gwf Gas/Erdgas Gasbeschaffenheit (Vorschau)

10/2014
Jahrgang 155
Gasbeschaffenheit
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398
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Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
Herausforderungen und Chancen für die häusliche,
gewerbliche und industrielle Anwendung
Erdgas hat sich in Deutschland und in Europa in den letzten Jahrzehnten als
vielseitiger, effizienter und umweltschonender Energieträger in Haushalt,
Gewerbe und Industrie etabliert. Doch der Erdgasmarkt befindet sich im Wandel:
traditionelle Erdgasquellen versiegen, während neue Quellen, insbesondere
im außereuropäischen Ausland, an Bedeutung gewinnen. Im Rahmen der
deutschen Energiewende spielt zudem die Nutzung regenerativer Quellen
(Biogas oder auch Wasserstoff und Methan mittels „Power-to-Gas“) eine
immer größere Rolle, während auf EU-Ebene Handelshemmnisse zunehmend
abgebaut werden. Diese Veränderungen bieten große Chancen für die Gasversorgung
und -anwendung.
Hrsg.: Jörg Leicher, Anne Giese, Norbert Burger
1. Auflage 2014
596 Seiten, vierfarbig
165 x 230 mm, Broschur
ISBN: 978-3-8356-7122-5
Preis: € 80,–
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Arnulfstr. 124, 80636 München
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Gasqualitäten im veränderten Energiemarkt
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| STANDPUNKT |
Erneuerbare in der Energiewende
Die EEG-Novelle zielt auf eine Begrenzung
der EEG-Umlagehöhe. Das ist ein
Ansatz, der beim Wähler ankommt,
aber leider nur begrenzte Wirkung entfaltet.
Denn bei Haushaltskunden bilden die Umlagekosten,
Steuern und Abgaben rund die Hälfte des
Strompreises ab. So ist die Entlastung von rund 9 €
im Jahr, die ein durchschnittlicher Strom-Haushaltskunde
(3.500 kWh/a) bei einer derzeitigen
EEG-Umlage von 6,24 ct/kWh durch eine prognostizierte
Absenkung auf 6,0 ct/kWh in 2015 erfährt,
zwar spürbar, aber gemessen am Anteil der staatlich
beeinflussten Kosten recht gering.
Es ist davon auszugehen, dass die Mehrheit
der Bevölkerung einen weiteren deutlichen Anstieg
der EEG-Umlage nicht mehr mitträgt. Dieser
Herausforderung muss sich auch die Biogasbranche
stellen.
Der Korridor für den zukünftigen Ausbau
der erneuerbaren Energien wird schon heute
über die EEG-Novelle klar definiert (und damit
der Bedarf an gesicherter Leistung ermittelbar).
Bei Offshore-Wind sind beispielsweise
bis 2020 rund 6.500 MW geplant. Bei Onshore-
Wind und Photovoltaik ist ein Ausbaukorridor
von bis zu 2.500 MW pro Jahr vorgesehen.
Der Ausbaupfad der Stromerzeugung aus
Biomasse fällt leider deutlich geringer aus: Hier
sind 100 MW el pro Jahr vorgesehen. Würden
dafür ausschließlich Biogas-Einspeiseanlagen
gebaut, entspräche das grob 25 neuen Großanlagen.
Zum Vergleich: Aktuell sind rund 151
Bio-Erdgasanlagen mit einer Einspeisekapazität
von etwa 9 TWh und einer Leistung von cirka
1.000 MW an das Erdgasnetz angeschlossen.
Die Reduzierung der Förderhöhe in einer Größenordnung
von über 40 %, der Wegfall von
Einsatzstoffvergütungsklassen und den Gasaufbereitungsboni
führen dazu, dass der Bau
von Biogas-Einspeiseanlagen wirtschaftlich
kaum mehr darstellbar ist.
Das neue EEG soll den verstärkten Einsatz
von Rest- und Abfallstoffen fördern. Die Anreize
für den Bau neuer Anlagen auf Reststoffoder
Abfallbasis erscheinen aber ebenfalls
nicht ausreichend, so dass auch hier nicht mit
einem signifikanten Neubau von Biogas-Einspeiseanlagen
zu rechnen sein wird.
Die Biogasbranche steht also vor großen Herausforderungen.
Aus meiner Sicht am Wichtigsten
ist es, die Nