.
Managen mit System
Als Branchenzertifizierer hat die
DVGW CERT GmbH bei der Managementsystemzertifizierung
neben
den Herstellern gas- und wasserfachlicher
Produkte, den Fachunternehmen
und den als integrierte Unternehmen
aufgestellten Versorgern
auch die Serviceunternehmen
und Netzbetreiber in der Energieund
Wasserwirtschaft im Fokus. Egal
ob Qualitätsmanagementsysteme
nach ISO 9001, Umweltmanagementsysteme
nach ISO 14001, Energiemanagementsysteme
nach ISO
50001 oder Arbeits- und Gesundheitsschutzmanagementsysteme
nach BS OHSAS 18001 – stets steht
bei der Überprüfung der Unternehmen
die Einhaltung der anerkannten
Regeln der Technik, also des
DVGW-Regelwerks und der weiteren,
über den geltenden Ordnungsrahmen
damit verbundenen, mitgeltenden
normativen bzw. gesetzlichen
Regelungen, im Vordergrund.
Die Kunden von Managementsystemzertifizierungen
sind vom Fach-
Know-how der Auditoren der DVGW
CERT GmbH überzeugt und bestätigen
nachhaltige Vorteile aus der
Einführung und regelmäßigen externen
Überprüfung der betrieblichen
Praxis für ihr Unternehmen.
Die DVGW CERT GmbH besitzt für
die o. g. Managementzertifizierungen
die jew. Akkreditierung durch
die nach dem Akkreditierungsstellengesetz
beliehene Deutsche Akkreditierungsstelle
GmbH.
Zertifizierung von Fachunternehmen,
Präqualifikation
von Dienstleistern
Im September 2009 ist die DVGW
CERT GmbH als weltweit erste Zertifizierungsstelle
für die Zertifizierung
von Fachunternehmen für Planungs-,
Bau- und Instandhaltungsarbeiten
in den Bereichen Gas, Wasser
und Fernwärme akkreditiert
worden. Damit kann die DVGW
CERT GmbH ihren Kunden im Bereich
der Fachunternehmen (u. a.
Rohrleitungsbau, Anlagenbau,
Brunnenbau etc.) den gleichen eu-
September 2014
590 gwf-Gas Erdgas

DVGW CERT GmbH
| IM PROFIL |
ropäisch anerkannten Qualitätsstandard
bieten, wie bei den langjährig
akkreditierten Verfahren zur
Produkt- und Managementsystemzertifizierung.
Die DVGW-Zertifizierung ist ein sicheres
und transparentes Verfahren
zur Qualitätsprüfung. Alle Fachfirmen
durchlaufen ein einheitliches Prüfungsverfahren
unter Zugrundelegung
der Anforderungen des Regelwerkes.
So sind die Chancengleichheit
und Diskriminierungsfreiheit
sichergestellt. Auftraggeber und Auftragnehmer
erhalten mehr Rechtssicherheit
und Klarheit durch die Bewertung
und Kontrolle der Verfahrens-
und Arbeitsabläufe durch die
Fachexperten der DVGW CERT GmbH.
Die DVGW CERT GmbH vertritt
nicht einseitig die Interessen Einzelner.
Zertifizierung wird im Interesse
aller Markteilnehmer durchgeführt
und stärkt den fairen Wettbewerb
unter den Qualitätsanbietern. Die
Marktchancen für technisch qualifizierte
und fähige Unternehmen werden
deutlich verbessert. Die Auftraggeber
in der Energie- und Wasserwirtschaft
können auf das
DVGW-Zertifikat vertrauen, auf ein
eigenes Präqualifikationsverfahren
ihrer Dienstleister verzichten und
werden so auch von bürokratischem
Aufwand und Kosten entlastet. Die
DVGW CERT GmbH überwacht zudem
die erteilten Zertifizierungen
nach festgelegten Regeln. Das
schafft Vertrauen bei Auftraggebern
und Auftragnehmern.
Für Bauunternehmen aller Baubranchen
führt die DVGW CERT
GmbH seit 2006 das Präqualifikationsverfahren
nach der Leitlinie des
Bundesministeriums für Verkehr,
Bau- und Stadtentwicklung (BMVBS)
vom 25.04.2005 (Fassung 17.12.2013)
durch. Diese Leitlinie legt Anforderungen
nach der VOB an Bauunternehmen
fest, die sich z. B. im Rahmen
öffentlicher Ausschreibungen
für Aufträge bewerben und regelt
gleichzeitig das Verfahren für die
Durchführung zur Präqualifikation.
Ziel der Präqualifikation ist es, das
öffentliche Vergabeverfahren im
Baugewerbe zu rationalisieren und
Kosten auf Seiten der ausschreibenden
Behörden sowie der Bewerber
zu reduzieren. Die Präqualifikation
mit einheitlichen Beurteilungskriterien
trägt außerdem dazu bei, den
Wettbewerb im Baugewerbe transparent
und fair zu gestalten. Der erfolgreiche
Abschluss wird dem Unternehmen
durch eine Bescheinigung
bestätigt. Außerdem werden
die durch das beantragende Unternehmen
eingereichten Unterlagen
und Referenzen durch den Verein für
die Präqualifikation von Bauunternehmen
in eine Positivliste im Internet
eingestellt. Öffentliche Auftraggeber
können diese Liste einsehen
und sie bei der Auswahl von Auftragnehmern
für Bauleistungen nutzen.
DVGW CERT GmbH stellt sich
den Herausforderungen der
Zukunft
Das vernetzte Denken und Handeln
für die gesamte Branche Energie,
Wasser, Abwasser wird eine der großen
Herausforderung für die Zukunft
sein. Nur durch die Abdeckung
aller Leitungsbausparten
und die Berücksichtigung der von
den Auftraggebern erwarteten
Fachqualifikationsnachweise für
eingesetzte Dienstleister, aller Management-
und Personalqualifikationssysteme,
aller Qualifikationsverfahren
für Netzbetreiber und
-dienstleister im Fach, kann die
DVGW CERT GmbH dem Anspruch
an einen Branchenzertifizierer gerecht
werden. Dabei steht die optimale
Vernetzung der europäischen
und nationalen Verfahren und Vorschriften
in der betrieblichen Praxis
im Vordergrund. Die Stärke der
DVGW CERT GmbH wird daher auch
weiterhin die optimale Kenntnis
und Umsetzung der Branchenanforderungen
und deren Einbettung
insbesondere in die nationalen und
europäischen Rahmenbedingungen
sein. Die Zertifizierung kann zudem
Auftraggeber und Auftragnehmer
bei komplexen Präqualifikationsmaßnahmen
und Auswahlverfahren
entlasten. Mit anerkannten und akkreditierten
Zertifizierungsverfahren
schafft die DVGW CERT GmbH das
notwendige Vertrauen in ihre unabhängigen,
überparteilichen und diskriminierungsfreien
Zertifizierungsdienstleistungen.
Kontakt:
Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann
(Sprecher der Geschäftsführung),
Dipl.-Ing. Gabriele Schmidt (Geschäftsführerin),
DVGW CERT GmbH,
Tel. (0228) 91 88-888,
E-Mail: info(at)dvgw-cert.com,
www.dvgw-cert.com
Bild 4. DVGW
CERT Rohrleitungsteam.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 591

Ausstellerverzeichnis
2G Energy AG
Stand Arena / C2
A-TRON
Blockheizkraftwerke GmbH
Stand Arena / C2
ABEL GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / C9
Allmess GmbH
Stand dm-Arena / A9.1
ANDRITZ Ritz GmbH
Stand Halle 12 / C4
Apator GmbH
Stand dm-Arena / D8.1
APATOR METRIX S.A.
Stand dm-Arena / D8.1
AMV · Messgeräte GmbH
Am Schulzehnten 23
63456 Hammersbach
Tel.: +49 6185 8187 0
Fax: +49 6185 8187 27
Mail: info@AMV-Germany.de
www.AMV-Germany.de
Stand dm-Arena / A3.3
arche noVa - Initiative für
Menschen in Not e.V.
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
Arkema GmbH
Stand dm-Arena / B8.2
Asseco BERIT GmbH
Stand dm-Arena / F4.1
AUMA Riester
GmbH & Co. KG
Stand Halle 12 / E2.1
Awite Bioenergie GmbH
Stand Halle 12 / E5.1
AZ Gastechnik GmbH
Stand dm-Arena / C7.2
Babendererde
Engineers GmbH
Stand dm-Arena / F6
BARTEC Benke GmbH
Stand dm-Arena / A3.2
Barthauer Software GmbH
Stand Halle 12 / E2.2
Bauer Kompressoren GmbH
Stand dm-Arena / F1.1
BC Deutschland GmbH &
Co. KG
Stand Halle 12 / D7
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft
e.V.
Stand dm-Arena / D5
BG ETEM Berufsgenossenschaft
Energie Textil Elektro
Medienerzeugnisse
Stand dm-Arena / D1.1
Bilfinger EMS GmbH
Hohe Tannen 11
49661 Cloppenburg
Deutschland
Telefon: +49 (0) 4471 182 0
Fax: +49 (0) 4471 182 128
info.ems@bilfinger.com
www.ems.bilfinger.com
Stand dm-Arena / B2.1
September 2014
592 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
BIK Anlagentechnik GmbH
Stand dm-Arena / D8
BMF HAASE
Energietechnik GmbH
Stand dm-Arena / C8
Bohlen & Doyen Bauunternehmung
GmbH
Stand dm-Arena / B3
bst Brandschutztechnik
Döpfl GmbH
Stand dm-Arena / A3.1
Bsys Mitteldeutsche
Beratungs- und
Systemhaus GmbH
Aktionshalle / bluefacts -
Partner der Wissenschaft
C-deg environmental engineering
GmbH
Stand Treffpunkt BIOGAS -
dm-Arena / C3
caplog-x GmbH
Stand dm-Arena / C4
CeH4 technologies GmbH
Stand dm-Arena / C5
Common S.A.
Stand dm-Arena / D8.1
Creos Deutschland GmbH
Stand dm-Arena / E3
Dahmen Rohrleitungsbau
GmbH & Co.KG BEGA.tec
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena / B4
DBI Gas- und Umwelttechnik
GmbH
Stand dm-Arena / D6
Deutscher Wasserstoff- und
Brennstoffzellen-Verband,
DWV
Stand Erdgas Innovationsforum
dm-Arena / C2
Dräger & Horwarde GmbH
Stand dm-Arena / F3.3
DENSO GmbH
Felderstr. 24
51371 Leverkusen
Tel.: +49 214 2602 0
Fax: +49 214 2602 217
E-Mail: info@denso.de
Internet: www.denso.de
Stand dm-Arena / D4.2
Diehl Gas Metering
GmbH
Industriestr. 13
91522 Ansbach
Tel.: +49 981 1806-300
Fax: +49 981 1806-325
Mail: info@diehl-gasmetering.de
www.diehl.com/metering
Stand Halle 12 / E4
DIV Deutscher Industrieverlag
GmbH
Arnulfstraße 124
80636 München
Tel.: +49 89 203 53 66-0
Fax: +49 89 203 53 66-99
Mail: info@di-verlag.de
www.di-verlag.de
Stand dm-Arena / E5.1
Duktus Rohrsysteme
Wetzlar GmbH
Stand dm-Arena / E1.2
DVGW-Akademie
Stand dm-Arena / E2.2
DVGW – Forschungsstelle
am Engler-Bunte Institut
des Karlsruher Instituts für
Technologie (KIT)
Stand dm-Arena / D6
DVGW Service & Consult
GmbH
Stand dm-Arena / E2
September 2014
gwf-Gas Erdgas 593

Ausstellerverzeichnis
DVGW Deutscher Verein
des Gas- und Wasserfaches
e.V. – Technisch-wissenschaftlicher
Verein –
Josef-Wirmer-Straße 1–3
53123 Bonn
Tel.: +49 228 91 88-5
Fax: +49 228 91 88-990
E-Mail: info@dvgw.de
www.dvgw.de
Stand dm-Arena /D5
DVGW - Sicherheitstechnischer
Dienst der Versorgungswirtschaft
GmbH
Stand dm-Arena / E2
elomat GmbH
Stand dm-Arena / F1.2
egeplast international
GmbH
Stand dm-Arena / C8.2
Eisenmann Anlagenbau
GmbH & Co.KG
Stand Treffpunkt BIOGAS -
dm-Arena / C3
Emschergenossenschaft
Stand dm-Arena / C1
ENERGY MEDIENSERVICE
Stand IT goes ENERGY -
dm-Arena / B2
Endress+Hauser Messtechnik
GmbH+Co. KG
Colmarer Straße 6
79576 Weil am Rhein
Tel.: +49 (0) 7621 9 75 01
Fax: +49 (0) 7621 9 75 55 5
info@de.endress.com
www.de.endress.com
Stand Halle 12 / C7
Elster GmbH
Steinern Straße 19 – 21
55252 Mainz-Kastel
Tel.: +49 (0) 6134/605-0
Fax: +49 (0) 6134/605-390
info@elster-instromet.com
Internet: http://www.elsterinstromet.com/
Stand dm-Arena / E4
ESN EnergieSystemeNord
GmbH
Stand IT goes ENGERGY -
dm-Arena / B2
E.ON Bioerdgas GmbH
Brüsseler Platz 1
45131 Essen
T 0201 - 184 - 7831
info.bioerdgas@eon.com
www.eon.de
Stand Treffpunkt BIOGAS -
dm-Arena / C3
Esders GmbH
Hammer-Tannen-Straße 26
D - 49740 Haselünne
Tel. +49 (0) 59 61-95 65-0
Fax. +49 (0) 59 61-95 65-15
info@esders.de
www.esders.de
Stand dm-Arena / D3
Esters Elektronik GmbH
Stand dm-Arena / F2.3
Eurofins Umwelt GmbH
Stand dm-Arena / F2.4
EXMÜ GmbH
Stand dm-Arena / C9.2
Fachverband Biogas e.V.
Stand Treffpunkt BIOGAS -
dm-Arena / C3
Ferrum Handel
Rhein-Main GmbH
Stand dm-Arena / E5.2
FICHTNER IT
CONSULTING AG
Stand IT goes ENERGY -
dm-Arena / B2
figawa - Bundesvereinigung
der Firmen im Gas- und Wasserfach
e.V
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena / B4
September 2014
594 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
Fiorentini Deutschland
GmbH
Stand dm-Arena / A2.4
Gascat Industria e Comercio
Ltda
Stand dm-Arena / E4.2
Ingenieurbüro
Fischer-Uhrig
Württembergallee 27
D-14052 Berlin
Telefon: +49-(0)30-
30099390
Fax: +49-(0)30-30824212
E-Mail: info@stafu.de
www.stafu.de
Stand IT goes ENERGY -
dm-Arena / B2
GA Energieanlagenbau
Nord GmbH
Stand dm-Arena / F1
Georg Fischer GmbH
Stand dm-Arena / C6
Gas- und Wärme-Institut
Essen e.V.
Stand dm-Arena / D6
GEVA Gas- und Energieverteilungsanlagen
GmbH
Stand dm-Arena / C8.3
GMT GmbH
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena / B4
GW-Manager -
envi-systems GmbH
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
Hauff-Technik
GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / F5
heat gaswärmetechnische
Anlagen GmbH
Stand dm-Arena / F3
Hermann Sewerin GmbH
Stand dm-Arena / D7
HPS Solutions GmbH
Stand dm-Arena / B8
IDS GmbH
Stand dm-Arena / F4
INFICON GmbH
Stand dm-Arena / C5.2
Initiative BALSibau
Stand dm-Arena / B5.1
inotech GmbH
Stand dm-Arena / B9
IPSCO GmbH
Stand dm-Arena / C10
Jens Janßen Ingenieurbüro
Stand dm-Arena / F3.3
Jeschke Gas-Wasser-Technologien
GmbH
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena / B4
Josef Attenberger GmbH
Stand dm-Arena / C9.1
Itron GmbH
Hardeckstr. 2
76185 Karlsruhe
Tel.: +49 721 5981 0
Fax: +49 721 5981 189
Mail: info.karlsruhe@itron.
com
www.itron.com/de
Stand dm-Arena / D9.1
September 2014
gwf-Gas Erdgas 595

Ausstellerverzeichnis
Kamstrup b.v.
Stand dm-Arena / D3.1
Kebulin-Gesellschaft Kettler
GmbH & Co KG
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
- dm-Arena / B4
Kempchen Dichtungstechnik
GmbH
Stand dm-Arena / D3.2
KKI - Kompetenzzentrum
Kritische Infrastrukturen
GmbH
Stand IT goes ENERGY - dm-
Arena / B2
Klinger GmbH
Stand dm-Arena / D10.1
LEWA GmbH
Stand dm-Arena / C7.3
LÖSOMAT - Schraubentechnik
Neef GmbH
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
58.000 Tonnen CO 2
die der Welt keine Sorgen mehr bereiten.
Marquis GmbH
Stand dm-Arena / A4.2
Linde AG - Linde Gas
Deutschland
Seitnerstrasse 70
D - 82049 Pullach
Telefon +49 (0)89 7446-0
Telefax +49 (0)89 7446-1216
E-Mail:
info@de.linde-gas.com
Stand dm-Arena / E1.1
Erdgas ist der sauberste aller fossilen Energieträger. Für Flüssigerdgas (LNG) bietet
Linde umfassende Kompetenz entlang der gesamten Wertschöpfungskette, von der
Verflüssigung über die Speicherung und Distribution bis hin zu effizienten, methanemissionsfreien
Betankungslösungen. Auf Basis dieser Kompetenz hat Linde das
erste Terminal für LNG in Schweden gebaut. Neben der jährlichen Einsparung von
58.000 Tonnen CO 2 in einer benachbarten Raffinerie leistet das Flüssigerdgas aus
Martin Bohsung GmbH
Stand dm-Arena / F1
Nynäshamn auch bei zahlreichen Heiz- und Transportanwendungen einen wichtigen
Beitrag zum Umweltschutz. Dies ist nur ein Beispiel dafür, wie „Clean Technology“
von Linde unsere Welt verändert.
Weitere Informationen finden Sie auf www.linde-gas.de/cleantechnology.
Linde – ideas become solutions.
LMF - Leobersdorfer Maschinenfabrik
GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / B7.3
Manthey GmbH
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
MARTINEK GmbH - Messtechnik
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
Lovion GmbH
Stand dm-Arena / A4
MAPRO
Stand Treffpunkt BIOGAS -
dm-Arena / C3
Maschinenfabrik J.A. Becker
& Söhne Neckarsulm GmbH
& Co.KG
Stand dm-Arena / B8.1
Linde AG
Gases Division, Linde Gas Deutschland
Seitnerstraße 70, 82049 Pullach
Telefon 01803.85000-0*, Telefax 01803.85000-1*
www.linde-gas.de
Max Streicher
GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / A1
Minimax GmbH & Co. KG
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
Mehrer Compression GmbH
Stand dm-Arena / D10
* 0,09 € pro Minute aus dem dt. Festnetz, Mobilfunk bis 0,42 € pro Minute. Zur Sicherstellung eines hohen Niveaus der
Kundenbetreuung werden Daten unserer Kunden wie z. B. Telefonnummern elektronisch gespeichert und verarbeitet.
ige_LNG_gwf_Gas_Erdgas_07-08_2014.indd 1 04.07.14 11:1
Munk + Schmitz Oberflächentechnik
GmbH & Co. KG
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wissenschaft
Metreg Technologies GmbH
Metreg Technologies
GmbH
Tränkeweg 9
D-15517 Fürstenwalde
Tel. +49(0) 3361 36527-0
E-Mail: info@metreg-technologies.de
Internet: www.metreg-technologies.de
Stand dm-Arena / F3.2
MICHELL Instruments GmbH
Stand dm-Arena / A2
N-ERGIE Service GmbH
Stand Halle 12 / B1.1
September 2014
596 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
Netze BW
Stand dm-Arena / F6.1
nPlan engineering GmbH
Stand dm-Arena / C5
NZR Nordwestdeutsche
Zählerrevision
Stand dm-Arena / C8.1
OnTec Software
Solutions AG
Stand IT goes ENERGY -
dm-Arena / B2
ONTRAS -
Gastransport GmbH
Stand dm-Arena / C6.1
Pergam Suisse AG
Stand dm-Arena / F2.6
PPS Pipeline Systems
GmbH
Hindenburgstraße 36
49610 Quakenbrück
Telefon +49 5431 14-214
Telefax +49 5431 14-5214
Mail: info@pipelinesytems.
de
www.pipelinesystems.de
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/
dm-Arena / B4
P&T Technische Mörtel
GmbH & Co. KG
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
Pfaffinger Unternehmensgruppe
Stand dm-Arena / E3.2
Paul Wegener GmbH
Stand Stand
dm-Arena / D3.3
PHOENIX CONTACT
Deutschland GmbH
Stand dm-Arena / B7.1
Pronova Analysetechnik
GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / B8.4
PRT Energietechnik GmbH
Stand dm-Arena / B3.2
PSI AG
Stand dm-Arena / C4
PWA Electronic GmbH -
Panasonic Computer Service
Deutschland
Stand dm-Arena / D1
PWT Wasser- und Abwassertechnik
GmbH
Stand Aktionshalle / bluefacts
- Partner der Wasserwirtschaft
Qmicro BV
Stand dm-Arena / C8.1.1
QUMA Elektronik &
Analytik GmbH
Stand dm-Arena / F5.2
Radiodetection CE -
Continental Europe
Stand dm-Arena / C10.1
Raufoss Metall GmbH
Stand dm-Arena / D10.2
Rädlinger primus line GmbH
Stand dm-Arena / B3.1
RG Arbeitsschutz GmbH
Stand dm-Arena / E2.1
RMA Rheinau
GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / D4
September 2014
gwf-Gas Erdgas 597

Ausstellerverzeichnis
RMT Rohr- und Maschinenanlagentechnik
GmbH
Stand dm-Arena / C7
Rohrleitungsbauverband e.V.
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena / B4
RSP Reschwitzer Saugbagger
Produktions GmbH
Stand dm- Arena / A4.4
RMG Regel +
Messtechnik GmbH
Osterholzstraße 45
34123 Kassel,
Deutschland
Fon +49 (0)561 5007-0
Fax +49 (0)561 5007-107
E-Mail: rmg@honeywell.com
www.rmg.com
Stand dm-Arena / D9
ROXTEC GmbH
Stand dm-Arena / E2.3
Runkel GmbH & Co. KG
Erdgas-Heizsysteme
Stand figawa/rbv Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena B4
RWE Deutschland AG
Stand dm-Arena / C4.1
Sachverständigen- und
Planungsbüro urban tree |
Michael Honds
Stand dm-Arena / A3.4
SAG GmbH
Stand dm-Arena / B3
Salzgitter Mannesmann Line
Pipe GmbH
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
/ dm-Arena / B4
SC AEM S.A.
Stand dm-Arena / E5.3
em kompakt
leicht
SCHANDL GmbH
Stand dm-Arena / B6
ondenkomplettset von
Messtechnik
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& Co. KG
Stefansbecke 42
SQ-9002BM60005 45549 Sprockhövel
DIN EN ISO 9001:2008
Tel. 02339/12090
huetz-messtechnik.de
Fax 02339/6030
Mail: info@axel-semrau.de
www.axel-semrau.de
Stand Halle 12 / E5.1
Schütz GmbH Messtechnik
Im Dornschlag 6
77933 Lahr
Tel. +49 (0) 7821 3280 100
Fax. +49 (0) 7821 3280 222
E-Mail: info@schuetz-messtechnik.de
Stand dm-Arena / F2
SfG Service für
Gasaufbereitung
Stand Halle 12 / D2.2
10x148.indd 1 08.05.13 09:01
Schuck Group, Franz
Schuck GmbH
Stand dm-Arena / A2.3
Sensus GmbH Ludwigshafen
Stand Treffpunkt BIOGAS
Halle 12 / D9
SICK Vertriebs-GmbH
Stand dm-Arena / C7.1
Schwelm Anlagentechnik
GmbH
Stand dm-Arena / A2.2
SEWA GmbH
Stand dm-Arena / D9.1
Siemens AG
Stand dm-Arena / A4.2
September 2014
598 gwf-Gas Erdgas

Ausstellerverzeichnis
Stadler + Schaaf Mess- und
Regeltechnik GmbH
Stand dm-Arena / B6.1
Stadtwerke Karlsruhe
GmbH / Stadtwerke Karlsruhe
Netzservice GmbH
Stand dm-Arena / D2
Städtler + Beck GmbH
Stand dm-Arena / E5
Steffel KKS GmbH
Stand dm-Arena / A4.3
Stilbos
Stand dm-Arena / F3.1
Targi Kielce S.A. / Messe
Kielce A.G. EXPO GAS 2015
Stand dm-Arena / B7.2
Tritschler, Feingerätebau
Laufenburg
Stand dm-Arena / A3.3
TÜV Rheinland i-sec GmbH
Stand IT goes ENERGY - dm-
Arena / B2
tecon Systemtechnik GmbH
Stand dm-Arena / D8
terranets bw GmbH
Stand dm-Arena / D9.1
UAB „VILDUJA“
Stand dm-Arena / D1.2
Union Instruments GmbH
Stand dm-Arena / E1
VEGA Grieshaber KG
Stand Halle 12 / A1.2
Thielmann Energietechnik
GmbH
Dormannweg 48
D-34123 Kassel
Tel.: +49 (0)561 - 50785-0
Fax: +49 (0)561 - 50785-20
E-Mail: info.kassel@itron.com
Stand dm-Arena / D9.1
Vemm tec Messtechnik
GmbH
Stand dm-Arena / A4.1
Vietz GmbH
Stand dm-Arena / B8.3
Dipl.-Ing. Dr. E. Vogelsang
GmbH & Co. KG
Stand dm-Arena / F5.1
Vulkan-Verlag GmbH
Friedrich-Ebert-Straße 55
45127 Essen
Tel.: +49 201 82002-14
Fax: +49 201 82002-40
E-Mail: info@vulkan-verlag.de
www.vulkan-verlag.de
Stand Halle 12 / D3.4
FRIEDRICH VORWERK Rohrleitungsbau
GmbH & Co. KG
Stand figawa/rbv - Gemeinschaftsstand
- dm-Arena / B4
Vympel
Stand dm-Arena / E4.1
VoTech Filter GmbH
Gladbacher Str. 39
52525 Heinsberg
Tel.: +49 2452 9590-0
Fax: +49 2452 9590-26
E-Mail: info@votech.de
www.votech.de
Stand dm-Arena / E4.3
September 2014
gwf-Gas Erdgas 599

Ausstellerverzeichnis
Wiedemann GmbH
Stand dm-Arena / F2.5
WILLBRANDT KG
Stand dm-Arena / B8.3.1
Witzenmann GmbH
Stand dm-Arena / F1.3
wvgw mbH Wirtschaftsund
Verlagsgesellschaft
Gas und Wasser
Stand Erdgas Innovationsforum
- Halle 12 / D12
WILHELM EWE GmbH &
Co. KG
Volkmaroder Str. 19
38104 Braunschweig
Telefon: 0531/ 37 00 5-0
Telefax: 0531/ 37 00 5-35
E-Mail:
info@ewe-armaturen.de
www.ewe-armaturen.de
Stand Halle 12 / E7.1
KOMPETENZ FÜR
DAS GASFACH
Fachportale
Fachzeitschriften
englische
Fachmedien
Fachbücher
Veranstaltungen
September 2014
600 gwf-Gas Erdgas
www.gwf-gas-erdgas.de
www.gas-for-energy.de

Standardwerke der
Gasversorgungstechnik
Diese einmalige Sonderedition bietet das relevante Ingenieurwissen und den
aktuellen Stand der Technik in der Gasversorgung. Enthalten sind:
Graf | Bajohr: Biogas – Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung
Mischner | Fasold | Kadner: gas2energy.net – Systemplanerische Grundlagen der
Gasversorgung
Wernekinck: Gasmessung und Gasabrechnung
Wernekinck | Burger: Smart Metering 2.0 –
Vom intelligenten Gaszähler zu Smart Grid
Naendorf: Lexikon der Gastechnik –
Begriffe, Definitionen und Erläuterungen
Alle Werke als eBooks PLUS:
Pritsching: Odorierung
Naendorf: Gasdruckregelung und Gasdruckregelanlagen
Ulbrich | Jänchen: Grundlagen und
Praxis der Gasrohrnetzüberprüfung
ISBN: 978-3-8356-3340-7
Preis: € 500,–
www.di-verlag.de
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Einsparung gegenüber
Einzelkauf: € 150,-
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Bestellung per Fax: +49 201 / 820 Deutscher 02-34 Industrieverlag oder GmbH abtrennen | Arnulfstr. und 124 im | Fensterumschlag 80636 München einsenden
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Standardwerke der Gasversorgungstechnik
ISBN: 978-3-8356-3340-7
für € 500,– (zzgl. Versand)
Firma/Institution
Vorname, Name des Empfängers
Straße / Postfach, Nr.
Land, PLZ, Ort
Antwort
Vulkan-Verlag GmbH
Versandbuchhandlung
Postfach 10 39 62
45039 Essen
Telefon
E-Mail
Branche / Wirtschaftszweig
Telefax
Widerrufsrecht: Sie können Ihre Vertragserklärung innerhalb von zwei Wochen ohne Angabe von Gründen in Textform (z.B.
Brief, Fax, E-Mail) oder durch Rücksendung der Sache widerrufen. Die Frist beginnt nach Erhalt dieser Belehrung in Textform.
Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an die Vulkan-Verlag GmbH,
Versandbuchhandlung, Friedrich-Ebert-Straße 55, 45127 Essen.
Ort, Datum, Unterschrift
PASWGV2014
Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pflege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst und gespeichert. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit einverstanden, dass ich
vom DIV Deutscher Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante, fachspezifische Medien und Informationsangebote informiert und beworben werde.
Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Status Quo der L-Gas-Versorgung in
Deutschland und den Niederlanden –
Konsequenzen für KoV & NEP
Gasbeschaffenheit, L-H-Gas-Umstellung, Marktraumumstellungsumlage, Umstellungsfahrplan
Michael Kleemiß
Ende 2013 hat das niederländische Parlament beschlossen,
aufgrund der zunehmenden Erdbebenaktivität
die Produktion des Slochterenfeldes in der Provinz
Groningen für die Jahre 2014 und 2015 auf 42,5
Milliarden m³/Jahr und für das Jahr 2016 auf 40 Milliarden
m³ zu begrenzen. Damit wird auch der Rückgang
der L-Gas-Exporte in Richtung Deutschland beschlossen,
so dass in 2030 mit keinem L-Gas aus den
Niederlanden mehr zu rechnen ist. Die wirtschaftlichste
und nachhaltigste Lösung, um dieser Herausforderung
zu begegnen, ist die Umstellung der L-Gas-
Marktgebiete auf H-Gas. Hierfür wurden bereits Regeln
innerhalb der Kooperationsvereinbarung
zwischen den Netzbetreibern beschlossen. Erste Umstellungsgebiete
werden in den Netzentwicklungsplänen
genannt, entsprechende Umstellungsfahrpläne
befinden sich in der Abstimmung und für 2015 sind
bereits die ersten Pilotprojekte geplant. Die zukünftigen
Herausforderungen werden die Umsetzung der
Umstellungsprojekte, aber auch die sorgfältige Planung
und Ausgestaltung des Antransports des ersetzenden
H-Gases sein, um auch für die Zukunft eine
sichere und diversifizierte Versorgung mit Erdgas gewährleisten
zu können.
Status quo of L-gas supply in Germany and the
Netherlands, consequences for the cooperation
agreement and the national grid development plan
As a result of the increasing earthquake activities the
Dutch parliament agreed end of 2013 on a restricted
production volume of 42.5 bcm/year for the years
2014 and 2015 and 40 bcm for the year 2016. This
conclusion leads to a decline of the natural gas exports
towards Germany and in the year 2030 no
Dutch L-gas is expected in Germany anymore. The
most economic and sustainable solution to meet this
challenge is the market conversion of the L-gas market
areas to H-gas. As a basis for the conversion process
respective rules are developed and concluded
between the network operators within the cooperation
agreement. The first conversion regions are listed
in the national grid development plan, respective
conversion agreements are currently negotiated and
in 2015 the first pilot projects are already planned.
The future challenges are the execution of the conversion
projects but also the thoroughly planning and
consideration of the transport of the replacing H-gas
volumes to safeguard the secure and diverse supply
with natural gas in the future.
1. Entwicklung der heimischen und niederländischen
Erdgasquellen
Seit Beginn des Aufbaus der Erdgasversorgung in den
60er Jahren wird der nordwestdeutsche Raum überwiegend
mit niederkalorischem L-Gas versorgt. Hierbei
stammt das Erdgas zum einen aus den heimischen
deutschen Quellen, die sich zum deutlich überwiegenden
Teil in Niedersachsen befinden. Der weitaus größere
Anteil der L-Gas-Versorgung stammt allerdings aus den
Niederlanden. Das Slochterenfeld in der Nähe von Groningen,
das im Jahr 1959 entdeckt wurde und weltweit
zu den größten Onshore-Gasfeldern zählt, leistet seit
Beginn der Gasförderung und dem Export von L-Gas
nach Deutschland, Frankreich, Belgien und Luxemburg
einen wesentlichen Beitrag zur sicheren Erdgasversorgung
nicht nur in den Niederlanden. Die L-Gas-Mengen
nehmen allein in Deutschland derzeit noch einen Anteil
von rund 26 %, ca. 30 Milliarden m³ und einer Leistung
von ca. 80 GW ein.
Trotz des großen Umfangs der Erdgasproduktion in
den Niederlanden aus dem Slochterenfeld zeichnet sich
nun doch ab, dass aufgrund der natürlichen Erschöpfung
der Felder die Produktionsmengen abnehmen.
Gleiches gilt für die deutsche Eigenproduktion, die
ebenfalls seit den letzten Jahren durch eine abnehmende
Produktionsrate gekennzeichnet ist. Dieser Prozess ist
aufgrund des endlichen Volumens der Erdgasvorräte
naturgemäß und kommt nicht überraschend. Hinzu
kommt nun allerdings, dass in den letzten Jahren die
Erdbeben in der Provinz Groningen in der unmittel-
September 2014
602 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
baren Umgebung der Erdgasproduktion zugenommen
haben und Erdstöße mit einer Intensität von bis zu
5,0 auf der Richterskala gemessen wurden. Mittlerweile
kam es auch zu Beschädigungen von Häusern und Einrichtungen,
so dass der Druck der Bevölkerung auf die
niederländische Regierung zunahm und das niederländische
Parlament gehandelt hat. Das Ergebnis ist der
Beschluss, der Ende 2013 gefasst wurde, dass die Erdgasproduktion
in den Jahren 2014 und 2015 auf ein
maximales Volumen von 42,5 Milliarden m³/Jahr und
2016 von 40 Milliarden m³ begrenzt wird (siehe auch
Bild 1). Im Jahr 2016 soll ein neuer Beschluss gefasst
werden, der dann die zukünftige Erdgasproduktion aus
dem Slochternfeld bestimmen wird. Mit der Begrenzung
soll erreicht werden, dass insbesondere der Produktionscluster
in der Gemeinde Loppersum, in der die
stärkste Erdbebenaktivität registriert wurde, deutlich
gedrosselt wird, um damit die Intensität und Frequenz
der Erdstöße zu vermindern.
Die Begrenzung der Erdgasproduktion führt im
Vergleich zur Erdgasproduktion im Jahr 2013 zu einer
Senkung der Förderung um nahezu 20 Prozent. Nach
Veröffentlichung der Nederlandse Aardolie Maatschappij
B.V. [1] Ende 2013 wird die Produktion aus dem Slochterenfeld
bis zum Jahr 2030 auf ca. 12 Milliarden m³/Jahr
abnehmen. Aufgrund der Tatsache, dass die aktuelle
Gasversorgung der Haushalte und Gewerbe in den Niederlanden
ausschließlich mit L-Gas erfolgt und die verbleibenden
Mengen der heimischen Erdgasproduktion
auch zukünftig vornehmlich dafür verwendet werden
sollen, diese Versorgung aufrecht zu erhalten, hat die
Begrenzung der Erdgasproduktion kurzfristig Auswirkungen
auf die Exporte von L-Gas. Seitens der Niederlande
wurde allerdings auch gegenüber dem deutschen
Wirtschaftsministerium nochmals bestätigt, dass die
bestehenden Lieferverträge, die derzeit noch eine
Reichweite bis 2020 haben, erfüllt werden. Niederländische
Gashandelsunternehmen haben aber bereits angekündigt,
keine weiteren langfristigen Lieferverträge
zu schließen.
Bild 1. Historische niederländische Erdgas-Produktionsmenge und Produktionsprognose.
(Quelle: Min. EL & Oil and Gas Portal)
2. Rückgang der L-Gas-Produktion –
Konsequenzen für Netzbetreiber und
die Kooperationsvereinbarung
Aufgrund dieser Tatsachen ist dem Rückgang des L-Gases,
das immerhin derzeit noch einen bedeutenden Anteil in
Deutschland einnimmt, gewissenhaft, vorsorglich und
koordiniert zu begegnen. Da die Ressourcen an L-Gas
nach derzeitiger Kenntnis bekannt und begrenzt sind,
wird zukünftiges Erdgas als H-Gas bereitgestellt werden
müssen. Somit sind die L-Gas-Marktgebiete schrittweise
von L-Gas auf H-Gas umzustellen. Dieser Umstellungsprozess
setzt eine sorgfältige Planung und Erfassung
der Verbrauchsgeräte voraus. Nach der erfolgten Anpassung
der Verbrauchsgeräte ist eine entsprechende Qualitätskontrolle
durchzuführen. Für die zukünftige Versorgung
mit H-Gas muss die Erdgasinfrastruktur entsprechend
angepasst werden, um das H-Gas in den
Verbrauchszentren verfügbar zu machen. In enger
Abstimmung zwischen den Netzbetreibern müssen
die notwendigen Bestellleistungen abgestimmt werden
und, soweit notwendig, entsprechende Übergangsmöglichkeiten
entwickelt werden. Zu diesen Übergangsmöglichkeiten
zählen, soweit dies wirtschaftlich
und technisch sinnvoll ist, technische Konvertierung
durch Zumischung von Stickstoff oder Luft übergangsweise
einzusetzen, um auch im Übergangsbereich der
eigentlichen technischen Marktraumumstellung die Versorgungssicherheit
weiterhin gewährleisten zu können.
Die deutschen Netzbetreiber haben sich der Herausforderung
der Marktraumumstellung angenommen. In
enger und sehr konstruktiver Abstimmung mit der Bundesnetzagentur
wurden innerhalb der Kooperationsvereinbarung
KoV VI die Rollen, Regeln, Prozesse und
Verantwortlichkeiten für die Marktraumumstellung abgestimmt.
In den §§ 8 bis 10 der KoV VI sind dabei die
Regelungen zur Marktraumumstellung festgehalten
und wurden innerhalb der jüngsten KoV VII nur leicht
modifiziert. Die gesetzliche Grundlage für den Umstellungsprozess
liefert der §19a des Energiewirtschaftsgesetzes,
der auch die Umlage der im Rahmen der
Marktraumumstellung anfallenden Kosten auf alle
Gasversorgungsnetze innerhalb eines Marktgebietes
festlegt, in welchem sich das umzustellende Gasversorgungsnetz
befindet. Zur Erfassung der mit der Marktraumstellung
verbundenen Kosten wurde von der
Beschlusskammer 9 der Bundesnetzagentur ein Erhebungsbogen
vorgestellt, der in wesentlichen Zügen
dem Erhebungsbogen der Netzkosten entspricht.
Damit soll transparent dargestellt werden können, welche
tatsächlich mit der Umstellung verbunden Kosten
durch die Marktraumumlage erhoben werden und
damit getrennt von den originären Netzkosten, die weiterhin
über die Netzentgelte vereinnahmt werden, aufgeführt
sind.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 603

| FACHBERICHTE
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Gasbeschaffenheit
3. Berücksichtigung der Marktraumumstellung
im Netzentwicklungsplan und Start der
ersten Umstellungen
Der Zeitpunkt der Umstellung und die Auswahl der betroffenen
Netzbetreiber werden zwischen den Netzbetreibern
vereinbart. Hierfür wird im Rahmen des derzeit
jährlich erstellten Netzentwicklungsplans die gesamtdeutsche
L-Gas-Bilanz analysiert (vgl. Bild 2). Nach dem
Auslaufen der bestehenden Lieferverträge aus den Niederlanden
in 2020 geht der niederländische Ferngasnetzbetreiber
GTS davon aus, dass die Exportkapazität
in Richtung Deutschland mit 10 % pro Jahr, das entspricht
ca. 5 GW Leistung, abnehmen wird. Damit stünden
ab Oktober 2029 keine L-Gas-Mengen in Richtung
Deutschland mehr zur Verfügung, und in den Niederlanden
wird dann ebenfalls mit einer Marktraumumstellung
begonnen. Nach 2029 wird somit nur die dann
noch verbleibende deutsche Eigenproduktion zur Versorgung
der letzten L-Gas-Gebiete dienen bzw. diese
Mengen dem H-Gas zugemischt.
Im Netzentwicklungsplan werden im Rahmen der
Marktraumumstellung durch die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber
deren angrenzende Netzbetreiber
aufgeführt und der Umstellungszeitraum vorgeschlagen.
Derzeit umfasst diese Aufstellung die Netzbetreiber,
deren Umstellung innerhalb des Zeitrahmens des
Netzentwicklungsplans von 10 Jahren geplant ist. Zukünftig,
d.h. im Netzentwicklungsplan 2015, soll diese
Planung allerdings bis zum Jahr 2030 ausgeweitet werden.
Damit werden dann alle derzeitigen L-Gas-Netzbetreiber
genannt und darüber hinaus sind ebenfalls die
kompletten Kaskaden der Versorgungsstufen zu berücksichtigen.
Die Planung bis 2030 wird sich erst
einmal auf die Aufstellung der L-Gas-Bilanz beschränken.
Nach Meinung der Gasunie sollte dann in den folgenden
Netzentwicklungsplänen darüber hinaus auch
Bild 2. Gesamtdeutsche L-Gas-Bilanz. (Quelle: Quelle Netzentwicklungsplan 2014)
die Netzmodellierung für diesen Zeitraum vorgenommen
werden. Erst durch die Modellierung des Zustandes
der vollkommenen Umstellung der Netzbereiche
von L- auf H-Gas kann die notwendige Ausgestaltung
der benötigten Infrastruktur bestimmt werden und es
wird damit ausgeschlossen, dass für den Übergangszeitraum
Infrastruktur geschaffen wird, die nach der vollständigen
Umstellung redundant wäre. Ein hohes Ziel
sollte bei der Umstellung sein, die bestehende Infrastruktur,
so weit es geht, auch für den zukünftigen H-
Gas Transport zu nutzen. Jeder weitere Ausbau führt
zwangsläufig zu weiteren Investitionen und damit zu
höheren Netzentgelten.
Auf Grundlage der im Netzentwicklungsplan genannten
Umstellungsbereiche und dem dann gültigen
Umstellungszeitraum wird durch die jeweils betroffenen
Netzbetreiber der verbindliche Umstellungsfahrplan
abgestimmt. Laut Netzentwicklungsplan 2014
finden die ersten Umstellungen bereits ab dem Jahr
2015 und 2016 statt. Bei der ersten Region, in der die
Marktraumumstellung als Pilotprojekt umgesetzt wird,
handelt es sich um die Stadtwerke Schneverdingen-
Neuenkirchen, die Stadtwerke Böhmetal und Teile der
Avacon Hochdrucknetz GmbH. Es folgen laut Netzentwicklungsplan
2014 die nächsten Umstellungen im Jahr
2017 in Achim, Nienburg, Neustadt, Teutoburger Wald,
Hüthum, Bremen und später Delmenhorst. Insbesondere
die Umstellung großer Netzgebiete, wie das der wesernetz
GmbH in Bremen, stellt enorme Herausforderung
an die Planung, Vorbereitung der technischen Einrichtungen
sowie zeitliche Staffelung der Umstellung.
Derzeit wird davon ausgegangen, dass die Umstellung
des Netzgebietes in Bremen einen Zeitraum von bis zu
4 Jahren einnehmen wird. Die beteiligten Netzbetreiber
arbeiten sehr kooperativ an der Ausgestaltung des Umstellungsfahrplans
und seitens der wesernetz GmbH
wurde bereits eine sehr detaillierte
und belastbare Analyse
der notwendigen Umstellungsschritte
durchgeführt.
Die Umsetzung wird jedoch
nur möglich sein, wenn eine
ausreichende Anzahl an Umstellungsfirmen
vorhanden ist,
um diese Aufgabe bewältigen
zu können. Die Anzahl dieser
zertifizierten Unternehmen ist
derzeit sehr begrenzt, auch
wenn sich einige weitere Firmen
aktuell um eine Zertifizierung
bemühen. Somit ist
ebenfalls durch die begrenzte
Anzahl an Umstellungsressourcen
eine Staffelung der
geplanten Umstellungsregionen
gegeben.
September 2014
604 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Die Netzbetreiber sehen sich in der Verantwortung, die sichere
und zuverlässige Versorgung ihrer Kunden mit Erdgas zu
gewährleisten. Das setzt ebenfalls die Berücksichtigung der im
Rahmen der Kooperations vereinbarung definierten Fristen voraus,
um auch den Vertrieben und Erdgashändlern eine ausreichende
Reaktionszeit als Folge der Umstellung zu ermöglichen.
Allerdings zeigen die Notwendigkeit der Marktraumstellung
und der damit verbundene Aufwand und Ressourcen, dass die
Vorankündigungsfristen nur begrenzt ausdehnbar sind.
Nach Abstimmung des Umstellungsfahrplans werden die jeweiligen
Netzbetreiber mit einem entsprechenden Vorlauf ihre
Haushaltskunden und direkt angeschlossenen Gewerbe- und
Industriekunden informieren und den voraussichtlichen Umstellungszeitpunkt
nennen. Ebenso werden die Bilanzkreiskunden
informiert, so dass entsprechende Anpassungen innerhalb
der Bilanzkreisstrukturen vorgenommen werden können. Die eigentliche
technische Vorortumstellung innerhalb der Versorgungsnetze
wird dann in der Regel in einem Zeitraum außerhalb
der Heizperiode durchgeführt. Dabei wird sich die Anpassung
der Heizungsanlagen größtenteils auf den Austausch der
Heizungsdüse und eine Neueinstellung des Brenners beschränken.
Die Umstellung größerer Industrieanlagen kann allerdings
auch deutlich aufwendiger werden, so dass hierfür ebenfalls
eine sorgfältige Planung notwendig ist. Nach der Anpassung
des Endgerätes und der Umstellung des Erdgasnetzes auf H-
Gas-Qualität ergeben sich für den Kunden in der Regel keine
Einschränkungen und Veränderungen bei dem Betrieb der Anlagen.
Das hat sich auch in den bereits durchgeführten Umstellungen,
wie z. B. Hameln, Gütersloh oder Nordhorn, gezeigt.
Alle Partner, die von der Umstellung des jeweiligen Gebietes
von L- auf H-Gas betroffen sind, werden durch den Netzbetreiber
oder einen beauftragten Dienstleister entsprechend über
die konkreten Prozessschritte, Abläufe und Termine informiert.
Damit soll eine vertrauensvolle Zusammenarbeit aller Beteiligten
ermöglicht werden, um einen zuverlässigen und sicheren
Ablauf der Umstellung von L- auf H-Gas zu ermöglichen.
4. Die nächsten Schritte
Der Netzentwicklungsplan und die Kooperationsvereinbarung
liefern die vertraglichen Grundlagen sowie die zeitliche als auch
regionale Umstellungsplanung für die große Herausforderung
der Marktraumumstellung. Die ersten Pilotprojekte sind angestoßen
und Kosten für diese Vorbereitung fallen bereits an. Somit
wird ab dem Kalenderjahr 2015 die erste Marktraumumstellungsumlage
erhoben werden. Da es sich allerdings um eine relativ
geringe Anzahl an umzustellenden Verbrauchsgeräten
handelt, wird die Höhe der Umlage eher gering ausfallen. Als
sehr dankbar und positiv wird bewertet, dass die Stadtwerke
Schneverdingen-Neuenkirchen, Böhmetal und die Avacon
Hochdrucknetz GmbH den Pioniergeist beweisen, als Pilotprojekt
zu dienen. Daher begleitet Gasunie die Umstellung dieser
Bereiche sehr eng und intensiv, um aus diesen Projekten Erfahrungen
für zukünftige Projekte zu sammeln.
Eine weitere Herausforderung besteht aber auch für die
Fernleitungsnetzbetreiber und der Absicherung der zukünftigen
Versorgungssicherheit. Mit dem Fehlen der niederländi-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 605

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Gasbeschaffenheit
schen L-Gas-Mengen und in der deutschen Eigenproduktion
entfallen zwei sehr verlässliche Versorgungsquellen.
Diese gilt es entsprechend sicher zu ersetzen
und für eine ähnliche Diversifikation zu sorgen. Zukünftiges
H-Gas wird entweder über Pipelines nach Deutschland
gelangen, wobei das Gas sehr wahrscheinlich aus
Russland stammen wird. Alternativ stehen auch Mengen
als LNG zu Verfügung, die für ein entsprechend diversifiziertes
Aufkommen sorgen können. Damit besteht
die Herausforderung, eine sorgfältige Analyse der
Aufkommens- und Bedarfssituation für den Zeitraum
nach vollständiger Umstellung von L- auf H-Gas, somit
ab dem Jahr 2030, durchzuführen. Folglich ist analog
zur L-Gas-Bilanz wie in Bild 2 eine entsprechende H-Gas-
Bilanz zu entwickeln, die auf abgestimmten Prämissen
und Annahmen für den inländischen Kapazitätsbedarf,
aber auch für die Exportkapazitäten zu den Nachbarländern
basiert. Anhand einer solchen Bilanz lassen sich
unterschiedliche Analysen durchführen, wie z.B. die Abhängigkeit
von einzelnen Versorgungsquellen, der Anteil
der Speicherleistung einschließlich Anforderungen
an den Füllzustand, aber auch die Erfüllung des N-1
Versorgungsstandards sowie etwaige Anforderungen
an die zukünftige Diversifizierung der Aufkommen. Damit
stehen die folgenden Aufgaben innerhalb des Netzentwicklungsplans
bereits an, um auch für die zukünftige
sichere Versorgung mit Erdgas Sorge zu tragen.
Literatur
[1] Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V.: Aanbieding Winningsplan
Groningsveld. Referenz EP201311216133, vom
29. November 2013.
Autor
Dr.-Ing. Michael Kleemiß
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Hannover |
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606 gwf-Gas Erdgas

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September 2014
gwf-Gas Erdgas 607
PAGFE2014

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Power-to-Gas
Praxiserfahrungen –
Power-to-Gas-Anlage der Thüga-Gruppe
Power-to-Gas, Strom-zu-Gas, Demonstrationsprojekt, Thüga-Gruppe, Praxiserfahrungen
Julia Antoni, Peter Birkner, Hardy Fiedler, Günter Walther und Elke Wanke
Im November 2013 speiste die Strom-zu-Gas-Demonstrationsanlage
der Thüga-Gruppe bundesweit
erstmals Wasserstoff in ein Gasverteilnetz der öffentlichen
Versorgung ein. Im Mai 2014 wurde die
Anlage unter großem öffentlichem Interesse offiziell
in Betrieb genommen. Für die Umsetzung des Vorhabens
hatten sich 2012 13 Unternehmen der Thüga-Gruppe
in einer Projektplattform zusammengeschlossen.
Hintergrund: Die Thüga-Partnerunternehmen
sind als kommunale Energieversorger sehr
stark von der Energiewende betroffen, da 97% des
Stroms aus Erneuerbaren Energiequellen dezentral
eingespeist wird. Bei manchen Energieversorgungsunternehmen
in Deutschland liegt bereits heute der
Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch
bei über 80%. Dort werden schon jetzt Speicherlösungen
benötigt, da ein Netzausbau alleine
nicht mehr ausreichend und zielführend ist.
Die Projektpartner verfolgen deshalb das Ziel, die
Entwicklung der Strom-zu-Gas-Technologie voranzutreiben
und auch Möglichkeiten für einen künftig
wirtschaftlichen Betrieb solcher Anlagen zu identifizieren.
Im Beitrag werden erste Praxiserfahrungen
mit der Anlage dargestellt.
Practical experience – The Power to Gas plant of the
Thügagroup
In November 2013, for the first time ever, the Thügagroup’s
power-to-gas (P2G) demonstration plant injected
hydrogen into a German gas distribution network.
To realise this, thirteen partners of the German
Thüga-group came together in 2012 to form a P2G
project platform. The driving force behind the project
relates to the fact that municipal utilities, which constitute
the membership of the Thüga-group, are being
significantly affected by the German Energiewende,
not least owing to the fact that around 97% of renewable
energy in Germany is fed directly into local
energy distribution networks. Some of the German
energy supply companies already have a share of renewable
energy as high as 80% of the local total
power consumption in their districts. There, energy
storage systems are already clearly needed today, as
given an extension of the grid alone in these areas is
no longer sufficient. The goal of the project partners
is therefore to accelerate the further development of
power-to-gas technology and to identify potential options
for the future economic operation of such devices.
The official beginning of operation of the Thügagroup’s
P2G plant was celebrated in Frankfurt in May
2014 with huge public interest. This paper outlines our
initial practical experience with this P2G plant.
1. Speichertechnologien und Herausforderungen
der Energiewende
Entsprechend vorläufiger Erhebungen des BDEW lag
der Anteil der regenerativen Energien am deutschen
Brutto-Inlandsstromverbrauch im ersten Halbjahr 2014
bei 28,5 % [1]. Geplant ist, diesen Anteil gemäß den
Zielen der Bundesregierung bis 2050 weiter auf 80 %
anzuheben. Da die Einspeisung von Strom aus Sonne
und Wind jedoch nicht kontinuierlich erfolgt, sondern
sich an Tages- und Nachtzeiten bzw. am Wetter orientiert,
werden künftig Phasen mir deutlichem Stromüberschuss
und gegebenenfalls auch Phasen mit gelegentlichem,
lokalen Strommangel entstehen. Für das
Jahr 2050 könnte die Menge an Überschussstrom aus
Erneuerbaren Energien bereits bis zu 50 TWh umfassen
[2], die es gilt, volks- und betriebswirtschaftlich sinnvoll
in das deutsche Energiesystem zu integrieren. Zu beachten
ist dabei auch, dass in Deutschland derzeit
100 % des Stroms aus Photovoltaikanlagen und über
95 % des Stroms aus Windenergieanlagen auf der Ebene
der Verteilnetze eingespeist werden. Zusammengefasst
bedeutet dies: 97 % der regenerativen Energie
werden dezentral erzeugt und vor Ort in die Versorgungsnetze
eingespeist [3]. Die regionalen Energieversorgungsunternehmen
stehen vor enormen technischen
und wirtschaftlichen Herausforderungen. Es gilt,
die Strommengen im Sinne der Energiewende verträglich
in das Energiesystem zu integrieren. Eine vielversprechende
Möglichkeit zur Integration entsprechender
Überschussmengen stellt derzeit die Strom-zu-Gas-
Technologie dar. Dabei wird mit Hilfe von Elektrolyse
Strom in Gas umgewandelt. Dieses kann ins Erdgasnetz
September 2014
608 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
eingespeist werden, um die Netzkapazitäten zum Speichern
und zum Transport großer Energiemengen zu
nutzen. Studien belegen, dass die vorhandenen Gasverteilnetze
alleine den erwarteten Speicherbedarf an
überschüssiger regenerativer Energie auch im Jahr
2050 bei Weitem decken könnten [2]. Zudem können
Strom-zu-Gas-Anlagen, bei einer Kopplung des Gasund
des Stromnetzes auf der Niederspannungsebene,
den Stromnetzausbau verringern [4].
Die Thüga-Projektpartner sind der Auffassung, dass
zum Gelingen der Energiewende die dezentrale Erzeugung
regenerativer Energie auch eine dezentrale Speicherlösung
erfordert. Und die bereits heute flächendeckend
vorhandenen Gasverteilnetze können dabei –
besonders auch aus volkswirtschaftlicher Sicht – eine
wichtige Rolle im integrierten Energiesystem von morgen
spielen. Die Verweise in manchen aktuellen Studien,
dass entsprechende Mengen an Überschussstrom
erst in einigen Jahrzehnten vorhanden sein werden,
sind für ganz Deutschland betrachtet durchaus zutreffend.
Bezogen auf einzelne Verteilnetze zeigt sich jedoch
mancherorts, v. a. in Mecklenburg-Vorpommern,
bereits heute ein deutlich anderes Bild. Bei einigen
Energieversorgungsunternehmen liegt schon aktuell
der Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch
bei über 80 %. Dort werden bereits jetzt entsprechende
Speicherlösungen benötigt, da ein Netzausbau
alleine nicht mehr ausreichend und zielführend ist.
Die Projektpartner sind deshalb bestrebt, die technologische
Entwicklung der Strom zu Gas-Technologie
und deren Marktintegration voranzutreiben, um einen
künftig wirtschaftlichen Betrieb dieser Speichertechnologie
zu identifizieren. Dabei gilt es auch, die energiepolitischen
Rahmenbedingungen für die künftigen Anforderungen
an die Energiewelt vorzubereiten.
2. Planungsphase
Die Planungsphase zur Errichtung der Strom-zu-Gas-
Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe umfasste
insbesondere die Auswahl des Standorts, die Genehmigung
und die technische Konzeptionierung der
Anlage.
Da die Technologie die beiden Medien Strom und
Gas verbindet, war es bei der Standortwahl im Verteilnetz
und deren wirtschaftlicher Bewertung wichtig, dass
beide Medien vor Ort vorhanden sind und das Gasnetz,
entsprechend der geplanten Wasserstoffproduktion,
möglichst ganzjährig die benötigte Durchflussmenge
aufweist, um bei einer direkten Einspeisung von Wasserstoff
die entsprechenden Mengen problemlos aufnehmen
zu können. Voraussetzung für den Standort war,
dass 60 Nm³/h Wasserstoff ganzjährig in den Gasvolumenstrom
eingespeist werden können und dabei auch
die derzeit festgeschriebene Wasserstoffkonzentration
für bestehende Stahl-CNG-Tanks für Erdgasfahrzeuge
von 2 Vol.-% nach DIN 51624 eingehalten wird.
Dazu wurden für die verschiedenen zur Auswahl stehenden
Standorte die jeweiligen Lastgänge des Erdgasvolumenstroms
für die betrachteten Einspeisestellen als
Stundenwerte (Nm³/h) für den Zeitraum von jeweils
zwei Jahren analysiert. Darüber hinaus musste sichergestellt
werden, dass die technischen Regelwerke des
DVGW, hier speziell auch Arbeitsblatt G 685 – Ermittlung
des Abrechnungsbrennwerts –, eingehalten werden.
Das Gasversorgungsnetz der NRM Netzdienste Rhein-
Main GmbH, einer 100% Tochter der Mainova AG, erfüllte
die Projektanforderungen am besten.
Das Genehmigungsverfahren erfolgte nach dem
Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG). Dies hat eine
sog. formelle Konzentrationswirkung, d.h. dass auch
andere, das Vorhaben betreffende behördliche Entscheidungen,
wie Erlaubnisse nach Betriebssicherheitsverordnung
sowie die Baugenehmigung eingeschlossen
sind (§ 13 BImSchG). Andere Genehmigungsvorbehalte,
die von der Konzentrationswirkung erfasst sind,
entfallen vollständig [5]. Die Stellungnahmen der zu
beteiligenden Fachbehörden wurden im Sinne der zügigen
Umsetzung des Projekts mit Zeitvorgabe angefordert,
d.h. die Bearbeitungsfrist der Behörde nach Vollständigkeit
der Unterlagen beträgt drei Monate. Im Genehmigungsbescheid
werden schließlich die
Stellungnahmen, soweit als Auflage relevant, zusammengefasst.
Für die Genehmigung der Strom-zu-Gas-Anlage ist
die 4. BImSchV einschlägig, da diese unter Anhang 1 Nr.
4.1.12 zu subsumieren ist. Es handelt sich um eine Anlage
zur Herstellung von Wasserstoff. Hinsichtlich des Genehmigungsverfahrens
unterscheidet das BImSchG
zwischen dem förmlichen und dem vereinfachten Verfahren,
die weitgehend parallel mit gewissen Entlastungen
im vereinfachten Verfahren durchgeführt werden.
Die Entlastung für den Antragsteller im vereinfachten
Verfahren ist vor allem die Befreiung von der Öffentlichkeitsbeteiligung
[6], die insbesondere zu einer Verfahrensbeschleunigung
führen kann. Nach Anhang Nr.
4.1.12 der 4. BImSchV wäre für die Strom-zu-Gas-Anlage
grundsätzlich ein förmliches Genehmigungsverfahren
gemäß § 10 BImSchG, d.h. mit Öffentlichkeitsbeteiligung,
durchzuführen gewesen. Da die Anlage jedoch
eine Demonstrations-/Versuchsanlage ist – sie dient
ausschließlich der Entwicklung und Erprobung neuer
Verfahren – und für diese Forschungszwecke nur 3 Jahre
betrieben wird, erfüllt diese Anlage die Voraussetzungen
des § 2 Abs. 3 der 4. BImSchV. Die Genehmigung
konnte daher im vereinfachten Verfahren ohne Beteiligung
der Öffentlichkeit erteilt werden. Im Juni 2013
wurde durch die zuständige Behörde die Genehmigung
zur Errichtung und zum Betrieb der Anlage erteilt.
Als technische Unterstützung und zur Zertifizierung
der Anlagenkomponenten wurden die Dienstleistungen
des TÜV Hessen in Anspruch genommen. Bespielhaft
können die Abnahme und Begleitung der Inbe-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 609

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Power-to-Gas
Bild 1. Anlagenschema der Strom zu Gas-Demonstrationsanlage der
Thüga-Gruppe. © Strom zu Gas
Bild 2. Innenansicht des Elektrolyseurs [8]. © Strom zu Gas
triebnahme sowie Sachverständigengutachten und
Stellungnahme zu sauerstoffleitenden Teilen entsprechend
der Richtlinien oder die Klärung der frostsicheren
Ausblasöffnungen aufgeführt werden. Im Februar 2014
erfolgte schließlich die finale Abnahme der Gesamtanlage
durch den TÜV Hessen.
3. Anlagenschema
In Bild 1 ist das Anlagenschema der Strom-zu-Gas-Demonstrationsanlage
dargestellt. Kernstück ist die Elektrolyseeinheit.
Dort wird Wasser mit Hilfe von Strom aus
dem Trafo in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten.
Der dabei entstehende Sauerstoff wird nach einer Vermischung
mit Umgebungsluft abgeblasen. Der Wasserstoff
verlässt das Elektrolysesystem mit einem Druck
von circa 3,5 bar und wird in die zugehörige Gasdruckregel-,
Mess- und Mischanlage (GDRMM-Anlage) geleitet.
Dort wird der Wasserstoff mit konventionellem Erdgas
vermischt. Dieses Gasgemisch, mit einem maximalen
Anteil von 2 Vol.-% Wassersoff, wird anschließend
bei einem Druck von etwa 3,2 bar in das Erdgasverteilnetz
der NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH als regionalem
Gasverteilnetzbetreiber eingespeist.
Für das bestehende Projekt wird ein PEM (Polymer-
Elektrolyt-Membran)-Elektrolyseur des Unternehmens
ITM Power eingesetzt (Bild 2). Vorteile der PEM-Technologie
sind die hohe Umweltverträglichkeit, da nur Wasser
anstelle von Kalilauge verwendet wird, die hohe
Lastflexibilität und die hohe Leistungsdichte im Vergleich
zur Alternative, den Alkali-Elektrolyseuren. Bei einer
Nennlast P el =298 kW werden vom Elektrolyseur pro
Stunde V n =60 m³ Wasserstoff generiert. Bei einer zeitweise
möglichen Überlast von P el =325 kW resultiert ein
Output an Wasserstoff von 70 Nm³/h. Alle Bauteile sind
entsprechend den technischen Regelwerken auf Druckbetrieb
ausgelegt. Die Anlagenkomponenten sind in
Industriecontainern (6 m x 3 m) untergebracht. Erste
Auswertungen zeigten, dass die Einheit sehr dynamisch
betrieben werden kann (Bild 3).
Eine Vielzahl von Sensoren überwachen die verschiedenen
Betriebsparameter kontinuierlich. Überwacht
werden z. B. die produzierte Gasmenge und deren Qualität,
die Gasdrücke im System, die eingesetzte Strommenge
sowie Betriebstemperaturen. Im Regelbetrieb
werden der Elektrolyseur und die GDRMM-Anlage vollautomatisch
betrieben. Die wesentliche Steuerungsgröße
für die Elektrolyseeinheit ist der Strombezug. Die
eingesetzte Leittechnik ermöglicht die Überwachung
und Steuerung der Anlage sowohl vor Ort als auch über
die Leitwarte der Mainova AG.
Die Anbindungen der Anlage an die Infrastruktur
vor Ort erfolgten insbesondere unter Berücksichtigung
der Anforderungen der Betriebssicherheitsverordnung,
der technischen Anschlussbedingungen der
NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH sowie der geltenden
Vorschriften für die Einspeisung von Wasserstoff in
das Erdgasnetz nach dem DVGW-Regelwerk. Stromseitig
wurde die Anlage an das lokale Mittelspannungsnetz
angeschlossen. Über eine Trafo-Kompaktstation
werden der Elektrolyseur und die übrigen Verbraucher
mit Niederspannung versorgt. Darüber hinaus wird zur
Herstellung des Wasserstoffs hochreines deionisiertes
Wasser benötigt, welches aus Trinkwasser hergestellt
wird. In der speziell konzipierten GDRMM-Anlage findet
die Regelung des Erdgasstroms statt, ebenso wie
die Messung der beiden Gasströme sowie die Mischung
des Wasserstoffes mit Erdgas. Somit kann sichergestellt
werden, dass das anschließend ins Gasverteilnetz
eingespeiste Gasgemisch aus Erdgas und
maximal 2 Vol.-% Wassersoff den geltenden Quali tätsanforderungen
für die Einspeisung in ein Gasnetz entspricht
und die technischen Regelwerke erfüllt werden.
Die GDRMM-Anlage wurde nach den derzeitig
September 2014
610 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
gültigen Regelwerken des DVGW, hier insbesondere
der G 491, geplant, gebaut und errichtet (Bild 4).
4. Betriebsweisen und Forschungsaktivitäten
Die Anlage wird vorerst drei Jahre betrieben werden. Ziel
dabei ist es insbesondere, die Entwicklung der Strom-zu-
Gas-Technologie voranzutreiben und deren Integration ins
aktuelle und künftige Energiesystem zu demonstrieren.
Dies erfolgt auch unter Begleitung von Forschungsinstituten.
Dazu wurden das Engler-Bunte-Institut (DVGW-EBI) zusammen
mit dem European Institute for Energy Research
(EIFER) für das Anlagenmonitoring und das Fraunhofer-Institut
für Solare Energiesysteme (Frauenhofer ISE) mit der
Weiterentwicklung der Systemsteuerung beauftragt.
Im Laufe der dreijährigen Betriebsphase werden im
Rahmen von vier Messkampagnen verschiedenste technische
Anlagenparameter detailliert erhoben und ausgewertet.
Damit sollen die aktuelle Leistungsfähigkeit
der Gesamtanlage bewertet sowie Betriebserfahrungen
mit der Anlage gesammelt werden. Außerdem wird untersucht,
wie die Anlage auf einen stark wechselnden
Betrieb reagiert. In einem ersten Schritt fand die sog.
Nullmessung statt. Wie auch die folgenden Untersuchungen
basierte diese auf einem sehr herausfordernden,
mehrtägigen Fahrplan mit einer Vielzahl von sehr
schnellen Laständerungen.
Gemeinsam mit dem Fraunhofer ISE wird ein Steuerungsalgorithmus
entwickelt, mit dessen Hilfe die Anlage
im Zusammenspiel mit weiteren Energieanlagen die künftig
verfügbaren Mengen an Überschussstrom ausregeln
soll. Dabei sollen alle wesentlichen Komponenten eines
Energiesystems, d.h. regenerative und konventionelle Erzeugungsanlagen,
Stromnetze und Verbraucher, in einem
simulierten Live-Betrieb mit einbezogen werden. Ziel ist
es, die Strom-zu-Gas-Technologie in ein intelligentes Energiesystem
von morgen optimal zu integrieren. Hierzu
kann auch auf historische und live-Daten eines bestehenden
Frankfurter Smart Grids (iNES) zurückgegriffen werden
[7]. Ferner soll gezeigt werden, dass eine Vollversorgung
mit erneuerbaren Energien möglich ist.
Außerdem soll die Anlage künftig am Regelenergiemarkt
teilnehmen und negative Sekundärregelleistung
zur Verfügung stellen. Die Demonstrationsanlage soll zu
diesem Zweck in einem Pool mit den Erzeugungsanlagen
der Mainova AG integriert werden. Eine entsprechende
Präqualifizierung der Anlage wird derzeit angestrebt. Ist
dies erreicht, wird die Anlage dann gemäß einer entsprechenden
Anforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber
geregelt werden. Damit soll auch gezeigt werden,
dass der Elektrolyseur entsprechend der Anforderungen
des Übertragungsnetzbetreibers Leistung ausreichend
schnell zur Verfügung stellen kann.
Bild 3. Exemplarische Darstellung zu ersten Untersuchungen zur dynamischen
Fahrweise der Anlage. © Strom zu Gas, ITM Power
Bild 4. Innenansicht der GDRMM-Anlage.
© Strom zu Gas – Anlage der Thüga-Gruppe
5. Zusammenfassung und Ausblick
In den aktuellen gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen
der Energiewirtschaft finden Stromzu-Gas-Anlagen
wenig bis keinerlei Berücksichtigung
und somit existieren derzeit keine umfassenden, klaren
Vorgaben zur Umsetzung entsprechender Vorhaben.
Dies reicht von Fragestellungen bezüglich Genehmigungen,
über die Abnahme, Zertifizierungen, Abrechnungen
bis zu vertrieblichen Fragestellungen, wie z.B. dem
Bezug von Strom und der Vermarktung von Wasserstoff,
uvm. Um jedoch die Technologie sowohl technisch als
auch energiepolitisch für die Umsetzung der Energiewende
vorbereitet zu haben, sobald der Speicherbedarf
an Erneuerbaren Energien in großem Maßstab vorliegt,
ist es entscheidend, bereits heute damit zu beginnen,
diese Wege zu beschreiten. Mit der Strom-zu-Gas-Demonstrationsanlage
der Thüga-Gruppe werden erste Erfahrungen
mit der Planung, dem Bau und dem Betrieb
einer solchen Anlage gesammelt. Von großem Vorteil für
den bisherigen Prozess war, dass alle Beteiligten (Projektpartner,
Projektteam, Planer, Anlagenhersteller, Genehmigungsbehörden,
TÜV, DVGW, usw.) ein reges Interesse
an der Umsetzung des Projektes haben.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 611

| FACHBERICHTE
|
Power-to-Gas
Literatur
[1] BDEW veröffentlicht Strom- und Gaszahlen 1. Halbjahr 2014.
Erneuerbare Energien erreichen neuen Rekordwert. www.
bdew.de, Berlin, 29.07.2014
[2] Brendli, J.: Speicherung von Wind- und Sonnenenergie in der
Gasinfrastruktur als eine Basis der Energiewende – Bedarf
und Speicherfähigkeit. Bachelorarbeit. Hochschule München,
Thüga Aktiengesellschaft, 08.09.2011
[3] Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): Ausbau- und Innovationsbedarf
der Stromverteilnetze in Deutschland bis
2030. (kurz: dena-Verteilnetzstudie), Endbericht, Berlin,
11.12.2012.
[4] Zdrallek, M.; Moser, A.; Krause, H. und Graf, F.: Nutzen von
Smart-Grid-Konzepten unter Berücksichtigung der Powerto-Gas-Technologie.
Wissenschaftliche Studie gefördert
durch den Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches e.
V., 2014.
[5] Jarass, H.D.: Kommentar zum BImSchG, § 19 Rn. 14 f
[6] Gemäß Artikel v 2004.2014 in e21.info bestand ein Vorbehalt:
„Laut Bundesnetzagentur haben sowohl Wasserstoff als
auch Methanisierung eine Zukunft.“ Auf der Ebene der Übertragungsnetze
ist prioritär wohl die Einspeisung von Wasserstoff
zu untersuchen, so die Behörde. „Für Gasverteilnetze
käme eher die Methanisierung in Betracht, da es sonst zu
unzulässig hohen lokalen Wasserstoffkonzentrationen kommen
könnte.“
[7] Oerter, C.; Neusel-Lange, N.; Zdrallek, M.; Klöker, P.; Friedrich, W.;
Antoni, J. und Birkner, P.: Das intelligente Niederspannungsnetz
im Praxistest, Tagungsband zum VDE-Kongress, Stuttgart,2012.
[8] Thüga Aktiengesellschaft: Strom zu Gas – Energiespeicher der
Zukunft, www.szg-energiespeicher.de, München, 13.08.2014
Danksagung
Die Projektpartner bedanken sich beim Land Hessen
und der EU für die Förderung des Projektes. Dank gilt
auch dem Regierungspräsidium Darmstadt für die rasche
Genehmigung der Anlage und die kooperative Zusammenarbeit,
sowie dem TÜV Hessen für die Abnahme
der Strom-zu-Gas-Anlage. Die Autoren bedanken sich
auch bei den Projektpartnern für die personelle und finanzielle
Unterstützung des Projektes.
Autoren
Julia Antoni, LL.M.
Mainova AG |
Frankfurt |
Tel. +49 69 213 82250 |
E-Mail: j.antoni@mainova.de
Prof. Dr. Peter Birkner
Mainova AG |
Frankfurt |
Tel. +49 69 213 81001 |
E-Mail: p.birkner@mainova.de
Hardy Fiedler
Thüga Aktiengesellschaft |
München |
Tel. +49 89 38197 1246 |
E-Mail: hardy.fiedler@thuega.de
Dr. Günter Walther
Thüga Aktiengesellschaft |
München |
Tel. +49 89 38197 1225 |
E-Mail: guenter.walther@thuega.de
Dr. Elke Wanke
Thüga Aktiengesellschaft |
München |
Tel. +49 89 38197 1253 |
E-Mail: elke.wanke@thuega.de
Weitere Informationen
www.szg-energiespeicher.de
September 2014
612 gwf-Gas Erdgas

Power-to-Gas | FACHBERICHTE |
September 2014
gwf-Gas Erdgas 613

| FACHBERICHTE
|
Gasversorgung
Sibirisches Erdgas ist für die Versorgung
Nord-West-Europas wesentlich
Gasversorgung, Versorgungssicherheit, Europäische Energie- und Klimapolitik, LNG, Russland,
Erdgasspeicher, Staatliche Reserve
Jens Nuhn
Mit dem Aufkommen des Ukrainekonfliktes gibt es in
Europa eine verstärkte politische Debatte über die
Neuausrichtung der gemeinsamen Energie- und Klimapolitik.
In diesem Kontext gibt es vermehrt Stimmen,
die Erdgaslieferungen aus Russland zu verringern
ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Fraglich
ist, ob Erdgas aus Russland wirklich kurzfristig
ersetzt werden kann und welche Alternativen für eine
sichere und bezahlbare Versorgung in Europa möglicherweise
bestehen. Der Beitrag liefert einen Überblick
über die möglichen Alternativen, zeigt jedoch,
dass weder kurz- noch mittelfristig eine Alternative
zu Erdgas aus Russland für den europäischen Markt
besteht, wenn die Versorgungssicherheit bezahlbar
bleiben soll.
Siberian gas essential for the energy supply for
North-West Europe
With the emergence of the Ukraine conflict, in Europe
a political debate on the re-alignment of the common
energy and climate policy has been intensifying. In
this context there have been increasing calls for gas
supplies from Russia to be reduced, without endangering
the security of supply. It is questionable whether
Russian natural gas can be substituted at all in the
short term and which alternatives for a secure and
affordable supply in Europe may or may not exist.
The article provides an overview of the other possible
options, but shows that there is no alternative to natural
gas from Russia for the European market, neither
short-term nor mid-term, if supply security is to remain
affordable.
1. Sibirisches Erdgas ist für die Versorgung
Nord-West-Europas wesentlich
Mit dem Aufkommen des Ukrainekonfliktes gibt es in
Europa eine verstärkte politische Debatte über die Neuausrichtung
der gemeinsamen Energie- und Klimapolitik.
In diesem Kontext gibt es vermehrt europäische Stimmen,
die Erdgaslieferungen aus Russland zu verringern
ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Die Vorschläge
reichen dabei vom weiteren Ausbau der Erneuerbaren
bis hin zu verstärkter Förderung von Kohle oder
Fracking.
Fraglich ist, ob Erdgas aus Russland kurzfristig ersetzt
werden kann und welche Alternativen für die Versorgung
in Europa möglicherweise bestehen. Russland beliefert
Europa seit 40 Jahren zuverlässig mit Erdgas – unabhängig
von allen – durchaus tiefgreifenden – politischen
und gesellschaftlichen Veränderungen im Land.
Allein nach Deutschland wurden in dieser Zeit mehr als
eine Billion Kubikmeter Erdgas transportiert.
Aktuell liegt der Gesamtbedarf für Erdgas in Europa
bei 500 Milliarden Kubikmetern jährlich. Davon werden in
Deutschland etwa 90 Milliarden Kubikmeter verbraucht.
In der gesamten EU werden jährlich 150 Milliarden Kubikmeter,
also etwa ein Drittel, aus Russland importiert,
in Deutschland liegt die Quote bei rund 38 Prozent
(BDEW 02/2014). Die Hälfte des russischen Erdgases für
Europa wird über Pipelines durch die Ukraine transportiert,
während diese südliche Transportroute für Deutschland
eine zunehmend untergeordnete Rolle spielt.
2. Europäische Erdgasförderung nicht weiter
steigerbar
Der Anteil aus heimischer Erdgas-Förderung beträgt in
der Europäischen Union ebenfalls rund 150 Milliarden
Kubikmeter. Die wichtigsten Fördergebiete finden sich
in Großbritannien und den Niederlanden. Jedoch ist in
diesen Gebieten das Förderniveau rückläufig: in Großbritannien
wird in den nächsten Jahren ein Rückgang
auf unter 40 Milliarden Kubikmeter (von 119 Milliarden Kubikmetern
in 2000) erwartet. In den Niederlanden liegt
aktuell das Produktionsmaximum bei knapp 70 Milliarden
Kubikmetern, bis 2020 wird die Menge jedoch
ebenfalls auf unter 60 Milliarden Kubikmeter sinken.
Mittelfristig wird die heimische Förderung in der EU
somit von 150 auf unter 100 Milliarden Kubikmeter
fallen. Auch in Deutschland ist die Gewinnung bereits
auf 10 Prozent gesunken. Insgesamt beträgt die jährliche
Fördermenge hier noch etwa 8 Milliarden Kubikmeter.
Eine Ausweitung der Erdgasförderung ist in Europa
daher weder kurz- noch langfristig möglich.
September 2014
614 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung | FACHBERICHTE |
Zweitwichtigster Lieferant der EU mit einem Anteil
von 23 Prozent ist Norwegen. Die aktuelle Plateauproduktion
des Landes wird auf 110 Milliarden Kubikmeter
geschätzt, von denen 100 Milliarden Kubikmeter nach
Europa exportiert werden. Die maximale technisch
mögliche Transportkapazität in die EU liegt zwar bei
über 150 Milliarden Kubikmetern, aber eine Erhöhung
der Liefermengen ist produktionsseitig nur in sehr begrenztem
Rahmen möglich. Zudem gehen aktuelle
Schätzungen von einem deutlichen Rückgang der norwegischen
Erdgasproduktion ab dem Jahr 2023 aus.
Auch Norwegen kann russisches Erdgas für Europa daher
nicht vollständig ersetzen (Wood Mackenzie).
3. Die Rolle der USA für die Energieversorgung
Europas
Die Vereinigten Staaten erleben seit einigen Jahren
durch Fracking einen Erdgas-Boom. Es folgten vergleichsweise
sehr günstige Preise sowie eine verstärkte
Nachfrage nach Erdgas-Fahrzeugen. Zusätzlich kommt
es zu einer Wiederansiedlung von Industriebetrieben
und enormen CO 2 -Einsparungen. Durch die Zunahme
der Erdgasnutzung haben die Vereinigten Staaten einen
erheblichen Schritt für das Erreichen der Klimaziele gemacht.
Inzwischen wird geplant, das Gas auch ins Ausland
zu exportieren, was jedoch mit einem Preisanstieg für
den amerikanischen Markt einhergehen würde und die
derzeitig diskutierte Wettbewerbsfähigkeit wieder abschwächen
könnte. Daher wird die USA wahrscheinlich
nicht zu dem Erdgasexporteur für Europa.
In Deutschland und den meisten anderen EU-Staaten
ist die unkonventionelle Erdgasförderung durch sogenanntes
Fracking zurzeit politisch und wirtschaftlich
kaum umsetzbar und bietet daher auch keine Alternative
für die Versorgung.
4. LNG bietet mittelfristig Chancen
In der aktuellen Debatte wird vor allem LNG (liquefied
natural gas) als mögliche Alternative für den Ersatz von
russischen Erdgaslieferungen angeführt. Der weltweite
Markt für LNG ist in den letzten Jahren bereits rasant
gewachsen. Die europäische Nachfrage bestand 2013
bei rund 50 Milliarden Kubikmetern, allerdings ist sie
trotz der politischer Diskussion seit 2010 deutlich rückläufig
(Halbierung von 30 auf 15 Prozent des weltweiten
LNG-Handels). Zudem exportieren einige der LNG-Importländer
das LNG schon weiter nach Asien und Lateinamerika.
So re-exportierte beispielsweise Belgien 2013
etwa 50 Prozent und Spanien als bislang größter LNG-
Markt in Europa rund 20 Prozent seines LNG (eigene
Zahlen).
Die technisch maximale Regasifizierungskapazität
der EU liegt bei rund 190 Milliarden Kubikmetern, jedoch
waren im ersten Quartal 2014 die 16 Betreiber von
europäischen LNG-Terminals (die rund 90 Prozent der
europäischen Gesamtkapazität repräsentieren) lediglich
zu 15 Prozent ausgelastet.
Denn Europa steht im LNG-Bereich in großer Konkurrenz
zu Ostasien und zunehmend auch zu Lateinamerika,
die für die Energielieferungen deutlich höhere
Preise bezahlen. Selbst Förderländer wie Katar, die eigentlich
an einer Diversifikation von Empfängern interessiert
sind, liefern fast nur noch ausschließlich nach
Asien und Lateinamerika. Und das aus einem simplen
Grund: Die erzielten Preise für LNG sind in Europa bis zu
50 Prozent niedriger als in Asien, das daher für den Export
favorisiert wird. Wenn Europa seinen LNG-Import
erhöhen möchte, müsste sich das Preisniveau stärker an
Asien annähern. Das würde im Umkehrschluss steigende
Kosten für den Endverbraucher bedeuten.
Darüber hinaus wird für LNG eine andere Infrastruktur
als die bereits vorhandene benötigt: neben Transportschiffen
sind Regasifizierungsterminals notwendig,
deren Investitionskosten jeweils bei bis zu zwei Milliarden
US-Dollar liegen. Für diese Investitionen ist außerdem
ein zeitlicher Vorlauf von 3 bis 5 Jahren nötig. Sollte
Europa bzw. Deutschland in großem Umfang LNG nutzen
wollen, müssten darüber hinaus in den Ferngasnetzen
die Kapazitäten in Richtung West-Ost erhöht werden, um
das LNG aus Rotterdam nach Südosten transportieren
zu können.
Aktuell beträgt der weltweite Angebotsüberschuss
für LNG nur etwa 5 bis 10 Milliarden Kubikmeter und eine
Aufstockung der Lieferungen wäre kurzfristig nur begrenzt
möglich. Ein sprunghafter Nachfrageanstieg
könnte derzeit nicht durch ungenutzte Produktionskapazitäten
befriedigt werden, sondern würde zu Preissteigerungen
führen. Mittelfristig wird der Import von
LNG nach Europa sicher ausgeweitet, allerdings nicht als
kompletter Ersatz der heutigen russischen Erdgaslieferungen.
5. Alternative Pipelines noch nicht bedarfsgerecht
Erdgas ist einer der wenigen Rohstoffe, für dessen Transport
ein Pipelinesystem unabdinglich ist. Zusätzlich ist
das europäische Transportnetz für einen Ost-West-Fluss
ausgelegt. Technisch lässt sich zwar eine Rückflussmöglichkeit
umsetzen, dafür sind jedoch Investitionen in
Milliardenhöhe nötig. Diese dann notwendigen Änderungen
kosten neben Geld vor allem Zeit. Daher ist eine
Umstellung des Erdgasbezugs nur mittel- bis langfristig
möglich. Zusätzlich würde ein redundantes Pipelinesystem
zu einem bereits voll funktionstüchtigem System
gebaut (Bild 1).
Zukünftig soll der kaspische Raum zusätzlich als
neue Lieferquelle für Europa erschlossen und ab 2019
über die Transadriatrische Pipeline (TAP) erstmals Gas
aus Aserbeidschan nach Europa mit einer Kapazität von
10 Milliarden Kubikmetern transportiert werden. Um
dieses Gas nach Nordwesteuropa liefern zu können,
September 2014
gwf-Gas Erdgas 615

| FACHBERICHTE
|
Gasversorgung
Bild 1. Das Pipelinenetz in Mitteleuropa leistet einen wichtigen Beitrag für eine sichere und effiziente Versorgung.
wäre zusätzlich ein Ausbau der Infrastruktur in Italien
sowie Albanien und Griechenland nötig.
Weitere alternative Transportrouten über Pipelines
bestehen aus Algerien und Libyen nach Spanien oder
Italien. Die maximal mögliche Transportmenge von Spanien
nach Frankreich beträgt aktuell lediglich 6,4 Milliarden
Kubikmeter. Für eine sichere europäische Versorgung
wäre daher ein massiver Ausbau der Kapazität erforderlich.
6. Einsparpotenziale gezielter nutzen
Erdgas wird in Europa zu einem großen Teil für die
Stromerzeugung genutzt. Allein in Kraftwerken werden
120 Milliarden Kubikmeter jährlich eingesetzt. Das entspricht
fast dem Anteil des russischen Gases. In Deutschland
liegt der Anteil an der Stromerzeugung nur bei
knapp 11 Prozent, für andere europäische Staaten gäbe
es hier Möglichkeiten, den Anteil der Erneuerbaren
noch zu erhöhen.
Kurzfristig existieren als verlässliche Alternative zum
Erdgas in den meisten EU-Staaten nur Kohle oder Atomkraft.
Der Verbrauch von Kohle erhöht die CO 2 -Emissionen
und zusätzlich wird ein Großteil der benötigten
Steinkohle (ca. 23 Prozent) ebenfalls aus Russland importiert.
Auch bei Öl stammten 32 Prozent der Importe
in die EU aus Russland. Und auch die Nutzung von
Atomkraft wird insbesondere in Deutschland politisch
nicht mehr als Alternative gesehen.
7. Sibirisches Erdgas wichtig für Europa
Insgesamt zeigt sich, dass weder kurz- noch mittelfristig
eine Alternative zu Erdgas aus Russland für den europäischen
Markt besteht, wenn die Versorgungssicherheit
auch bezahlbar bleiben soll. Investitionen in die Unabhängigkeit
von russischen Gaslieferungen müssen über
den heutigen Verbrauch finanziert werden. Dies würde
zu deutlichen Preissteigerungen für Verbraucher führen.
Autor
Jens Nuhn
Leiter Operations |
WINGAS GmbH |
34119 Kassel |
Tel- +49 561 301-2173 |
E-Mail: jens.nuhn@wingas.de
September 2014
616 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung | FACHBERICHTE |
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
2. Auflage 2014 – ISBN: 978-3-8356-3363-6
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PABIOG2014
Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pflege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst und gespeichert. Mit dieser Anforderung September erkläre 2014ich mich damit einverstanden, dass ich
vom DIV Deutscher Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante, fachspezifische Medien und Informationsangebote gwf-Gas informiert Erdgas und 617 beworben werde.
Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Auswirkungen eines „freien“ Gasmarktes
auf die gastechnische Anwendung
Gasbeschaffenheit, Energieversorgung, Erdgasharmonisierung, Wobbe-Index, Gastechnologien
Christoph Schreckenberg
Erdgas verfügt heutzutage über ein hervorragendes
Image und wird aufgrund seiner Vorteile auch in Zukunft
neben erneuerbaren Energien einer der wichtigsten
Energieträger bleiben. Die EU fordert und fördert
die Entwicklung eines liberalisierten und wettbewerbsfähigen
Gasmarktes und hat infolge dessen die
Ausarbeitung von Normen für Gasbeschaffenheitsparameter
in Auftrag gegeben. Die Definition dieser zukünftigen
europäischen Gasqualität muss jedoch mit
äußerster Sorgfalt erfolgen, um negative Auswirkungen
auf Betriebssicherheit, Effizienz, Schadstoffemissionen
und Nutzerkomfort in der gastechnischen Anwendung
zu vermeiden. Besonders wichtig ist hier die
Berücksichtigung der nationalen Gasverteilungspraxis
sowie der gerätespezifischen Wartungs- und Einstellpraktiken.
Für die Durchführung der dafür noch notwendigen
Untersuchungen und Analysen herrscht Angesicht
der voranschreitenden Normierungsarbeit akuter
Handlungsbedarf, der ein gemeinsames Vorgehen
aller beteiligten Interessengruppen erfordert.
Impact of an „open“ gas market on gas applications
Nowadays natural gas enjoys an excellent image and
will remain one of the most important energy sources
in future due to its offered advantages. The EU requests
and promotes the development of a liberalized
and competitive gas market and therefore has commissioned
the elaboration of standards defining gas
quality parameters. However, the future European gas
quality will have to be defined with utmost care in
order to prevent any negative impact on safety, efficiency,
noxious emissions and user comfort in the
application of gas technology. In this respect, it will
be of major importance to consider the common national
gas distribution conditions as well as the maintenance
and adjustment practice specific of the appliances.
In view of the progressing standardization
work, there is urgent need for the joined action of all
stakeholders involved to execute the still required investigations
and analyses.
Gegenwärtig wird der Wärmebedarf in Deutschland sowohl
im Bestand als auch im Neubau zu rund 50 Prozent
durch den Energieträger Gas gedeckt – Tendenz steigend,
auch wenn gleichzeitig ein Rückgang des Energieverbrauchs
zu erwarten ist. Gas bleibt auch in Zukunft
neben erneuerbaren Energien einer der wichtigsten
Energieträger. Die Gründe dafür sind ebenso vielfältig
wie überzeugend: Erdgas verfügt über eine optimal ausgebaute
Infrastruktur, weist eine deutlich höhere Preisstabilität
als etwa Strom auf und konnte in den vergangenen
Jahren und Jahrzehnten ein hervorragendes Image
bei den Nutzern aufbauen. Dank seiner fast rückstandsfreien
Verbrennung ist Erdgas zudem ein sehr sauberer
Energieträger. Darüber hinaus ermöglichen neue Technologien
und die Einspeisung von Bio-Erdgas eine zunehmend
„grüne“ Gasversorgung, während mit dem Powerto-Gas-Verfahren
das Erdgasnetz auch eine bedeutende
Rolle als Energiespeicher übernehmen kann.
Die EU fördert die Entwicklung eines liberalisierten,
wettbewerbsfähigen und gesicherten europäischen
Gasmarktes und setzt sich dementsprechend für den
Abbau von Handelshemmnissen und die Diversifikation
der Erdgasquellen ein. Als Folge sollen durch den verstärkten
Wettbewerb stabile Preise gewährleistet, durch
ein breites Spektrum an Gasbezugsquellen die Versorgungssicherheit
verbessert und durch den vermehrten
Einsatz von erneuerbaren Energien die CO 2 -Emissionen
reduziert werden.
1. Zunehmend schwankende
Gasbeschaffenheit
Zur Realisierung eines „freien“ Gasmarktes in Europa hat
die Europäische Kommission unter anderem die Ausarbeitung
von Normen für Gasbeschaffenheitsparameter
für Erdgas mit hohem Brennwert (H-Gas) in Auftrag gegeben
(Mandat M/400). Die konkrete Zielformulierung
lautet hierbei: „Ziel ist es, so weit wie möglich gefasste
Normen zu vertretbaren Kosten zu definieren. Dies
heißt, dass die Normen den freien Gasverkehr auf dem
EU-Binnenmarkt erhöhen, um die Wettbewerbs- und
Versorgungssicherheit bei gleichzeitiger Minimisierung
der negativen Auswirkungen auf Effizienz und Umwelt
zu ermöglichen, und die Nutzung einer größtmöglichen
Anzahl von Geräten zu gestatten, ohne die Sicherheit zu
September 2014
618 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
gefährden.“ Dies betrifft auch die Identifizierung eines
europäisch harmonisierten Wobbe-Index-Bandes, aus
der größere Gasbeschaffenheitsschwankungen resultieren
könnten. Denn es ist davon auszugehen, dass die
noch endgültig festzulegende europäische Bandbreite
dann entsprechend komplett ausgenutzt werden und
dadurch variierende Gasbeschaffenheit beim Endverbraucher
vorliegen könnte. Zudem üben auch die zunehmende
Zahl von Gasförderländern und die Diversifikation
der Gasbezugsquellen – seien es nationale oder
europäische Quellen, Importe aus dem außereuropäischen
Raum, diverse LNG-Importe oder die Einbindung
regenerativer Quellen – zukünftig einen stärkeren Einfluss
auf die Gasbeschaffenheit aus.
Eine stark variierende Gasqualität tritt jedoch in der
bisherigen Praxis kaum auf. In den meisten Ländern der
EU – so auch in Deutschland – wird aufgrund stabiler
Versorgungsrahmenbedingungen innerhalb der national
geltenden Wobbe-Index-Bandbreiten eine zwar lokal
unterschiedliche, jedoch jeweils sehr oder recht konstante
Gasbeschaffenheit sichergestellt (Bild 1). In Verbindung
mit technischen Innovationen haben die
(recht) stabilen Gasqualitäten für ein sehr gutes Image
des Energieträgers Erdgas bezüglich Sicherheit, Effizienz,
Emissionsverhalten und Nutzerkomfort gesorgt. Eine
europäische Harmonisierung sollte somit unter allen
Umständen mit äußerster Sorgfalt erfolgen, damit diese
Qualitätsstandards auch in Zukunft gewährleistet bleiben
und mögliche negative Auswirkungen bereits im
Vorfeld wirksam vermieden werden können.
2. Herausforderungen für gastechnische
Anwendung
Das Vorhaben der Erdgasharmonisierung betrifft europaweit
ca. 180 Millionen bereits installierte Gasgeräte ebenso
wie die Entwicklung zukünftiger Technologien. Dabei
hat die bisher recht konstante lokale Gasbeschaffenheit
dazu geführt, dass gasbetriebene Systeme die hohen
Anforderungen hinsichtlich Abgasnormen, Wirkungsgraden
und Qualitätsstandards in der Regel tatsächlich nur
in einem schmalen Band des Wobbe-Index erfüllen. Wird
die europäisch angedachte Gasbeschaffenheitsbandbreite
künftig voll ausgenutzt, kann dies zu Problemen beim
Betrieb von Gasgeräten führen. Aus diesem Grund ist die
Kenntnis darüber, wie bestehende Anlagen auf schwankende
Gasbeschaffenheit reagieren und welche Auswirkungen
hieraus auf die Betriebssicherheit, energetische
Effizienz, die Schadstoffemissionen und den Nutzerkomfort
zu erwarten sind, von erheblicher Bedeutung.
Um für die Normungsarbeit entsprechend vorbereitet
zu sein, erfolgte zunächst im Rahmen des Mandats
M/400 eine Studie unter dem Projektnamen „Gasqual“
zur Untersuchung des möglichen Einflusses der Gasbeschaffenheit
auf den Betrieb von Gasgeräten. Die hieraus
abgeleiteten Ergebnisse und Schlussfolgerungen
wurden jedoch in der Branche höchst unterschiedlich
Bild 1. Europäische-Gasversorgung: In den einzelnen EU Mitgliedstaaten
sind Gasbeschaffenheitsbandbreiten national festgelegt. In der bisherigen
Versorgungssituation werden lokal unterschiedliche, jedoch
recht konstante Gasbeschaffenheiten verteilt, die theoretisch definierte
Bandbreite spiegelt nicht die real verteilte Bandbreite wider.
(Quelle: GASQUAL, Marcogaz)
bewertet und insbesondere aus Sicht der deutschen
Gasgerätehersteller kritisch hinterfragt. Gegenstand der
Studie waren rund 100 konventionelle, vorwiegend
neue Geräte mit einer Leistung bis zu 70 kW in der häuslichen
Anwendung, die sich insgesamt in 29 Produktgruppen
einteilen lassen. Nicht untersucht wurden
demnach ältere Gasgeräte, Bestandsgeräte, neuere
Technologien wie etwa Gas-Wärmepumpen und Mikrobzw.
Mini-BHKW sowie sämtliche Produkte und Systeme
in der industriell-gewerblichen Anwendung.
Gleichzeitig bringt die Harmonisierung der Gasbeschaffenheit
auch eine Herausforderung für die Entwicklung
zukünftiger, auf schwankende Qualität ausgerichteter
Technologien mit sich. Es existieren zwar technische
Lösungen zum automatischen Ausgleich unterschiedlicher
Gasqualitäten – wie etwa gasadaptive Verbrennungssysteme
–, die jedoch aus technischen Gründen
nicht bei allen Gasverbrennungstechnologien anwendbar
sind. Gasadaptive Technologien spielen zudem im
Gerätebestand eine mehr als untergeordnete Rolle und
ein entsprechendes Nachrüsten ist nicht möglich.
3. Einfluss von Wartungs- und Einstellungsgewohnheiten
Des Weiteren herrscht nach wie vor breite Unwissenheit
über die europaweiten und gerätespezifischen Wartungsgewohnheiten
und Einstellpraktiken im Feld sowie deren
Zusammenhänge im Hinblick auf eine schwankende Gasbeschaffenheit.
So werden unter anderem auch in
Deutschland Geräte bei der Inbetriebnahme in der Regel
entsprechend der lokalen Gegebenheiten und Gasqualität
September 2014
gwf-Gas Erdgas 619

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
und Flammgeschwindigkeit. Wenn das Gerät nun mit
höherwobbigem Gas versorgt wird, verringert sich
gleichzeitig die Luftzahl, wodurch erhöhte Anteile an
Kohlenmonoxid und Stickoxiden auftreten (Bild 3). Des
Weiteren verantworten auch Alterung, unzureichende
Wartung und Verschmutzungen einen Emissionsanstieg,
so dass eine veränderte Betriebsweise sich nicht
allein von der schwankenden Gasqualität ableiten lässt.
Durch das Einstellen von Gasgeräten auf einen lokalen
Wobbe-Index, abweichend von der Gerätevoreinstellung,
verschiebt sich das mögliche Betriebsfeld (Bild 4).
Betriebsweisen in thermischer Überlast können neben
den deutlich überhöhten CO-Emissionen zu Betriebsstörungen
und gegebenenfalls auch zu Schäden an den
Gasgeräten führen. Dabei gilt: Kritische Betriebszustände
müssen unter allen Umständen vermieden werden.
Bild 2. Inbetriebnahme: In Deutschland werden Geräte bei der Inbetriebnahme
in der Regel entsprechend der lokalen Gegebenheiten und
Gasqualität nachreguliert, um möglichst hohe Wirkungsgrade und sehr
geringe Emissionswerte zu erzielen.
(Quelle: Vaillant)
Bild 3. Einfluss Wobbe-Index: Je stärker die Gasbeschaffenheit von der
gerätespezifischen Einstellung abweicht, desto größer sind die Auswirkungen
auf Emissionsverhalten, Verbrennungsgüte und Effizienz.
(Quelle: Vaillant)
nachreguliert, um möglichst hohe Wirkungsgrade und
sehr geringe Emissionswerte zu erzielen (Bild 2). Solange
die Gasqualität relativ konstant bleibt und die Geräteeinstellung
nicht verändert wird, bleibt die optimale Betriebsweise
gewährleistet. Je stärker jedoch die Gasbeschaffenheit
von der entsprechenden Einstellung abweicht, desto
größer sind die Auswirkungen auf Emissionsverhalten,
Verbrennungsgüte und Effizienz.
Dabei gibt es einen direkten Zusammenhang zwischen
Wobbe-Index und Luftüberschuss, Flammenbild
4. Aktueller Untersuchungsbedarf
Diese Problematik wurde inzwischen auch auf der EU-
Ebene erkannt und im Rahmen eines von der DG Energy
organisierten Workshops unter Beteiligung von 150 Experten
aus allen relevanten Interessengruppen diskutiert.
Dabei ist im Ergebnis nochmals auf Seiten der EU
bekräftigt worden, dass bei der Ausarbeitung einer europäisch
harmonisierten Gasqualität stets ein sicherer
Gerätebetrieb gewährleistet sein muss. In Anbetracht
dieser Vorgabe sowie der unterschiedlichen Positionen
und Einwände der Interessensvertreter formulierte die
DG Energy darüber hinaus ergänzende Gesichtspunkte,
die beim Normierungsprozess – der parallel wie geplant
fortgeführt wird – und der anschließenden Umsetzung
Berücksichtigung finden sollen. Darunter befinden sich
unter anderem die Vorschläge, die bereits in den Normenentwurf
aufgenommene Wobbe-Index-Bandbreite
von 46,44 bis 54,00 MJ/m 3 (15 °C / 15 °C / 1 013,25 hPa)
enger zu definieren, die Gasbeschaffenheitsschwankungen
sowie das Schwankungsintervall festzulegen und/
oder den Geltungsbereich der zukünftigen Europäischen
Norm (vorübergehend) auf den grenzübergreifenden
Handel zu beschränken.
In Deutschland arbeiten inzwischen sämtliche Marktpartner
gemeinsam an Inhalten für eine weitere Pilotstudie,
aus der sich konstruktive Vorschläge für einen vertretbaren
Wobbe-Index und konkrete Strategien zum
Umgang mit den zukünftig zu erwartenden Gasbeschaffenheitsschwankungen
ableiten lassen. Es herrscht Konsens
darüber, dass insbesondere auf Seiten der gastechnischen
Anwendung hierauf adäquat reagiert werden
muss. Erhebungen des Schornsteinfegerhandwerks untermauern
diese Notwendigkeit vor allem für den Gerätebestand.
So wurden beispielsweise bei Überprüfungen
von gasbetriebenen Anlagen im Jahr 2013 bei recht konstanten
Gasqualitätsbedingungen insgesamt 301 600
Mängel festgestellt, die unmittelbar zu Gefahren führen
können (Bild 5). Bei den Messungen des CO-Gehaltes
stellte das Schornsteinfegerhandwerk an fast 161 000
September 2014
620 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Anlagen einen CO-Gehalt im Bereich von 500 bis 1 000
ppm und bei mehr als 129 000 Anlagen sogar einen CO-
Gehalt über 1 000 ppm fest (weitere Mängel können der
ZIV Statistik 2013 entnommen werden). Vor diesem Hintergrund
ist davon auszugehen, dass ohne entsprechende
Vorbereitung der bestehenden Geräte der Zusatzfaktor
schwankende Gasqualität einen rapiden Anstieg von
unsicheren Betriebszuständen zur Folge hat.
Hieraus resultierend sind parallel zur europäischen
Normungsarbeit weitere, ergänzende Erhebungen und
Analysen notwendig. Zu dem von den Branchenexperten
identifizierten Untersuchungsbedarf gehört unter
anderem eine zuverlässige und statistisch belastbare
Aufnahme der aktuellen Marksituation, die den Gerätebestand,
seine Verteilung und Altersstruktur sowie die
Einstell-, Wartungs- und Betriebspraxis repräsentativ für
Deutschland abbildet. Des Weiteren ist zur Untersuchung
der Auswirkungen einer schwankenden Gasbeschaffenheit
auf die gastechnische Anwendung ein
Feld-Monitoring in den räumlichen Bereichen, in denen
bereits entsprechende Rahmenbedingungen vorherrschen,
erforderlich. Auf Basis der aus diesen Untersuchungen
gewonnenen Erkenntnisse lassen sich anschließend
Empfehlungen sowohl für die Ausarbeitung
der europäisch harmonisierten Gasbeschaffenheitsparameter
als auch für konkrete nationale Strategien zum
Umgang mit den zukünftig zu erwartenden Qualitätsschwankungen
ableiten.
5. Fazit
Die Harmonisierung der Gasbeschaffenheit und die Definition
vertretbarer Wobbe-Index-Bandbreiten in den einzelnen
Mitgliedsstaaten können nur unter Beachtung der
Bild 4. Einfluss Wartung: Wartungsgewohnheiten und die Einstellpraxis
der Geräte im Feld müssen bei der Definition eines möglichen Wobbe-
Index-Bereiches berücksichtigt werden.
(Quelle: Vaillant)
nationalen Gasverteilungspraxis sowie der gerätespezifischen
Wartungsgewohnheiten und Einstellpraktiken erfolgen.
Da die normativen Arbeiten an der Harmonisierung
seitens der zuständigen Stellen trotz dieser Erkenntnis
weiter fortgeführt werden, besteht in Bezug auf die
Durchführung der notwendigen Untersuchungen und
Analysen akuter Handlungsbedarf. Eine möglichst frühzeitige
Berücksichtigung der daraus resultierenden Erkenntnisse
während des Normierungsprozesses und im
Vorfeld der entsprechenden Umsetzung ist zur Gewährleistung
eines sicheren, effizienten, umweltschonenden
und komfortbietenden Gerätebetriebes unumgänglich.
Damit mögliche negative Auswirkungen insbesondere
Bild 5. Erhebung Mängel: Im Jahr 2013 hat das Schornsteinfegerhandwerk bei Überprüfungen von mit
relativ konstanter Gasqualität betriebenen Anlagen bereits insgesamt 301.600 Mängel festgestellt, die
unmittelbar zu Gefahren führen können.
(Quelle: Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerks)
September 2014
gwf-Gas Erdgas 621

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
auf den Gerätebestand wirksam vermieden werden können,
muss die Identifizierung der Untersuchungsinhalte
zudem vorausschauend und stets mit Blick auf konkrete
und klare Ergebnisse erfolgen. Die Bewältigung dieser
Herausforderung ist allerdings nur gemeinsam und unter
Beteiligung sämtlicher Marktpartner und Interessensgruppen
möglich, um letztendlich im immer schärfer
werdenden Wettbewerb mit anderen Energieträgern
weiterhin bestehen und das hervorragende Image von
Erdgas und den entsprechenden Anwendungstechnologien
erhalten zu können.
Autor
Christoph Schreckenberg
Association and Standardisation Manager |
Vaillant GmbH |
Remscheid |
Tel. +49 2191 18 3627 |
E-Mail: christoph.schreckenberg@vaillant.de
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Technologien und Marktperspektiven
Von J. Töpler, J. Lehmann (Hrsg.), Springer Verlag,
2014, XII, 281 S. 134 Abb., 27 Abb. in Farbe. Mit
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wichtigem Sekundärenergieträger für erneuerbare
Primärenergien. Es gibt einen Überblick über den
Stand der Technik und das Entwicklungs- und
Marktpotential in den Bereichen Energietechnik,
Mobile, Stationäre und portable Anwendung, unterbrechungsfreie
Stromversorgung sowie chemische
Industrie. Die Autoren sind Wissenschaftler
und erfahrene Praktiker. Angesprochen werden
insbesondere Ingenieure, Chemiker, Betriebswirte,
ebenso Masterstudenten und Wissenschaftler.
Inhalt:
Wasserstoff als strategischer Sekundärenergieträger
• Rolle des Wasserstoffs bei der großtechnischen
Energiespeicherung im Stromsystem
Sicherheit in der Anwendung von Wasserstoff
Mobile Anwendungen
Mobile Anwendung in der Luftfahrt
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Unterbrechungsfreie Stromversorgung
Sicherheitsrelevante Anwendung
• Portable Brennstoffzellen
• Nutzung von konventionellem und grünem
Wasserstoff in der chemischen Industrie
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• Groß-Elektrolyse
• Kosten der Wasserstoffbereitstellung in
• Versorgungssystemen auf Basis erneuerbarer
Energien
• Polymerelektrolytmembran
• Brennstoffzellen (PEFC) Stand und Perspektiven.
Dr. Töpler ist Vorstandsvorsitzender des Deutschen
Wasserstoff- und Brennstoffzellenverbands
(DWV). Er hat langjährige Erfahrung im Bereich
Wasserstoff für mobile Anwendungen.
Prof. Lehmann ist anerkannter Experte für Wasserstofftechnologie.
Er war von 1991 bis 2010
Professor an der FH Stralsund und ist im Vorstand
des Deutschen Wasserstoff- und Brennstoffzellenverbands
(DWV) Seine Forschungsaktivitäten:
Nutzung regenerativer Energien und Wasserstoff-
Energie.
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München,
Tel. (0201) 82002-11
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Brief, Fax, E-Mail) oder durch Rücksendung der Sache widerrufen. Die Frist beginnt nach Erhalt dieser Belehrung in Textform. Zur ✘
Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an den Leserservice gwf, Postfach
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9161, 97091 Würzburg.
Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pflege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst und gespeichert. Mit dieser Anforderung September erkläre 2014ich mich damit einverstanden,
dass ich vom DIV Deutscher Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante, fachspezifische Medien und Informationsangebote gwf-Gas Erdgas informiert 623und beworben werde.
Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

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Neue Technologien
Erdgasfahrzeuge: Imageträger und Problemlöser?
Erfahrungen und Ergebnisse
der Initiative Erdgasmobilität
Neue Technologien, Erdgasmobilität, Biomethan, alternative Kraftstoffe, Energie- und Klimaschutzpolitik,
Infrastruktur, Treibhausgasemissionen
Stefan Siegemund
Die energie- und klimapolitischen Ziele der Bundesregierung
sehen eine Senkung der Treibhausgas -
e missionen um 40 Prozent bis 2020 (ggü. 1990) vor.
Erdgas sowie Methan aus regenerativen Quellen können
als Kraftstoffe bereits heute einen entscheidenden
Beitrag zur Treibhausgasreduktion leisten. Doch bisher
blieb die Marktentwicklung hinter den Erwartungen
zurück. Daher haben sich Fahrzeug- und Energiewirtschaft
2011 dazu verpflichtet, im Rahmen der Initiative
Erdgasmobilität die Bundesregierung zu unterstützen
und den Markt für Erdgasmobilität gemeinsam zu
entwickeln. So wurde im Jahr 2012 eine Modelloffensive
eingeleitet, die bis Ende 2014 das Erdgas-Pkw-
Angebot verdoppeln wird. Auch die Tankstelleninfrastruktur
wurde ausgebaut und ist mittlerweile auf
920 Tankstellen gewachsen. Entscheidend ist nun,
das Angebot intensiver zu kommunizieren. Fehlende
Informationen und Vertrauensdefizite verhindern
bislang eine höhere Marktdurchdringung. Daher bedarf
es vermehrter Marketing- und Vertriebsmaßnahmen
sowie einer durch die Politik flankierten
Öffentlichkeitsarbeit, die das Image von Erdgas und
Biomethan verbessern und das Potenzial als Problemlöser
heben.
Natural gas vehicles: “Image Bearer” and problem solver?
Experiences and results of the German Initiative
for Natural Gas-based Mobility
The energy and climate policy objectives of the German
Federal Government aim at a reduction in
greenhouse gas emissions by 40 percent by 2020
(compared to 1990). Natural gas and methane from
renewable sources as fuels can make already today a
significant contribution to greenhouse gas reduction.
But so far, the market development fell short of expectations.
Therefore, automotive and energy industry
in 2011 committed themselves by forming the Initiative
for Natural Gas-based Mobility to support the
Federal Government and to develop the market for
natural gas mobility together. In 2012, a model initiative
was launched, which will double the CNG passenger
car model range by the end of 2014. The filling
station infrastructure has been expanded and has
grown to 920 stations. It is now crucial to communicate
these achievements more intensively. Lack of information
and trust deficits prevent far greater market
penetration. This calls for increased sales and
marketing activities as well as flanking public relation
measures by the government to improve the image
of natural gas and biomethane as fuels and to
exploit the potential as problem solvers.
1. Energie- und klimapolitische
Rahmenbedingungen
Die energie- und klimapolitischen Ziele der Bundesregierung
sehen bis 2020 eine sektorenübergreifende
Senkung der Treibhausgasemissionen um 40 Prozent
(ggü. 1990) vor. Bisher trägt der Verkehr jedoch ungenügend
zum Erreichen dieses Ziels bei: Die Treibhausgasemissionen
im Verkehr waren 2012 nur einen halben
Prozentpunkt geringer als 1990 (s. Bild 1). Dabei konnte
der motorisierte Individualverkehr aufgrund von Effizienzsteigerungen
seine Treibhausgasemissionen, trotz der
steigenden Verkehrsleistung, um ein Fünftel verringern.
Die erzielten Effizienzgewinne im Straßengüterverkehr
wurden durch die erhöhte Güterverkehrsleistung deutlich
kompensiert und stiegen im selben Zeitraum um 45
Prozent an [1].
2. THG-Minderungspotenzial von Erdgas
und Biomethan
Angesichts der projizierten Verkehrsleistungssteigerung
bis 2030 von 39 % im Straßengüterverkehr und
10 % im Personenverkehr (Pkw) [2] stellt sich unvermeidlich
die Frage, ob und wie der Straßenverkehr zukünftig
einen relevanten Beitrag zur Erreichung der
energie- und klimapolitischen Ziele der Bundesregierung
leisten kann.
September 2014
624 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
Bild 1. Entwicklung der Treibhausgasemissionen im Verkehr.
Neben Ansätzen zur Verkehrsvermeidung und Verkehrsverlagerung
spielt die Steigerung der CO 2 -Effizienz
im Straßenverkehr eine entscheidende Rolle. Langfristig
wird ein Umstieg von den flüssigen Kraftstoffen
Benzin und Diesel auf alternative Kraftstoffe erfolgen,
die zunehmend aus regenerativen Quellen stammen
werden.
Erdgas sowie Methan aus regenerativen Quellen
können bereits heute einen entscheidenden Beitrag zur
Treibhausgasreduktion leisten: Im Vergleich zu Benzin
zeichnet sich Erdgas (CNG) durch eine Emissionsminderung
von bis zu 24 Prozent (well-to-wheel) aus. Bei einem
Beimischungsanteil von 20 Prozent Biomethan –
wie im Jahr 2013 in Deutschland der Fall – erhöht sich
das Treibhausgas-Minderungspotenzial auf 39 Prozent.
Wird reines Biomethan getankt, können sich die Emissionen
um bis zu 97 Prozent verringern [3].
3. Herausforderung Marktentwicklung
Erdgasmobilität
Trotz der Klimavorteile und der schon heute, nicht zuletzt
aufgrund der Energiesteuerermäßigung, gegebenen
Wirtschaftlichkeit von Erdgasfahrzeugen für viele
Nutzungsprofile blieb deren Marktentwicklung bisher
hinter den Erwartungen zurück.
In einem komplementären Markt wie dem für Fahrzeuge
und Kraftstoffe ist diese langsame Entwicklung
nicht ungewöhnlich und u. a. auf Koordinationsfehler
bei der Marktentwicklung zurückzuführen, die nur
durch gemeinsame Maßnahmen der verschiedenen
Branchen und der Politik behoben werden können. So
ist in der frühen Marktentwicklungsphase eine möglichst
parallele Entwicklung eines attraktivem Fahrzeugangebots
und der Tankstelleninfrastruktur anzustreben,
die durch standardisierte genehmigungsrechtliche
Verfahren und finanzielle Instrumente
gestützt werden sollte. Des Weiteren spielen eine aktive,
möglichst zwischen den Akteuren abgestimmte
Öffentlichkeitsarbeit sowie die Unterstützung von
Marketing und Vertrieb eine wichtige Rolle, um ein
überwiegend positives Image für den Kraftstoff zu
schaffen, welches gegenüber nicht ausbleibenden
Negativnachrichten überwiegt.
4. Ziele und Handlungsfelder der Initiative
Erdgasmobilität
Führende nationale und internationale Akteure der
Fahrzeug-, Mineralöl- und Energiewirtschaft haben sich
2011 dazu verpflichtet, die Bundesregierung beim Erreichen
ihrer energie- und klimapolitischen Ziele zu
unterstützen und den Markt für Erdgasmobilität zu entwickeln.
Unter der Schirmherrschaft des Bundesverkehrsministeriums
(BMVI) möchte die Initiative Erdgasmobilität
bis 2020 die bestehenden Markthemmnisse
wie Koordinationsfehler und Informations- sowie Vertrauensdefizite
beseitigen und den Marktanteil von
Erdgasfahrzeugen vervielfachen. Eine Million Erdgasfahrzeuge
im Fahrzeugbestand würden die Treibhaus-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 625

| FACHBERICHTE
|
Neue Technologien
gasemissionen um jährlich bis zu 1,7 Mio. Tonnen CO 2
reduzieren. Die Initiative arbeitet seitdem intensiv an
der Umsetzung der vereinbarten Maßnahmen – ähnlich
wie die Nationale Plattform Elektromobilität oder H 2 Mobility
für die Wasserstoffmobilität.
Die zentralen Handlungsfelder der Initiative wurden
dabei in einer gemeinsamen Absichtserklärung der beteiligten
Unternehmen und Verbände wie folgt zusammengefasst:
• Teil I: Erweiterung und intensivierte Vermarktung
des Fahrzeugangebots
• Teil II: Ausbau der Tankstelleninfrastruktur sowie intensivierte
Vermarktung von Erdgas und Biomethan
• Teil III: Empfehlung, Abstimmung und Schaffung
flankierender politischer Rahmenbedingungen auf
nationaler bzw. europäischer Ebene
• Teil IV: Konsequente Überprüfung der Umsetzung
der Maßnahmen
5. Erweiterung und intensivierte
Vermarktung des Fahrzeugangebots
In der Absichtserklärung haben sich die teilnehmenden
Fahrzeughersteller verpflichtet, ihr Angebot an Erdgasfahrzeugen
deutlich zu erweitern. Darüber hinaus haben
die Initiatoren erklärt, das Sortiment an Erdgasfahrzeugen
intensiver zu kommunizieren und den Einsatz
im öffentlichen Personennahverkehr und für kommunale
Aufgaben zu forcieren. Die im Jahr 2012 eingeleitete
Modelloffensive hat 2013 begonnen, sich im Markt zu
manifestieren. So sind seit Ende 2012 (VW eco up!) bzw.
seit 2013 (SEAT Mii und SKODA Citigo) die neuen Modelle
im Einsteigersegment aus dem Volkswagen-Konzern
verfügbar (s. Bild 2). Mit der Markteinführung der neuen
Modelle wird sich das Marktpotenzial im Laufe des Jahres
2014 gegenüber 2012 verdreifachen. Ursächlich hierfür
sind die hohen Marktanteile der neuen Modellreihen, die
nun mit Erdgasantrieb verfügbar sind oder sein werden.
So wird Ende 2014 bei etwa 25 Prozent aller verkauften
Pkws auch eine Erdgasvariante verfügbar sein, während
dieser Wert 2012 bei lediglich 8,5 Prozent lag.
Entscheidend ist nun, dieses gesteigerte Angebot
auch auf die Straße zu bringen. Nach dem erfolgreich
durchgeführten ersten Schritt der Produktentscheidung
und Fahrzeugentwicklung, wird der zweite
Schritt, begleitende Werbe- und Vertriebsmaßnahmen,
nur in begrenztem Umfang durchgeführt, da sich diese
bisher aufgrund geringer Absatzzahlen nicht rechnen.
Allerdings verhindern bislang fehlende Informationen
und noch bestehende Vertrauensdefizite in die Technologie
bei den Neuwagenkunden eine höhere Marktdurchdringung.
Bei den Erdgasnutzfahrzeugen stand das Jahr 2013
im Zeichen der Vorbereitung auf die Einführung der
Abgasnorm Euro VI, die ab dem 1. Januar 2014 für alle
neu zugelassenen Lkws bindend ist. Scania bietet als
erster Hersteller Gasmotoren in Euro-VI-Ausführung an.
Jene sind entsprechend der lokalen Verfügbarkeit der
Kraftstoffe auf den Betrieb mit Flüssigerdgas (LNG) oder
CNG anpassbar. Iveco hat die Abstimmung seines Erdgasfahrzeug-Produktprogramms
auf Euro VI nahezu abgeschlossen.
Erste Fahrzeuge aus dem Stralis-Programm
sind im Einsatz. Im Laufe des Jahres wird Mercedes-Benz
den Econic sowie einen Bus als Erdgasvariante mit Euro-
VI-Ausführung zum Verkauf anbieten.
LNG gewinnt in der Diskussion um alternative Antriebstechnologien
im nationalen und europäischen
Langstrecken-Straßengüterverkehr rasant an Bedeutung.
Fahrzeuge, die mit diesem Tanksystem ausgestattet
sind, ermöglichen größere Reichweiten als mit reinen
CNG-Tanks. Eine Kombination aus CNG- und LNG-Tank
wiederum erlaubt eine hohe Flexibilität im Einsatz der
Fahrzeuge.
Bild 2. Portfolios der Hersteller
von Erdgas-Pkws, sortiert nach
Fahrzeugsegmenten.
September 2014
626 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
6. Ausbau der Tankstelleninfrastruktur sowie
intensivierte Vermarktung von Erdgas und
Biomethan
In Teil II der Absichtserklärung der Initiative Erdgasmobilität
haben sich die Unterzeichner ambitionierte Ziele
zum Ausbau der Tankstelleninfrastruktur gesetzt. So soll
das Tankstellennetz erweitert, die Kennzeichnung des
Kraftstoffs an der Tankstelle vereinheitlicht und der Anteil
an vorrangig reststoffbasiertem Biomethan bis 2015
auf 20 Prozent gesteigert werden. Der Fokus der Aktivitäten
in 2012 und 2013 lag auf einer Modernisierung
und Konsolidierung des Erdgastankstellennetzes. Seit
Mitte 2012 wurden 38 Standorte neu errichtet. Im gleichen
Zeitraum gingen unrentable oder ältere Erdgastankstellen
vom Markt, so dass der Gesamtbestand von
906 Tankstellen Mitte des Jahres 2012 auf 920 Tankstellen
bis Ende 2013 angestiegen ist. Dem in der
Absichtserklärung formulierten Zielwert von 1300 Erdgastankstellen
bzw. rund zehn Prozent des deutschen
Tankstellennetzes ist die Gaswirtschaft aufgrund der
geringeren Auslastung der bestehenden Tankstellen
nur geringfügig näher gekommen.
Um Investoren von der Rentabilität des Tankstellenausbaus
zu überzeugen, prüft die Initiative Erdgasmobilität
die Einrichtung einer Fokusregion. Dort soll ein Fallbeispiel
entwickelt werden, das Investoren vom Wachstumspotenzial
des Marktes für Erdgasfahrzeuge und dem daraus resultierenden,
attraktiven Verhältnis von Renditeaussichten
und Risikoprofil von Erdgastankstellen überzeugt.
Fortschritte konnten bei der Beimischung von Biomethan
erzielt werden. Das im Verkehrssektor eingesetzte
Biomethan wird zu mehr als 80 Prozent aus Restund
Abfallstoffen gewonnen, wie erdgas mobil und
VERBIO berichten. Es erreicht mit bis zu 97 Prozent
geringeren Treibhausgasemissionen im Vergleich zu
Benzin den höchsten bei Biokraftstoffen möglichen
CO 2 -Effizienzwert [4]. Der Anteil von Biomethan im Erdgaskraftstoff
ist von Mitte 2012 bis Ende 2013 von zehn
auf über 20 Prozent gestiegen (vgl. Bild 3). Damit hat
die Initiative Erdgasmobilität das für das Jahr 2015
selbst gesteckte Ziel bereits zwei Jahre früher erreicht.
Derzeit behindern jedoch die politischen und
marktspezifischen Rahmenbedingungen einen weiteren
Ausbau der Biomethanproduktion. Mittelfristig könnte
diese signifikant einbrechen: Es wird erwartet, dass die
höheren Gestehungskosten von Biomethan im Vergleich
zum günstigeren fossilen Erdgas nicht mehr durch den
Verkaufserlös der gesetzlich vorgeschriebenen Biokraftstoffquote
kompensiert werden können. Ein hoher administrativer
Aufwand bei der Abwicklung der Quotenübernahmeverträge
und das hohe Risiko bei der Absatz- und
Preisentwicklung reduzieren zusätzlich die Wettbewerbsfähigkeit
gegenüber flüssigen Biokraftstoffen.
Anhand einer verstärkten Zusammenarbeit zwischen
den Branchenvertretern konnte an den Markentankstellen
die Akzeptanz der Wort-Bild-Marke ERDGAS
Bild 3. Beimischung von Biomethan zu Erdgas als Kraftstoff, Werte für
2012 und 2013 beruhen auf Schätzungen [erdgas mobil].
Bild 4. Erdgastankstellenbranding an Shell-Tankstelle [Shell 2013].
gesteigert werden. In Abstimmung zwischen BP/Aral
und erdgas mobil wurde ein Branding-Leitfaden erstellt,
der die Darstellung der Wort-Bild-Marke an Aral-Tankstellen
regelt. Auch zwischen Shell und erdgas mobil
wurde gemäß dem Auftrag aus der Absichtserklärung
ein einheitliches Erscheinungsbild für das Erdgasangebot
an Shell-Stationen abgestimmt (vgl. Bild 4). Das
Konzept ermöglicht eine gute Wiedererkennbarkeit und
Kundenorientierung hinsichtlich des Erdgasangebots.
Neben der Ausschilderung vor Ort ist die digitale
Abrufbarkeit der Erdgastankstellenstandorte ein wesentliches
Informationskriterium. Seit Juni bietet erdgas
mobil seine Erdgastankstellen-App kostenlos zum
Download an.
7. Empfehlung, Abstimmung und Schaffung
flankierender politischer Rahmenbedingungen
auf nationaler und europäischer Ebene
Auch die politischen Rahmenbedingungen für einen
erfolgreichen Markthochlauf werden weiterentwickelt.
So wurde die Forderung nach einer Verlängerung der
Energiesteuerermäßigung für Erdgas und Biomethan
als Kraftstoff im Koalitionsvertrag verankert. Seitens der
September 2014
gwf-Gas Erdgas 627

| FACHBERICHTE
|
Neue Technologien
Bild 5. Empfehlungen für politische Rahmenbedingungen zur Entwicklung des Marktes für Erdgasmobilität.
Bundesregierung lobt die Parlamentarische Staatssekretärin
Katherina Reiche das Engagement der Initiative:
„Erdgasmobilität hat Zukunft. Im Rahmen der Mobilitäts-
und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung ist
Erdgas als eine wichtige Option für die künftige Energieversorgung
des Verkehrs im Pkw- und Lkw-Sektor und
in der Schifffahrt identifiziert worden. Erdgas kann als
Kraftstoff zur Verbesserung der Klimabilanz des Verkehrs
beitragen, insbesondere durch die Beimischung
von Biomethan und perspektivisch von Methan, das mit
Strom aus erneuerbaren Energien hergestellt wird.“ [5]
Auf europäischer Ebene misst die „Richtlinie zum
Aufbau einer Infrastruktur für alternative Kraftstoffe“
(AFI-Richtlinie) Erdgas und Biomethan eine zukünftig
wichtige Rolle zu. Bis 2020 soll in Agglomerationen sowie
bis 2025 auf den wichtigsten EU-Straßenverbindungen
(TEN-T Netz) die Versorgung mit Erdgastankstellen
und damit eine EU-weite grenzübergreifende Erdgasmobilität
sichergestellt sein [6]. Die Mitgliedsstaaten
werden verpflichtet, innerhalb von zwei Jahren bei der
Europäischen Kommission einen Maßnahmenkatalog
zur Erreichung dieser Ziele vorzulegen. Die dena bietet
dabei den nationalen Ministerien und auch der EU-
Kommission Unterstützung bei der Erarbeitung an.
Auf Druck der Initiative Erdgasmobilität und der
Bundesregierung wird in der EU-AFI-Richtlinie das Problem
der bislang nicht vergleichbaren Preise von Benzin
und Erdgas berücksichtigt: Die Richtlinie sieht auf
Grundlage der Arbeitsergebnisse der Initiative vergleichbare
Preisangaben für Benzin und Erdgas an Tankstellen
vor.
Einen Überblick über die politischen Maßnahmen,
deren Umsetzung im Rahmen der MKS und des Clean
Power for Transport Package von der Initiative empfohlen
wird, bietet Bild 5.
Dabei sind viele der genannten Maßnahmen nicht
nur für die Erdgasmobilität relevant, sondern auch für
die Elektro- und Wasserstoffmobilität: Für alle alternativen
Antriebe stellt sich z. B. die Herausforderung einer
vergleichbaren Preisauszeichnung, eines höheren Leergewichts
durch Batteriepacks oder Drucktanks und einer
mangelnden Berücksichtigung in der öffentlichen
Beschaffung.
8. Entwicklung des Absatzes von Fahrzeugen
und Kraftstoff
Der deutsche Fahrzeugmarkt ist 2013 deutlich geschrumpft.
Mit gut 3,4 Millionen Fahrzeugen wurden
September 2014
628 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
Bild 6. Neuzulassungen von Kraftfahrzeugen (ohne Krafträder) im Jahr 2013 sowie Veränderung der Neuzulassungen
gegenüber dem Jahr 2012 [8].
Bild 7. Szenarien zum Absatz von Erdgas als Kraftstoff im Straßenverkehr.
etwa vier Prozent weniger verkauft als im Vorjahr. Dem
Trend entgegenstellen konnten sich die alternativen
Antriebe. Lag der Anteil der Erdgasfahrzeuge am Gesamtfahrzeugmarkt
2012 noch bei 0,18 Prozent der
Neuzulassungen, stieg er 2013 mit 8 899 verkauften
Einheiten auf 0,26 Prozent. Dies ist eine Absatzsteigerung
von 38 Prozent gegenüber dem Vorjahr (s. Bild 6).
Wie bei der Elektromobilität beruht diese Entwicklung
entscheidend auf dem Angebot neu verfügbarer Fahrzeugmodelle.
2014 setzt sich dieser Effekt fort: Im ersten
Halbjahr sind die Absatzzahlen um weitere 11 Prozent
gegenüber dem Vorjahreszeitraum gestiegen [7].
Der Absatz von Erdgas und Biomethan als Kraftstoffe
lag 2011 bei 2,16 Millionen MWh [9]. Nach Schätzung
von erdgas mobil stieg der Wert für 2012 mit 2,2 Millionen
MWh und 2013 mit 2,25 Millionen MWh leicht an:
Dies entspricht einem Anteil von 0,36 Prozent am
Kraftstoffmarkt. Der Absatz von Erdgas als Kraftstoff ist
damit seit 2011, trotz wachsenden Fahrzeugbestands,
in etwa konstant geblieben. Eine Ursache liegt in der
Substitution alter durch neue, effizientere Fahrzeuge.
Bild 7 zeigt auf, dass daher eine Fortschreibung der
Wachstumsrate wie von 2012 auf 2013 bei Weitem
nicht ausreicht, um die großen Potenziale am Kraftstoffmarkt
zu heben.
9. Fazit
Erdgasmobilität kann bereits heute aufgrund des bestehenden,
technisch ausgereiften Angebotes an effizienten
Pkw- und Nutzfahrzeugmodellen sowie unter Nutzung
September 2014
gwf-Gas Erdgas 629

| FACHBERICHTE
|
Neue Technologien
von Biomethan zur Senkung von Treibhausgasemissionen
beitragen.
Bisher wird Erdgas jedoch noch nicht als Imageträger
in der Öffentlichkeit wahrgenommen. Dafür bedarf
es zukünftig einer erheblichen Steigerung von Marketing
– und Vertriebsmaßnahmen sowie der Öffentlichkeitsarbeit
der Marktakteure, welche durch eine aktive
Rolle der Politik flankiert werden sollte. Ein wichtiges
Zeichen für die Branche und deren Planungssicherheit
wäre im ersten Schritt die Verlängerung der Energiesteuerermäßigung
über 2018 hinaus, um die aktuell
noch höheren Anschaffungskosten der Fahrzeuge auszugleichen.
Die Initiative Erdgasmobilität bietet dafür allen Akteuren
eine gemeinsame Umsetzungs- und Diskussionsplattform
für Maßnahmen, die aus dem Problem löser
Erdgas auch einen Imageträger machen können.
[4] A.a.O.
[5] Deutsche Energie-Agentur (dena): Pressemitteilung „Erdgasfahrzeuge:
Anzahl der Modelle verdoppelt, 38 Prozent mehr
Absatz“ vom 26.05.2014. http://www.dena.de/presse-medien/pressemitteilungen/erdgasfahrzeuge-anzahl-der-modelle-verdoppelt-38-prozent-mehr-absatz.html?tx_dscover
view%5Bliste%5D=1&txdscoverview%5Bpluginid%5D=345.
[6] Europäische Kommission: Directive of the European Parliament
and of the Council on the deployment of alternative
fuels infrastructure. Entwurf vom 15.04.2014. Brüssel.
[7] Kraftfahrt-Bundesamt: Neuzulassungen. Flensburg, 2014.
[8] A.a.O.
[9] Statistisches Bundesamt: Energiesteuerstatistik. In: Finanzen
und Steuer - Energiesteuer - Fachserie 14 Reihe 9.3 – 2012.
Wiesbaden, 2013.
Literatur
[1] Umweltbundesamt: Nationale Trendtabellen für die deutsche
Berichterstattung atmosphärischer Emissionen, 1990 –
2012. Dessau-Roßlau, 2013.
[2] Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur:
Verkehrsprognose 2030. Berlin, 2014.
[3] Deutsche Energie-Agentur (dena): Erdgas und Biomethan
im künftigen Kraftstoffmix. Handlungsbedarf und Lösungen
für eine beschleunigte Etablierung im Verkehr. Aktualisierte
Fassung. Berlin, 2011.
Autor
Stefan Siegemund
Bereichsleiter Energieeffiziente
Verkehrssysteme |
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) |
Berlin |
Tel: +49 30 72 61 65 – 600 |
E-Mail: Siegemund@dena.de
| WA FACHBERICHTE 2-SPALTIG
|
hier erstes Schlagwort
Parallelheft gwf-Wasser | Abwasser
In der Ausgabe 9/2014 lesen Sie u. a. folgende Beiträge:
Schwarz u. a.
Ripl u. a.
Tennhardt
Charakterisierung von Pektinlösungen in Hinblick auf den Einsatz zur Wasserreinigung
Systematik und Vorgehensweise bei der Erstellung von Spülplänen zur Reinigung
von Wasserverteilungsnetzen mittels „Spülen mit klarer Wasserfront“
Bewertung von Trinkwasserversorgungsnetzen – neue Kennzahlen: Systemindex
Trinkwassernetz (SIT) und Nachhaltigkeitsindex (I N )
Jardin 100 Jahre Belebungsverfahren – Jubiläumskonferenz in Essen vom 12. bis zum 14. Juni 2014
September 2014
630 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
Bereit für den
Außeneinsatz?
Als Kalibriertechniker im Außeneinsatz haben Sie es nicht leicht: Sie müssen
sich mit vielen Dingen gut auskennen und führen eine Vielzahl an Geräten mit
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Datenerfassung zeitaufwändig und kompliziert, während die Forderung nach
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 631

| FACHBERICHTE
|
Kraft-Wärme-Kopplung
Hemmnisse und Lösungswege zum
BHKW-Ausbau
Kraft-Wärme-Kopplung, BHKW-Ausbau, EEG, EuWG
Jürgen Stefan Kukuk
Über den Vorteil von kleinen Anlagen zur gekoppelten
Erzeugung von Wärme und Strom im häuslichen
Bereich wurde in der Vergangenheit viel berichtet,
ihre spezifischen Vorteile sind hinlänglich bekannt.
Bereits vor zwei Jahren wurde Mikro-KWK-Anlagen
ein besonderer Raum im KWK-Gesetz eingeräumt.
In Anbetracht des sehr großen Nachholbedarfs zur energetischen
Sanierung des Wohnungsbestandes in Deutschland
– 70 Prozent der Heizungsanlagen sind nicht mehr
auf dem technischen Stand – stellt sich die Frage, warum
nicht eine flächendeckende Einführung von kleinen
BHKW-Anlagen auch im Bestand, insbesondere im Geschosswohnungsbau,
die dringend benötigte Effizienzsteigerung
im Gebäudebereich erbringen könnte.
Die Kosten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes drohen
außer Kontrolle zu geraten. Vor dem weiteren Zubau von
Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen sind dringend Systeme
zur sicheren Grundlastversorgung und Netzstabilisierung
erforderlich. Gerade hier können KWK-Anlagen,
die bedarfsweise vom Netzbetreiber geschaltet werden,
einen wertvollen und kostengünstigen Beitrag leisten.
Insbesondere der Geschosswohnungsbau als bedeutendste
Wärmesenke sollte wegen der höheren Wirkungsgrade
das Ziel des weiteren KWK-Ausbaus sein.
In einer großen Bandbreite stehen heute Ottomotoren,
Stirlings und Brennstoffzellen als BHKWs zur
Verfügung. Ihr Platzbedarf ist vergleichsweise gering,
ihr hoher technischer Stand konnte in der Praxis bereits
nachgewiesen werden.
Avoiding barriers for cogeneration
The German heating market provides a very large
potential for the reduction of CO 2 ; a large number of
residential buildings with several floors have an outdated
heating technology. In this case a micro-cogeneration
of heat and power could be a unique chance
to renew heating systems and economize CO 2 by energy
efficiancy.
Currently, the rules for financial support and tax valuation
are still too complicated, feeding energy into
the public grid is not yet remunerated correctly. Domestic
cogeneration can be the perfect supplier, when
it comes to the residual electricity demand in a renewable
electricity world.
As a solution will be proposed to combine that the
existing financial grants and tax benefits to an adequate
unique feed-in tariff, that makes the invest into
cogeneration valuable to any proprietor.
1. Paradigmenwechsel erforderlich
Einerseits wird die Anschaffung eines BHKW durch KfW
und BAFA gefördert, eine KWK-Zulage und die Energiesteuerbefreiung
versprechen wertvolle Hilfen beim
Betrieb, jedoch lohnen sich diese stromerzeugenden
Heizungen nur, wenn mehr als die Hälfte des erzeugten
Stroms tatsächlich durch den Betreiber auch selbst
verbraucht wird. Schon deshalb, weil der durch zahlreiche
Abgaben belastete Strompreis weiter zu steigen
droht, während der börsennotierte Großhandelspreis als
Grundlage für die Einspeisevergütung durch verzerrte
Marktverhältnisse weiter nach unten wandert (Bild 3).
Die Definition der Verwendung des Stroms aus KWK-
Anlagen darf in Zukunft nicht mehr zwischen Eigenverbrauch
und Netzeinspeisung unterscheiden, die Netzeinspeisung
des Stroms erbringt eine wichtige Aufgabe
zur Unterstützung des Verteilnetzes und zur Bereitstellung
von festen Strommengen mit der Option des
Lastmanagements. Es darf nicht sein, dass Stromspeicher
zur Optimierung des Eigenverbrauchs noch von
der öffentlichen Hand bezuschusst werden.
Die Einspeisung von KWK-Strom – insbesondere
wenn dieser vom Netzbetreiber gesteuert werden kann
– erfüllt eine wichtige Funktion zur Netzstabilisierung
vor allen Dingen im Zusammenhang mit der Erzeugung
erneuerbarer Energien. Die Abschaltung von Kernkraftwerken
bis zum Jahr 2022 wird zusätzliche Anforderungen
an die Versorgung mit Grundlaststrom stellen.
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632 gwf-Gas Erdgas

Kraft-Wärme-Kopplung | FACHBERICHTE |
2. Anreize zur Gebäudesanierung
Angesichts der Gefahr, dass trotz der gewaltigen finanziellen
Anstrengungen das CO 2 -Einsparziel von 40 Prozent
bis zum Jahr 2020 nicht erreicht wird, ist die
Beschleunigung der energetischen Sanierung unseres
Baubestands dringend geboten. In ca. 10 000 000 Fällen
müssen Heizungsanlagen ausgetauscht werden gegen
moderne Anlagen, der Mehraufwand zum Einsatz
von BHKW-Technik wäre daher vertretbar, er muss nur
möglich gemacht werden. Hinsichtlich seiner Wirkung
auf die Treibhausgasemissionen wäre dies der Weg, der
die geringsten Kosten verursacht.
3. Dschungel aus Gesetzen und Vorschriften
Bau und Betrieb von KWK-Anlagen werden zunächst im
KWK-Gesetz behandelt, doch greifen viele weitere
Gesetze in den Betrieb der Anlagen mit hinein, zum
Beispiel das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und das
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Sollte ein BHKW in
einem Mietobjekt betrieben werden – und dieses wäre
sein optimaler Einsatzbereich –, sind die Neufassung
der Wärmeliefer-Verordnung sowie das Bürgerliche Gesetzbuch
(BGB) mit den allgemeinen Vorschriften zur
Mieterhöhung zu beachten. Das Energiesteuergesetz
regelt die Energiesteuerentlastung. Das Einkommensteuergesetz
und das Umsatzsteuergesetz behandeln
die Abschreibung, die Gewinnverwendung und die
unter nehmerische Einspeisung kleiner Strommengen.
Weitere Beachtung findet die EnEV und das EEWärmeG.
Die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme im
häuslichen Maßstab ist eine vergleichsweise neue Technik.
Der Ordnungsrahmen wurde bisher unzureichend
auf den privaten Betrieb dieser „stromerzeugenden Heizung“
angepasst. Wenn wir erfolgreich sein wollen,
dann werden wir dieses niemals nur mit neuen finanziellen
Anreizen erreichen – und seien sie noch so hoch –,
sondern insbesondere mit einer Verschlankung und
Vereinfachung der ordnungspolitischen Rahmenbedingungen.
Intelligente Energietechnik verlangt eben auch
intelligente Rahmenbedingungen (vgl. Bild 1).
4. Technische, wirtschaftliche, gesetzliche
und fiskalische Hürden
Lange noch haben BHKW nicht den Verbreitungsgrad,
den wir uns wünschen.
In einem Einfamilienhaus mit einer baulichen Hülle,
die dem Stand der Technik entspricht, ist häufig die
Wärmelast zu gering; ebenfalls der Eigenstromverbrauch
– und nur dieser macht den Betrieb eines BHKW lohnend
– reicht für das gute wirtschaftliche Ergebnis nicht aus.
Mehrfamilienhäuser bieten zwar eine gute Wärmesenke
und auch das Potenzial des Stromverbrauchs
innerhalb des Hauses, doch sind die vertraglichen
Konstruktionen, die Mieter mit Eigenstrom zu versorgen,
kompliziert und rechtlich wenig erprobt. Bisher sieht das
EEG die volle Belastung der Umlage auch bei Absatz des
Bild 1. Kosten und Erlöse von Mikro-KWK Anlagen entsprechend ihrer
elektrischen Leistung in ct/kWh el ohne Investment, Einbindung und Finanzierung
/ bei 5000 h/a. Quelle: ASUE-Berechnung/Stand 8/2014
Bild 2. Wert der Investition in Abhängigkeit vom Eigenstromanteil (am
Beispiel eines 5 kW el BHKW).
Stroms innerhalb des Mietobjektes vor; leider ändert
auch das neue EEG 2014 nichts daran. Ebenfalls Contracting-Unternehmer
können im Wohnungsbau kaum interessante
Versorgungsangebote machen. Darüber hinaus
tragen sie das Risiko, für einen Eigentümerwechsel ihre
Dienstleistung nicht im Grundbuch absichern zu können.
Allen voran erschwert jedoch die Trennung der Interessensphäre
eine anlagentechnische Erneuerung, weil
ein Hausbesitzer noch immer nicht an einer Einsparung
der Heiz- und Energiekosten interessiert sein muss (Bild 2)
5. Komplizierte steuerliche Bewertung
Wer Strom als Koppelprodukt zur Heizungswärme
produziert und in das öffentliche Netz einspeist, wird
nach derzeitiger Rechtsauffassung automatisch zum Unternehmer
und damit umsatzsteuerpflichtig. Für den privaten
Betreiber einer KWK-Anlage entsteht dadurch ein
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gwf-Gas Erdgas 633

| FACHBERICHTE
|
Kraft-Wärme-Kopplung
Bild 3. Kraft-
Wärme-Kopplung
im
Vergleich mit
getrennter
Strom- und
Wärmeerzeugung.
bedeutender Mehraufwand. Die zu Grunde liegenden Bewertungsmaßstäbe
für Strom und Wärme, die selbst verbraucht
werden, bestehen aus widersprüch lichen Dienstanweisungen
der Oberfinanzdirektionen. Sollte der Strom
innerhalb des Hauses an die Mieter verkauft werden – soweit
dieses im Mietvertrag ver einbart ist –, wäre dies als
Nebensache wiederum umsatzsteuerfrei, der Eigenverbrauch
wiederum wäre umsatzsteuerpflichtig; dieses auseinander
zu rechnen wird rasch unverständlich.
Nicht viel einfacher ist die einkommensteuerliche Behandlung,
nur werden über die Umsatzsteuer andere Maßstäbe
angewandt. Zwischen den Abschreibungsmöglichkeiten
für die Anschaffung und Betrieb einerseits und der
Einschätzung der Finanzbehörde, einer fehlenden Gewinnerzielungsabsicht
andererseits, existiert nur ein schmaler
Grat. Sollte das BHKW wiederum optimal gefahren werden
und Strom und Wärme werden zu 90 % selbst verbraucht,
verneint das Finanzamt die steuerliche Abschreibungsmöglichkeit
wegen der überwiegend privaten Nutzung,
möglicherweise muss dann rückwärts gerechnet werden.
Wir wissen, dass Förderanträge stets vor der Entscheidung
zur Investition bewilligt vorliegen müssen, dieses
steht jedoch im Widerspruch zu der Möglichkeit, im Hinblick
auf die Anschaffung bereits während der Planungsphase
eine Ansparabschreibung geltend machen zu können.
Werden KWK-Anlagen im Rahmen eines Contractings an
Dienstleistungsunternehmen, zum Beispiel Stadtwerke,
vergeben, droht die För derung durch De-minimis-Regelungen
oder Konzernklausel herauszufallen.
6. BHKW und EnEV
Glücklich können wir uns schätzen, dass ein BHKW als
Bestandteil der Heizung durch die angemessene Bewertung
des eingespeisten Stroms die Voraussetzungen
der EnEV auch nach 2016 erfüllen wird, wenn auch noch
nicht alle Rechenprogramme, die auch von den Baubehörden
angewandt werden, den Vorteil der hocheffizienten
Stromerzeugung entsprechend ausweisen. Hier
hoffen wir auf eine schnelle Bereinigung.
7. Lösungswege
In der vorausgegangenen Argumentation konnte ich
darlegen, wie dringend eine ganzheitliche Erfassung
des Tatbestands der gekoppelten Erzeugung von Strom
und Wärme in Wohnungs- und Gewerbeimmobilien ist.
Zugleich haben wir erkannt, dass wir in Deutschland –
gerade im Zusammenhang mit der anlagentechnischen
Sanierung unseres Baubestands – der Energiewende
zum Erfolg verhelfen können – und zwar bezahlbar.
Wir müssen der KWK im Wohnungsbau einen ei genen
gesetzlichen Rahmen geben, wenn wir sie zum Erfolg
führen wollen. Der Einbau einer „strom erzeugenden Heizung“
soll so selbstverständlich sein wie der Betrieb eines
Brennwertkessels. Sauber, zu verlässig und unkompliziert.
Es darf nicht mehr unterschieden werden müssen
zwischen dem eigenen Stromverbrauch und der Netzeinspeisung,
denn in der Netzbilanz besteht hierin
kein Unterschied. Der gesamte erzeugte Strom wird
ein gespeist und entsprechend mit einem adäquaten
Anteil des Strompreises vergütet. Die Betriebsbereitschaft
wird mit einem monatlichen Leistungsentgelt
honoriert.
• Anlagen, die in Wohnungen im Zusammenhang mit
der Erzeugung von Raumwärme privat oder durch
einen Contractor betrieben werden, sollten einer
gesonderten Regelung unterworfen werden.
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634 gwf-Gas Erdgas

Kraft-Wärme-Kopplung | FACHBERICHTE |
• Zur Vereinfachung sollten verschiedene Fördertöpfe
zusammengefasst werden, mit dem Ziel einer raschen
Umsetzung im Gebäudebestand, insbesondere
dort wo alte Heizungsanlagen betrieben werden.
• Im neu zu fassenden KWK-Gesetz muss noch einmal
stärker zum Ausdruck kommen, dass KWK netzdienlich
ist, insbesondere wenn der Netzbetreiber die Anlage
– nach angemessenen Regeln – steuern kann.
• Hierzu kann neben einem Einspeisungsgeld auch ein
angemessener Leistungspreis vorgeschrieben werden.
• Die im Ausland praktizierte Handhabung des rückwärtslaufenden
Stromzählers könnte verwandelt werden
in ein Modell, indem der KWK-Betreiber und der
Stromnetzbetreiber in symbiotischer Weise Flexibilität
und Versorgungssicherheit vereinbaren können.
Es kann nicht die Aufgabe des Vermieters als KWK-Betreiber
sein, für den Verkauf des Stroms im eigenen
Hause zu sorgen. In einer arbeitsteiligen Gesellschaft
wäre dies nicht effizient.
Mit dem Stromnetzbetreiber kann abgestimmt
werden, die KWK-Anlage bedarfsweise an- oder
ab zuschalten, somit deckt sie die Anforderungen einer
zukünftigen Integration in die Welt der Erneuerbaren
Energien. Schnell wird der Stromnetzbetreiber erkennen,
wie wertvoll es ist, dezentral erzeugten Strom auf dem
kurzen Wege umzuverteilen.
Die KWK ist hoch wirtschaftlich, wenn der gesetzliche
Rahmen ihr die richtige Grundlage gibt. Die hocheffiziente
gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme
kann sich flexibel auf die neuen Aufgaben unserer
Energielandschaft einstellen. Sie ist modern, anpassungsfähig,
zuverlässig und klimaschonend.
Der Klimaschutz im Wohnungsbau mit dem Ziel der
weitgehenden CO 2 -Vermeidung kann langfristig nur
realisiert werden, wenn entsprechende Gutschriften über
die Kraft-Wärme-Kopplung zugerechnet werden können.
Was wir brauchen, ist der hierzu passende Ordnungsrahmen
und die wohlwollende Kompetenz aller Beteiligten.
Autor
Jürgen Stefan Kukuk
Geschäftsführer |
ASUE e. V. |
Berlin |
Tel.: +49 30 / 22 19 13 49-0 |
E-Mail: kukuk@asue.de
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 635

| FACHBERICHTE
|
Kraft-Wärme-Kopplung
Gasbetriebene Blockheizkraftwerke und
passende Adsorptionskältemaschinen
Fortschrittliche KWKK Systeme erzeugen günstig und ökologisch sinnvoll
Strom, Wärme und Kälte
Kraft-Wärme-Kopplung, KWKK, BHKW, Adsorption, Sorption
Uwe Eckstein
Heizen, kühlen, Strom erzeugen: Möglich ist dies mit
einem System bestehend aus einem Blockheizkraftwerk
(BHKW) und einer Adsorptionskältemaschine
(AdKM) der Firma InvenSor. BHKWs erzeugen aus
dem Brennstoff Strom und Abwärme. Der Strom wird
entweder vor Ort verbraucht oder in das Stromnetz
eingespeist. Die Wärme kann im Heizungssystem des
Objektes verbraucht werden, in ein Wärmenetz eingespeist
werden oder von der AdKM genutzt werden.
Die Maschinen von InvenSor nutzen warmes Wasser
als Antriebsenergie um kaltes Wasser bereitzustellen.
Die großen Vorteile des Adsorptionsprozesses: er arbeitet
fast ohne Strom, wodurch massive Einsparung
an elektrischer Energie möglich wird, und er nutzt als
Kältemittel reines Wasser, was deutliche Vorteile für
Umwelt und Klimaschutz bedeutet. Installationen mit
BHKW und AdKM werden Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlagen
(KWKK) genannt. Sie zeichnen sich
durch sehr hohe Wirkungsgrade und lange jährliche
Laufzeiten aus.
Gas-fired CHP combined with Adsorption Chiller
Heating, cooling and generating electricity: this is
possible with a system consisting of a Combined Heat
and Power unit (CHP) and an Adsorption Chiller
(AdCh) from InvenSor. CHP units produce heat and
electricity from the fuel (in most cases natural gas).
Electricity is consumed either on-site or fed into the
electrical grid. Heat can be forwarded to the heating
system of the object, fed into a district heat network or
used by the AdCh unit. InvenSor chillers use hot water
as a driving energy to provide cold water. The big
advantages of the adsorption process: it works almost
without electricity allowing massive savings of energy
and it uses pure water as refrigerant leading to great
advantages for the environment and climate protection.
Installations with CHP and AdCh are called trigeneration
systems. They are characterized by high
efficiencies and a large number of annual hours of
operation.
Dezentrale Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
und Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK) bilden einen
immer wichtigeren Teil der deutschen Energieversorgung.
Bereits bis zum Jahr 2020 soll der Anteil hocheffizienter
KWK-Anlagen an der Stromerzeugung gemäß
KWK-Gesetz von heute etwa 15 % auf 25 % gesteigert
werden. Unter KWK versteht man die gleichzeitige Umwandlung
von Primärenergie in mechanische bzw. elektrische
Energie und nutzbare Wärme. Die Bandbreite der
thermischen Leistung von KWK-Anlagen erstreckt sich
von einigen wenigen Kilowatt, ausreichend zur Wärmeversorgung
einzelner Gebäude, bis hin zu mehreren
hundert Megawatt, womit ganze Siedlungs- und Industriegebiete
mit (Prozess-) Wärme versorgt werden können.
Zumeist basieren diese Anlagen auf einem gasbetriebenen
Blockheizkraftwerk (BHKW). Dies sind Geräte,
die meist mittels Verbrennungsmotoren Generatoren
zur Stromerzeugung antreiben. Bei Brennstoffzellen erfolgt
die Wandlung von Primärenergieträger in Strom
und Wärme auf elektrochemischem Wege. BHKWs sind
vielseitig einsetzbar und sparen gegenüber konventioneller
Technik bis zu 50 % Primärenergie für die Bereitstellung
der gleichen Nutzenergie und – je nach eingesetzter
Primärenergie – sogar bis zu 80 % CO 2 -Emissionen
ein.
Doch es geht noch effektiver, wenn zusätzlich zu
Strom und Wärme auch Kälte benötigt wird. Hier können
KWKK-Anlagen eingesetzt werden. Solche Kombinationen
haben ein erhebliches Potenzial, da in
Deutschland der Kältebedarf von Industrie und Gewerbe
kontinuierlich steigt. Etwa 22 % des Kältebedarfs (BI-
NE Informationsdienst Nr.20) wird in Deutschland für
die Klimatisierung von Gebäuden verwendet. Ob Büros,
Banken, Möbelhäuser, Tankstellen, Industrielle Prozesse
September 2014
636 gwf-Gas Erdgas

Kraft-Wärme-Kopplung | FACHBERICHTE |
oder Rechenzentren: kaum ein größeres, gewerblich
oder industriell genutztes Gebäude kommt ohne technisch
erzeugte Kälte aus. KWKK-Anlagen sind dafür sozusagen
der Königsweg der dezentralen Energieversorgung
und der Energieeffizienz.
Die InvenSor GmbH hat spezielle Kältemaschinen
entwickelt, welche die Abwärme von BHKWs, industriellen
Prozessen, Fernwärme oder Solarthermie besonders
effizient als Antriebsenergie nutzen. Im Vergleich zu
herkömmlicher Kältetechnik sparen sie damit bis zu 70
Prozent Strom ein. Ingenieuren des Unternehmens ist es
gelungen, anstatt des üblichen Silicagels auch so genannte
Zeolithe in den Adsorptionsmaschinen mit ausgezeichneten
Wirkungsgraden einzusetzen. Dank dieser
Innovation erreichen diese Kältemaschinen bereits
bei 65 °C Antriebstemperatur fast 100 Prozent ihrer Leistung.
Wasser dient als umweltfreundliches Kältemittel,
was vor dem Hintergrund der immer strengeren Regulierungen
in diesem Bereich ein weiterer großer Pluspunkt
ist. Alle InvenSor Kältemaschinen sind serienmäßig
auf den Anschluss an das Internet vorbereitet, so
dass Unterstützung bei der Inbetriebnahme und Betriebsüberwachung
auch aus der Ferne möglich ist.
Und wie funktioniert die Adsorptionstechnologie innerhalb
der Kältemaschine? Die eigentliche Kälteerzeugung
erfolgt wie bei anderen Geräten im Verdampfer.
Dort wird durch niedrigen Druck und einen nachgeschalteten
Adsorber das Kältemittel Wasser besonders
effizient verdampft und abgesaugt. Unter Adsorption
versteht man die Anlagerung von Atomen oder Molekülen
an Oberflächen von Festkörpern. In den Adsorbern
der InvenSor Geräte werden während der Adsorptionsphase
Wassermoleküle am Adsorbermaterial angelagert.
Nach Sättigung des Prozesses wird der Adsorber in
der Desorptionsphase mit Hilfe der Abwärme z. B. aus
dem BHKW regeneriert. Gleichzeitig übernimmt ein
zweiter Adsorber die Funktion des ersten. Um eine kontinuierliche
Kälteerzeugung zu ermöglichen, werden also
zwei im Kälteerzeuger angeordnete Adsorber im
Wechsel betrieben. Die Maschine verhält sich für die
Kälteanwendung wie ein Kaltwassersatz. Die Kaltwassertemperaturen
liegen je nach Spezifikation und Betriebspunkt
zwischen 9 °C und 20 °C.
1. Aktuelle Referenzen für innovative
KWKK-Projekte
1.2 Fortschrittliche Verkaufs- und Büroraumkühlung
in einem Möbelhaus
Eine KWKK-Anlage kühlt seit Anfang 2012 das größte
Rattan- und Flechtmöbelhaus in Bayern – das Möbelhaus
MÖM. Die mehrfach prämierte AdKM erzeugt aus
der Abwärme des BHKWs Kälte, mit der die über
2 000 m 2 große Fußbodenkonstruktion der Verkaufsräume
und die Büros des Inneneinrichters gekühlt werden.
Dadurch werden sehr hohe Laufzeiten erreicht. Die Gesamtanlage
besticht durch eine exzellente Wirtschaftlichkeit
mit einem Kapitalrücklauf von gerade einmal
fünf Jahren.
Aufgrund des massiven Wachstums der Firma wurde
das ursprüngliche Firmengebäude schnell zu klein und
war außerdem energetisch nicht mehr zeitgemäß. Deshalb
entschied man sich für einen modernen Neubau.
Das neue Gebäude wurde im Dezember 2011 bei einem
großen Fest feierlich eröffnet.
Nach einer ersten Kostenschätzung durch die Planer
der WBT GmbH im Jahr 2010 für den Einbau einer solchen
Anlage war die Firma MÖM überzeugt, dass diese
Lösung die richtige wäre. Der Vorschlag für eine flächendeckende
Fußbodenheizung, mit der im Winter geheizt
und im Sommer gekühlt wird, war plausibel und
auch im Nachhinein sicherlich die richtige Entscheidung.
1.2.1 Heizung und Kühlung über die Fußbodenkonstruktion
Nach einer intensiven Planungsphase im Jahr 2011
entschied man sich für ein mit Flüssiggas betriebenes
BHKW der Firma KW Energie mit 28 kW thermischer
Leistung und 12 kW elektrischer Leistung sowie eine
InvenSor Adsorptionskältemaschine LTC 10 plus (Nennleistung
10 kW) mit integrierter Hydraulik und trockener
Rückkühlung. Dabei arbeitet die LTC (Low Temperature
Chiller) bei besonders niedrigen Antriebstemperaturen
mit reinem Wasser als Kältemittel und reduziert so neben
dem Stromverbrauch auch den Einsatz klimaschädlicher
Kältemittel. Mit dem Einsatz der InvenSor AdKMs
wurden sehr gute Erfahrungen gemacht, da sie sehr zuverlässig
arbeiten, einfach zu bedienen sind und perfekt
mit BHKWs harmonieren. Die Kältemaschine nutzt die
Abwärme des BHKWs als Antrieb und erhöht so die Auslastung
des BHKW (Betriebsstunden des BHKW im Jahr
2012: 5 350) und damit den Nutzwert der Gesamtanlage.
Die produzierte Kälte in Form von Wasser wird dann mit
einer Temperatur von circa 16-18 °C in die Fußbodenanlage
gepumpt, um das Gesamtgebäude im Sommer zu
kühlen, bei Heizphasen beträgt die eingeleitete Wassertemperatur
circa 23-28 °C.
Ein weiterer interessanter Aspekt der Anlage ist, dass
sich die AdKM ihre Antriebswärme nicht direkt vom BHKW
holt. Die Abwärme, die das BHKW produziert, heizt die
4 000 Liter Wasser im Warmwasserpufferspeicher an und
bei einem Bedarf für Klimatisierung bedient sich die AdKM
aus diesem Speicher. Der Vorteil dieser Konstruktion: Start-
Stopp-Vorgänge des BHKW können so vermieden werden.
Ein Kaltwasserspeicher ist bei dieser Anlage im Gegensatz
zu vielen anderen KWKK-Anlagen nicht notwendig. Die
7 800 Liter fassende Fußbodenkühlung hält die Kälte vor
und agiert ähnlich wie ein Pufferspeicher.
Für die Heizung des Fußbodens wurde neben dem
BHKW ein Gasbrennwert-Spitzenlastkessel installiert,
der 70 kW/h abdecken kann. Die mit Flüssiggas arbeitende
Gastherme wird nur in den Spitzenzeiten im Win-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 637

| FACHBERICHTE
|
Kraft-Wärme-Kopplung
Technische Fakten der Anlage im Möbelhaus MÖM
Kühlsystem:
InvenSor Adsorptionskältemaschine
LTC 10 plus mit 10 kW Nennleistung
und integrierter Hydraulik, geschlossene
trockene Rückkühlung
Antriebswärme: KW Energie BHKW Typ -12G-4 AP
mit 28 kW thermischer und 12 kW
elektrischer Leistung, 4 000 Liter
Pufferspeicher. Gas-Spitzenlastkessel
Remeha 70 kW/h
Klimatisierung: Fußbodenkühlung (2000 m 2 ) und
Konvektoren mit Kampmann-Lüfter
Installation: Mai 2012
Strombedarf/Jahr: 75000 kW/h
Wärmebedarf/Jahr: 234000 kW/h
Voraussichtliche Amortisation: 5 Jahre
ter dazu geschaltet, da ansonsten die Abwärme des
BHKW, die an den Warmwasserpufferspeicher weitergeleitet
wird, für die Heizung des gesamten Komplexes
voll ausreicht. Aufgrund der Heizlastberechnung und
der daraus resultierenden Installation der Betonkernaktivierung
im Fußboden (langsames Heiz- und Kühlverhalten)
hat die Spitzenlasttherme in den vergangenen
12 Monaten eine Laufzeit von bislang nur 10 Stunden.
Anders als auf den 2 000 m 2 Verkaufsflächen im Erdgeschoss
lohnte es sich nicht, eine Fußbodenheizung
auf der kleineren Bürofläche im ersten Stock des Neubaus
zu installieren. Hier wird über Konvektoren mit
Lüftern gekühlt, die ebenfalls mit dem Pufferspeicher
und der AdKM verbunden sind.
1.2.2 Halbierung der Betriebskosten durch
KWKK-Anlage
Nachdem die KWKK-Anlage inzwischen seit über 12 Monaten
ihren Dienst verrichtet, gibt es bereits die ersten Vergleichsergebnisse.
In dem alten Gebäude war eine Fläche
von 600 m 2 , die von einem Ölkessel (Baujahr 1992) geheizt
wurden. Der Verbrauch lag hier bei circa 25 000 Liter/Jahr.
Die Energiekosten waren also enorm hoch (circa 1 650 €
pro Monat). Die Berechnungen der WBT sahen für die neue
Anlage eine Kosteneinsparung von circa 35 % vor, also eine
Summe von insgesamt etwa 1250 € pro Monat für Strom
und Gas. Nach zwölf Monaten wurden die neuen Berechnungen
erstellt. Es ergab sich für 2012 ein Preis von nur
730 € pro Monat für Strom und Gas, also wurden die Betriebskosten
um mehr als die Hälfte gesenkt, obwohl die
Fläche viel größer ist als vorher. Das zeigt, wie gut das Gesamtsystem
arbeitet und die Erwartungen wurden definitiv
übertroffen. Laut Berechnungen der WBT liegt die statische
Amortisation für das Gesamtsystem bei knapp unter
fünf Jahren – für KWKK-Anlagen ein sehr guter Wert. Doch
nicht nur finanziell lohnt sich der Umstieg, denn dank einer
jährlichen Einsparung von 86 t CO 2 (66 % weniger als bei
der alten Anlage) wird auch noch die Umwelt geschont.
2. KWKK-Anlage im Bereich IT – Die grüne
Rechenzentrumskühlung
Die Sohnix AG befasst sich seit 1989 mit der Beratung
und Realisierung von IT-Infrastrukturen, Cloud-Services,
Informations- und Kommunikationssystemen sowie spezifischer
Branchen- bzw. Anwendersoftware. Die Firma
versteht sich als technologisch innovatives Unternehmen,
das sich durch Know-how und Erfahrung auszeichnet.
Genau diese Prinzipien werden durch die innovative
Anwendung zur Rechenzentrumskühlung im eigenen
Unternehmen bekräftigt. Im Dienstleistungsrechenzentrum
werden derzeit circa 250 Server für circa 1 500 User
gehosted.
Ursprünglich hatte die Sohnix AG beim Neubau der
Hauptniederlassung an eine Heizungsanlage gedacht,
die mit Geothermie arbeitet, da die Bedingungen in
Rostock hierfür günstig sind. Nach einer Machbarkeitsstudie
wurde diese Idee jedoch wieder verworfen. Im
Durchschnitt verbraucht die Kühlung circa ein Drittel
des gesamten Energiebedarfs eines Rechenzentrums. Es
wurde nach einer praktikablen Lösung für dieses Problem
gesucht. Da die vorher verbaute Splitanlage sehr
energieintensiv gearbeitet hat, wurde eine moderne
RZ-Kühlung gewünscht, die wenig Strom verbraucht
und umweltfreundlich ist. Die Planer schlugen daraufhin
vor, mit einer Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK)
zu arbeiten.
Durch Recherchen und über Empfehlungen kam
man auf die Idee, als Kältemaschine zur Klimatisierung
des Rechenzentrums eine Adsorptionskältemaschine
(AdKM) der Firma InvenSor zu verwenden. Neben der
ganzjährlichen Kühlung für das RZ übernehmen die fünf
installierten InvenSor LTC 09 (Low Temperature Chiller)
auch die Fußbodenkühlung der Büroräume. Ein Pluspunkt
der Geräte von InvenSor bei der Kombination mit
BHKWs: Sie erreichen schon bei 65 °C Antriebstemperatur
fast 100% der Nennleistung. Das ermöglicht eine
Kombination mit praktisch allen marktgängigen BHKWs.
September 2014
638 gwf-Gas Erdgas

Kraft-Wärme-Kopplung | FACHBERICHTE |
Technische Fakten der Anlage der Firma Sohnix
Kühlsystem: Fünf InvenSor Adsorptionskältemaschinen
LTC 09 mit insgesamt 45 kW Nennleistung,
2000 Liter Pufferspeicher, geschlossene trockene
Rückkühlung
Antriebswärme: Buderus Loganova BHKW mit 80 kW thermischer
und 50 kW elektrischer Leistung
4500 Liter Pufferspeicher
Installiert seit: Juli 2011
Bei einer Anlage zur Rechenzentrumskühlung kommt je
nach Auslegung noch der Effekt der fast vollständigen
Netzstrom-Redundanz hinzu. Sohnix hat durch die Notstromfunktion
des BHKWs eine zweite Stromquelle für
den Serverraum und erhöht damit die Ausfallsicherheit
der Versorgung. Auch für den Fall, dass die Kältemodule
einmal vorübergehend ausfallen sollten, gibt es eine
Redundanzanlage, die die Temperatur der InRow-Kühlung
und somit der Serverschränke konstant hält.
Das BHKW erzeugt kostengünstig Strom aus Erdgas
und seine Abwärme wird im Winter für die Beheizung der
Büroräume im Alt- und Neubau genutzt. Im Sommer,
wenn die Büros gekühlt werden müssen, übernehmen
dies nach Bedarf die fünf InvenSor Kältemaschinen.
2.1. Starkes BHKW plus Adsorptionstechnologie
Um den Heizungsbedarf des Neu- und des Altbaus zu decken,
entschied man sich für ein erdgasbetriebenes Buderus
BHKW Loganova EN50 mit einer elektrischen Leistung
von 50 kW und einer thermischen Leistung von 80 kW. Für
die Rechenzentrumskühlung und die Fußbodenheizung
der Büroräume waren diese großen Dimensionen perfekt
geeignet, auch da der Gesamtwirkungsgrad des BHKWs
bei günstigen 87,8 % liegt. Im gleichen Raum wie die
AdKM stehen ein Warm- und ein Kaltwasserpufferspeicher,
um Spitzenlasten bei Heizung und Kühlung abzudecken.
Der Kaltwasserspeicher ist mit einem Fassungsvermögen
von 2 000 Liter deutlich kleiner ausgelegt als der Warmwasserpufferspeicher
mit einem Volumen von 4 500 Liter Wasser.
Bei Bedarf kann aus diesen beiden Pufferspeichern
Kälte oder Wärme angefordert werden.
Die geschickte Kombination der Komponenten dieser
KWKK-Anlage führt zu hohen Laufzeiten des BHKW.
Bei Sohnix waren dies im Jahr 2012 5 824 Stunden. Ausfallsicherheit
ist ein wichtiges Thema bei Rechenzentren.
Sollte das Stromnetz tatsächlich einmal ausfallen,
springt automatisch die Notstromfunktion des BHKW
an und versorgt die Server weiter mit Energie. Außerdem
gibt es für den Fall, dass die Kältemodule einmal
ausfallen sollten, eine Redundanzanlage, die die Temperatur
in den Serverschränken konstant hält. Man ist also
in jeden Fall doppelt gegen Ausfälle gesichert.
Das BHKW befindet sich im Technikgebäude der Firma
Sohnix, die zu kühlenden Büroräume und das RZ
sind im danebenliegenden Neubau untergebracht. Beide
Gebäude sind über eine Erdleitung mit Rohren verbunden.
Ein Zwei-Wege-System mit sogenannten Zubringerpumpen
sorgt für einen reibungslosen Transport
der Wärme und Kälte zwischen den beiden Objekten.
Die unter der Erde befindlichen Rohre haben eine Länge
von 10 bis 20 Metern, das heißt die Distanz zwischen
den Bauten ist nicht besonders groß. Temperaturabweichungen
– warm oder kalt – konnten im Normalbetrieb
nicht festgestellt werden.
Die Möhring Versorgungstechnik GmbH als ausführende
Installationsfirma der KWKK meint zu der
fortschrittlichen Anlage: „Dies war das erste Mal, dass
wir mit Adsorptionskältemaschinen gearbeitet haben
und wir sind sehr zufrieden mit dem Ergebnis des Projekts.
Die fünf Maschinen waren sehr einfach zu installieren
und arbeiten absolut zuverlässig. Die komplette
Verbindung aus BHKW, AdKM und Pufferspeicher halte
ich für sehr zukunftsweisend und bei steigenden
Strompreisen auch für deutlich billiger als eine vergleichbare
Standlösung mit Kompressionskältemaschine.“
2.2 Modernste Rechenzentrumskühlung und
Ausrüstung
Das Rechenzentrum im Neubau besteht aus jeweils
fünf Zellen, in denen jeweils fünf 19 Zoll Serverschränke
stehen. Jede Zelle hat eine Größe von circa 24 m 2 ,
die Zellentemperatur beträgt dank der Klimatisierung
immer konstante 25 °C. Im Winter kann die sogenannte
Free-Cooling Funktion der Adsorptionskältemaschinen
von InvenSor genutzt werden, um das kalte Wasser
zur Serverkühlung direkt ohne Nutzung des BHKWs
bereitzustellen. Die Kühlung erfolgt dabei direkt über
die Außeneinheit, ohne dass eine thermische Quelle
die AdKM antreibt. Das BHKW kann somit für die Heizung
des Gebäudes genutzt werden.
Die Zuverlässigkeit und die Leistung der Anlage
sind sehr zufriedenstellend. Die Anlage läuft einwandfrei
und ohne Störung, seitdem sie das erste Mal in Betrieb
genommen wurde. Vor allem die Kaltwasserkühlung
der Bladeserver und die Fußbodenkühlung über
die AdKM sind technisch sehr gelungen – ein System
mit Vorbildcharakter.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 639

| FACHBERICHTE
|
Kraft-Wärme-Kopplung
Tabelle 1. Wirtschaftlichkeitsberechnung Anlage Sohnix - Statische
Amortisation 4,6 Jahre.
Herkömmliche AdKM & BHKW
Lösung
Strombezug Kühlung p.a. 138 857 kWh 24 840 kWh
Stromkosten p.a.
Gaskosten p.a.
Wartungskosten p.a.
Stromerzeugung BHKW
abzüglich Wartungskosten p.a.
Gesamtkosten p.a.
Energiekosteneinsparung p.a.
Investition
Mehr-Investition
- 26 911 €
- 4 466 €
- 4 000 €
- 4 814 €
- 36 807 €
- 2 000 €
– + 50 476 €
- 35 377 €
–
+ 6 855 €
+ 42 232 €
54 000 € 249 000 €
+ 195 000 €
3. Auf dem Vormarsch – Industrieanwendungen
für KWKK-Anlagen
Seit Mai 2013 profitiert die Firma TRANSpofix an ihrem
Hauptsitz zwischen Nürnberg und Regensburg von ihrer
Anlage zur Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK). Für
das innovative Unternehmen, das sich auf die Fertigung
von hochmodernen Transportsystemen und die dazugehörigen
Plastik– und Aluminiumteile (Dickwandige
Polyethylene) spezialisiert hat, war es fast selbstverständlich,
auch eine äußerst effiziente Haustechnikanlage
zu verwenden. Nach eingehender Planung einigte
man sich auf eine Kombination von SenerTec Dachs
BHKWs und InvenSor Adsorptionskältemaschinen.
Die installierten BHKWs erzeugen einen Teil des
Stroms, der für die Hauptniederlassung der TRANSpofix
in Berching und vor allem für den Betrieb der Spritzgussmaschinen
(SGM) zur Teilefertigung benötigt wird.
Die gleichzeitig erzeugte Abwärme der BHKWs wird als
Antriebsenergie an die drei InvenSor Adsorptionskältemaschinen
(AdKM) geleitet. Überschüsse werden im
Winter zur Gebäudeheizung genutzt. Der große Pluspunkt
der Anlage: Die thermisch angetriebenen Kältemaschinen
können mit minimalem Einsatz von elektrischer
Energie aus Abwärme Kälte erzeugen. Als umweltfreundliches
Kältemittel verwenden sie reines Wasser
und haben damit einen zusätzlichen großen Vorteil gegenüber
den bei TRANSpofix vorher verwendeten Kompressionskältemaschinen.
Die drei Adsorptionsmaschinen (Typ LTC 10 plus)
arbeiten bei TRANSpofix mit einer kombinierten Kälteleistung
von ca. 24 kW. Die Maschinen befinden sich
dabei in direkter Nähe zu den SGM-Maschinen, um eine
lückenlose Kontrolle zu ermöglichen. Mit der erzeugten
Kälte werden nicht nur die Spritzgussmaschinen
gekühlt, sondern im Sommer wird auch die komplette
Bürofläche (circa 900 m 2 ) des Unternehmens
temperiert.
3.1. Freie Kühlung im Winter
Bei ausreichend kalten Außentemperaturen werden die
Produktionsmaschinen im Winter mit Hilfe der integrierten
Free-Cooling Funktion der InvenSor Kältemaschinen
gekühlt, so dass die Abwärme der BHKWs dann für die
Heizung zur Verfügung steht. Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung
in vollendeter Form. Die produzierte Kälte wird in
Form von Kühlwasser (zwischen 11 °C und 12 °C Vorlauftemperatur)
zu den Spritzgussmaschinen in die Produktion
geleitet und dort zur Abkühlung der geformten Kunststoffteile
verwendet. Da diese Maschinen bis auf kurze
Wartungsintervalle 24 Stunden am Tag laufen, ist diese
Anwendung durch den hohen und gleichmäßigen Bedarf
an Kühlung geradezu ideal für den Einsatz der Inven-
Sor Adsorptionskältemaschinen geeignet. Durch die
ganzjährige Nutzung der BHKWs erzielt dieses System einen
sehr hohen Nutzungsgrad und kommt auf eine statische
Amortisation von knapp fünf Jahren für die gesamte
KWKK-Anlage – für industrielle Anlagen ein ansprechender
Wert.
Als die BHKWs Anfang Dezember 2012 in Betrieb
gingen, liefen diese noch ohne AdKMs als “einfache“
KWK-Anlage. Ohne den Kälteanteil wurde eine Amortisationszeit
von gut sechs Jahren errechnet. Die ersten
Auswertungen zeigten in der Zeit vom 03.12.12 –
01.02.2014 eine Ersparnis durch den Einsatz der
KWKK-Anlage von fast genau 75 000 € und das, obwohl
die AdKMs erst im Mai 2013 dazu kamen. Der
gesamte Stromverbrauch für die Kühlung konnte
durch die Adsorber zwischen dem 01.05.2013 und
dem 01.02.2014 im Mittel um 36 % Prozent reduziert
werden. Die Klimatisierung der Büroflächen wurde
zusätzlich realisiert.
3.2. Die Erwartungen wurden übertroffen
Die Erwartungen an die neue Technik wurden sogar
übertroffen. Die Einsparungen sind immens. Alle Komponenten
der KWKK-Anlage harmonieren wunderbar
und es gab bis jetzt keine Downtime.
Im gleichen Raum wie die drei AdKM steht ein Warmwasserpufferspeicher
mit 3 500 Liter Fassungsvermögen,
welcher die Wärme vorhält, die nicht direkt in die
Gebäudeheizung oder zum Antrieb der AdKM fließt.
Das Gleiche gilt für die Kälteseite: Hier installierte man
einen Kaltwasserpufferspeicher mit 2 000 Liter Fassungsvermögen,
um bei einer hohen Anforderung Kaltwasser
nachzusteuern. Beide Puffer werden über Pumpen
bedarfsgerecht gesteuert, so dass nie ein Engpass
entstehen kann.
Die Inbetriebnahme der BHKWs wurde im Dezember
2012 durchgeführt, die AdKMs wurden im Mai
2013 dazugebaut. Das Gesamtsystem ist sehr zufriedenstellend.
Die Installation verlief reibungslos und
die ersten Daten bestätigen die immense Effektivität.
Da auch die Abwärme der BHKWs ausgenutzt wird,
verringert sich die Amortisationszeit der Gesamtanla-
September 2014
640 gwf-Gas Erdgas

Kraft-Wärme-Kopplung | FACHBERICHTE |
Technische Fakten der Anlage der TRANSpofix GmbH
Kühlsystem:
Drei InvenSor Adsorptionskältemaschinen LTC 10 plus mit zusammen
24 kW Kälteleistung und integrierter Hydraulik, geschlossene trockene
Rückkühlung, 2000 Liter Kaltwasserpufferspeicher
Antriebswärme:
Drei Senertec Dachs BHKW mit 14,8 kW thermischer und 5,5 kW elektrischer
Leistung, 3500 Liter Pufferspeicher (Das vierte BHKW dient
nicht zum Antrieb der AdKM)
Installation AdKM: Mai 2013
Installation BHKWs: Dezember 2012
Voraussichtliche Amortisation: 5 Jahre
ge noch einmal. Diese Art von KWKK-Anlage im Spritzgussbereich
wird man noch öfter sehen. Es wird von
einer jährlichen Laufzeit für die drei BHKWs von circa
7 500 Stunden ausgegangen.
Um das erfolgreiche KWKK-System auch in einer
neuen Produktionshalle nutzen zu können, wurde bereits
Anfang November 2013 ein viertes Senertec BHKW
installiert, damit auch hier Strom und Wärme kostengünstig
produziert werden kann.
Autor
Uwe Eckstein
Leiter Marketing & BD |
InvenSor GmbH |
Berlin |
Tel. +49 30 46307-383 |
E-Mail: uwe.eckstein@invensor.de
Anz_Medenus_GWF2014_187x61_2C:Layout 1 01.09.2014 08:12 Seite 2
September 2014
gwf-Gas Erdgas 641

| FACHBERICHTE
|
Gasversorgung
Der Netzentwicklungsplan Gas der
deutschen Fernleitungsnetzbetreiber
Gasversorgung, Prozess Netzentwicklungsplan, effiziente Kapazitätsprodukte, L-H-Gas-Umstellung,
Gasbedarf Deutschland, Versorgungssicherheit
Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V.
Im vorliegenden Beitrag werden die gesetzlichen
Grundlagen, der Ablauf zur Erstellung und die besonders
diskutierten Themen der Netzentwicklungspläne
(NEP) für das deutsche Gasnetz vorgestellt.
Bei der Darstellung des Ablaufs wird auch auf die
Einbeziehung der Marktteilnehmer in die Konsultationen
eingegangen. Bei den besonders diskutierten
Themen in den bisherigen NEP wird der Schwerpunkt
auf die Berücksichtigung der Erdgasspeicher
und Gaskraftwerke mit speziell dafür entwickelten
Kapazitätsprodukten und die Erwartungen zur Entwicklung
des Kapazitätsbedarfs der Verteilnetzbetreiber
(VNB) gelegt. Dieser Beitrag befasst sich vor allem
mit der rückläufigen deutschen und niederländischen
Gasproduktion und der damit verbundenen
Marktraumumstellung.
Network development plan of German Transmission
System Operators for gas
The article gives an introduction on the legal background,
the procedures for establishing network development
plans (NDP) of the German gas transmission
system, and major subjects discussed in NDPs.
The section on procedures describes the involvement
of market participants in the course of consultations.
From previous NDPs topics, main discussions on covering
demands of underground gas storages and gasfired
power plants through the use of specially designed
capacity products, as well as expected capacity
needs of distribution network operators are
reflected. Against the background of declining Dutch
and German gas production, the article emphasizes
market area conversion from L to H gas.
1. Hintergrund / Einleitung
Seit 2012 legen die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber
(FNB) jeweils am 1. April den Entwurf des gemeinsamen
Netzentwicklungsplans Gas (NEP) vor. Bei der Novellierung
des deutschen Energiewirtschaftsgesetzes
(EnWG) im Jahr 2011 hat der deutsche Gesetzgeber die
Vorgaben aus dem Dritten EU-Energiebinnenmarktpaket
in nationales Recht umgesetzt, welches die jährliche
Erstellung eines nationalen NEP für alle europäischen
Bild 1. Zusammenspiel NEP – TYNDP – GRIP. Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
FNB vorschreibt. Diese Pläne sind den nationalen Regulierungsbehörden
zur Genehmigung vorzulegen.
Auf EU-Ebene erstellt ENTSOG (der europäische Dachverband
der FNB) den „Ten Year Network Development
Plan“ (TYNDP; siehe Bild 1). Dieser zehnjährige NEP beschreibt
gemeinsame Investitionsvorhaben in die regionale
und gemeinschaftsweite Netzinfrastruktur. Über das
EnWG sind die deutschen FNB gehalten, diesen europäischen
Plan bei der Erstellung des NEP zu berücksichtigen.
Auch politische Zielsetzungen wie die Energiewende
haben einen Einfluss auf die zukünftige Netzplanung.
So werden die bedarfsgerechte Optimierung, die Verstärkung
und der Ausbau der Netze zur Gewährleistung
der Versorgungssicherheit mit dem Anspruch gekoppelt,
die Umsetzung der von der Bundesregierung gesetzten
Ziele zu unterstützen. Zudem stellen neue
Marktentwicklungen die Netzplanung zusätzlich vor
Herausforderungen. So gilt es, ein Gleichgewicht zwischen
zunehmendem Kurzfristhandel, dem Rückgang
von langfristigen Transportbuchungen und der Planungssicherheit
für die langfristigen und kapitalintensiven
neuen Infrastrukturinvestitionen herzustellen. Um
in diesem Spannungsfeld Ungleichgewichte zu vermeiden,
ist ein stabiler und verlässlicher Regulierungsrahmen
mit einer risikoadäquaten Verzinsung unabdingbar.
September 2014
642 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung | FACHBERICHTE |
Bild 2. Prozess der NEP-Erstellung. Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
2. Der Prozess der Netzentwicklungsplanung
2.1 Verfahren
Das Verfahren zum NEP besteht aus drei Bausteinen, für
die die deutschen FNB verantwortlich sind: dem Szenariorahmen,
dem Entwurf des NEP und erste öffentliche
Konsultationsverfahren. Die Anforderungen des NEP
sind durch das im Juni 2011 novellierte Energiewirtschaftsgesetz
(EnWG §15a) und in Anlehnung an den
EU-weiten NEP (Verordnung (EG) Nr. 715/2009) festgelegt.
Alle Ausarbeitungen der FNB werden der Bundesnetzagentur
(BNetzA) zur Prüfung vorgelegt und den
Behörden, wichtigen Marktteilnehmern sowie der Öffentlichkeit
zur Stellungnahme auf der FNB Gas Website zur
Verfügung gestellt. In neun Phasen entsteht aus dem ersten
Entwurf des Szenariorahmens der finale NEP (Bild 2).
2.2 Szenariorahmen
Grundlage für die Erstellung des NEP sind verschiedene
Szenarien, die im Rahmen eines Konsultationsverfahrens
zur Stellungnahme veröffentlicht werden. Der Szenariorahmen
wird von einem anerkannten wissenschaftlichen
Gutachter im Auftrag der FNB erarbeitet.
Mit dem Szenariorahmen legen die FNB theoretische
Annahmen über die Entwicklung der Produktion, der
Versorgung und des Verbrauchs von Gas sowie seinem
Austausch mit anderen Ländern in den kommenden
zehn Jahren vor. Dabei werden geplante Investitionsvorhaben
in die regionale und gemeinschaftsweite
Netzinfrastruktur sowie in Bezug auf Speicheranlagen
und LNG-Wiederverdampfungsanlagen ebenso berücksichtigt
wie die Auswirkungen etwaiger Unterbrechungen
der Versorgung. Bei der Ausarbeitung der verschiedenen
Szenarien wird außerdem eine Verbindung zum
Szenariorahmen der Strom-Übertragungsnetzbetreiber
hergestellt.
2.3 Netzentwicklungsplan
Auf der Grundlage der Berechnungen im Szenariorahmen
entwerfen die FNB in Abstimmung mit der BNetzA
den NEP für das deutsche Gas-Fernleitungsnetz. Im Entwurf
des NEP werden entsprechend die Gasflüsse für
die nächsten zehn Jahre modelliert. Der NEP enthält alle
wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung,
Verstärkung und zum Ausbau des Netzes sowie
zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die in
den nächsten zehn Jahren netztechnisch für einen sicheren
und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind.
2.4 Konsultation
Die Erarbeitung des NEP erfolgt unter enger Einbeziehung
aller wichtigen Marktteilnehmer. In einem transparenten
Verfahren haben diese die Gelegenheit, sich
öffentlich zu äußern und ihre Anforderungen an das
Gasnetz der Zukunft aufzuzeigen. Dabei werden sowohl
September 2014
gwf-Gas Erdgas 643

| FACHBERICHTE
|
Gasversorgung
rung der Netze auf. Die Ergebnisse fließen in den Entwurf
des NEP ein, der ebenfalls mit den Marktteilnehmern
beraten wird.
Ergebnis der deutschlandweiten Modellierung ist
die Ermittlung des Ausbaubedarfs. Die erforderlichen
Netzausbaumaßnahmen aus dem NEP 2014 sind in Bild 4
dargestellt. Maßnahmen mit geschätzten Kosten von
rund drei Milliarden Euro wurden identifiziert.
Bild 3. Entwicklung des Gasbedarfs. Quelle: BDEW/ AG Energiebilanzen (Primärenergieverbrauch
Erdgas), FNB-Berechnung (Temperaturbereinigte Werte)
der Szenariorahmen als auch die Entwürfe des NEP der
Öffentlichkeit in mehreren Konsultationsverfahren zur
Stellungnahme vorgelegt. Die Konsultationsdokumente
und alle Stellungnahmen werden veröffentlicht. Sie fließen
in die Ausarbeitungen der Entwürfe von Szenariorahmen
und NEP mit ein.
Eine abschließende öffentliche Konsultation des
NEP-Entwurfs wird koordiniert durch die BNetzA. Im
Anschluss wird der Entwurf entweder bestätigt oder
muss von den FNB binnen drei Monaten überarbeitet
werden. Abschließend erfolgt eine weitere Bestätigung
durch die BNetzA und die Veröffentlichung des NEP.
3. Entwicklung des Gasbedarfs
Die FNB sind verpflichtet, im Szenariorahmen - der
Grundlage für die weiteren Planungen des NEP - „angemessene
Annahmen über die Entwicklung der Gewinnung,
der Versorgung, des Verbrauchs von Gas und seinem
Austausch mit anderen Ländern“ 1 zugrunde zu legen.
Ausgangspunkt war bisher die Leitstudie der Bundesregierung
von 2010 mit den darin enthaltenen statistischen
Absatzzahlen und Zielvorgaben für den Energiebedarf. 2
Aus dem regionalen Gasbedarf wird von den FNB ein entsprechender
Kapazitätsbedarf ermittelt. Zusätzliche Einflussfaktoren
wie die internen Bestellungen und Langfristprognosen
der VNB werden durch unterschiedliche Modellierungsvarianten
berücksichtigt (Bild 3).
Auf dem Szenariorahmen, den die FNB zur Konsultation
stellen und überarbeitet der Bundesnetzagentur
(BNetzA) zur Bestätigung vorlegen, baut die Modellie-
1 §15a EnWG
2 Ab NEP 2015 wird die vom BMWi veröffentlichte Studie „Entwicklung
der Energiemärkte – Energiereferenzprognose“ vom
Juni 2014 zu Grunde gelegt.
4. Öffentlichkeitsbeteiligung
Die Beteiligung aller Marktteilnehmer an der Erstellung
des NEP sowie eine möglichst hohe Transparenz sind für
die FNB wichtig, um eine möglichst hohe Akzeptanz des
NEP zu erzielen.
Einen besonderen Stellenwert haben dabei die Interessen
der VNB, da deren Netze zu einem großen Teil
Haushaltskunden, die einem besonderen Schutz unterliegen,
versorgen.
In den bisher erstellten NEP hat sich gezeigt, dass der
regelmäßig geführte Dialog zwischen den FNB und VNB
nützlich ist.
Die FNB laden in ihren Konsultationen zu öffentlichen
Workshops ein, um unmittelbare Rückmeldungen
zu den Entwürfen des Szenariorahmens und des
NEP zu erhalten und wesentliche Themen direkt mit den
Netznutzern zu diskutieren.
Zu den Schwerpunkten der Diskussion zählen neben
der Kapazitätsentwicklung bei den VNB die von den FNB
speziell für Erdgasspeicher und Gaskraftwerke entwickelten
Kapazitätsprodukte zur effizienteren Ausbauplanung.
5. Versorgungssicherheit
Im Rahmen der Erstellung des NEP setzen sich die FNB
auch intensiv mit der Versorgungssicherheit auseinander.
Konkret heißt das, dass denkbare Störungen in die
Betrachtung einbezogen werden.
Im ersten NEP 2012 haben die FNB den Ausfall der
größten separat betriebenen Gasimportleitung simuliert.
Die Ergebnisse zeigten, dass die Versorgung geschützter
Kunden im relevanten Netzgebiet sowie die
vollständige Versorgung in den übrigen Netzgebieten
unter normalen Bedingungen für eine Dauer von 30 Tagen
aufrechterhalten werden kann.
Im NEP 2013 haben die FNB die angespannte Versorgungssituation
vom Februar 2012 analysiert. Dafür
wurden drei Fälle mit unterschiedlicher Reduzierung
der Einspeisemengen bei einer extremen Kältewelle
untersucht. Im Ergebnis der Untersuchung war festzuhalten,
dass die Aufrechterhaltung der Versorgung in
allen Varianten identische Netzausbaumaßnahmen erfordert.
Zusätzlich kann die Nutzung von kapazitätsreduzierenden
Instrumenten in nachgelagerten Netzen
einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit
leisten.
Seit dem NEP 2013 werden mögliche Störungen
der Versorgung resultierend aus der rückläufigen Ver-
September 2014
644 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung | FACHBERICHTE |
Bild 4. Ergebnisse / Netzausbaumaßnahmen NEP Gas 2014. Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
fügbarkeit von L-Gas betrachtet. Vor dem Hintergrund
der zurückgehenden L-Gas-Produktion in
Deutschland und den Niederlanden haben die FNB
geprüft, wie bis in das Jahr 2030 die Versorgung der
heute an das L-Gas-Netz angeschlossenen Kunden
netztechnisch abgesichert werden kann. Auch die
kommenden NEP werden dieses Thema fortführen,
um letztlich die Planung der Umstellung bis 2030
fortzuschreiben.
6. Effiziente Produkte
Im Jahr 2011 hat sich die Bundesregierung für die Energiewende
entschieden und umfassende Maßnahmen
für eine nachhaltigere Energieversorgung beschlossen.
Die Energieversorgung der Zukunft ist dezentral organisiert,
darüber hinaus unterliegen die erneuerbaren
Energien Schwankungen in der Verfügbarkeit. Beide Faktoren
erhöhen die Anforderungen an die Flexibilität des
deutschen und europäischen Erdgasnetzes. Das Erdgas-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 645

| FACHBERICHTE
|
Gasversorgung
Eine bessere Nutzung des vorhandenen Netzes
durch effiziente Mechanismen und Produkte, vorrangig
gegenüber einem überdimensionierten Ausbau, kann
die Kosten für Industrie und Verbraucher senken. Beispielhaft
stellen wir hier zwei Produkte vor, die sich bereits
bei einigen FNB in der Vermarktung befinden.
Bild 5. Dynamisch zuordenbare Kapazitäten für Gaskraftwerke.
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
Bild 6. Temperaturabhängige Kapazität an Speichern.
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
netz der Zukunft wird flexibler sein müssen, um den zukünftigen
regulatorischen Herausforderungen auf nationaler
und europäischer Ebene gewachsen zu sein.
Erdgas kann in Kombination mit diesem flexiblen
Energienetz die Kosteneffekte der Energiewende reduzieren.
So werden die hochflexiblen Erdgaskraftwerke
trotz aktuell geringer Betriebsstunden weiter ihre notwendige
Systemfunktion erfüllen.
6.1 Dynamisch zuordenbare Kapazitäten für Gaskraftwerke
Das Produkt ermöglicht, dass ein Kraftwerk bei reduziertem
Netzausbaubedarf wie bei einer frei zuordenbaren
Kapazität in jeder Situation mit Gas versorgt werden kann
– es handelt sich demnach um feste Kapazität. In der Regel
haben Kraftwerksbetreiber beziehungsweise Händler
die Möglichkeit, Erdgas am virtuellen Handelspunkt
(VHP) für die Belieferung des Kraftwerkes zu beziehen. In
Situationen, in denen die Versorgung über den VHP des
Marktgebietes, in dem das Kraftwerk angeschlossen ist,
aus netztechnischen Gründen nicht erfolgen kann, wird
eine bestimmte Entry-Kapazität an einem oder mehreren
vorab festgelegten Einspeisepunkten zur Versorgung des
Kraftwerks herangezogen. Wahlweise können die alternativen
Entrys aus mehreren Punkten bestehen. So ist
beispielsweise eine Kombination von Erdgasspeicher
und Grenzübergang sinnvoll, da so einerseits die Möglichkeit
besteht, an liquiden Handelspunkten in benachbarten
Marktgebieten – Inland und Ausland – Gas zu beziehen.
Andererseits kann bei Nutzung des Speicherentrys
eine Vorratshaltung realisiert werden (Bild 5).
Die BNetzA hat die FNB verpflichtet 3 , in ihren Modellierungen
für den NEP 2014 für die Gasbelieferung von
neuen und systemrelevanten Gaskraftwerken nicht mehr
von FZK, sondern von der Zuweisung dynamisch zuordenbarer
Kapazitäten (DZK) auszugehen. Hierbei bezieht
sich die Vorgabe auf die planerische Auslegung der Netze
zur Bestimmung des Ausbaubedarfs als Ziel des NEP.
6.2 Temperaturabhängige feste frei zuordenbare
Kapazitäten (TaK) für Speicher
Die wesentliche Motivation für die Einführung eines temperaturgeführten
Produkts ist der volkswirtschaftliche Nutzen.
Frei zuordenbare Kapazität (FZK), ohne einschränkende Bedingungen,
würde bedeuten, dass zum Beispiel eine Entry-
Kapazität an einem Speicher in das Netz (Ausspeicherung)
auch im Hochsommer dargestellt werden muss. Das Netz
müsste z.B. daraufhin ausgebaut werden, dass sämtliche
Exits in Deutschland und an den Grenzübergangspunkten
aus Speichern im Sommer bedient werden könnten oder
dass die Speicher im Süden alle ausspeichern, um das Gas
zu Erdgasspeichern im Norden zu bringen (Bild 6).
3
Vgl. Beschluss der Bundesnetzagentur Az. 8615-NEP Gas 2014 -
Bestätigung Szenariorahmen unter: http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/
Unternehmen_Institutionen/NetzentwicklungUndSmartGrid/
Gas/NEP_2014/Szenariorahmen_2014/NEP_GAS_2014_Bescheid_Szenariorahmen.pdf?__blob=publicationFile&v=1
September 2014
646 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung | FACHBERICHTE |
Die FNB haben sich seit dem NEP 2013 mit der Entwicklung
eines Kapazitätsprodukts beschäftigt, das den
Anforderungen nach Versorgungssicherheit, effizientem
Netzausbau und -betrieb und ausreichender Flexibilität
für den Erdgashandel und der Speicherbewirtschaftung
gerecht wird. Das in mehreren Schritten optimierte Kapazitätsprodukt
TaK für Speicher definiert einen Temperaturbereich,
innerhalb dessen die vermarkteten Kapazitäten
fest und außerhalb dessen eingeschränkt nutzbar
sind. Durch die Temperaturabhängigkeit müssen die Netze
nicht auf alle theoretisch denkbaren Situationen ausgebaut
werden – was erhebliche Ausbauten und somit
Kosten auch für alle Transportkunden vermeidet.
In enger Abstimmung mit der BNetzA haben sich die
FNB in einer Projektgruppe gemeinsam mit Speicherbetreibern
und Netznutzern auf die folgenden Parameter
für TaK geeinigt:
Die Einspeisekapazität (die Ausspeicherung aus dem
Speicher) wird bei einer Temperatur bis 0 °C zu 100 Prozent
als fest berücksichtigt. Zwischen 0 °C und 8 °C wird die
angefragte Einspeisekapazität zu 57 Prozent als fest berücksichtigt.
Die Ausspeisekapazität (die Einspeicherung in den
Speicher) wird bei einer Temperatur von 16 °C und darüber
zu 100 Prozent als fest berücksichtigt. Zwischen
10 °C und 16 °C wird die angefragte Ausspeisekapazität
zu 22 Prozent als fest berücksichtigt.
Diese Zwischentemperaturbereiche erfüllen das BNetzA-Kriterium
der 92 Vollbenutzungstage und wurden daher
einheitlich von allen FNB in der Modellierung verwendet.
Im NEP 2013 wurde gezeigt, dass der Verzicht auf die
Anwendung dieser beiden Kapazitätsprodukte das Investitionsvolumen
verdoppeln würde, ohne dass dem
ein auch nur annähernd vergleichbarer gesamtwirtschaftlicher
Vorteil gegenüber stünde.
7. Verteilernetzbetreiber
Der Erdgasbedarf für das Segment „Haushalt“ beträgt in
allen Szenarien des NEP rund 30 Prozent des Gesamtbedarfs.
Bezieht man das Segment „Gewerbe Handel
Dienstleistungen“ mit ein, so beläuft sich die über die
VNB abgesetzte Gasmenge auf rund 40 Prozent des Gesamtbedarfs.
Betrachtet man den Kapazitätsbedarf in
diesen beiden Segmenten, ist zu erkennen, dass rund 50
Prozent des Kapazitätsbedarfs auf diese beiden Segmente
entfallen. Dieser überproportionale Anteil am
Kapazitätsbedarf ist auf die Temperaturabhängigkeit in
diesem Segment zurückzuführen, da Gas hier überwiegend
für die Wärmeerzeugung eingesetzt wird.
In der Modellierung haben die FNB in den bisherigen
NEP eine lineare Verknüpfung zwischen Mengenentwicklung
und Leistungsbedarf unterstellt. 4 Dies führt
4 Quelle: (BGW/VKU) Studie TU München „Abwicklung von Standardlastprofilen“
Praxisinformation P2007/13, Gastransport/
Betriebswirtschaft
Bild 7. Entwicklung der L-Gas-Bilanz. Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
bei einer erwarteten Reduzierung des Bedarfs in den
Segmenten „Haushalt“ und „Gewerbe Handel Dienstleistungen“
in dem mittleren Gasbedarfsszenario zu einer
Reduzierung des Leistungsbedarfs um 24 bzw. 26 Prozent.
Dieser planerische Ansatz wird konträr diskutiert.
Im NEP 2014 haben die FNB für den ersten 5-Jahreszeitraum
der Zehnjahresplanung die feste Interne Bestellung
und die unverbindlichen Prognosen der VNB berücksichtigt.
Um ein gemeinsames Verständnis für den
zukünftigen Leistungsbedarf der VNB herzustellen, hat
die Vereinigung der FNB eine Studie in Auftrag gegeben,
deren Lastenheft gemeinsam mit Verbänden der VNB
und Vertretern einzelner Verteilnetzbetreiber bearbeitet
und abgestimmt worden ist. Als Ergebnis der Studie werden
eine Aussage und ein Modell erwartet, mit dem die
Leistungsentwicklung auch bei sinkenden Gasverbräuchen
im Verteilernetz ermittelt werden kann und das sowohl
bei den VNB als auch FNB Anerkennung findet.
8. Umstellung von L- auf H-Gas
Ein Teil des deutschen Gasmarktes wird mit niederkalorischem
Erdgas (L-Gas – low calorific value) versorgt. L-
Gas stammt allein aus Aufkommen der deutschen und
der niederländischen Produktion – die übrigen Quellen
(wie z. B. die Importe aus Norwegen und Russland) liefern
H-Gas (high calorific value). Die beiden Erdgasbeschaffenheiten
müssen aus technischen Gründen in
getrennten Systemen transportiert werden. Kunden, die
mit Gas einer geänderten Beschaffenheit versorgt werden
sollen, können erst nach einer Anpassung ihrer
Verbrauchsgeräte mit Gas des anderen Brennwertbereichs
versorgt werden.
Die Mengen aus eigener Produktion sowie die für
Deutschland verfügbare Importmenge bzw. Importleistung
von L-Gas aus den Niederlanden werden sich entsprechend
der Ankündigung des niederländischen
Netzbetreibers GTS von Ende 2020 bis 2030 kontinuierlich
reduzieren (Bild 7).
September 2014
gwf-Gas Erdgas 647

| FACHBERICHTE
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Gasversorgung
Bild 8. Umstellgebiete gemäß NEP Gas 2014.
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
Bild 9. Einspeisepunkte für zusätzliches H-Gas.
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
Eine zentrale Aufgabe der NEP ist es daher, Konzepte
für den Umgang mit dem Leistungsrückgang zu entwickeln,
um auch zukünftig die Versorgung der Kunden in
den L-Gas-Netzbereichen zu gewährleisten. Die nachhaltigste
Lösung ist die sukzessive Umstellung von L-Gas-
Netzbereichen auf eine Versorgung mit H-Gas. Im NEP
2014 wurden Netzbereiche identifiziert, die ab 2015 umgestellt
werden sollen (Bild 8). Wird ein Netzbereich auf
eine Versorgung mit H-Gas umgestellt, müssen alle Geräte
bei Letztverbrauchern (Haushaltskunden, Gewerbe, Kraftwerken,
Industrie etc.) auf den geänderten Brennwert angepasst
werden. Das ist eine große logistische Aufgabe,
vor die insbesondere die betroffenen VNB in den umgestellten
Netzbereichen gestellt werden. Ab 2020 bis 2029
sollen jährlich ca. 400 000 Geräte umgestellt werden, was
einer Leistung von ca. 6 bis 7 GW entspricht.
Die Umstellung von größeren Verteilbereichen setzt
detaillierte Planungen der VNB in Abstimmung mit den
FNB voraus. Diese Planungen wurden von den FNB aufgenommen
und die Ergebnisse werden in Form der jeweils
aktuellsten Umstellungsplanungen in die zukünftigen
NEP eingehen.
Die Umstellungsbereiche sind so gewählt, dass möglichst
viel der bereits vorhandenen L-Gas-Infrastruktur
weiter genutzt werden kann.
Die Umstellung der mit L-Gas versorgten Gebiete auf
H-Gas ist die größte Herausforderung, um die Versorgungssicherheit
Deutschlands weiterhin sicherzustellen.
9. Zukünftiges H-Gas für Deutschland
Der deutsche L-Gas-Markt hat einen Leistungsbedarf
von ca. 80 GW und stellt damit gut 25 Prozent des gesamten
deutschen Gasmarktes dar. Der L-Gas-Markt
wird bis 2030 fast vollständig auf H-Gas umgestellt werden
müssen. Zukünftig muss ein großer Teil des zur Deckung
des Bedarfs benötigten Erdgases durch zusätzliche
Importe nach Deutschland gelangen. Hierzu haben
die FNB aktuelle Annahmen getroffen, die auf prognostizierten
Gasimportmengen für Europa aus dem World
Energy Outlook 2012 (WEO) der Internationalen Energieagentur
basieren.
Der WEO hat hierfür drei Entwicklungspfade bis ins
Jahr 2035 untersucht. Die FNB haben sich für den mittleren
Entwicklungspfad entschieden, der eine zusätzliche
Gasverfügbarkeit für Westeuropa in Höhe von 199 Mrd.
m³/Jahr prognostiziert.
Die FNB gehen davon aus, dass die neuen Gasmengen
über zwei Transportmittel nach Europa kommen werden.
Mengen aus Amerika, Teilmengen aus Afrika und dem
Nahen Osten werden per Tankschiff als LNG zur Verfügung
gestellt. Mengen aus Russland, Teilmengen aus Afrika
und dem Nahen Osten werden über Pipeline-Projekte
nach Europa transportiert. Die notwendigen Kapazitätsaufbaumaßnahmen
für LNG-Terminals und Pipeline-Projekte
in Europa beschreibt ENTSOG in ihrem TYNDP.
Um von der tatsächlichen Realisierung einzelner Infrastrukturmaßnahmen
für neue Gasmengen in Europa
weitestgehend unabhängig zu sein, haben sich die FNB
für eine ratierliche Quellenverteilung entschieden. Der
erwartete Zusatzbedarf in Deutschland wird aus den
Regionen „West“, “West/Südwest“ „Süd/Südost“ und
„Nordost“ gedeckt (siehe Bild 9). Je Region wird der
deutsche Zusatzbedarf im Verhältnis der jeweiligen Teilmenge
einer Region zur vollständig für Westeuropa zur
Verfügung stehenden Menge gedeckt.
10. Power-to-Gas
Bereits für den NEP Gas 2012 haben die FNB, die Entwicklung
von Power-to-Gas (PtG) in die Betrachtung der Aufkommensquellen
und die Auswirkung auf die Infrastruktur
der FNB einbezogen. Mit Hilfe des PtG-Verfahrens soll
vor allem der zeitweise im Überschuss aus regenerativen
Quellen erzeugte Strom nutzbar gemacht werden. Mit
der Umwandlung zu Wasserstoff und ggf. in einem zweiten
Schritt zu künstlichem Methan, kann die bestehende
September 2014
648 gwf-Gas Erdgas

Gasversorgung | FACHBERICHTE |
Erdgasinfrastruktur noch stärker als bisher für die Verbindung
zwischen Strom- und Gasnetzen genutzt werden.
Die bisher bestehenden Anlagen zur Wasserstofferzeugung
bzw. zur Methanisierung weisen jedoch erst Pilotmaßstab
auf und dienen der Erprobung und der Weiterentwicklung
dieser Verfahren. Aufgrund der Vielschichtigkeit
der Fragestellungen, die im Rahmen des NEP zu
berücksichtigen sind, kann eine Weiterverfolgung von
PtG jedoch nur außerhalb des NEP Gas erfolgen. Die FNB
werden sich für einen fachgerechten und zielorientierten
Dialog einsetzen und an der Ausgestaltung mitwirken.
11. Fazit / Ausblick
Die 17 deutschen FNB haben in diesem Jahr mittlerweile
den dritten NEP vorgelegt. Dabei setzen sie sich seit
2012 mit verschiedensten komplexen Fragestellungen
auseinander. Um gemeinsame Lösungen zu entwickeln,
wurde der Informationsaustausch mit den anderen
Marktteilnehmern intensiviert.
Die inhaltlichen Schwerpunkte der NEP haben sich
verschoben: Während zunächst Untersuchungen zu den
Kapazitätsbedarfen der Speicher und Kraftwerke im
Vordergrund standen, liegt nun der Fokus auf der Marktraumumstellung
wegen der zurückgehenden L-Gas-
Produktion in den Niederlanden und Deutschland. Damit
das deutsche Fernleitungsnetz weiterhin einen hohen
Versorgungsstandard gewährleistet, stand und
wird auch in Zukunft das Thema Versorgungssicherheit
immer im Mittelpunkt des NEP stehen.
Die Energiewende unterstützen die FNB durch einen
intelligenten Netzausbau, indem sie bei ihren Planungen
effiziente Produkte verwenden. Somit bleibt der
Energieträger Erdgas auch zukünftig attraktiv und kann
seinen Beitrag zum Ausgleich der zunehmend flexiblen
und dezentralen Energieversorgung leisten.
Kontakt
Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber
Gas e. V.
Berlin |
Tel.: + 49 30 921 02 35 15 |
E-Mail: info@fnb-gas.de
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Zukunft ERDGAS
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(5. und 6. November 2014)
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 649

| FACHBERICHTE
|
Biogas
Optimierungspotenziale bei der
Biogaseinspeisung
Biogas, Biomethan, Monitoring, Optimierung
Harald von Canstein und Uwe Bauer
Die Wirtschaftlichkeit von Biogas- und Biogaseinspeiseanlagen
kann durch die Aufnahme und Validierung
relevanter Messdaten, deren regelmäßige und zeitnahe
Auswertung sowie eine Findung und Implementierung
von Optimierungsmaßnahmen gesteigert werden.
Hierfür ist ein tiefes Verständnis des Prozesses,
der Bedeutung von Messwerten und deren Genauigkeit
erforderlich. Eine genaue Bilanzierung der Energie-
und Massenströme ermöglicht das Aufspüren
von Prozessineffizienzen oder zeigt an, wann Instandhaltungsmaßnahmen
erforderlich sind. Hierdurch
können Strom- und Wärmeverbräuche reduziert
und Gasausbeuten erhöht werden.
Potentials for the optimisation of biomethane plants
The profitability of biogas and biomethane plants
can be improved by the monitoring and validation of
process-relevant performance data, their regular und
early analysis plus the determination and implementation
of optimisation actions. This requires a deep
understanding of the processes as well as the relevance
and accuracy of data. A precise balance of
mass and energy enables the detection of inefficiencies
or points to the need of maintenance. In such a
way the consumption of power and heat can be reduced,
and the gas yield can be increased.
1. Einleitung
Die diesjährige Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes
(EEG 2014) wird durch den Ausbaudeckel von
100 MW el für Biomasseanlagen insgesamt mit gleichzeitig
deutlicher Kürzung der Vergütung für Strom aus
„Nachwachsenden Rohstoffen“ (Nawaro) und dem Wegfall
von Boni den Neubau von Biogas-Direktverstromungsanlagen
und Biogas-Einspeiseanlagen auf Nawaro-Basis
voraussichtlich zum Erliegen bringen. Dies ist
eine offene Abkehr von dem Integrierten Energie- und
Klimaprogramm der Bundesregierung, die für 2020 einen
Anteil von ca. 6 % Biogas am Erdgasverbrauch vorsahen,
um einerseits die Treibhausemissionen, andererseits
die Abhängigkeit von Gasimporten zu reduzieren
bzw. die Versorgungssicherheit zu gewährleisten [1].
Mit Stand Juni 2014 waren in Deutschland 151 Biogas-
Einspeiseanlagen mit einer Kapazität von 93 650 m³ n /h
in Betrieb [2]; dies entspricht einer Kapazität von 1,0 GW Hs ,
was erst knapp 1% des Erdgasverbrauchs Deutschlands
2013 von 945 TWh entspricht [3]. Gleichwohl sind die
Betreiber von Biogas-Einspeiseanlagen durch das EEG
2014 unter zunehmendem Druck, ihre Produktion ökonomisch
zu optimieren.
Die Bestandschutzregelungen sind komplex, die
Auslegung einzelner Anforderungen nicht immer eindeutig
und in der Umsetzung bürokratisch belastet. Die
Bestandskapazität wird grundsätzlich durch die maximale
elektrische Leistung von ausschließlich mit Bioerdgas
betriebenen KWK-Anlagen mit Stand 31.07.2014
definiert. Es gilt dabei das zum Zeitpunkt der KWK-Inbetriebnahme
geltende EEG in Zusammenhang mit Erzeugungsanlagen,
die bis zum 23.01.2014 genehmigt waren
und bis 31.12.2014 einspeisen.
Diese Kapazitäten sollen in einem Anlagenregister
bei der BNetzA gelistet und bei Bedarf z. B. Stilllegung
eines BHKW übertragbar sein, ob teilbar ist noch unklar.
Neue Erzeugungsanlagen könnten je nach Auslegung
des Gesetzes auf diesen Bestand ebenfalls zugreifen,
es soll aber bei Kapazitätsübertragung der KWK
nicht gelten.
Die Wirkung dieser Mechanismen verlangt, die technisch/wirtschaftliche
Optimierung von Biogasanlagen
weiter voranzutreiben. Zudem könnten sich daraus
Chancen für den Neubau von Biogasanlagen in Zusammenhang
mit der in 2016 angedachten Novellierung
des EEG ergeben.
2. Ansatzpunkte für eine betriebliche Optimierung
Die wichtigsten Festlegungen zur Wirtschaftlichkeit des
Betriebs einer Bio-Erdgasanlage erfolgen noch vor dem
Bau mit Festlegung der Kapitalkosten, Baukosten, Findung
eines geeigneten Standorts, Abschluss ausreichender
und günstiger Gas- und Substrat-Lieferverträge
etc. Im laufenden Betrieb umfasst die Optimierung
die Leistung der Anlage selbst, den Markt bzw. Vertrieb
sowie übergeordnete betriebswirtschaftliche Punkte
wie in Bild 1 gezeigt.
September 2014
650 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
3. Feststellung der Leistung und Leistungsfähigkeit
einer Anlage (Anlagenperformance)
Um die Leistung einer Photovoltaikanlage zu bestimmen,
reicht an einem sonnigen Tag ein Blick auf den Kalender
und den Einspeisezähler, bei einer Windkraftanlage
ein Blick auf den Windgeschwindigkeitsmesser und
den Einspeisezähler; ein Vergleich mit Referenzwerten
für entsprechende Tage bzw. Windgeschwindigkeiten
gibt die Differenz zur Leistungsfähigkeit an. Bei einer
Biogasanlage, die auf der mehrmonatigen Vergärung
von Biomasse basiert, ist nur die momentane Leistung,
d. h. eingespeiste m³ n bzw. kWh Hs , durch einen Blick auf
den Einspeisezähler einfach zu bestimmen. Es bedarf
umfangreicher Messreihen und mehrmonatiger Betrachtungszeiträume,
um zu bestimmen, ob die beispielsweise
eingespeisten 100 m³ n Bioerdgas bzw. ca.
1 100 kWh Hs aus 1,0 oder 1,2 t der im Jahr zuvor eingekauften
Biomasse entstammen, ob man aus der gleichen
Biomasse noch mehr Methan hätte produzieren
können, ob man noch mehr Biomasse hätte einsetzen
können, ob man schon das Limit der Leistungsfähigkeit
erreicht hat oder gar darüber hinaus geraten ist mit dem
Risiko mehrwöchiger Produktionsausfälle. Über Wege
der einheitlichen Datenerfassung und der Bewertung
von Anlagen wurde bereits berichtet [4].
Gärprozess
- Silierverluste
- Gäreffizienz
- Gärstabilität
- Raum-Zeit-Ausbeute
- Zusatzstoffe
- spezif. Energieaufwand
Fackel
Aufbereitung
Einspeiseanlage
Anlagenperformance
Substratversorgung
- Transportkosten
- Substratkosten
- Substratmix
- Substratqualität
- Versorgungsgrad
- Vertragsgestaltung
Strom / Wärme
Instandhaltung
DL-Vertrage
Bio-Erdgasanlage
Markt
Marktsegmente
Portfoliomanagement
Service DL
Vertrieb
Lobbying
4. Prozesskette einer Einspeiseanlage
Im Folgenden wird beispielhaft eine Produktionskette
dargestellt, um die Komplexität der Aufnahme von relevanten
und validen Messwerten zu illustrieren. Bei Nawaro-Anlagen
werden idealerweise unterschiedliche
Pflanzen wie Gras, Mais oder Grünroggen eingesetzt,
um zum einen Risiken im Anbau zu minimieren, die Biodiversität
zu erhöhen und um Lagervolumen zu sparen.
Beispielsweise wird Gras im Mai, Grünroggen im Juli
und Mais im September geerntet und eingelagert,
sprich einsiliert. Nach einer Ruhephase von ein bis zwei
Monaten für den Silierprozess, der die Biomasse lagerstabil
macht, kann die Grassilage, die Grünroggen-
Ganzpflanzensilage (GPS) und die Maissilage in den
Fermenter eingetragen werden. In dieser ersten Silierphase
verändert sich die Biomasse; durch bakterielle
Umsetzungen wird CO 2 frei und die Silage erwärmt sich.
Beides ist nicht notwendigerweise gekoppelt; während
die CO 2 -Freisetzung einen Gewichts-, jedoch keinen
Energieverlust bedeutet, ist die Erwärmung in erster Linie
ein Energie-, nicht jedoch ein Gewichtsverlust. Beides
lässt sich minimieren, nicht jedoch verhindern, und
nur schwer quantifizieren. Tatsächlich würde eine genaue
Quantifizierung durch luftdichte Einhausung den
beobachteten Effekt minimieren, denn im Gegensatz zu
Laboranlagen sind Praxisanlagen dadurch gekennzeichnet,
dass die Silagen nicht komplett luftdicht abgedeckt
sind und mindestens eine offene Schnittkante haben.
So kann der Betreiber zwar ausrechnen, dass er 1 000 t
Frischmasse (FM) mit – sofern seine Laboranalysen repräsentativ
waren – einem Gaspotenzial von 1 000 MWh Hs
eingekauft hat. Es bedarf jedoch eines großen Aufwands
zu messen und zu berechnen, wieviel Tonnen
Silage hieraus entstanden und wie hoch deren Energiegehalt
ist. Eine genaue Bilanzierung der Silomengen
und repräsentative Analysen zum Energiegehalt der
Silagen ermöglichen näherungsweise eine Bestimmung
von Massen- und Energieverlusten. Nehmen wir an, es
blieben 950 t FM mit 950 MWh Hs Gaspotenzial übrig.
Diese Silage wird erst in den Dosierer gefördert, bleibt
dort Stunden bis Tage liegen und verliert durch die Aktivität
von Bakterien und Hefen weitere Energie, bis sie in
den Fermenter eingetragen wird. Nach und nach wird
das Material abgebaut und in den Nachgärer, danach in
das Gärproduktlager gepumpt. Mehrere Faktoren bedingen
die Schnelligkeit und Höhe der Gasbildung: Vorhandensein
und Menge der benötigten Mikroorganismen,
deren Aktivität, die wiederum durch vor allem
Temperatur, pH-Wert, Nährstoffversorgung sowie Menge
und Qualität der Biomasse beeinflusst wird. Im Labor
wird in sogenannte Batch-Gasertragstests nur einmalig
Biomasse eingetragen und dann der Gasertrag hieraus
bestimmt, bis dieser zum Erliegen kommt. Dies ermöglicht
– mit Einschränkungen - die Zuordnung des gemessenen
Gasertrags zur zuvor eingesetzten Biomasse.
In einer Praxisanlage hingegen wird mehrfach am Tag
gefüttert, Tag für Tag, so dass eine direkte Zuordnung
einer Gasmenge zu einer Menge Biomasse kompliziert
ist. Nehmen wir an, dass jeden Tag die gleiche Menge
des gleichen Substrates mit gleichbleibender Qualität
gefüttert wird, die Temperatur, das Rühr- und Rezirkulationsregime
stabil bleiben. Nehmen wir an, dass im
Verlauf von drei Monaten Gärdauer das meiste Gas freigesetzt
wurde. Hiervon wird der größte Teil eingespeist
– diese Menge ist i. d. R. genau bekannt; Teilmengen
können in einem Rohgasbrenner für die Wärmegewinnung
verwendet werden, Teilmengen bleiben im
Schwachgas der Biogasaufbereitungsanlage, Teilmengen
Betriebswirtschaft
Renditeoptimierung
Rationalisierungsprojekte
Overhead
Vertragsmanagement
Synergien / Prozesse
Bild 1. Ansatzpunkte einer Optimierung von bestehenden Bio-Erdgasanlagen.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 651

| FACHBERICHTE
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Biogas
gehen bei Instandhaltungsmaßnahmen über die Fackel
oder durch Leckagen verloren – diese Teilmengen werden
häufig nicht erfasst oder können praktisch nicht erfasst
werden. Nehmen wir an, wir können all diese Teilmengen
erfassen und mit 855 MWh Hs bestimmen, ferner den eingesetzten
950 t FM bzw. eingekauften 1 000 t FM zuordnen,
dann wäre manches erreicht:
• Die Gäreffizienz, d.h. der Quotient von produzierter
Energie zu Energiepotenzial der Biomasse, könnte
als Maß für die Leistungsfähigkeit des Prozesses bestimmt
werden.
• Eine Menge Produkt(gas) mit den verbundenen Erlösen
kann einer Menge Edukt(biomasse) mit den
verbundenen Kosten zugeordnet und die spezifischen
Produktionskosten berechnet werden.
Bild 2 illustriert die Art und Mengen von Energien,
die bei dem Einsatz von Nawaros in Biogaseinspeiseanlagen
bezogen auf den Brennwert der Biomasse entstehen.
Die Verluste aus dem Silo und Dosierer werden
Verlust Verlust Verlust Verlust Biogas- Schwach-
Silo Dosierer Leckagen Fackel brenner gas
5% 1% 0,5% 2% 0,5% 2%
Bio-
Erdgas
69%
Gärprodukt
20%
Bild 2. Produkte bei der anaeroben Vergärung von Biomasse mit Gasaufbereitung
und Einspeisung bezogen auf den Brennwert der Biomasse
am Beispiel Silomais.
Bild 3. Wechselwirkung von Substratmix, Gäreffizienz und Raumbelastung.
als Wärme frei, das Gärprodukt enthält chemisch gebundene
Energie in Form von Feststoffen, der Rest wird als
Biogas freigesetzt.
5. Dynamisches System Fermenter
Im Fermentationsprozess bedingen zahlreiche Effekte
einander; die Wechselwirkungen sind so komplex, dass
unseres Wissens nach bisher noch kein Modell erfolgreich
die Leistung eines Praxisfermenters vorhersagen
konnte. Die Herausforderung ist es, aus der Menge an
Messwerten diejenigen herauszufiltern, die einen relevanten
Zusammenhang aufweisen.
Bild 3 zeigt ein Beispiel aus einer Praxisanlage. Die
Gäreffizienz ist der Quotient aus der Energie des gesamten
Rohbiogases (noch vor anderen Verlusten) und der
auf Basis der eingesetzten Biomasse erwarteten Energiemenge.
Hierbei wird Gras anders bewertet als Mais,
ein einstufiger Fermenter anders als ein Fermenter mit
Nachgärer usw. Im vorliegenden Fall sinkt die Gäreffizienz
mit zunehmendem Gras- und abnehmendem
Mais anteil. Zudem zeigt sich, dass die Anlage einen
ausgeprägten Schwellenwert für die organische Raumbelastung
hat (gestrichelte Linie); wird der Wert überschritten,
sinkt die Gäreffizienz unabhängig vom Substratmix.
Die organische Raumbelastung (ORB) gibt an,
welche Menge Organik pro Zeit- und Volumeneinheit
zugegeben wird. Bei einer zu hohen ORB werden
schneller Säuren gebildet, als zu CO 2 und H 2 (und in Folge
CH 4 ) abgebaut werden können. Der Abbau ist unvollständig
und die Gäreffizienz sinkt.
Das Ziel eines Anlagenbetreibers ist es, mit einem
möglichst kleinen Fermentervolumen möglichst viel
Biogas zu produzieren; wenn die Biomasse wenig kostet,
ist die Gäreffizienz wenig relevant, kostet sie viel,
sollte viel Gas aus möglichst wenig Biomasse produziert
werden. Dies kann der Betreiber nur wissen, wenn er regelmäßig
und möglichst genau die entsprechenden
Messwerte aufzeichnet. Die Genauigkeit ist oftmals ein
Problem: die Waagen der Biomasse-Einbringsysteme
(Lader und/oder Dosierer) müssen regelmäßig kalibriert
werden. Die Gasströme, die nicht über die geeichten
Messgeräte der Einspeisestation gehen, müssen anderweitig
bestimmt werden, wobei Volumenstrommessgeräte
für Rohbiogas selten einen Fehler < 2 %, aber häufig
Fehler > 5 % aufweisen. Die Bestimmung von ORB wie
Gäreffizienz basiert auf punktuellen Analysen von wenigen
Gramm Biomasse auf den Organikgehalt und ggf.
weiterer Inhaltsstoffe. In Ringversuchen wurden identische
Proben von einer Vielzahl von Laboren untersucht;
im Fall des Organikgehaltes betrug die Standardabweichung
3 % [5]. Dazu kommt die Unsicherheit, inwieweit
50 g analysierten Materials repräsentativ sind für 5 000 t
Silage, insbesondere wenn das Material inhomogen ist.
Eine große Zahl untersuchter Proben und eine gute, repräsentative
Auswahl der Proben mindert das Problem,
schafft es aber nicht aus der Welt. Daher ist bei der Aus-
September 2014
652 gwf-Gas Erdgas

Biogas | FACHBERICHTE |
wertung nicht so sehr ein absoluter Momentanwert relevant,
sondern stets der Trend über einen Zeitraum von
Monaten oder Jahren.
Anzuraten sind auch vielfältige Kontrollrechnungen
und idealerweise komplette Massen- und Energiebilanzen.
So kann beispielsweise die Gäreffizienz punktuell
durch Restgaspotenzialtests kontrolliert werden; sinkt
die Gäreffizienz, zeigt sich dies in zunehmenden Restgaspotenzialen
der Gärprodukte. Abnahmen im Silobestand
sollten mit den gefütterten Mengen übereinstimmen;
Fehlmengen liegen oft in nicht erfassten Sickersaftmengen
begründet.
6. Mechanische Probleme, Verschleiß
Während die Gärbiologie ein sich selbst regenerierendes
System darstellt, unterliegen mechanische Komponenten
wie Rührwerke, Pumpen oder Kompressoren einem
Verschleiß oder anderen Problemen. Eine Verfolgung der
spezifischen Energieverbräuche hilft, auch bei wechselnden
Anlagenleistungen Trends zu erkennen und
rechtzeitig gegenzusteuern durch z. B. vorgezogene
Wartungen. Bild 4 zeigt beispielhaft die Entwicklung
von Strom- und Wärmeverbräuchen einer Biogasanlage
(BGA) und einer dazugehörigen Aufbereitungsanlage
(BGAA). Bei Senkung der Einspeiseleistung kommt es
Bild 4. Spezifische Strom- und Wärmeverbräuche einer Biogas- und
Biogasaufbereitungsanlage.
oft zu kurzfristigen und reversiblen Erhöhungen im
spez. Energiebedarf. Bei längeren Trends muss die Ursache
gesucht werden. Beispielsweise konnte durch kontinuierliches
Monitoring und frühzeitige Maßnahmen die
Einspeiseleistung von 2010 bis 2014 um 14 % erhöht
werden. In Folge sank der spezifische Wärmebedarf der
BGAA; der in 2014 beobachtete Trend des erhöhten
Sagt mal, E.ON, könnt Ihr
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 653

| FACHBERICHTE
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Biogas
Bild 5. Gasverluste über Fackel, Schwachgas und Biogasbrenner.
Wärmebedarfs der BGAA hingegen zeigt an, dass eine
Instandhaltungsmaßnahme in der BGAA erforderlich ist.
Saisonale Effekte lassen sich zum Beispiel im abnehmenden
Wärmebedarf der BGA in Sommermonaten zeigen.
7. Minimierung von Gasverlusten
Der Verlust von bereits produziertem Gas ist insofern
gewichtig, da er in der Folgezeit durch Leistungssteigerungen
kaum kompensiert werden kann; seine Vermeidung
ist prioritär. Das in Bild 5 vorgestellte Beispiel
zeigt die hohen Fackelverluste in den 1,5 Jahren nach
Inbetriebnahme. Ein besseres Management von Instandhaltungen
der Gasaufbereitungs- und Einspeiseanlagen
sowie Füllstandsmanagement der Gasspeicher
ließen die Fackelverluste von monatlich bis zu 20 MWh
auf nahezu Null sinken. Der Gasverlust über das
Schwachgas der Aufbereitung nahm über die Jahre zu,
wenn auch nur auf niedrigem Niveau. Eine entsprechende
Instandhaltung und Neujustierung des Systems
reduziert ab 2014 diese Verluste.
8. Fazit und Ausblick
Biogas- und Biogaseinspeiseanlagen haben nicht nur in
Deutschland, sondern auch weltweit ein enormes Potenzial
an nachhaltig verfügbaren Substraten. Biogas
und Bio-Erdgas nützen durch die hohe Einsparung von
Treibhausgasen dem Klima und insbesondere Bio-Erdgas
nützt dem Energiesystem durch eine vergleichsweise
höhere Energieeffizienz, seine Speicherbarkeit und
vielfältige Einsatzmöglichkeiten [6]. Daher ist eine politische
Förderung weiterhin gewünscht; die Realisierung
von Anlagen hängt zum einen von einem verlässlichen
regulatorischen Rahmen ab. Zum anderen hängt die
Realisierung von Anlagen sowie deren langfristiger Betrieb
von einer wirtschaftlichen Produktion ab. Diese
erfordert eine kontinuierliche Kostenoptimierung, welche
nur möglich ist durch ein tiefes Prozessverständnis,
eine Aufnahme und Validierung relevanter Messdaten,
deren regelmäßige und zeitnahe Auswertung sowie
gegebenenfalls eine Ableitung von Optimierungsmaßnahmen.
Hierdurch sind in den nächsten Jahren Einsparungen
in den Produktionskosten zu erwarten, sofern
diese nicht durch steigende Substrat- und Energiekosten
aufgezehrt werden. Mit sinkenden Produktionskosten
steigt die Chance, dass mit der nächsten Novelle
des EEG die Bio-Erdgasproduktion als preisgünstige, grundlast-
und speicherfähige erneuerbare Energie gewürdigt
wird und ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet.
Literatur
[1] BMWi/BMU: Bericht zur Umsetzung der in der Kabinettsklausur
am 23./24.08.2007 in Meseberg beschlossenen Eckpunkte für
ein Integriertes Energie- und Klimaprogramm. Berlin, 05.12.2007
[2] Deutsche Energieagentur Dena: Branchenbarometer Biomethan.
Daten, Fakten und Trends zur Biogaseinspeisung
1/2014. Berlin.
[3] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft
e.V.: Erdgasabsatz in Deutschland nach Verbrauchergruppen
2003 und 2013. www.bdew.de, Zugriff 12.08.2014
[4] Fischer, T., Wolf, D., von Canstein, H.: Monitoring von Biogasanlagen
der E.ON Bioerdgas mit pMeter. gwf-Gas|Erdgas 9/2013.
[5] Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft LfL: Ergebnisse
zu den 5. LfL Biogas-Ringversuchen. Ringversuchsgruppe 2
- Analytik des Fermenterinhalts. 2012.
[6] Graf, F. und Bajohr, S. (Herausgeber): Biogas. Erzeugung, Aufbereitung,
Einspeisung. Deutscher Industrieverlag, München 2013.
Autoren
Dr. Harald von Canstein
E.ON Bioerdgas GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 184-7271 |
E-Mail: harald.voncanstein@eon.com
Dipl.-Ing. Uwe Bauer
E.ON Bioerdgas GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 184-7830 |
E-Mail: uwe.bauer@eon.com
September 2014
654 gwf-Gas Erdgas

The Gas Engineer’s
Dictionary
Biogas | FACHBERICHTE |
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: Klaus Homann, Rainer Reimert, Bernhard Klocke
1 st edition 2013
452 pages, 165 x 230 mm
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ISBN: 978-3-8356-3214-1
Price: € 160,–
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September 2014
gwf-Gas Erdgas 655
PATGED2014

| FACHBERICHTE
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Neue Technologien
Markteinführung der PEM Brennstoffzelle
Über 15 000 h Betriebserfahrung mit der ersten Toshiba PEM Brennstoffzelle
in Europa
Neue Technologien, PEM Brennstoffzelle, Raumwärmemarkt, Betriebserfahrungen
Uwe Dietze und Martin Kramer
Seit April 2009 ist die Firma Toshiba in Japan mit einer
PEM (Polymer Elektrolyt Membran) Brennstoffzelle
für den Einfamilienhausbereich auf dem Markt
und hat dort bisher über 40 000 Anlagen verkauft.
Im November 2012 wurde bei der RWE am Standort
Duisburg die erste Brennstoffzelle dieses Typs in Europa
in Betrieb genommen. Bis August 2014 konnte
die Anlage inzwischen über 15 000 Stunden sowohl
mit H- als auch mit L-Gas erfolgreich betrieben und
getestet werden. Dabei zeigt die Anlage eine hohe
Zuverlässigkeit ohne bisher erkennbaren Leistungsverlust.
Die von der Firma Toshiba aus Japan für den Einsatz
in Einfamilienhäusern entwickelte Brennstoffzelle
liefert eine elektrische Leistung von 700 W und ca.
1 kW Nutzwärme bei einer Heizwasservorlauftemperatur
von ca. 61°C.
Während des Testbetriebes bei RWE konnten die vom
Hersteller angegebenen Leistungsdaten sowie die
niedrigen Emissionsangaben bestätigt werden.
Der nachfolgende Artikel beschreibt die Besonderheiten
der eingesetzten Technik und stellt die Erfahrungen
und die Messergebnisse im Einzelnen vor und
gibt eine Abschätzung über die Einsatzfähigkeit dieses
innovativen KWK-Systems in der Praxis.
Market introduction of PEM-Fuel Cell Technology -
More than 15,000 hours of operational experience
with the first Toshiba PEM Fuel Cell in Europe
In April 2009 Toshiba introduced its PEM (Polymer
Elektrolyte Membrane) Fuel Cell System for residential
buildings to the Japanese marked and has sold
more than 40,000 units since that point.
In November 2012 a PEM Fuel Cell unit from Toshiba
started operation at RWE in Duisburg. This installation
represents the first of this type in Europe. Until
August 2014 the unit reached more than 15,000
hours of successful operating and testing as well with
H- and L-Gas. The unit also shows a very high reliability
without any degradation in the performance.
The unit was built for residential use by Toshiba from
Japan. The electrical and thermal output is supposed
to be 700 W and 1 kW at a supply temperature of
61°C.
During the test run it was possible to confirm the performance
data and specially the low emissions proposed
by the manufacturer.
The following article will describe the innovative design
and shows the results of the test run and gives an
assessment about the usability of this innovative CHP
system.
1. Einleitung
Der Energiemarkt in Deutschland befindet sich seit seiner
Liberalisierung Anfang dieses Jahrhunderts grundlegend
im Wandel. Mit der Einführung gesetzlicher
Maßnahmen wie dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz
(KWK-G) und dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
wurden die Rahmenbedingungen für den Ausbau der
dezentralen Energieerzeugung in Deutschland geschaffen.
Dem entsprechend ist der Anteil der KWK an der
Stromerzeugung in Deutschland bis zum Jahr 2012 auf
ca. 16 % angestiegen.
Der Ausbau der wärmegebundenen Stromerzeugung
wird bisher im Wesentlichen durch den Einsatz
größerer Aggregate getrieben. Die RWE Energiedienstleistungen
GmbH bietet in diesem Bereich bereits seit
längerem Produkte und Dienstleistungen wie beispielsweise
den Einbau und den Betrieb von KWK-Anlagen
an. Doch in den letzten Jahren haben die Hersteller zunehmend
auch den Wärmemarkt im Privatkundensegment
in den Blick genommen. Dem entsprechend wurden
mehrere Technologien für den Einsatz im Hausenergiebereich
entwickelt. So haben die Heizungshersteller
verschiedene KWK-Lösungen in Heizgeräte integriert. Es
wurden Verbrennungsmotoren und Stirlingmotoren für
Erdgas in der Leistungsklasse 1 kW elektrisch in den
Markt eingeführt. Mit der Brennstoffzelle steht nun eine
September 2014
656 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
Technologie für die Mikro-KWK bereit, die sich durch einen
hohen elektrischen Wirkungsgrad und damit ein
günstiges Strom/Wärme-Verhältnis auszeichnet. Damit
ist eine primärenergetisch günstige Stromerzeugung in
privaten Haushalten möglich. Insbesondere eignet sich
diese Technologie für die Erzeugung der elektrischen
Grundlast in Gebäuden mit niedrigem Wärmebedarf.
Während die Markteinführung der Brennstoffzelle im
Hausenergiebereich in Deutschland gerade angelaufen
ist, ist diese in Japan bereits vor einiger Zeit erfolgt. Mit
Unterstützung eines umfangreichen Markteinführungsprogramms
seitens der japanischen Regierung werden
dort schon seit 2009 Brennstoffzellensysteme in der
Leistungsklasse 700 bis 750 W elektrischer Leistung verkauft.
Bezüglich der PEM Brennstoffzelle ist in Japan von
den führenden Herstellern Toshiba und Panasonic mittlerweile
die dritte Gerätegeneration auf dem Markt erhältlich.
In Summe konnten seit der Markteinführung
bis Ende April 2014 über 70 000 Geräte verkauft werden,
davon über 28 000 allein im Japanischen Finanzjahr
2013 (März bis April).
Angesichts dieser Zahlen ist es nicht verwunderlich,
dass sich die japanischen Hersteller über den heimischen
Markt hinaus auch für den europäischen und insbesondere
den deutschen Markt interessieren. Mit
Viessmann/Panasonic, Bosch/AISIN und BDR Thermea/
Toshiba sind mittlerweile drei Partnerschaften japanischer
Hersteller mit namhaften europäischen Heizungsherstellern
geschlossen und verkündet worden.
Viessmann hat im April dieses Jahres das erste japanische
Produkt im deutschen Markt eingeführt. Von BDR
Thermea wurde die Markteinführung zur ISH 2015 im
März nächsten Jahres angekündigt. Von Bosch ist dagegen
noch kein konkreter Termin für die Markteinführung
bekannt gegeben worden.
RWE begleitet die Entwicklung von dezentralen
Energiesystemen schon seit vielen Jahren durch umfangreiche
Untersuchungen in der RWE-eigenen Technikumshalle
in Duisburg und durch die Erprobung der
verschiedenen Technologien im Feldtesteinsatz bei privaten,
gewerblichen und industriellen Kunden.
Die RWE-Technikumshalle in Duisburg-Hamborn bietet
dafür optimale Voraussetzungen. Dort können auf
sieben Prüfständen KWK-Anlagen mit einer elektrischen
Leistung von unter 1 kW bis hin zu 200 kW technisch
untersucht und bilanziert werden. Auf dem Betriebsgelände
besteht Zugriff auf alle drei Leitungsnetze mit den
unterschiedlichen Gasqualitäten (L-Gas aus Holland,
H-Gas Nord aus Norwegen und H-Gas Süd aus Russland),
die im RWE-Liefergebiet zum Einsatz kommen.
Die Aggregate können demnach unter allen im Liefergebiet
vorkommenden Bedingungen getestet werden.
Zudem besteht die Möglichkeit, die untersuchten Anlagen
mit Erdgas in Ferngasqualität und unter Beimischung
verschiedener Odorierstoffe wie z. B. THT oder
S-Free zu betreiben.
Bild 1. Anlagenkomponenten der PEM Brennstoffzelle
von Toshiba.
Bild 2. Installation bei RWE in Duisburg.
Seit November 2012 wird in der RWE-Technikumshalle
eine PEM-Brennstoffzelle der Firma Toshiba aus
Japan betrieben. Das Modul liefert eine elektrische Leistung
von 700 W und verspricht mit über 38 % einen für
diese Leistungsklasse und diesen Brennstoffzellentyp
sehr hohen elektrischen Wirkungsgrad bei gleichzeitig
niedrigen Abgasemissionen.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 657

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Neue Technologien
Bei dem Gerät handelt es sich allerdings um die japanische
Ausführung, d. h., es sind noch keine Anpassungen
für den europäischen Markt, wie z. B. ein Abgasanschluss
für die Innenaufstellung, ein Wechselrichter für
europäische Netzbedingungen oder allgemeine Anpassungen
im Zuge der CE-Zertifizierung, erfolgt.
Während des Testbetriebes werden u. a. Energiebilanzen,
Emissionsverhalten und die grundsätzliche
Einsetzbarkeit der Anlage unter Verwendung von verschiedenen
Erdgasqualitäten (H- und L-Gas) untersucht.
2. Entwicklung und technische Daten
Die Firma Toshiba mit Sitz in Yokohama in Japan beschäftigt
sich seit 1999 mit der Entwicklung von PEM
Brennstoffzellensystemen. Für die Vermarktung in Japan
konnte mit Osaka Gas ein wichtiger Partner gewonnen
werden. Im Jahr 2000 wurde der erste Prototyp fertiggestellt.
Ab 2005 wurden eine größere Anzahl von
Anlagen in Japan im Rahmen eines Feldtestprogramms
der japanischen Regierung mit insgesamt über 3000 Anlagen
verschiedener Hersteller getestet, bevor im April
2009 die Markteinführung erfolgt ist. Im Jahr 2012 wurde
die zweite Gerätegeneration eingeführt, von der im
gleichen Jahr die erste Anlage in Europa bei RWE installiert
wurde. Seit April 2014 ist in Japan die dritte Gerätegeneration
verfügbar.
Die Brennstoffzellenanlage kann modulierend zwischen
250 und 700 W el betrieben werden. Die Vorlauftemperatur
beträgt ca. 61°C mit einer thermischen
Leistung von ca. 1 kW (bei Volllast und einer Rücklauftemperatur
von 30 °C). Der Gesamtwirkungsgrad liegt in
diesem Fall bei ca. 95 %. Der elektrische Wirkungsgrad
liegt über einen großen Teil des Modulationsbereichs
bei über 38 % und damit deutlich höher als bei anderen
KWK-Technologien im vergleichbaren Leistungsbereich.
Mit Abmessungen von 780 x 1000 x 300 mm (BxHxT)
stellt die Brennstoffzelle von Toshiba eine sehr kompakte
Einheit dar.
Die Lebenserwartung der Brennstoffzelle wird von
Toshiba mit 80 000 Betriebsstunden angegeben.
3. Aufbau und Funktion
Bild 1 zeigt die wesentlichen Komponenten der PEM
Brennstoffzelle, die aus dem Zellenstapel, dem Inverter
mit der Anlagensteuerung, der Prozessgasaufbereitung
(Reformer) und den Komponenten für die Gas- und Luftzufuhr
sowie der Wärmeauskopplung besteht. In der
Prozessgasaufbereitung wird über Dampfreformierung
aus Erdgas ein wasserstoffreiches Prozessgas gewonnen,
das der Anode des Zellenstapels zugeführt wird.
Dort wird der Wasserstoff katalytisch ionisiert. Die Wasserstoffionen
(H + ) wandern durch die Polymer-Elektrolyt-
Membran (PEM) zur Kathode. Dort wird ebenfalls über
eine katalytische Reaktion Luftsauerstoff zu O 2- ionisiert.
Die Sauerstoffionen verbinden sich mit den Wasserstoffionen,
wobei Wasserdampf entsteht und ein elektrischer
Strom zwischen den Elektroden fließt. Die Gesamtreaktion
lässt sich somit wie folgt darstellen:
2 H 2 + O 2 ⇒ 2 H 2 O
Bei einem Betrieb mit reinem Wasserstoff und Sauerstoff
arbeitet eine Brennstoffzelle vollkommen emissions frei,
aber selbst beim Einsatz von Erdgas werden sehr niedrige
Emissionswerte erreicht.
4. Installation
Die Installation der Toshiba Brennstoffzelle in der RWE-
Technikumshalle in Duisburg ist in Bild 2 dargestellt.
Die Ansaugung der Zuluft erfolgt direkt aus der
Halle. Da es sich bei der Anlage um die japanische Ausführung
handelt, die für die Außenaufstellung konzipiert
ist, werden die am Gerät ausströmenden Abgase
der Brennstoffzelle über eine Absaugvorrichtung angesaugt
und nach außen abgeführt. Die erzeugte Wärme
wird über einen Kühlkreislauf abgeführt und u. a. zur
Beheizung der Technikumshalle genutzt.
Aufgrund der unterschiedlichen Netzbedingungen
in Japan und Deutschland wurde zusätzlich ein Transformator
installiert, um den erzeugten Strom in der
Technikumshalle nutzen zu können.
5. Betriebserfahrungen
Seit Beginn des Testbetriebes im November 2012 wurde
das Aggregat bis August 2014 über 15 000 Stunden betrieben.
Dabei wurde die Anlage im ersten Betriebsjahr
für die einzelnen Messreihen bei verschiedenen Laststufen
zwischen 250 und 700 W und mit verschiedenen
Erdgasqualitäten (H- und L-Gas) betrieben. Seit Anfang
2014 läuft der Dauerbetrieb überwiegend bei Volllast.
Die bisherigen Erfahrungen zeigen einen problem losen
und bisher absolut störungsfreien Betrieb sowohl über den
gesamten Modulationsbereich als auch beim Betrieb mit
den unterschiedlichen Erdgasbeschaffenheiten.
Das Wartungsintervall liegt in Japan bei 3,5 Jahren.
Der Wartungsaufwand ist dabei sehr gering und beschränkt
sich auf den Austausch von zwei Luftfiltern für
die Gehäusebelüftung und die Prozessluft der Brennstoffzelle
und der Prozessgasaufbereitung sowie der
Entmineralisierungspatrone in der Wasseraufbereitung.
Im bisherigen Betriebsverlauf musste lediglich der Luftfilter
für die Prozessluft nach rund 14 000 Betriebsstunden,
gegen ein verbessertes Modell mit längerer Lebensdauer,
ausgetauscht werden. Die Entschwefelung des
zugeführten Erdgases, die nach dem Prinzip der Hydrodesulfurierung
erfolgt, ist in den Reformer integriert
und, für den japanischen Markt, bereits für die gesamte
Lebensdauer von 80 000 Betriebsstunden ausgelegt.
6. Messergebnisse
In Bild 3 ist der Verlauf der Wirkungsgrade über den
Modulationsbereich von 250 bis 700 W für den Betrieb
September 2014
658 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
mit H- und L-Gas dargestellt. Die durchgeführten
Messungen zeigen, dass die Brennstoffzelle im Volllastbetrieb
die angegebene Leistung von 700 W und einen
Gesamtwirkungsgrad von ca. 95 % sowohl im Betrieb
mit H- als auch mit L-Gas erreicht. Bei Kleinstlastbetrieb
(250 W) liegt der Gesamtnutzungsgrad bei ca. 75 %. Das
Absinken ist dabei vornehmlich auf der thermischen
Seite zu beobachten. Der elektrische Wirkungsgrad von
38 % konnte über einen großen Teil des Modulationsbereiches
nachgewiesen werden. Im unteren Leistungsbereich
fallen die Werte etwas ab und liegen bei Kleinstlast
noch bei ca. 35 %. Bezüglich der elektrischen Wirkungsgrade
ist kein Unterschied zwischen dem Betrieb mit
H- und L-Gas feststellbar. Auf der thermischen Seite liegen
die Ergebnisse für L-Gas etwas unterhalb der mit
H-Gas gemessenen Werte.
Besonders positiv ist die bisher praktisch nicht vorhandene
Degradation des Zellenstapels. In Bild 4 ist der
Verlauf des elektrischen Wirkungsgrades und der elektrischen
Leistung über die Betriebszeit dargestellt. Die
Werte wurden aus externen Messwerten ermittelt, d. h.
sie beinhalten die Verluste des externen Transformators
in Höhe von ca. 55 W. Wie an dem Leistungsverlauf (untere
Kurve) zu erkennen ist, regelt die Anlage auf eine
konstante Ausgangsleistung. Der Wirkungsgrad (obere
Kurve) ist aufgrund der internen Prozessbedingungen
und der Stackleistung leichten Schwankungen unterworfen,
wobei der mittlere Verlauf bisher keine Leistungseinbußen
erkennen lässt. Die angestrebte hohe
Lebenserwartung erscheint angesichts der bisherigen
Erfahrungen als möglich.
Die Ergebnisse der durchgeführten Abgasuntersuchungen,
bezogen auf einen Sauerstoffgehalt von 3 %,
sind in Bild 5 dargestellt. Es zeigt sich, dass die äußerst
niedrigen Abgasemissionen für Stickoxide NO x und
Kohlenmonoxid CO nicht nur im Volllastbetrieb, sondern
auch über den gesamten Modulationsbereich erreicht
werden. Die NO x Emissionen liegen dabei über
einen weiten Betriebsbereich sowohl für H- als auch
L-Gas um 15 mg/m n3 . Im unteren Lastbereich steigen
die NO x Emissionen bis auf 25 mg/m n
3 für H-Gas und
22 mg/m n
3 für L-Gas an. Bei den CO Emissionen liegen
die Werte für H-Gas über den gesamten Leistungsbereich
unterhalb von 1 mg/m n3 . Bei L-Gas zeigt sich im
obersten und untersten Lastbereich ein leichter Anstieg
bis auf ca. 2 mg/m n3 . Im Großen und Ganzen sind keine
wesentlichen Unterschiede in den Emissionen für die
beiden untersuchten Gasqualitäten festzustellen. Insbesondere
die geringen CO Emissionen sprechen für eine
hohe Qualität der internen Prozessgasaufbereitung.
Zum Vergleich: Die Grenzwerte der TA-Luft (Technische
Anleitung zur Reinhaltung der Luft – TA Luft) von
100 mg/m n
3 für NO x und 50 mg/m n
3 für CO, wie sie für
größere Anlagen zur Erzeugung von Strom und Warmwasser
vorgeschrieben sind, werden damit weit unterschritten.
Auch im Vergleich mit den Anforderungen
Bild 3. Wirkungsgradverläufe für H- und L-Gas Betrieb bei 30 °C Rücklauftemperatur.
Bild 4. Wirkungsgrad- Leistungsverlauf bei Volllast.
Bild 5. Emissionen der Toshiba Brennstoffzelle.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 659

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Neue Technologien
für den Blauen Engel für Klein-Blockheizkraftwerke
(RAL-ZU 108) liegen die Werte deutlich unter den Anforderungen,
die für Motoren mit interner und externer
Verbrennung definiert sind. Für Brennstoffzellen, die
ebenfalls unter diese Vorschrift fallen, sind bisher keine
konkreten Grenzwerte definiert.
Einen weiteren Bestandteil der Untersuchungen
stellte die Ermittlung der Schallemissionen der Anlage
dar. Dabei konnte der angegebene Schalldruckpegel L p
in 1 m Entfernung von 38 dB(A) bestätigt werden. Das
Ergebnis liegt im Bereich moderner Gas-Brennwertgeräte
für den Einfamilienhausbereich.
7. Resümee und Ausblick
Bei einem über 15 000 Betriebsstunden absolut störungsfreien
Betrieb, sowohl mit H-Gas als auch mit L-Gas, ohne
bisher nachweisbare Degradation und angesichts des
hohen elektrischen Wirkungsgrades von annähernd
40 % wurden die Erwartungen an den Testbetrieb bisher
vollständig erfüllt.
Zudem konnten die für die Brennstoffzellentechnologie
typischen niedrigen Abgas- und Geräuschemissionen
nachgewiesen werden. Sowohl für CO als auch für
NO x werden die derzeit gültigen Grenzwerte der TA-
Luft, wie sie für größere Anlagen für die Erzeugung von
Strom– und Warmwasser gefordert werden, deutlich
unterschritten.
Im Vergleich zu anderen KWK-Technologien für den
Einsatz im Einfamilienhausbereich zeigt die Brennstoffzelle
deutliche Vorteile hinsichtlich des elektrischen
Wirkungsgrades sowie der Abgas- und Geräuschemissionen.
Nachteilig sind derzeit noch die höheren Herstellkosten
und die Einsatzbeschränkung auf Rücklauftemperaturen
unter 40 °C.
Die technische Marktreife ist angesichts der Ergebnisse
gegeben, so dass letztendlich die Kostenfrage das
entscheidende Kriterium für die weitere Markteinführung
sein wird.
RWE plant nun, die bestehende Anlage in einem
Langzeittest weiter zu betreiben und insbesondere das
Degradationsverhalten zu untersuchen. Darüber hinaus
ist geplant, weiterführende Erfahrungen mit der für den
europäischen Markt angepassten Gerätegeneration zu
sammeln.
Autoren
Dipl.-Ing. Martin Kramer
RWE Deutschland AG |
Essen |
Tel.: +49 201 12-29396 |
E-Mail: Martin.Kramer@rwe.com
Dipl.-Ing. Uwe Dietze
RWE Energiedienstleistungen GmbH |
Duisburg |
Tel.: +49 203 99546-17 |
E-Mail: Uwe.Dietze@rwe.com
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
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3-Monats-Vorschau
Ausgabe Oktober 2014 November 2014 Dezember 2014
Anzeigenschluss:
Erscheinungstermin:
Themen-Schwerpunkt
Fachmessen/
Fachtagungen/
Veranstaltung
(mit erhöhter Auflage und
zusätzlicher Verbreitung)
22.09.2014
20.10.2014
Biogasaufbereitung und
Biogaseinspeisung/Gasbeschaffenheit
EAGC European Autumn Gas Conference
Berlin, 11.–12.11.2014
16.10.2014
12.11.2014
12.11.2014
09.12.2014
Gaswirtschaft / Gashandel / Dispatching Rohrnetz /Rohrleitungsbau /
Korrosionsschutz
Messe-Special
Oldenburger Rohrleitungsforum
2015
Änderungen vorbehalten
September 2014
660 gwf-Gas Erdgas

Neue Technologien | FACHBERICHTE |
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
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vom DIV Deutscher Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante, fachspezifische Medien und Informationsangebote gwf-Gas informiert Erdgas und 661 beworben werde.
Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

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Mess- und Regeltechnik
Die modernste europäische Gasmessanlage
an einer Anlandestation sichert die
europäische Versorgung mit Erdgas
Mess- und Regeltechnik, Ultraschallzähler, Gaschromatographen
Ralf Hartmann und Klaus Eberlein-Schott
Der Lubminer Ostseestrand nahe Greifswald hat für
die Energieversorgung Deutschlands und Europas eine
zentrale Bedeutung: Hier schlägt das automatisierungstechnische
Herzstück der größten europäischen
Energieinfrastrukturinvestition der letzten Jahre. In
Lubmin erreichen die Rohre der Nord Stream-Pipeline
deutschen Boden und liefern pro Stunde bis zu
6,6 Millionen Kubikmeter russisches Erdgas zur neuen
Anlandestation Greifswald. Damit ließen sich
zwei Drittel des Verbrauchs in Deutschland decken.
Ein Projekt der Superlative: Die Anlage in Lubmin ist
die größte ihrer Art in Europa, kostete über 150 Millionen
Euro und hat in Spitzenzeiten mehr als 400
Mitarbeiter von über 40 Firmen beschäftigt. Am 8.
November 2011 wurde sie in Anwesenheit von Bundeskanzlerin
Angela Merkel, Altkanzler und Nord
Stream-Aufsichtsratschef Gerhard Schröder sowie
des russischen Präsidenten Dmitri Medwedew, des
französischen Premierministers François Fillon, des
niederländischen Premierministers Mark Rutte und
des EU-Energiekommissars Günther Oettinger feierlich
– und pünktlich – eröffnet.
The most modern European gas measuring station at
a landfall secures the European supply of natural gas
The Lubmin beach on the Baltic sea near Greifswald
is of central importance for the energy supply of Germany
and Europe: The automated heart of the largest
European energy infrastructure investment in recent
years beats here. The pipes of the Nord Stream Pipeline
reach German soil in Lubmin and deliver up to
6.6 million cubic metres per hour of Russian natural
gas to the Greifswald landfall. This covers two-thirds
of consumption in Germany. A project of the superlative:
the station in Lubmin is the largest of its type in
Europe. It cost over €150 million and has employed a
staff of more than 400 from over 40 companies during
peak times. The festive inauguration took place –
punctually – on November 8, 2011 in the presence of
German Chancellor Angela Merkel, former Chancellor
Gerhard Schröder, Russian President Dmitry Medvedev,
French Prime Minister François Fillon, Dutch
Prime Minister Mark Rutte and EU Commissioner for
Energy Günther Oettinger.
Bild 1. Anlandestation Nord Stream Pipeline (Lubminer Heide bei
Greifswald).
1. Einleitung
Das Erdgas wird im russischen Wyborg in die Nord
Stream-Pipeline eingespeist und hat bei seiner Ankunft
in Lubmin eine mehr als 1.200 Kilometer lange Reise
unter der Ostsee hinter sich. In der neuen Anlandestation
(Bild 1) muss es darum zunächst aufbereitet und gemessen
werden, bevor es durch die Pipeline „OPAL“
(Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung) nach Olbernhau
im Süden von Sachsen sowie durch die Pipeline „NEL“
(Nordeuropäische Erdgasleitung) nach Westen in Richtung
des Speichers Rehden weitergeleitet wird. Die Verantwortlichen
für die Automatisierungstechnik hatten
dabei eine große Herausforderung zu meistern: die
komplexe Kombination von rund 750 Sensoren, mehr
als 2.400 Ventilen und 360 elektrischen Antrieben.
In Lubmin wird neben der neuesten Generation der
Automatisierungstechnik auch modernste Messtechnik
September 2014
662 gwf-Gas Erdgas

Mess- und Regeltechnik | FACHBERICHTE |
Bild 2. Messtechnisches Konzept OPAL.
eingesetzt: Die größte Gasmessstation Europas verfügt
über zwölf Messschienen mit diversitär redundanten
Gaszählern sowie verschiedenste Analysegeräte wie
Prozess-Gaschromatographen, Schwefel-Gaschromatographen
und Taupunktmessungen. Die Detailplanung
und Realisierung hat GASCADE gemeinsam mit RMG by
Honeywell durchgeführt.
2. Messtechnisches Konzept für die Mengenund
Gasbeschaffenheitsmessung
Die aus den beiden Nord Stream-Erdgasleitungen gelieferten
Erdgasmengen werden in zwei Messanlagen – der
OPAL-Messanlage sowie der NEL-Messanlage – abrechnungsgenau
gemessen und dann zum weiteren Transport
in die beiden Pipelines eingespeist. RMG by Honeywell
hat in Zusammenarbeit mit GASCADE das Gesamtkonzept
für die Mengen- und Gasqualitätsmessung entwickelt
sowie sämtliche elektrotechnische Anlagen geliefert
und in Betrieb genommen. Dazu gehört auch der Einsatz
von Produkten anderer Hersteller, die von RMG by Honeywell
in das Gesamtsystem integriert wurden. Das anspruchsvolle
Projekt startete Ende 2009. Bereits im Oktober
2011 konnte die OPAL-Messanlage und ein Jahr später
die NEL-Messanlage als modernste Anlagen ihrer Art in
Europa pünktlich in Betrieb genommen werden.
2.1 Mengenmessung
Hier ist eine hohe Messgenauigkeit des ankommenden
Gasvolumens entscheidend: Wegen der großen Menge
Bild 3. Messschienen in Lublin.
von maximal 6,6 Millionen Kubikmetern entspräche schon
eine Abweichung von einem Prozent ungefähr dem Wert
eines Einfamilienhauses – pro Tag. Um möglichst präzise
und verlässliche Messwerte zu erhalten, setzen die Betreiber
in jeder der zwölf parallelen Messschienen jeweils zwei
hintereinander geschaltete Ultraschallgaszähler (USZ) von
zwei unterschiedlichen Herstellern (RMG by Honeywell
und SICK) ein (Bild 2 und Bild 3) . Ultraschallgaszähler bieten
große Messbereiche, einen nahezu Druckverlust freien
Betrieb und eine hohe Messgenauigkeit.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 663

| FACHBERICHTE
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Mess- und Regeltechnik
Bild 4. Analysecontainer.
Das in Lubmin eingesetzte Modell USZ 08 von RMG
by Honeywell enthält zwölf Sensoren. Durch die eingesetzte
6-Pfad-Technik misst der USZ weitgehend unabhängig
vom Strömungsprofil des Gases und ist zudem
redundant aufgebaut: Selbst wenn zwei seiner Messpfade
ausfallen, verlieren die Messergebnisse nicht ihre
Eichamtlichkeit – die ausgefallenen Pfade werden mit
Hilfe einer vom Zähler erlernten Ersatzwertfunktion unter
Verwendung der Messergebnisse aller funktionierenden
Pfade rekonstruiert. Um eine Verlängerung der
Eichfristen zu erreichen, wurde in Absprache mit der
zuständigen Eichdirektion sowie mit der PTB ein spezielles
Prüfverfahren für die Messstrecken festgelegt. Die
Zähler (DN400/G6500) wurden auf einem Hochdruckprüfstand
in Dauerreihenschaltung nach Vorgaben der
PTB geprüft, sodass eine verlängerte Eichgültigkeit
(über acht Jahre hinaus) erreicht werden konnte.
Bei der Erstprüfung der Messstrecke wurden folgende
Anforderungen erfüllt:
Luftprüfung der Zähler bis Q max
••
Ermittlung der zählerspezifischen Kennwerte bei 50
bar und 120 barü mit Erdgas
••
Hochdruck-Prüfung der gesamten Messstrecke inkl.
Ein-und Auslaufstrecken bis min. 65 % von Q max (ca.
370.000 Nm³/h)
In Zukunft sind folgende Überprüfungen geplant:
••
Turnusmäßige Kontrolle und Dokumentation der
zählerspezifischen Kennwerte
••
Nach sechs Jahren: Hochdruck-Prüfung eines Zählers
aus der Messanlage – ausgewählt nach dem Zufallsprinzip
unter Eichaufsicht
••
Nach acht Jahren: Hochdruck-Prüfung eines weiteren
Zählers aus der Messanlage – ausgewählt nach
dem Zufallsprinzip unter Eichaufsicht.
Der Einsatz zweier hintereinander geschalteter Gasmengenzähler
hat sich bei großen Messanlagen in der
Vergangenheit bewährt. Die beiden in Lubmin eingesetzten
Zählertypen messen den Durchfluss bei verschiedenen
Ultraschall-Frequenzen und verschiedener
Pfadanordnung und erlauben durch einen Vergleich ihrer
Messwerte eine zuverlässige Diagnose ihres Zustands:
Weichen die Ergebnisse zu stark voneinander ab,
muss die Anlage neu kalibriert werden. Umgekehrt vereinfacht
diese Anordnung die jährliche Überprüfung
der Eichgenauigkeit: Wenn sich die Werte der beiden
USZ um weniger als 0,5 Prozent unterscheiden, ist keine
neue Eichung erforderlich. Die Erfahrungen in Lubmin
zeigen, dass die Messtechnik bisher problemlos arbeitet:
Die zulässigen Fehlergrenzen werden bei weitem
unterschritten und liegen deutlich darunter– nach den
ersten Betriebsjahren hat GASCADE einen Wert von weniger
als 0,25 Prozent ermittelt.
Wegen der enormen Gasmengen und um die Anlage
auch bei Wartungsarbeiten weiter betreiben zu können,
sind pro Pipeline jeweils bis zu acht (OPAL) bzw. bis zu
sechs (NEL) Messschienen mit einer Kapazität von maximal
12.000 Norm-Kubikmetern pro Minute parallel geschaltet.
So können die Betreiber eine Schiene problemlos
für einige Zeit stilllegen und die Messtechnik warten.
RMG by Honeywell hat auch das Parametriersystem
für die Messanlage Lubmin konzipiert und aufgebaut.
Das Parametrier- und Überwachungssystem zur detaillierten
Beobachtung und Auswertung der einzelnen
Messsysteme bietet dem Betreiber der Anlage maximale
Transparenz über den Zustand der Komponenten: Alle
Geräte und Systeme sind über Ethernet an dieses
System gekoppelt – die Werte sämtlicher Messgeräte
laufen auf einem PC zusammen, so dass ein sofortiger
Überblick über alle relevanten Daten möglich ist. Die
Techniker sehen dabei nicht nur die aktuellen Messwerte,
sondern können auch die Parameter der Geräte verändern,
ohne dafür an die Schaltschränke gehen zu
müssen.
2.2 Messung der Gasqualität
Um die tatsächlich gelieferte und abzurechnende
Energiemenge zu bestimmen, muss neben der Gasmenge
auch ihre Zusammensetzung gemessen werden.
Dafür wurden direkt an jeder Erdgasleitung Analysecontainer
(Bild 4) aufgebaut, in denen diversitär
redundante Messsysteme unterschiedlicher Hersteller
die Gasqualität und die Gasbegleitstoffe untersuchen
– etwa den Schwefel-Anteil sowie den CO 2 - und H 2 O-
Taupunkt. Die für die Gasqualität benötigten Prozess-
Gaschromatographen des Typs PGC 9000 VC stammen
ebenfalls von RMG (Bild 5).
Tabelle 1 zeigt die zugelassenen Messbereiche aller 11
gemessenen Komponenten des PGC 9000VC sowie die
Eichfehlergrenzen nach Vorgabe der PTB (Physikalisch-
Technische Bundesanstalt). Der PGC 9000 VC wurde En-
September 2014
664 gwf-Gas Erdgas

Mess- und Regeltechnik | FACHBERICHTE |
de des Jahres 2013 durch seinen Nachfolger PGC 9301
vollständig ersetzt. Dieser zeichnet sich durch eine höhere
Messgenauigkeit, einen breiteren Messbereich sowie
einen neuen Controller (User Interface) aus.
Tabelle 1. Gemessene Komponenten, zugelassener
Messbereich und Eichfehlergrenze des PGC 9000
VC[1].
Komponente
Zugelassener
Messbereich
[mol%]
Methan 65 - 100 0,3
Ethan 0 - 14,5 0,3
Propan 0 - 5 0,2
iso-Butan 0 - 0,9 0,1
n-Butan 0 - 1,6 0,1
neo-Pentan 0 - 0,06 0,04
iso-Pentan 0 - 0,12 0,04
n-Pentan 0 - 0,12 0,04
C6+ 2 0 - 0,08 0,04
Kohlendioxid 0 - 12 0,3
Stickstoff 0 - 22 0,3
Eichfehlergrenze 1
[mol%]
Bild 5. Analyseraum.
Literatur
[1] Innerstaatliche Bauartzulassung und Nachtrag zur innerstaatlichen
Bauartzulassung des Prozessgaschromatograph
PGC 9000 VC, 2000 - 2013.
[2] EG Baumusterprüfbescheinigung DE-09-MI002-PTB003 Ultraschallgaszähler
USZ08
3. Fazit
GASCADE und RMG by Honeywell konnten das gemeinsam
entwickelte Basiskonzept für die Messtechnik der
Anlandestation in Lubmin schnell in ein Detailkonzept
umsetzen. Während der Realisierung profitierte GASCA-
DE davon, dass für alle Fragen der Umsetzung immer
nur ein zentraler Ansprechpartner auf RMG-Seite zuständig
war. Das gemeinsam erarbeitete Überwachungs-
und Bedienkonzept hat sich in der über zweijährigen
Betriebsphase gut bewährt. Die bereits mehrfach
durch die Eichdirektion in deren üblichen Zyklen
vorgegebenen Überprüfungen haben die hohe Genauigkeit
der Messanlage bewiesen.
1
Die Eichfehlergrenze ist lediglich die amtliche Fehlerhöchstgrenze
nach Anforderungen der PTB. Höhere Anforderungen an
die Genauigkeit sind in Absprache möglich.
2
C6+ enthält alle Hexane und höhere gemessene Kohlenwasserstoffe
als Summe.
Autoren
Ralf Hartmann
Wintershall Holding GmbH |
Kassel |
Tel. +49 561 3011957|
E-Mail: ralf.hartmann@wintershall.com
Klaus Eberlein-Schott
RMG Messtechnik GmbH |
Butzbach |
Tel. +49 6033 897-111 |
E-Mail:
Klaus.Eberlein-Schott@honeywell.com
September 2014
gwf-Gas Erdgas 665

| FACHBERICHTE
|
Regel- und Messtechnik
Standardisierte Anschlusseinheiten für
mobile Gasqualitätsmessung
Regel- und Messtechnik, mobile Gasqualitätsmessung, standardisierte Anschlüsse,
Ersatzwertbeschaffung
Michael Friedchen und Achim Zajc
Die Gasbeschaffenheiten unterliegen größeren
Schwankungen als in der Vergangenheit. Diese
Schwankungen sind bedingt durch z. B. Einspeisung
von Biogas und Wasserstoff (Power-to-Gas) in Erdgasnetze.
Dies hat Auswirkungen auf die Ermittlung des
Brennwertes durch Rekonstruktionssysteme. Es müssen
zusätzlich Stützpunkte für das Rekonstruktionssystem
errichtet werden. Hier kommen verstärkt mobile
Gasbeschaffenheitsmessungen zum Einsatz. Hier
hat die Praxis gezeigt, dass die Vor-Ort Inbetriebnahme
der mobilen Gasbeschaffenheitsmessung doch
zeitaufwendig und komplex ist. Hier setzt der folgende
Beitrag an, um eine standardisierte Lösung zu
konzipieren.
Standardized docking station for a gas quality measurement
installed on a trailer
The natural gas qualities are und wider fluctuations
than in the past. These fluctuations are due to e. g. feeding
of biogas and hydrogen (power-to-gas) into the natural
gas network. This has implications for the determination
of calorific value by reconstruction systems. It is
necessary to measure the natural gas quality at additional
locations in the natural gas network. For that
reason increasingly mobile gas quality measurements
are used. Here, the practice has shown that the on-site
commissioning of the mobile gas quality measurement
is still time-consuming and complex. This is where the
following contribution creates a standardized solution.
1. Einleitung
Durch stärker schwankende Gasbeschaffenheiten als
in der Vergangenheit - bedingt durch neue „Gasquellen“,
wie Biogaseinspeisung und die direkte Einspeisung
von 100% Wasserstoff (Power-to-Gas),- muss erheblich
öfter und an verschiedenen Stellen (Stützpunkten)
die Gasqualität messtechnisch ermittelt werden. Der
erhöhte Aufwand ist notwendig, damit die Rekonstruktionssysteme
(ReKo) den Brennwert mit der geforderten
Genauigkeit ermitteln können. Um diesem erhöhten
Messaufkommen Rechnung zu tragen, sind einige
Ferngasnetzbetreiber dazu übergegangen, mobile
Gasqualitätsmessungen einzusetzen. Die Praxis hat
gezeigt, dass die Vorrausetzungen an vorgefundener
Infrastruktur in den verschiedenen Gasstationen bzw.
Anlagen sehr unterschiedlich sind. Dadurch bedingt ist
die Inbetriebnahme der mobilen Gasqualitätsmessung
in der Anlage oft sehr aufwändig (Logistik, Anschlüsse,
wo wird die mobile Gasqualitätsmessung überhaupt
platziert usw.) und zeitintensiv (manuelle Installation
der elektrischen Anschlüsse und Messgasleitungen).
2. Aufgabenstellung
Metreg Solutions GmbH konzipierte in Zusammenarbeit
mit dem Ferngasnetzbetreiber Gastransport Nord
GmbH (GTG) mit Sitz in Oldenburg einen Standard zum
Anschluss einer mobilen Gasqualitätsmessung. Die Aufgabe
war es, eine Anschlusseinheit zu schaffen, die
bestimmte Kriterien erfüllen muss, mit dem Ziel, eine
mobile Gasqualitätsmessung, die in einem Anhänger
untergebracht ist, möglichst schnell und einfach vor
Ort mit Messgas, elektrischer Spannung und einer DSfG-
Datenschnittstelle zu versorgen. Damit war das Ziel
grob umschrieben. Im Laufe der Konzeptionierung
wurden noch weitere wichtige Punkte gefunden, die es
ermöglichten, die Anforderungen zu optimieren und
detaillierter zu definieren.
Die Anforderungen an eine standardisierte Anschlusseinheit
wurden wie folgt festgelegt:
••
Schnelle Einsatzbereitschaft der mobilen Gasqualitätsmessung
Reduzieren des Zeitaufwandes beim Anschluss
••
Der Kernbereich einer Station soll nicht mehr betreten
werden
Gleichbleibende Abläufe beim Anschließen
••
Gleichbleibende Anschlüsse für Gas-, Elektro- und
Datenschnittstelle
Im Bedarfsfall Fernübertragung des Druckmesswertes
Gleiches Design für schnelle Wiedererkennung
••
Eignung für unterschiedliche Entnahmepunkte wie
Gasstation und Armaturenplätze
••
Einfaches Handling
September 2014
666 gwf-Gas Erdgas

Regel- und Messtechnik | FACHBERICHTE |
• Feste Verrohrung und Verkabelung von den Entnah-
• Design muss in vorhandene Anlagen passen
• Gasdruck muss angezeigt werden
Schnelle Druckentlastung
Schutz vor unbefugter Benutzung
• Geeignet für den Außenbereich
Installation im Ex-Bereich
• Unterschiedliche Messdrücke
•
mestellen zur Anschlusseinheit
•
• Absperren der Gaszuführung muss möglich sein
• Geeignet für Wand- oder Rohrständermontage
3. Lösung der Aufgabenstellung [1]
Metreg Solutions GmbH entwickelte mit diesen Vorgaben
in Zusammenarbeit mit dem Ferngasnetzbetreiber
GTG drei Arten der „Standardisierten Anschlusseinheiten“
für mobile Gasqualitätsmessung:
GQ Docking-Station GAS
GQ Docking-Station ARMATURENPLATZ
••
GQ Docking-Station ELEKTRO
Diese Docking-Stationen werden zum Einen in Gasstationen
und zum Anderen auf Armaturenplätzen fest installiert
und mechanisch wie elektrisch angeschlossen. Somit
ist sichergestellt, dass der Anschluss der mobilen Gasqualitätsmessung
immer gleich erfolgt. Der Anhänger mit
der mobilen Gasqualitätsmessung kann nun auf einer
markierten Fläche auf der Anlage abgestellt werden. Somit
kann ein Ex-Bereich eindeutig definiert werden.
4. GQ Docking-Station GAS
Die GQ Docking-Station GAS ist modular konzipiert.
Zum Einen kann sie mit einem Messstrom oder, wie in
Bild 1 gezeigt, mit zwei Messströmen bestückt werden.
Weitere Messströme können zum Anderen durch z. B.
Verdoppeln der GQ Docking-Station GAS oder eines
größeren Schutzkastens hinzugefügt werden.
Diese abschließbare Anschlusseinheit ist geeignet,
die Messgasströme über Steckkupplungen an die mobile
Gasqualitätsmessung anzukoppeln. Hierbei ist es
sekundär, ob es sich um eine Hochdruckentnahme oder
Niederdruckentnahme handelt. Es muss lediglich der
Entnahmedruck bekannt sein, um entsprechende
Mano meter einzusetzen. Montiert wird die Anschlusseinheit
außen im Ex-Bereich an der Wand oder auf
einem Rohrständer möglichst dicht an der Entnahmestelle
der Anlage. Es kommen ausschließlich hochwertige
Materialien bekannter Hersteller zum Einsatz.
5. GQ Docking-Station ELEKTRO
Über diese Einheit (Bild 2), die im Non-Ex-Bereich installiert
wird, wird Versorgungsspannung und eine
DSfG- Datenverbindung an die mobile Gasqualitätsmessung
herangeführt. Die Verbindung wird über herkömmliche
Stecker hergestellt. Der Gehäuseaufbau ist
der gleiche wie bei der GQ Docking-Station GAS, so
dass diese ebenfalls abschließbare Einheit auch im Außenbereich
an der Wand oder einem Rohrständer installiert
werden kann.
Bild 1. GQ Docking-Station GAS für zwei Messgase.
Bild 2. GQ Docking-Station ELEKTRO.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 667

| FACHBERICHTE
|
Regel- und Messtechnik
6. GQ Docking-Station Armaturenplatz
Bei dieser GQ Docking-Station (Bild 3) handelt es sich
um eine Anschlussmöglichkeit, die bei Armaturenplätzen
zum Einsatz kommt. Die Eigenheit besteht hierbei
darin, dass ein Drucktransmitter mit Anzeige integriert
ist, dessen Messwert per GPRS übertragen werden
kann. Für die Armaturenplätze kommt die Docking-
Station ELEKTRO nicht zum Einsatz, weil auf den Armaturenplätzen
(in aller Regel) keine Spannungsversorgung
zur Verfügung steht. Die Spannungs-versorgung
wird hier über ein externes Aggregat realisiert. Die
DSFG-Daten werden mit der Funk-DFÜ der mobilen
Gasqualitätsmessung übertragen. Auch diese, ebenfalls
abschließbare Station, wird außen im Ex-Bereich an vorhandene
Montagegestelle als Wandmontage oder auf
einem Rohrständer installiert.
7. Fazit
Durch partnerschaftliche Zusammenarbeit mit der GTG
Nord und Berücksichtigung der Kundenwünsche und
Anforderungen konnte innerhalb kürzester Zeit eine innovative
Lösung gefunden werden. Sie besticht durch
ihre Einfachheit und erfüllt alle Anforderungen. Wirtschaftlichen
Vorteil durch standardisierte Anschlüsse
und damit beschleunigte Arbeitsabläufe auf unterschiedlichsten
Stationen wird garantiert.
Literatur
[1] Metreg Solutions GmbH, Gebrauchsmuster beantragt,
19. August 2014.
Autoren
Michael Friedchen
Geschäftsführender Gesellschafter
Metreg Solutions GmbH |
Hüttenberg |
Tel. +49 6403 9298 184 |
E-Mail:
Michael.Friedchen@Metreg-Solutions.de
Dr. Achim Zajc
Geschäftsführender Gesellschafter
Metreg Solutions GmbH |
Hüttenberg |
Tel. +49 6403 9298 223 |
E-Mail: Achim.Zajc@Metreg-Solutions.de
Bild 3. GQ Docking-Station Armaturenplatz.
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle, München
Telefon +49 89 203 53 66-56, Telefax +49 89 203 53 66-99, E-Mail: trenkle@di-verlag.de
Ihr Kontakt zur Mediaberatung
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Telefon +49 89 203 53 66-77, Telefax +49 89 203 53 66-99, E-Mail: schroeder@di-verlag.de
September 2014
668 gwf-Gas Erdgas

Regel- und Messtechnik | FACHBERICHTE |
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
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DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
www.di-verlag.de
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Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
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Ort, Datum, Unterschrift
PAGQEM2014
Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pflege der laufenden Kommunikation werden personenbezogene Daten erfasst und gespeichert. Mit dieser Anforderung September erkläre 2014ich mich damit einverstanden, dass ich
vom DIV Deutscher Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag per Post, per Telefon, per Telefax, per E-Mail, nicht über interessante, fachspezifische Medien und Informationsangebote gwf-Gas informiert Erdgas und 669 beworben werde.
Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| IM PROFIL
|
Zukunft ERDGAS e. V.
Im Profil
In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen
im Bereich der Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich
Zukunft ERDGAS e. V. im Profil.
Folge 30:
Zukunft ERDGAS e. V.
Die Stimme für die Branche
Zukunft ERDGAS ist die Initiative
der deutschen Erdgaswirtschaft. Sie
vertritt die Marke und das Produkt
Erdgas und ist Ansprechpartner für
Verbraucher, Politik und Marktpartner.
Gemeinsam mit den Mitgliedern
setzt sich die Organisation dafür
ein, dass die Potenziale des Energieträgers
Erdgas genutzt werden.
Sie informiert über die Chancen und
Möglichkeiten, die Erdgas für die
Energiewende sowie für die Verbraucher
schon heute und in der
Zukunft bietet.
Im Juni 2013 wurde Zukunft ERD-
GAS e. V. gegründet. Damit konnten
die Aufgaben und Kräfte der ERD-
GAS Produkt- und Systemkampagne
sowie der Initiative ERDGAS pro Umwelt
unter einem Dach vereint werden.
Inzwischen zählen 60 Unternehmen
der Branche, darunter Importeure,
Regionalversorger und
Stadtwerke zu den Mitgliedern. Die
Heizgeräteindustrie und das Installationshandwerk
unterstützen die Initiative
als Partner. Darüber hinaus
kooperiert die Organisation mit erdgas
mobil und der Arbeitsgemeinschaft
für sparsamen und umweltfreundlichen
Energieverbrauch
(ASUE). Informationen, Dialogmöglichkeiten
und Serviceleistungen tragen
dazu bei, dass Erdgas als innovativer,
kostengünstiger und klimaschonender
Energieträger im Markt
wahrgenommen wird.
ERDGAS ist Teil der Lösung
Im Rahmen der Energiewende
bietet Erdgas als Partnerenergie der
Erneuerbaren Energien vielfältige
Lösungen: Erdgas ist effizient, klimaschonend
und damit zukunftsfähig.
Dies erkennt zunehmend auch die
2013 gegründet gewinnt Zukunft ERDGAS kontinuierlich Mitglieder dazu.
Im Sommer 2014 waren es bereits 60 Unternehmen der Erdgasbranche.
Politik. Für die Energieversorgung
der Zukunft müssen alle zusammenarbeiten
– Politik, Wirtschaft, Wissenschaft
und die gesamte Gesellschaft.
Nur, wenn alle gemeinsam anpacken,
kann das Ziel einer nachhaltigen
und sicheren Energieversorgung
Deutschlands erreicht werden. Die
Gründung von Zukunft ERDGAS
zeigt, dass das erfolgreiche gemeinschaftliche
Engagement für den
Energieträger dauerhaft fortgesetzt
und durch neue Partner ausgebaut
und verstärkt wird.
Die Initiative ist mit Themen und
Argumenten präsent, wann immer
die Branche zusammenkommt - ob
beim BDEW-Kongress oder auf der
„gat“. Sie gibt aber auch Themen vor
und organisieren den Diskurs: auf
dem „Effizienzdialog“ im September
in Berlin zum Beispiel oder auf der
20. Euroforum-Jahrestagung im November
unter dem Motto „Der deutsche
Gasmarkt im Wandel: Optionen
– Visionen – Chancen“.
Auch auf der Konferenz „ERD-
GAS & Klimaschutz - Wie ökologisch
und bezahlbar ist die Klimawende
Made in Germany?“, die sie gemeinsam
mit der Wochenzeitung DIE
ZEIT im Oktober veranstaltet, soll
unter Einbindung namhafter Vertreter
aus Politik, Wirtschaft, Wissenschaft
und Gesellschaft über
den Beitrag von Erdgas zum Klimaschutz
diskutiert werden. Dann
können Vorstände und Geschäftsführer
von Industrieunternehmen
mit Politikern, Vertreter von NGOs,
Verbänden und Medien exklusiv ins
Gespräch kommen.
September 2014
670 gwf-Gas Erdgas

Zukunft ERDGAS e. V.
| IM PROFIL |
Dr. Timm Kehler, Sprecher des
Vorstandes Zukunft ERDGAS e.V.
„Wir brauchen eine echte Wärmewende.
Eine, die diesen Namen auch
verdient“, formuliert Dr. Timm Kehler,
Sprecher des Vorstands von Zukunft
ERDGAS den Anspruch an die Politik.
„Die Maßnahmen müssen auf effizienten
Klimaschutz zielen, technologieoffen
und energieträgerneutral sein.“
Kehler bedauert, dass die aktuellen
politischen Rahmenbedingungen
dies nicht widerspiegelten. Erdgas
biete auch im Wärmemarkt schnelle,
saubere und bezahlbare Lösungen.
Die vielfältigen Möglichkeiten von
Erdgas und die erheblichen CO 2 -Einsparpotenziale
seien bekannt. Trotzdem
unterschätzten Politik und Verbraucher
immer noch die Bedeutung
von Erdgas für die Energiewende
und das Erreichen der Klimaschutzziele.
So Kehler: „Wer mit Erdgas heizt
nützt damit sowohl seinem Geldbeutel
als auch dem Klima. Das verstehen wir
unter Klimaeffizienz und wollen dafür
ein Bewusstsein schaffen.“
Einsatz für ERDGAS
Die Neuausrichtung der Energiepolitik
der Bundesregierung stellt auch
die Erdgaswirtschaft vor große Herausforderungen.
Gleichzeitig bietet
die Energiewende große Chancen
für das Produkt Erdgas als klimaschonenden
und bezahlbaren Energieträger.
Damit diese Chancen genutzt
werden und die Energiewende
gelingt, braucht es neue Ideen,
machbare Lösungen und gemeinschaftliches
Handeln.
Imagepflege
Der Energieträger Erdgas bietet einfache,
bezahlbare und breit einsetzbare
Lösungen für den Wärme-,
Strom- und Kraftstoffbereich. Erdgasanwendungen
sind klimaschonend,
innovativ, effizient und zukunftssicher.
Das vermittelt Zukunft
ERDGAS durch eine breit angelegte
Imagekampagne pro Erdgas. Wir
sprechen Verbraucher an, informieren
in Meinungsbildnermedien und
adressieren Marktpartner, um sie
alle von den Vorteilen des Energieträgers
Erdgas zu überzeugen.
Information und Dialog
Durch eine aktive Presse- und Öffentlichkeitsarbeit
ist Zukunft ERD-
GAS der Ansprechpartner der Medien
für den Energieträger Erdgas. Die
Initiative sucht und führt den Dialog
mit der Politik, um einen technologieoffenen
Markt für mehr Klimaschutz
zu fördern. Mit guten Argumenten,
harten Fakten und guten
Kontakten bringt sich die Branche
im politischen Berlin in die Debatten
ein, die für die Zukunft des Energieträgers
im deutschen Markt so wichtig
sind.
Serviceleistungen
Zukunft ERDGAS versteht sich als
Dienstleiter der Erdgasbranche. Die
Intiative gestaltet das Meinungsklima,
pflegt das Image und vermittelt
Inhalte. Darüber hinaus unterstützt
die Organisation seine Mitglieder
auch ganz konkret bei ihren spezifischen
Vertriebsaktivitäten.
Der Modernisierungskompass zeigt an konkreten Beispielen
die Auswirkungen und Amortisierungsmöglichkeiten
von Sanierungsmaßnahmen. Der Ratgeber
wurde gemeinsam mit dem Institut für Technische
Gebäudeausrüstung Dresden erstellt und kann unter
www.erdgas.info/modernisieren bestellt werden.
Rückgrat der Initiative sind und
bleiben die Mitglieder, von führenden
Unternehmen bis hin zu kleinen
Stadtwerken. Die Gemeinschaft
ist auf Wachstumskurs und freut
sich über jedes weitere Unternehmen,
das die Gemeinschaft stark
macht und von der Stärke der Gemeinschaft
profitieren will.
Kontakt:
Zukunft ERDGAS e. V.,
Tel. (030) 4606015-62,
Mail: office@erdgas.info,
www.zukunft-erdgas.info
September 2014
gwf-Gas Erdgas 671

| AUS DER PRAXIS
|
Kalibrieren in Gefahrenbereichen
Dieser Artikel beschäftigt sich mit der Kalibrierung in Gefahrenbereichen sowie mit jenen Aspekten, deren sich
jede Person vor dem Betreten eines Gefahrenbereichs mit Kalibriergeräten bewusst sein muss. Darüber hinaus
werden die Themen feuergefährliche und brennbare Flüssigkeiten, die genaue Definition von Gefahrenbereich,
jene Industriesektoren, in welchen man auf Gefahrenbereiche stößt, die unterschiedlichen Stufen von Gefahrenbereichen,
Richtlinien, Geräteklassifizierung sowie diverse andere praktische und verwandte Aspekte
behandelt.
Gefahrenbereiche werden in viele unterschiedliche
Gefahrenstufen unterteilt.
Kalibriergeräte gibt es in vielen
unterschiedlichen Ex-Schutzarten.
Schnellübersicht
Was ist ein Gefahrenbereich?
••
Kurze Erläuterung der zugehörigen
gesetzlichen Bestimmungen
••
Welche Ex-Schutzarten sind für
Kalibriergeräte erforderlich, die in
Ex-Bereichen eingesetzt werden?
Was ist ein Gefahrenbereich?
Ein Gefahrenbereich ist ein Bereich
(außen oder innen), in welchem feuergefährliche
Substanzen vorhanden
sind oder sein könnten. Feuergefährliche
Substanzen können
Flüssigkeiten, Gase, Dämpfe oder
Staub sein. Die feuergefährlichen
Substanzen können in solchen Bereichen
dauerhaft, fast immer oder
nur in bestimmten Situationen vorhanden
sein, wie beispielsweise bei
Stillstand oder Unfällen.
In derartigen Gefahrenbereichen
kann es zu einer Explosion
oder einem Brand kommen, wenn
alle drei Bedingungen des „Explosionsdreiecks“
(Bild 1) gegeben
sind. Diese drei Bedingungen sind
Kraftstoff (eine feuergefährliche
Substanz), eine Zündquelle (oder
Hitze) und Sauerstoff (Luft). Diese
Situation wird häufig als Dreieck
dargestellt, deshalb die Bezeichnung
„Explosionsdreieck“ .
Bild 1. Explosionsdreieck.
Wie kann man Explosionen
vorbeugen?
In Anbetracht des Explosionsdreiecks
können wir schlussfolgern,
dass eines oder mehrere dieser drei
Elemente eliminiert werden muss.
Häufig ist es nicht möglich, die feuergefährliche
Substanz zu beseitigen,
weshalb es erforderlich ist, den
Sauerstoff (Luft) oder die Zündquelle
zu eliminieren. In nahezu allen Situiationen
ist es nicht möglich die
Luft zu eliminieren. Als praktischste
Lösung gilt es demzufolge, die
Zündquelle, sprich Funken oder Hitze,
zu eliminieren.
Im Fall der elektrischen Kalibriergeräte
können spezielle Bauarten
für den Gebrauch in Gefahrenbereichen
zur Anwendung kommen.
Es gibt viele unterschiedliche
Arten, elektrische Geräte für den
Gebrauch in Gefahrenbereichen zu
konzipieren. Dieses Thema wird
später behandelt. Kalibriergeräte
werden oftmals so konzipiert, dass
diese nicht ausreichend Energie
abgeben können, um als Zündquelle
zu agieren, sprich Funken
oder Hitze abzugeben.
Kurzgefasster Werdegang
der Gefahrenbereiche
Einige der ersten Gefahrenbereiche
wurden in alten Kohlebergwerken
entdeckt. In jenen Fällen stellten sowohl
der Kohlenstaub als auch das
absorbierte Methan, die als feuergefährliche
Substanzen gelten, Gefahrenbereiche
dar. Die Beleuchtung in
alten Kohlebergwerken erfolgte
mithilfe von Kerzen und Fackeln, die
eine Zündquelle darstellten. Dies
führte zu zahlreichen Unfällen.
Später, als die Minenarbeiter begannen,
elektrische Geräte zu be-
September 2014
672 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
nutzen (Beleuchtung, Werkzeug
etc.), kam es zu vielen Unfällen
durch Funken- oder Hitzebildung.
Schlussendlich wurden Designvorgaben
erarbeitet, um die Konzipierung
elektrischer Geräte dahingehend
zu leiten, dass es nicht zu Funken-
bzw. Hitzebildung kommen
kann. Die ersten “eigensicheren”
elektrischen Geräte waren geboren
und der Grundstein für die Entwicklung
der Richtlinien für Geräte, die
heutzutage in Gefahrenbereichen
benutzt werden, war gelegt.
Typische Industriebranchen
mit Gefahrenbereichen
Es gibt viele Industriesektoren mit
Gefahrenbereichen. Manche Werke
weisen großräumige Gefahrenbereiche
auf, wohingegen in anderen
nur kleine Abschnitte als Gefahrenbereiche
eingestuft werden. Zu den
typischen Industriebranchen mit
Gefahrenbereichen zählen die chemische
und petrochemische Industrie,
die Off- und Onshore Anlagen
der Öl- und Gasindustrie, die Pharmaindustrie,
die Lebensmittel- und Getränkeindustrie,
Energieerzeugungswerke,
Lackierereien und Bergwerke.
Da es sich bei feuergefährlichen
Substanzen sowohl um Flüssigkeiten
als auch um Gas, Dämpfe oder
Staub handeln kann, gibt es überraschend
viele unterschiedliche Industriezweige,
die über Gefahrenbereiche
verfügen können, wo diese
Substanzen während des
normalen Betriebs oder auch bei
Stillstand vorhanden sein können.
Sogar manche augenscheinlich sicheren
Industriezweige können
über Gefahrenbereiche verfügen.
Bild 2. Ex-Logo.
Tabelle 1.
Substanz Flammpunkt Selbstentzündungstemperatur
Ethylen -136°C 490°C
Propan -104°C 470°C
Butan -60°C 288°C
Diethylether -45°C 160°C
Ethanol 16,6°C 363°C
Benzin -43°C 280°C
Diesel 62°C 210°C
Flugturbinentreibstoff 60°C 210°C
Kerosin 38 bis 72°C 220°C
In Werken müssen alle als gefährlich
eingestuften Bereiche deutlich
sichtbar mit dem Ex-Logo gekennzeichnet
sein (Bild 2).
Feuergefährliche und brennbare
Flüssigkeiten
Häufig gibt es Diskussionen um feuergefährliche
und brennbare Flüssigkeiten.
Worum handelt es sich
hierbei genau? Grob gesprochen
handelt es sich um Flüssigkeiten,
die brennen können. Flüssigkeiten
wie Benzin, Dieselkraftstoff, viele
Lösungsmittel, Reinigungsmittel,
Lacke, Chemikalien usw. Einige dieser
Flüssigkeiten sind auf vielen Arbeitsplätzen
vorhanden.
Auch über die Aspekte Flammpunkt
und Selbstentzündungstemperatur
wird häufig diskutiert. Der
Flammpunkt ist die niedrigste Temperatur
einer Flüssigkeit, bei welcher
diese ausreichend Dampf erzeugt,
um zusammen mit Luft ein
entflammbares Gemisch zu bilden.
In Beisein eines Funkens oder ausreichend
Hitze kommt es zur Entzündung.
Die Selbstentzündungstemperatur
ist die niedrigste Temperatur,
bei welcher eine Flüssigkeit
sich sogar ohne externe Zündquelle
entzündet. In der Regel weisen feuergefährliche
und brennbare Flüssigkeiten
eine Selbstentzündungstemperatur
zwischen 300° und
550°C auf. Dennoch gibt es auch
Flüssigkeiten, die sehr geringe
Selbstentzündungstemperaturen
wie 200°C oder weniger aufweisen.
Flüssigkeiten werden auf Grundlage
ihres jeweiligen Flammpunkts als
feuergefährlich oder brennbar eingestuft.
Feuergefährliche Flüssigkeiten
können sich bei normalen Arbeitstemperaturen
entzünden, wohingegen
brennbare Flüssigkeiten erst bei
höheren Temperaturen entflammen.
Der Temperaturgrenzwert liegt häufig
bei 37,8°C. Der Flammpunkt von
feuergefährlichen Flüssigkeiten liegt
unter 37,8°C, der Flammpunkt brennbarer
Flüssigkeiten darüber.
Präziser ausgedrückt brennen
nicht die feuergefährlichen und
brennbaren Flüssigkeiten an sich,
sondern deren Dämpfe. Noch präziser
gesagt ist es das Gemisch bestehend
aus den Dämpfen und Luft,
das brennt. Zudem muss sich das
Gemisch innerhalb bestimmter
Konzentrationsgrenzwerte bewegen,
damit es überhaupt brennen
kann. Weist das Gemisch eine zu
geringe Konzentration auf (zu mager),
kann es nicht brennen; das
gleiche trifft zu, wenn die Konzentration
zu hoch ist (zu fett). Diese
Grenzwerte sind bekannt als untere
beziehungsweise obere Explosionsgrenze
(UEG bzw. OEG).
Man sollte nicht vergessen, dass
manche Flüssigkeiten einen ziemlich
niedrigen Flammpunkt aufweisen.
Der Flammpunkt von Benzin
liegt beispielsweise bei -40°C. Benzin
generiert unter normalen Umgebungsbedingungen
ausreichend
Dampf, um zusammen mit Luft ein
brennbares Gemisch zu bilden. Der
Flammpunkt von brennbaren Flüssigkeiten
liegt weit über normalen
Umgebungsbedingungen, deshalb
müssen solche Flüssigkeiten erhitzt
werden, um sich zu entzünden. Tabelle
1 gibt einige Beispiele für
September 2014
gwf-Gas Erdgas 673

| AUS DER PRAXIS
|
Tabelle 2.
Schutzart
Kennzeichnung Beschreibung
am Gerät
Exe e Erhöhte Sicherheit
Exi i Eigensicher
Exn n Nicht zündfähig
Exd d Zünddurchschlagsicher
Exp p Druckkapselung
Exq q Sandkapselung
Exo o Ölkapselung
Exm m Kapselung
Flammpunkt und Selbstentzündungstemperaturen.
Verschiedene Schutztechniken
Wie bereits zuvor erwähnt, muss zur
Vorbeugung von Explosionen eines
der drei Elemente des Explosionsdreiecks
eliminiert werden. In der
Praxis ist es am sinnvollsten, die
Zündquelle zu beseitigen.
Bei elektrischen Geräten kommen
unterschiedliche Techniken
zum Einsatz, um diese sicherer für
den Gebrauch in Gefahrenbereichen
zu machen. Diese unterschiedlichen
Techniken werden in zwei
Hauptkategorien unterteilt: Beseitigung
der Zündquelle (Exe, Exi) und
Isolierung der Zündquelle (Exd, Exp,
Exq, Exo, Exm). Tabelle 2 dient als
kurze Erläuterung einiger dieser unterschiedlichen
Techniken bzw.
Schutzarten.
In der Tabelle sind außerdem die
Buchstaben ersichtlich, die der jeweiligen
Geräteschutzart entsprechen.
Ein eigensicheres Gerät wird
beispielsweise mit dem Kürzel “Exi”
gekennzeichnet.
Eigensicher
Die Schutzart “Eigensicher“ (Exi) ist
die am häufigsten benutzte Technik
sowie auch die geeignetste Schutzart
für elektrische Kalibriergeräte.
Eigensichere Geräte sind für alle Situationen
geeignet, da solche Geräte
nicht in der Lage sind, ausreichend
Energie zu generieren, um
Funken oder übermäßig heiße
Oberflächentemperaturen zu erzeugen,
nicht einmal, wenn das Gerät
defekt ist. Das Gerät ist für den
eigensicheren Betrieb ausgelegt.
Innerhalb eines Exi-Geräts kann
auch die Exm-Technik (“Kapselung”)
für bestimmte Gerätekomponenten
(wie Batteriepakete) zur Anwendung
kommen.
Freigabeschein für Arbeiten im
Ex-Bereichen (hot work permit)
Der Gebrauch von Kalibriergeräten
ohne Ex-Schutz in Gefahrenbereichen
ist möglich, hierfür ist jedoch
eine spezielle Genehmigung des
werkseigenen Sicherheitspersonals
erforderlich. Häufig müssen zudem
Sicherheitsvorrichtungen eingesetzt
werden, wie persönliche tragbare
Gasdetektoren, die bei der Arbeit
im Feld verpflichtend sind. Der
Einsatz von geeigneten Ex-Geräten
ist einfacher, da hierfür keine speziellen
Genehmigungen erforderlich
sind. Selbstverständlich muss das
jeweilige Ex-Kalibriergerät für den
entsprechenden Gefahrenbereich,
in welchen dieses eingebracht wird,
geeignet sein.
Internationale / nordamerikanische
Bestimmungen und
Unterschiede
Es gibt zwei unterschiedliche Normierungen
für Gefahrenbereiche und die
Klassifizierung von Geräten für den
Einsatz in Gefahrenbereichen. Einerseits
gibt es die internationale IEC-
Norm und die ATEX-Richtlinie, die international
sowie im europäischen
Raum gesetzliche Anwendung finden,
und andererseits die nordamerikanischen
Bestimmungen.
Da es eine Reihe von Unterschieden
zwischen diesen beiden
Bestimmungen gibt, beschäftigt
sich dieser Artikel zuerst mit den
beiden separat und erläutert diese
zudem anschließend im Vergleich.
Internationale IEC-Normen,
IECEx-Programm und ATEX-
Richtlinie
Anhand der internationalen Normenfamilie
IEC 60079 werden die
verschiedenen Normen für zugehörige
Bestimmungen festgelegt.
Das IECEx-Programm hat die internationale
Zusammenarbeit auf
Grundlage der IEC-Normen zum Gegenstand.
Ziel des IECEx-Systems ist
es, den internationalen Handel mit
Geräten und Dienstleistungen für
den Gebrauch in explosionsgefährdeten
Bereichen zu erleichtern, bei
gleichzeitiger Aufrechterhaltung
der erforderlichen Sicherheitsstandards.
Das IECEx-Programm umfasst
gegenwärtig ca. 30 Mitgliedsstaaten,
unter anderem auch die USA.
Die ATEX-Richtlinie wurde zur
Vereinheitlichung von gefährlichen
Geräten und Arbeitsumgebungen
innerhalb der Europäischen Union
eingeführt. Die Richtlinie wurde vor
ca. 10 Jahren erlassen und basiert
auf den gesetzlichen Bestimmungen
der 90er-Jahre.
Gefahrenbereichklassifizierung
Die Bereichsklassifizierung gibt an,
wie hoch die Wahrscheinlichkeit ist,
dass eine bestimmte feuergefährliche
Substanz in der Atmosphäre eines
bestimmten Bereichs vorhanden
ist. Tabelle 3 listet die Einteilung zur
Klassifizierung der unterschiedlichen
Gefahrenbereiche (Zonen) auf.
Produktkategorie und Betriebsmittelschutzgrad
(EPL)
In der Gruppe II der ATEX-Richtlinie
werden Betriebsmittel in Produktkategorien
unterteilt sowie der Gebrauch
der Betriebsmittel in unterschiedlichen
Bereichen spezifiziert.
Die Produktkategorien der Betriebsmittel
aus Gruppe II sind folgendermaßen
festgelegt:
••
Produktkategorie 1 – Sehr hohes
Maß an Sicherheit. Sogar geeignet
für den Gebrauch in Zone 0
(sowie Zone 1 + 2).
September 2014
674 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
Tabelle 3.
Zone
(Gas, Dampf)
Zone
(Staub)
Zone 0 Zone 20
Zone 1 Zone 21
Zone 2 Zone 22
Beschreibung
Bereich, in welchem eine explosionsgefährliche Substanz dauerhaft, für lange Zeiträume
oder häufig in der Atmosphäre vorhanden ist.
Bereich, in welchem die Wahrscheinlichkeit besteht, dass eine explosionsgefährliche Substanz
bei Normalbetrieb gelegentlich in der Atmosphäre vorhanden ist.
Bereich, in welchem keine Wahrscheinlichkeit besteht, dass eine explosionsgefährliche Substanz
bei Normalbetrieb in der Atmosphäre vorhanden ist. Sollte dies jedoch dennoch geschehen,
ist der Gefahrenzeitraum nur kurz.
••
Produktkategorie 2 – Hohes
Maß an Sicherheit. Geeignet für
den Gebrauch in Zone 1 + 2
(nicht jedoch in Zone 0).
••
Produktkategorie 3 – Normales
Maß an Sicherheit. Geeignet für
den Gebrauch in Zone 2 (nicht
jedoch in Zone 0 + 1).
Die IEC-Normen beinhalten dieselben
Vorgaben unter Angabe des jeweiligen
Betriebsmittelschutzgrads
(EPL). Bei der Spezifizierung der
EPLs kommen ungefähr dieselben
Kategorien zur Anwendung:
••
EPL a – Sehr hohes Maß an Sicherheit.
Sogar geeignet für
den Gebrauch in Zone 0 (sowie
Zone 1 + 2).
••
EPL b – Hohes Maß an Sicherheit.
Geeignet für den Gebrauch
in Zone 1 + 2 (nicht jedoch
in Zone 0).
••
EPL c – Erhöhtes Maß an Sicherheit.
Geeignet für den Gebrauch
in Zone 2 (nicht jedoch
in Zone 0 + 1).
Den Zusammenhang zwischen Produktkategorien
bzw. EPLs und Gefahrenbereichen
zeigt Tabelle 4.
Eine Vorrichtung der Produktkategorie
1/EPL a (geeignet für den Gebrauch
in Zone 0, 1 und 2) ist sogar
im Falle von zwei gleichzeitigen Defekten
an der Vorrichtung sicher.
Das bedeutet, dass alle Schutzkreise
dreifach abgesichert sind. Eine Vorrichtung
der Kategorie 2/EPL b ist
mit doppelt abgesicherten Schutzkreisen
ausgestattet und geeignet
für den Gebrauch in Zone 1 und 2.
Vorrichtungen der Kategorie 3/EPL
c sind mit einfachen Schutzkreisen
ausgestattet und nur für den Gebrauch
in Zone 2 geeignet.
Ist in einem Gefahrenbereich,
der als Zone 1 klassifiziert ist, der
Einsatz von elektrischen Geräten erforderlich,
können gemäß vorstehender
Tabelle Geräte der Produktkategorie
1 und 2 benutzt werden.
Ist der Bereich als Zone 0 deklariert,
dürfen ausschließlich Geräte der
Produktkategorie 1 zum Einsatz
kommen. In diesem Zusammenhang
sei nochmals erwähnt, dass in
Zone 2 Geräte aller Produktkategorien
(1, 2 oder 3) gestattet sind.
Die ATEX-Kennzeichnung von
Produkten der Kategorie 1 weist die
Ziffer 1 auf, wie z. B. “II 1 G”. Darüber
hinaus ist auch der Buchstabe „a“ für
den EPL zu sehen, z. B. „Ex ia“.
Demzufolge ist es für die Auswahl
des passenden Geräts wichtig,
zu wissen, in welchen Bereichen das
Kalibriergerät zum Einsatz kommen
wird.
Geräteklassifizierung
Elektrische Geräte für explosionsgefährdete
Umgebungen werden gemäß
der Norm IEC 60079-0 in folgende
Gruppen unterteilt:
Gruppe I
Elektrische Geräte der Gruppe I sind
bestimmt für den Gebrauch in Bergwerken,
die durch Grubengas gefährdet
werden können.
Gruppe II
Elektrische Geräte der Gruppe II
sind bestimmt für den Gebrauch an
Orten mit explosionsgefährdeter
Gasatmosphäre, die keine Bergwerke
sind, wo jedoch Grubengas auftreten
kann. Elektrische Geräte der
Gruppe II werden gemäß der Art
von explosionsgefährdeter Gasatmosphäre,
in welcher diese zum
Einsatz kommen, unterteilt.
Tabelle 4.
Produktkategoriekennzeichnung
EPL-Kennzeichnung
Gefahrenbereich
Feuergefährliche
Substanz
Auch geeignet für
den Gebrauch in
Gefahrenbereich
1G a oder Ga 0 Gas, Dampf 1 und 2
2 b oder Gb 1 Gas, Dampf 2
3 c oder Gc 2 Gas, Dampf -
1 a oder Da 20 Staub 21 und 22
2 b oder Db 21 Staub 22
3 c oder Dc 22 Staub -
Unterteilung Gruppe II
••
IIA, zu den typischen Gasen zählen
Propan
••
IIB, zu den typischen Gasen zählen
Ethylen
••
IIC, zu den typischen Gasen zählen
Wasserstoff
Diese Unterteilung basiert auf der
Grenzspaltweite (MESG) beziehungsweise
dem Mindestzündstromverhältnis
(MIC) der explosi-
September 2014
gwf-Gas Erdgas 675

| AUS DER PRAXIS
|
Tabelle 5.
Temperaturklasse
Maximale Oberflächentemperatur
T1 450°C
T2 300°C
T3 200°C
T4 135°C
T5 100°C
T6 85°C
Tabelle 6.
Zone Sektor Beschreibung
Zone 0 Sektor 1 Bereich, in welchem eine explosionsgefährliche Substanz
dauerhaft in der Atmosphäre vorhanden ist.
Zone 1 Sektor 1 Bereich, in welchem eine explosionsgefährliche Substanz
bei Normalbetrieb in der Atmosphäre vorhanden ist.
Zone 2 Sektor 2 Bereich, in welchem eine explosionsgefährliche Substanz
ausschließlich bei anomalem Betrieb in der Atmosphäre
vorhanden ist.
Tabelle 7.
Produktkategorie/EPL Zone Sektor
1/a 0 1
2/b 1 1
3/c 2 2
onsgefährdeten Gasatmosphäre, in
welcher das Gerät zum Einsatz kommen
kann (siehe IEC 60079-20-1).
Geräte mit IIB-Kennzeichnung sind
geeignet für alle Anwendungen, für
welche Geräte der Gruppe IIA vorgeschrieben
sind. Im gleichen Sinne
sind Geräte mit IIC-Kennzeichnung
für alle Anwendungen geeignet, für
welche Geräte der Gruppe IIA oder
IIB vorgeschrieben sind.
Gruppe III
Elektrische Geräte der Gruppe III
sind bestimmt für den Gebrauch an
Orten mit explosionsgefährdeter
Staubatmosphäre, die keine Bergwerke
sind, wo jedoch Grubengas
auftreten kann. Elektrische Geräte
der Gruppe III werden gemäß der
Art von explosionsgefährdeter
Staubatmosphäre, in welcher diese
zum Einsatz kommen, unterteilt.
Unterteilung Gruppe III:
IIIA: brennbarer Flugstaub
IIIB: nicht leitender Staub
••
IIIC: leitender Staub
Geräte mit IIIB-Kennzeichnung sind
geeignet für alle Anwendungen, für
welche Geräte der Gruppe IIIA vorgeschrieben
sind. Im gleichen Sinne
sind Geräte mit IIIC-Kennzeichnung
für alle Anwendungen geeignet, für
welche Geräte der Gruppe IIIA oder
IIIB vorgeschrieben sind.
Temperaturklasse
Die Temperaturklasse gibt die jeweilige
maximale Oberflächentemperatur
des Geräts an. Die Berücksichtigung
der Temperaturklasse ist
von oberster Bedeutung, da sichergestellt
werden muss, dass diese
dem feuergefährlichen Gas, das in
den Gefahrenbereichen des Werks
vorhanden sein kann, entspricht
(Tabelle 5).
Bei manchen Geräten kann die
Angabe der maximalen Oberflächentemperatur
als Wert zwischen
zwei bestimmten Klassen erfolgen.
Je nach Art der feuergefährlichen
Substanz in einem bestimmten
Bereich sind Flammpunkt und
Selbstentzündungstemperatur unterschiedlich.
Das für den Einsatz in
einem bestimmten Gefahrenbereich
gewählte Gerät muss eine
Temperaturklasse aufweisen, die
den betroffenen Substanzen entspricht.
Die Temperaturklasse des
jeweiligen Geräts ist in der Kennzeichnung
angegeben, z. B. “T4”.
Unterschiede zu den nordamerikanischen
Bestimmungen
Sektoren
Während die Gefahrenbereiche gemäß
der IEC-Normen in Zonen unterteilt
werden, spricht man im Rahmen
des nordamerikanischen Systems
von Sektoren. Bei der
Zoneneinteilung kommen die Ziffern
0 bis 2 zur Anwendung, bei den
Sektoren nur die Ziffern 1 und 2.
Sektor 1 umfasst sowohl Zone 0 als
auch Zone 1. Tabelle 6 zeigt die jeweiligen
Entsprechungen
Eine kurze Zusammenfassung über
den Zusammenhang zwischen Produktkategorien
bzw. EPLs und Gefahrenbereichen
nach Zonen (IEC)
bzw. Sektoren (Nordamerika) findet
man in Tabelle 7.
Explosionsgruppe
Die nordamerikanische Gesetzgebung
verfügt im Vergleich zur IEC
über eine weitere Explosions- bzw.
Gerätegruppe. Nachfolgende Tabelle
zeigt die Entsprechungen
der jeweiligen Explosionsgruppen
(Gas) der nordamerikanischen Bestimmungen
im Vergleich zur IEC
(Tabelle 8)
Die gefährlichste Explosionsgruppe
wird in Nordamerika mit A gekennzeichnet,
wohingegen das IEC-System
von IIC spricht.
Temperaturklasse
Das nordamerikanische System umfasst
eine größere Anzahl von Zwischentemperaturklassen.
Tabelle 9
zeigt einen Vergleich der Temperaturklassen
zwischen IEC/ATEX und der
nordamerikanischen Bestimmung.
Umgebungsbedingungen
September 2014
676 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
Tabelle 8.
IEC
IIC – Acetylen /
Wasserstoff
IIB – Ethylen
IIA – Propan
Nordamerika
A – Acetylen
B – Wasserstoff
C – Ethylen
D – Propan
an der Vorderseite des Geräts ersichtlich.
Tabelle 9.
IEC/ATEX Nordamerika
Max.-Temperatur:
T1 T1 450°C
T2 T2 300°C
T2A 280°C
T2B 260°C
T2C 230°C
T2D 215°C
T3 T3 200°C
T3A 180°C
T3B 165°C
T3C 160°C
T4 T4 135°C
T4A 120°C
T5 T5 100°C
T6 T6 85°C
Zuletzt ist es auch wichtig sicherzustellen,
dass die Geräte für die jeweiligen
Bedingungen der Umgebung,
in welcher diese zum Einsatz kommen,
geeignet sind. Die sichere Betriebstemperatur
einer Vorrichtung
muss beispielsweise jener Temperatur
entsprechen, bei welcher das Gerät
im jeweiligen Werk benutzt wird.
Bei nassen und staubigen Bedingungen
muss die Schutzart des Gerätegehäuses
berücksichtigt werden.
Hierbei kommen die Klassifizierungen
IP (Schutz gegen Eindringen)
oder NEMA zur Anwendung. Unterschiedliche
Schutztechniken können
unterschiedliche Klassifizierungen
auf dem Gehäuse erfordern.
Tabelle 10.
Beschreibung
Ex Ex-zertifiziertes Produkt
II Gerätegruppe II (nicht für Bergbauumgebungen geeignet)
1 Produktkategorie 1 (geeignet für den Gebrauch in Zone 0)
G Explosionsgefährdete Atmosphäre verursacht durch Gase
Ex Ex-zertifiziertes Produkt
ia Eigensicher (i), Schutzgrad ia
IIC Anwendung übertage (II), Gasgruppe C
T4 Temperaturklasse
Ga EPL Betriebsmittelschutzgrad Ga
Ta Sichere Betriebstemperatur
Zudem ist es wichtig, nicht zu
vergessen, dass die Gehäuse mancher
Ex-Geräte aus antistatischem
(halbleitendem) Material gefertigt
sind, um die Ansammlung von Reibungselektrizität
zu vermeiden. In
Abhängigkeit von der Klassifizierung
gibt es Vorgaben in Bezug auf
die Größe (statisch) der Kennzeichnungen,
die an den Geräten angebracht
werden dürfen. Ein Gerät der
Gruppe I für Zone 0 mit Gasgruppe
IIC verfügt, beispielsweise, über einen
maximalen Kennzeichnungsbereich
von 4 cm 2 . Diese Vorgaben
müssen vor dem Anbringen von
Kennzeichnungen an Ex-Geräten
unbedingt berücksichtigt werden.
Beispiel für Gerätekennzeichnung
Das Beispielgerät ist ein eigensicherer
Prozesskalibrator, Modell Beamex
MC5-IS. Es handelt sich um einen
tragbaren, multifunktionellen
Prozesskalibrator, der in Gefahrenbereichen
verwendet werden kann.
Das Produkt verfügt über die Ex-
Kennzeichnung Ex II 1 G, Ex ia IIC T4
Ga (Ta = -20 bis 50°C). Auf Bild 3 ist
die Kennzeichnung so zu sehen wie
Bild 3 . Kennzeichnung am Beamex
MC5-IS.
Der Ex-Kennzeichnungscode und
dessen Bedeutung in der Praxis wird
in Tabelle 10 aufgeführt.
Kontakt:
Beamex Oy Ab,
Pamela Skytte (Ms),
Tel. +358 (0) 10-550 5202,
E-Mail: pamela.skytte@beamex.com
www.beamex.com
September 2014
gwf-Gas Erdgas 677

| TECHNIK AKTUELL
|
Gasleck-Visualisierung und Instandhaltung in der
chemischen Industrie und bei Biogasanlagen
Die FLIR GF320 ist eine speziell
für die Gasvisualisierung entwickelte
Infrarotkamera. Den Kern der
Kamera bildet ein gekühlter Detektor,
der sich durch besonders gute
Performance und eine hohe Infrarotempfindlichkeit
auszeichnet. Die
FLIR GF320 stellt austretende Gase
visuell dar und zeigt dazu ein komplettes
Bild des überwachten Bereiches
an. Die unsichtbaren Gasleckwolken
erscheinen so als bewegte
Rauchfahnen im Sucher der Kamera
oder auf dem LC-Display – der Anwender
sieht so flüchtige Gasemissionen
sofort. Das Bild wird in Echtzeit
dargestellt und kann als Filmsequenz
in der Kamera gespeichert
werden – zur Dokumentation, Archivierung
oder zum Versenden per
E-Mail.
Die Erfahrung zeigt, dass bis zu
84 % aller Lecks in weniger als 1 %
der jeweiligen Anlagen auftreten.
Das bedeutet, dass Unternehmen
den größten Teil ihrer teuren und
Linde startet Kleinserienfertigung
für Wasserstofftankstellen
zeitaufwändigen Inspektionsverfahren
den 99 % der funktionierenden,
sicheren und leckfreien Bereiche
widmen müssen. Mit einer
Gasvisualisierungskamera kann
sich der Anwender dagegen
schnell einen Überblick verschaffen
und sofort größere Bereiche
von einer genaueren Untersuchung
ausschließen. Und wenn
einmal ein Problem gefunden wird,
kann ein Serviceteam dank des eingebauten
GPS umgehend zum
richtigen Ort dirigiert werden.
Kontakt:
FLIR Systems GmbH,
Tel. (069) 950090-0,
www.flir.de
Der Technologiekonzern The Linde
Group treibt die Einführung
von Wasserstoff als Kraftstoff weiter
voran: Das Unternehmen hat im Beisein
der österreichischen Bundesministerin
für Verkehr, Innovation und
Technologie, Doris Bures, des deutschen
Botschafters in Wien, Detlev
Rünger, und zahlreicher weiterer internationaler
Gäste in Wien die weltweit
erste Kleinserienfertigung für
Wasserstofftankstellen gestartet. Anlässlich
der Eröffnung der Serienfertigung
gaben Linde und Iwatani bekannt,
dass die beiden Unternehmen
eine Vereinbarung über die Lieferung
von 28 Wasserstofftankstellen
mit ionischen Verdichtern geschlossen
haben. Die erste dieser Anlagen
hat im japanischen Amagasaki bei
Osaka ihren Betrieb aufgenommen.
Der am Standort Wien entwickelte
und gefertigte IC 90 arbeitet im Gegensatz
zu herkömmlichen Kolbenverdichtern
mit einer speziellen ionischen
Flüssigkeit – einem flüssigen
Salz. Dank ihrer besonderen Eigenschaften
vermischt sich die Flüssigkeit
nicht mit dem Wasserstoffgas, vermeidet
mechanischen Verschleiß und Abdichtungsprobleme
im Zylinderinneren
und steigert die Energieeffizienz.
Der mit moderner Sicherheitstechnik
und einem Ferndiagnose- und -wartungssystem
ausgestattete IC 90 erfüllt
alle aktuellen Anforderungen an
eine sichere geräuscharme Betankung
und erreicht bei Bedarf einen
Druck von 1.000 bar. Damit hat Linde
als Technologieführer auf diesem Gebiet
eine zentrale Komponente der
Wasserstoff-Betankungstechnik wesentlich
verbessert.
Ein Merkmal der nun eröffneten
Kleinserienfertigung ist der höhere
Standardisierungsgrad der Komponenten,
die in einem kompakten 14-Fuß-
Container verbaut sind und sich dadurch
einfach transportieren und in vorhandene
Tankstellen integrieren lassen.
Die Erweiterung der Produktionskapazität
in Wien auf zunächst 50
Anlagen pro Jahr geht Hand in Hand
mit der Einführung der ersten Brennstoffzellen-Serienfahrzeuge
durch
führende Hersteller wie Hyundai, Toyota,
Honda und Daimler zwischen
2014 und 2017. Experten rechnen für
das Jahr 2018 mit mehreren zehntausend
Brennstoffzellen-Fahrzeugen
auf den europäischen Straßen.
Kontakt:
The Linde Group,
Tel. (089) 35757-01,
E-Mail info@linde.com,
www.the-linde-group.de
September 2014
678 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
Regelwerk Gas
Arbeitsblatt G 607 „Flüssiggas-Anlagen mit einem Höchstverbrauch von 1,5 kg/h zu
Wohnzwecken in Straßenfahrzeugen und in Wohneinheiten zur vorübergehenden Nutzung
– Betrieb und Prüfung“
Das DVGW-Arbeitsblatt G 607
wurde vom Projektkreis 2.7.1
„Flüssiggasanlagen in Fahrzeugen
und Booten“ im DVGW/DVFG Gemeinsamen
Technischen Komitee
2.7 „Flüssiggas“ erarbeitet. Es
dient als Grundlage für den Betrieb,
die Instandhaltung und die Prüfung
von Flüssiggasanlagen mit einem
Höchstverbrauch von 1,5 kg/h, betrieben
in der Gasphase, in:
••
bewohnbaren Freizeitfahrzeugen
und zu Wohnzwecken in anderen
Straßenfahrzeugen, die entsprechend
DIN EN 1949 oder DVGW-
Arbeitsblatt Entwurf G 607:1996-
03 und früher installiert sind
••
Wohneinheiten, die nur zur vorübergehenden
oder jahreszeitlichen
Nutzung bestimmt sind (z. B.
Mobilheime, Jagd- und Forsthütten
usw.) und nach DIN EN 1949
installiert worden sind
Das DVGW-Arbeitsblatt G 607 wurde
auf der Grundlage der
DIN EN 1949:2013-05 erarbeitet,
dies war durch die Fortschreibung
der DIN EN 1949 notwendig geworden.
Durch die Fortschreibung der
Technischen Regeln Flüssiggas
(TRF 2012), wird für die Errichtung
von Flüssiggasanlagen in Wohneinheiten,
die nur zur vorübergehenden
oder jahreszeitlichen Nutzung
bestimmt sind, auf die Anforderungen
der DIN EN 1949 verwiesen. Für
den Betrieb und die Prüfung wird in
den TRF das DVGW-Arbeitsblatt
G 607 herangezogen. Daraus ergibt
sich die Notwendigkeit, dieses Arbeitsblatt
um die besonderen Festlegungen
für deren Betrieb und Prüfung
zu erweitern.
Flüssiggasanlagen mit einem
Höchstverbrauch von mehr als
1,5 kg/h in Wohneinheiten, die zur
vorübergehenden oder jahreszeitlichen
Nutzung bestimmt sind und in
Wohneinheiten, die zur ganzjährigen
Nutzung bestimmt sind,, müssen
nach TRF installiert, betrieben
und geprüft werden.
Dieses Arbeitsblatt ersetzt das
DVGW-Arbeitsblatt G 607:2005-05
und das Beiblatt G 607-B1:2007-11.
Gegenüber DVGW-Arbeitsblatt
G 607:2005-05 und Beiblatt G 607-
B1:2007-11 wurden folgende Änderungen
vorgenommen:
a. Anforderungen an den Betrieb
von Flüssiggasanlagen mit einem
Höchstverbrauch von nicht
mehr als 1,5 kg/h in Wohneinheiten
zur vorübergehenden Nutzung
hinzugefügt
b. Anforderungen an den Betrieb
einer zusätzlichen Gasversorgungsanlage
aufgenommen
c. Anforderungen an die externe
Gasversorgung überarbeitet (separate
Anschlusskupplung)
d. Anforderungen an den Betrieb
von Flüssiggas-Tanks im Haupttext
hinzugefügt und dafür der
bisherige Anhang C gestrichen
e. allgemeine Anforderungen an
den Betrieb von Gasgeräten
überarbeitet
f. Anforderungen an den Betrieb
von Heizanlagen aufgenommen
g. Anforderungen an den Betrieb
von Wasserheizern überarbeitet
h. Anforderungen an den Betrieb
von Brennstoffzellen hinzugefügt
i. Anforderungen an den Betrieb
von Generatoren hinzugefügt
j. Prüfungen überarbeitet und um
Prüfungen von Flüssiggasanlagen
mit einem Höchstverbrauch
von nicht mehr als 1,5 kg/h in
Wohneinheiten zur vorübergehenden
Nutzung, ergänzt
k. Inhalte der Prüfbescheinigungen
hinzugefügt
l. Design der Prüfplakette geändert
m. Anhänge ab Anhang C neu nummeriert
Autor: Dipl.-Ing. Peter Limbach
Preis:
€ 30,46 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und
€ 40,62 für Nichtmitglieder.
Neues DVGW-Merkblatt G 641 „Aufstellung von Gasgeräten im Freien“ erschienen
Das Merkblatt wurde vom Projektkreis
„Außenaufstellung von Gasgeräten“
im Technischen Komitee
„Gasinstallation“ erarbeitet.
Dieses Merkblatt ergänzt das
DVGW-Arbeitsblatt G 600 bzw. die
Technischen Regeln Flüssiggas
(TRF) für die Planung, Erstellung,
Änderung, Betrieb und Instandhaltung
von Gasgeräten zur Aufstellung
im Freien, die zur Beheizung,
Kühlung oder Stromerzeugung für
häusliche oder gewerbliche Nutzung
eingesetzt werden. Es gilt für
Gasgeräte zur Aufstellung im Freien,
die mit Gasen nach DVGW-Arbeitsblatt
G 260 versorgt werden und die
CE-Kennzeichnung nach EG-Gasgeräterichtlinie
tragen. Typische Anwendungsfälle
wären z. B.:
••
Gas-Kühl- und -Klimageräte
(Gaswärmepumpen) zur Außenoder
Dachaufstellung
••
(Klein-) Blockheizkraftwerke zur
Außenaufstellung
Dabei ist zwischen den Anforderungen
und den Begrifflichkeiten an/
von „Gasgeräte zur Aufstellung im
Freien“ und die in TRGI geregelte
September 2014
gwf-Gas Erdgas 679

| REGELWERK
|
erleichterte Anschlussmöglichkeit
von „Haushaltskleingeräte zur Verwendung
im Freien“ (z. B. Gasgrill,
Terrassenstrahler) zu unterscheiden.
In diesem Merkblatt werden ausschließlich
die gasspezifischen Anforderungen
von Gasgeräten zur
Aufstellung im Freien behandelt.
Es werden spezifische Anforderungen
gestellt an:
••
Erd- bzw. freiverlegte Leitungsanlagen
••
Durchführungen/ Ausführungen
von Leitungen durch Außenwände
••
Bemessung/Auslegung der Leitungsanlage
bei sog. Stromerzeugende-Heizugen
in Bezug
auf die ggf. Installation eines zusätzlichen
Gaszählers
••
Außenaufstellung von Gasgeräten
wie z. B. Aufstellfläche, Schallemissionen,
Witterungseinflüsse,
elektrischer Anschluss, Blitzschutz,
Frostschutz,
mechanischer Schutz
Verbrennungsluftzuführung
••
Abgasabführung wie z. B. unzulässige
Aufstellorte, Abstände zu Gebäudeöffnungen,
Lüftungsöffnungen
oder begehbaren Flächen,
Lage der Abgasmündungen
••
Immissionsschutz
In Informativen Anhang werden ergänzend
zu den Betriebs- und Instandhaltungshinweisen
der TRGI
spezifische Instandhaltungshinweise
für die Außenaufstellung gegeben.
Aufgrund der in diesen Bereichen
noch „neuen“ Gerätetechniken wie
Gaswärmepumpe und Stromerzeugende-Heizungen
und das damit erforderliche
Zusammenspiel unterschiedlicher
Gewerke bzw. Anlagenbereich
wie z. B. Kälteanlagen,
Verbrennungsmotoren, Stromerzeugung
wurde im Informativen Anhang
gerätespezifische Übersichten zu Anlagenbereiche,
Vorschriften und Qualifikationsanforderungen
zur Installation
und Betrieb und Instandhaltung
der verschiedenen Gerätetechniken
erarbeitet und zur Verfügung gestellt.
Preis:
€ 30,46 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 40,62 für Nichtmitglieder.
Regelwerk Gas/Wasser
GW 130 Entwurf „Qualitätssicherung der Netzdokumentation“
Einspruchsfrist endet am
30. Oktober 2014
Dieses Arbeitsblatt wurde vom Projektkreis
W-PK-2-5-1 „GW 130“ im Technischen
Komitee „Technische Geoinformationssysteme
(GIS) erarbeitet.
Die Anforderungen an die Dokumentation
von Versorgungsnetzen
wurden in den letzten Jahren stetig
gesteigert. Neben den Standardanwendungen,
wie z. B. der Visualisierung
der Netzdaten, stehen heutzutage
jedoch vielfältige und umfangreiche
Analysen der Netzstrukturen
im Vordergrund. Erst durch den Einsatz
moderner Geoinformationssysteme
(GIS) und insbesondere durch
einen qualitätsgesicherten Datenbestand
können zeitnah belastbare
Ergebnisse bereitgestellt werden.
Im DVGW GW 120 (A) ist festgelegt,
dass eine geeignete dokumentierte
Qualitätssicherung sowie deren
Nachverfolgung und Analyse sicherzustellen
ist. Hierdurch ist zu
gewährleisten, dass die Netzdaten
vollständig, lesbar, richtig und aktuell
erfasst bzw. verwaltet werden.
Weitere Hinweise zu Qualitätsansprüchen
und -merkmalen in der
Netzdokumentation finden sich in
den unter Abschnitt 2 aufgeführten
DVGW-Regeln. Mit dem vorliegenden
Arbeitsblatt DVGW GW 130 (A)
steht für diese Thematik erstmals
ein eigenes Arbeitsblatt zur Verfügung.
Es soll ein Leitfaden zur praktischen
Umsetzung der Qualitätssicherung
in der Netzdokumentation
sein.
Preis:
€ 27,35 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 36,47 für Nichtmitglieder.
DVGW (H) GW 117 „Kopplung von GIS- und ERP-Systemen“ als Weißdruck erschienen
In Versorgungsunternehmen ist der
Lagebezug von unternehmensweiten
Informationen ein unverzichtbarer
Schlüssel zum Erfolg. Die intelligente
Verknüpfung dieser Informationen,
sowie die Integration in
bestehende und zukünftige IT-Umgebungen
optimieren die Geschäftsprozesse
in Unternehmen,
erhöhen deren Transparenz und
Qualität und senken die Kosten.
Dies gilt auch für die Kopplung der
digitalen Netzdokumentation mit
den häufig vorhandenen ERP-Systemen.
Allerdings setzt GIS- und ERP-
Kopplung eine Analyse der zu unterstützenden
Prozesse und Datenstrukturen
voraus. Nachdem die
fachlichen Anforderungen definiert
sind, kann die IT-technische Zuordnung
untersucht und festgelegt
September 2014
680 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
werden. Es ist zu erarbeiten, welche
Objekte aus dem GIS- und ERP-Datenbestand
gekoppelt werden sollen.
Auch ist die Frage zu beantworten,
in welchen IT-Anwendungen
eine Visualisierung und Fortführung
der gekoppelten Objekte erfolgen
soll. Das nun als Weißdruck veröffentlichte
DVGW-Merkblatt GW 117
beschreibt die bei einer Kopplung
von GIS- und ERP-Systemen zu berücksichtigenden
Anforderungen
und Standards. Sie liefert Beispiele
und Vorgehensweisen aus der Praxis.
Das Thema Aderessverwaltung,
welches in der alten GW 117 im Vordergrund
stand wurde in diesem
technischen Hinweis aufgearbeitet.
Das DVGW-Merkblatt GW 117 dient
als Grundlage für die Kopplung von
GIS- und ERP-Systemen in Versorgungsunternehmen.
Preis:
€ 22,71 + MwSt. und Versandkosten für
DVGW-Mitglieder und € 30,29 für Nichtmitglieder.
Prüfgrundlagen GW 335-A5 und GW 335-A6 „Rohre aus Polyamid, Polyethylen-Mehrschichtrohre
mit Verstärkung und zugehörige Verbindungen für den Hochdruckbereich“
Einspruchsfrist endet am
31. Oktober 2014
Die Technischen Prüfgrundlagen
DVGW GW 335-A5 „Kunststoff-Rohrleitungssysteme
in der Gas- und
Wasserverteilung; Anforderungen
und Prüfungen - Teil A5: PE-Mehrschichtrohre
mit Verstärkung (PE gestreckt)
sowie zugehörige Verbinder
und Verbindungen“ und DVGW GW
335-A6 „Kunststoff-Rohrleitungssysteme
in der Gas- und Wasserverteilung;
Anforderungen und Prüfungen
- Teil A6: Rohre aus PA-U 160 und PA-
U 180 sowie zugehörige Verbinder
und Verbindungen“ wurden parallel
in einem Projektkreis erarbeitet, in
dem Versorgungsunternehmen/Leitungsbetreiber,
Hersteller und Prüflaboratorien
vertreten waren.
Die Konstruktion, Herstellung,
Handhabung und Prüfung der Rohre
und Verbinder aus PA, die Anforderungen
für den Einsatz, die Schweißverfahren,
die Verarbeitungsmaschinen,
die Maß-Systeme etc. entsprechen
in fast allen Einzelheiten denen
der etablierten Rohre und Verbinder
aus PE 100 – abgesehen von den höheren
Druckstufen. Die Normenreihe
ISO 16486-1 bis 5 für Polyamid ist
den Normenreihen EN 1555-1 bis 5
bzw. ISO 4437-1 bis 5 für PE im Gasbereich
bzw. den entsprechenden
Normen für Wasser sehr ähnlich und
die Basis von GW 335-A6.
PE-Mehrschichtrohre, die Verstärkungsbänder
aus gestrecktem
PE enthalten, haben deutlich höhere
Festigkeiten als die etablierten
Rohre aus PE 100. Dennoch sind die
Übereinstimmungen bei den Anforderungen
so umfangreich, dass
GW 335-A5 in großen Teilen auf GW
335-A2/B2 verweist, die wiederum
weitestgehend auf EN 1555-1 bis 5
etc. beruhen. Europäische bzw. internationale
Normen sind für diese
PE-Mehrschichtrohre nicht verfügbar.
Eine Besonderheit bildet hier
die Festigkeitsprüfung, denn aufgrund
des Mehrschichtaufbaus
kann die Bemessung nicht allein
anhand der Festigkeit des Grundwerkstoffs
erfolgen.
Rohre aus PE 100 SDR 11 gestatten
Betriebsdrücke bis 10 bar für Gas
bzw. 16 bar für Wasser. Rohre aus Polyamid
und Polyethylen-Mehrschichtrohre
mit Verstärkung erlauben Anwendungen
für höhere Druckstufen.
Beispielsweise lassen sich mit PA-U
160 bzw. PA-U 180 SDR 11 Rohrleitungen
für Betriebsdrücke bis 16 bar
bzw. 18 bar für Gas sowie 20 bar bzw.
22,5 bar für Wasser realisieren.
Die zugehörigen Verbinder haben
eine große Ähnlichkeit mit Verbindern,
wie sie für Rohre aus PE
100 zum Einsatz kommen. Insofern
ist auf die spezifische Eignung,
Kennzeichnung und Herstelleranleitung
besonders zu achten, damit
auch wirklich nur Rohre und Verbinder
verschweißt werden, die tatsächlich
die gleiche Werkstoffbasis
und Druckstufe aufweisen. So dürfen
verschiedene PA-Typen (PA 11,
PA 12, PA 612) nicht verschweißt
werden, da die wechselseitige
Schweißeignung noch nicht ausreichend
untersucht ist.
Die DVGW-Arbeitsblätter G 472,
G 463, W 400-1 und W 400-2 berücksichtigen
solche Rohre nicht, sollten
aber soweit wie möglich sinngemäß
berücksichtigt werden. Das bedingt
eine besondere ingenieurmäßige
Betreuung.
Klaus Büschel, Bereich Wasser
Preis:
GW 335-A5: € 22,71 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 30,29 für
Nichtmitglieder.
GW 335-A6: € 22,71 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und € 30,29 für
Nichtmitglieder.
September 2014
gwf-Gas Erdgas 681

| REGELWERK
|
DVGW CERT
DVGW-Sachverständige für KKS und Zertifizierung von Fachpersonal für kathodischen
Korrosionsschutz nach DIN EN 15257
Die DVGW CERT GmbH hat ihr Spektrum
der Personenzertifizierung erweitert.
Mit Inkrafttreten des DVGW
GW 101 (A) „Qualifikationsanforderungen
an Sachverständige für den
Korrosionsschutz – Passiver und kathodischer
Korrosionsschutz (KKS)“
wurde die Palette der Fachgebiete
für Sachverständige um diesen Bereich
erweitert. Gleichzeitig wird die
Zertifizierung nach dem europäischen
Regelwerk EN 15257 „Kathodischer
Korrosionsschutz - Qualifikationsgrade
und Zertifizierung von
für den kathodischen Korrosionsschutz
geschultem Personal“ angeboten.
Damit erhalten interessierte
Fachleute ein rundes und abgestimmtes
Paket, um national und
europäisch ihre Kompetenz nachzuweisen.
Der DVGW e.V. hat im März 2013
mit dem neuen Arbeitsblatt GW 101
die Basis für eine Zertifizierung von
Sachverständigen im Bereich KKS
geschaffen. Damit soll der KKS-
Sachverständige fest im Gas- und
Wasserfach verankert und ein zuverlässiges
Qualifizierungsverfahren
ermöglicht werden. Bei der Erstellung
des Arbeitsblattes wurden
die Anforderungen der DIN EN
15257 implementiert. Ein KKS-Sachverständiger
muss nachweisen,
dass er auch die Anforderungen des
Grad 3 der Norm erfüllt. Die fachlichen
Basisanforderungen, die Definition
der Anwendungsgebiete und
die Qualifikationsgrade sind in der
EN 15257 festgelegt. Das DVGW-Arbeitsblatt
sattelt auf die europäische
Norm auf und beinhaltet die
zusätzlichen nationalen Anforderungen.
Die DVGW CERT GmbH wurde
beauftragt, die Anforderungen aus
dem Regelwerk in ein entsprechendes
Zertifizierungsverfahren umzusetzen,
um das Fach bei der Auswahl
von qualifizierten Experten zu
unterstützen. Die DVGW CERT
GmbH hat sich der Aufgabe gestellt
und ist nun in der Lage, das Zertifizierungsprogramm
interessierten
Personen anzubieten. Der Bereich
Kathodischer Korrosionsschutz
stellt eine konsequente Erweiterung
des Portfolios der Sachverständigenzertifizierung
in der DVGW
CERT GmbH dar und ergänzt die
Bereiche Rohrleitungen und Anlagen
optimal.
Die Zertifizierung der KKS-Sachverständigen
wird in Analogie zum
Zertifizierungssystem für Anlagenund
Rohrleitungssachverständigen
nach DVGW G 100 (A) durchgeführt.
Damit kommt das bewährte und
anerkannte Verfahren auch in diesem
Bereich zur Anwendung. Die
fachlichen Kriterien wurden selbstverständlich
dem neuen Aufgabenfeld
entsprechend entwickelt und
das Zertifizierungsprogramm einschließlich
der Prüfungsleitfäden
auf den Inhalt des DVGW-Arbeitsblattes
GW 101 abgestimmt. Im Mai
2014 ist die erste Prüfung durch einen
Prüfungsausschuss erfolgreich
durchgeführt worden. Das Zertifizierungsprogramm
hat seine Belastungsprobe
bestanden und wurde
freigegeben, die Prüfungsleitfäden
decken die praktischen Aufgaben
der Sachverständigen ab und lassen
eine verlässliche Beurteilung der
Kompetenz zu. Mitte Juni 2014 wurde
das erste Zertifikat erteilt, weitere
Anträge sind in der Bearbeitung.
Die Fachexpertise der DVGW
CERT GmbH und die Zuverlässigkeit
des DVGW-Zertifikats sind auch in
dem neuen Fachgebiet sichergestellt.
Die DVGW CERT GmbH steht
als eine unabhängige und kompetente
Stelle für ein objektives, sicheres
und transparentes Verfahren bei
Wahrung der Wettbewerbsgleichheit.
Das Zertifizierungsprogramm
wurde von Fachleuten erarbeitet
und mit Branchenkennern abgestimmt.
So sind fachbezogene und
angemessene Anforderungskataloge
entstanden. Bei den Prüfungen
kommen nur geprüfte und anerkannte
Fachprüfer zum Einsatz, die
über fundierte Kenntnisse und Erfahrungen
auf dem Gebiet des KKS
verfügen. Sie garantieren eine qualifizierte
und verlässliche Beurteilung.
Das DVGW-Zertifikat ist ein
etablierter Nachweis der Kompetenz
seines Inhabers und wird von
Auftraggebern vorbehaltlos anerkannt.
Darüber hinaus werden alle
Zertifizierungen auf den Internetseiten
der DVGW CERT GmbH veröffentlicht.
Das Zertifizierungsverzeichnis
der DVGW CERT GmbH
dient privaten wie öffentlichen Auftraggebern
im Energie- und Wasserfach
als Branchenverzeichnis.
Akkreditierung nach DIN EN
15257 erfolgreich abgeschlossen
Die Zertifizierung von Fachpersonal
nach DIN EN 15257 bedarf der Akkreditierung
für eine europaweite
Anerkennung des Qualifikationsnachweises.
DVGW CERT GmbH hat
das Akkreditierungsverfahren zur
Zertifizierung von Fachpersonal
nach DIN EN 15257 erfolgreich absolviert.
Die Akkreditierung ist eine
hoheitliche Aufgabe und wurde von
der Deutschen Akkreditierungsstelle
GmbH (DAkkS) als vom Bund beliehene
Stelle durchgeführt. Somit
liegt auch die offizielle Bestätigung
vor, dass die DVGW CERT GmbH die
Zertifizierung nach geltenden Regeln
und fachkompetent durchführt.
Alle Personen, die die Anforderungen
der DIN EN 15257 erfüllen,
können einen Zertifizierungsantrag
bei der DVGW CERT GmbH stellen.
Der Antrag wird nach den vorgegebenen
Kriterien der Norm fair und
September 2014
682 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
ohne unnötige Verschärfung bewertet,
die Qualifikationsnachweismappe
muss den Mindestanforderungen
gemäß der Norm genügen.
Die Sachverständigenzertifizierung
nach GW 101 wurde zunächst
nicht in das Akkreditierungsverfahren
einbezogen. Auf der Regelwerkseite
ist eine Umstellung vorgesehen,
das Fachgebiet KKS soll bei der
Novellierung des DVGW G 100 (A)
dort integriert und das GW 101 als
eigenständiges Arbeitsblatt aufgegeben
werden. Da die DVGW CERT
GmbH bereits für die Zertifizierung
von Personen nach DVGW G 100 akkreditiert
ist, wird eine Erweiterung
um das Zertifizierungsprogramm
KKS nach in Krafttreten der neuen G
100 durchgeführt. Schon jetzt wird
bei den KKS-Sachverständigen nach
GW 101 der bewährte Qualitätsstandard
eingehalten, das Zertifizierungsverfahren
unterscheidet sich
nicht von dem der akkreditierten
Zertifizierung der Rohrleitungs- und
Anlagensachverständigen.
Kombinierte Prüfung nach
DIN EN 15257 und DVGW GW
101 bietet Vorteile
Voraussetzung für eine Zertifizierung
als DVGW-Sachverständiger
KKS ist die Erfüllung der Anforderungen
nach DIN EN 15257, Grad 3.
Diese Bedingung erfordert keine
Zertifizierung nach Grad 3, es kann
auch ein alternativer Nachweis geführt
werden. Da nun aber in jedem
Fall die Voraussetzungen für die Zulassung
zum Prüfungsverfahren als
Sachverständigen zu erfüllen sind,
empfiehlt sich auch gleich die Zertifizierung
nach DIN EN15257. Dies
umso mehr, als dass das GW 101 in
seinen Anforderungen auf die fachlichen
Inhalte der Norm aufsattelt
und sich die Prüfungen bezüglich
der zu Grunde gelegten Anforderungen
so teilweise überschneiden.
Die DVGW CERT GmbH bietet
hier eine kombinierte Zertifizierung
an, wodurch eine Optimierung des
Prüfungsaufwands und damit auch
der Kosten möglich ist. Liegt bereits
eine Zertifizierung nach DINEN
15257 Grad 3 durch eine akkreditierte
Stelle vor, wird dies bei der Zertifizierung
als KKS-Sachverständiger
selbstverständlich anerkannt und es
reicht die Vorlage des Zertifikats zum
Nachweis der Erfüllung der Anforderungen
aus der DIN EN 15257.
DVGW-Zertifizierungszeichen und DVGW-Sachverständigenstempel
Die von der DVGW CERT GmbH zertifizierten
Sachverständigen sind
berechtigt, das DVGW-Zertifizierungszeichen
als Nachweis ihrer besonderen
Qualifikation zu führen
und erhalten den DVGW-Stempel.
DVGW-Sachverständige sind berechtigt,
ihre Prüfungen und Dokumente
mit diesem Stempel zu kennzeichnen.
Wie verläuft das Zertifizierungsverfahren?
Jede qualifizierte Person kann sich
dem Zertifizierungsverfahren stellen.
Der entsprechende Antrag und
die weiteren Fachnachweise werden
dazu bei der DVGW CERT GmbH
eingereicht. Im nächsten Schritt
werden die Antragsunterlagen geprüft.
Liegen die notwendigen Unterlagen
und Fachnachweise vollständig
vor, bestätigt die Zertifizierungsstelle
dies und leitet die
Prüfung durch Fachexperten vor Ort
ein. Die Prüfung erfolgt nach einem
bewährten und bestätigten Zertifizierungsprogramm.
Sind alle Prüfungen
abgeschlossen, wird die abschließende
Zertifizierungsentscheidung
durch Verantwortliche
der DVGW CERT GmbH auf Grundlage
der Prüfberichte nach einem
standardisierten Prozess, getroffen.
Das Zertifikat wird für 5 Jahre erteilt.
Anschließend wird die Einhaltung
der Voraussetzungen zur Zertifizierung
jährlich kontrolliert und, sofern
vorgesehen, die Überwachungsprüfung
ausgelöst.
Inhalt der Zertifizierungsprüfungen
sind:
Fachkompetenz
Regelwerkskenntnisse
Qualifikationsmappe
••
Fort- und Weiterbildungskonzept
••
Einhaltung von Gesetzen, Verordnungen,
berufsgenossenschaftlichen
und technischem
Regelwerk
••
Dokumentation der Arbeiten
Kontakt:
DVGW CERT GmbH,
Tel. (0228) 9188 847,
E-Mail: info@dvgw-cert.com,
www.dvgw-cert.com
September 2014
gwf-Gas Erdgas 683

| TERMINE
|
##
gat/wat 2014
29.9.–1.10.2014, Karlsruhe
DVGW, E-Mail: asarow@dvgw.de
##
World of Energy Solutions
6.-8.10.2014, Stuttgart
www.world-of-energy-solutions.de
##
Renexpo
9.–12.10.2014, Augsburg
www.renexpo.de
##
Service Praxisseminar Durchfluss special
14.-15.10.2014, Weil am Rhein
Endress+Hauser, Tel. 0049 (0) 7621/975-610, E-Mail: seminar@de.endress.com
##
Service Praxisseminar Füllstand special
28.-29.10.2014, Weil am Rhein
Endress+Hauser, Tel. 0049 (0) 7621/975-610, E-Mail: seminar@de.endress.com
##
Service Praxisseminar Analyse
30.-31.10.2014, Weil am Rhein
Endress+Hauser, Tel. 0049 (0) 7621/975-610, E-Mail: seminar@de.endress.com
##
MEORGA – MSR Spezialmesse
5.11.2014, Bochum
www.meorge.de
##
Strom aus Abwärme
6.11.2014, München
Haus der Technik, www-hdt-essen.de
##
Bodenschutz bei Planung und Bau von Gastransportleitungen
6.11.2014, Kassel
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228 / 9188-607, Fax 0049 (0) 228 / 9188-997,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de, www.dvgw.de
##
DBI-Fachforum Zukünftige Energieversorgung – Gasqualität und neue Märkte
5.-6.11.2014, Leipzig
DBI-Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg, Emily Schemmel, Tel. (0373) 4195-339,
E-Mail: emily.schemmel@dbi-gti.de, www.dbi-gti.de
##
E-world of energy &water
10.-12.2.2015, Essen
www.e-world-essen.com
##
Energy/Hannover Messe
13.-17. 4. 2015, Hannover
www.hannovermesse.de
September 2014
684 gwf-Gas Erdgas

Gas-Union GmbH | FIRMENPORTÄT |
Gas-Union GmbH
Firmenname/Ort:
Gas-Union GmbH,
Theodor-Stern-Kai 1,
60596 Frankfurt
selbstverständlich sämtlich Standard-Liefer
und Preisprodukte von Gas-Union angeboten.
Geschäftsführung:
Geschichte:
Beteiligungen:
Mitarbeiterzahl: 86
Produktspektrum:
Dr. Jens Nixdorf und
Dipl.-Ing. Hugo Wiemer
1961 wurde Gas-Union von kommunalen
Gesellschaftern als s Einkaufsplattform gegründet.
Auftrag des Unternehmens war
es, den Erdgasbedarf der Gesellschafter zu
bündeln und Erdgas kostengünstig zu beschaffen.
Dazu wurde ein eigenes Erdgastransportnetz
gebaut, an das sich im
Laufe der Zeit weitere Stadtwerke angeschlossen
haben. Heute beliefert Gas-Union
Stadtwerke und große Industrieunternehmen
im gesamten Bundesgebiet.
Gas-Union Transport,
Gas-Union Storage,
Gas-Union (UK) Limited
Erdgasspeicher Etzel, Erdgasspeicher in Epe,
Erdgas Westthüringen
Beteiligungsgesellschaft mbH,
Syneco GmbH & Co. KG, München
Es werden Kunden in allen Marktgebieten
in Deutschland, im NCG-H und –L und im
Gaspool H und L bedient. Das Erdgas für
die Kunden beschafft Gas-Union frei und
kostenoptimiert von den Handelsplätzen
und Importeuren. Die Lieferprodukte reichen
von der Vollversorgung bis hin zu
vollständig flexiblen Angeboten. Maxime
des Verkaufs von Gas-Union ist es, individuell
auf die jeweiligen Bedürfnisse des
Kunden ausgerichtete Beschaffungskonzepte
zu entwickeln. Daneben werden
Wettbewerbsvorteile: Als Gesellschaft mit über 75 % kommunalen
Anteilseignern liegt das Hauptaugenmerk
von Gas-Union auf der Erdgasversorgung
kommunaler Energieunternehmen.
Wir bieten unseren Kunden, den Industriebetrieben
und Stadtwerken individuelle
Beratung, informieren über Liefer und
Preisrisiken und erarbeiten zusammen mit
dem Kunden optimierte Erdgaslieferangebote.
Zertifizierung:
Der Bereich Gas-Union Services ist nach
DIN EN ISO 9001:2008 zertifiziert.
Daneben ist Gas-Union vom TÜV Süd
zertifiziert nach CMS Standard 91:
Handel Green Methane
Servicemöglichkeiten: Über die Marke „Gas-Union Services“ werden
umfassende Dienstleistungen für
Stadtwerke und Industriebetriebe angeboten.
Dazu gehören beispielsweise das
Bilanzkreis- und das Portfoliomanagement.
Besondere Beachtung findet der
Pool zur Optimierung der Ausgleichs- und
Strukturierungsbeitragskosten. Die einzelnen
Dienstleistungsbausteine der Gas-
Union können individuell zusammengestellt
und so - abgestimmt auf den jeweiligen
Bedarf des Stadtwerkes - als Komplettpaket
gebucht werden.
Internetadresse:
Ansprechpartner :
www.gas-union.de
Dipl.-Kfm. Michael Gülden,
Leiter Marketing,
Tel. (069) 30 03-256,
E-Mail:guelden@gas-union.de
September 2014
gwf-Gas Erdgas 685

| 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
Prof. 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. Anke Tuschek, BDEW, Berlin
Martin Weyand, BDEW, Berlin
Schriftleiter:
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, Metreg Solutions GmbH, Hüttenberg
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,
E-Mail: trenkle@di-verlag.de
Redaktion:
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Tel. +49 89 203 53 66-43, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: terplan@di-verlag.de
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,
Tel. +49 89 203 53 66-0, Fax +49 89 203 53 66-99,
Internet: http://www.di-verlag.de
Geschäftsführer:
Carsten Augsburger, Jürgen Franke
Spartenleiter: Stephan Schalm
Anzeigenabteilung:
Mediaberatung:
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Tel. +49 89 203 53 66-77, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: schroeder@di-verlag.de
Anzeigenverwaltung:
Eva Feil, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-11, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: feil@di-verlag.de.
Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 64.
Satz und Layout:
Romina Grätz, DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
Herstellung:
Dipl.-Ing. Annika Seiler, DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
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,– €
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Porto Deutschland 3,– € / Porto Ausland 3,50€
Einzelheft ePaper: 39,– €
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Porto Deutschland 30,– / Porto Ausland 35,– €
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September 2014
686 gwf-Gas Erdgas

Marktübersicht
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Gastransport und Gasverteilung
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Gasdruckregelung und Gasmessung
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Gasbeschaffenheit und Gasverwendung
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Gasspeicher
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Gastransport und GasverteilunG
2014
Aktiver Korrosionsschutz
Korrosionsschutz
Marktübersicht
Passiver Korrosionsschutz
September 2014
gwf-Gas Erdgas 689

2014
Gasbeschaffenheit und GasverwendunG
Marktübersicht
Filtration
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Gasgeräte
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dvGw-zertifizierte unternehmen
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Rohrleitungsbau
Filter
Marktübersicht
September 2014
gwf-Gas Erdgas 691

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Böhmer GmbH, Sprockhövel 521
DENSO GmbH, Leverkusen 587
Diehl Gas Metering GmbH, Ansbach 555
Doyma GmbH & Co, Oyten 523
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2. Umschlagseite
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Esders GmbH, Haselünne 559
Euroforum Deutschland SE, Düsseldorf 649
Wilhelm Ewe GmbH & Co. KG, Braunschweig 525
Ing.Büro Fischer-Uhrig, Berlin 561
Itron GmbH, Karlsruhe 563
Linde AG, Pullach i. Isartal 531
Medenus Gas-Druckregeltechnik GmbH, Olpe 641
MEORGA GmbH, Nalbach 535
Messe Offenburg-Ortenau GmbH, Offenburg 529
Metreg Technologies GmbH, Fürstenwalde, Spree 571
Open Grid Europe GmbH, Essen 613
PPS Pipeline Systems GmbH, Quakenbrück 605
REINZ-Dichtungs-GmbH, Neu-Ulm 565
RMG Regel + Meßtechnik GmbH, Kassel Titelseite / 545
Schütz Meßtechnik GmbH, Lahr 515
sebaKMT Seba Dynatronic Mess- und Ortungstechnik GmbH, Baunach 567
Axel Semrau GmbH & Co. KG, Sprockhövel 552
Thielmann Energietechnik GmbH, Kassel 569
Vaillant Deutschland GmbH & Co. KG, Remscheid 635
VoTech Filter GmbH, Heinsberg 575
WINGAS GmbH & Co. KG, Kassel
4. Umschlagseite
Marktübersicht 687 - 691

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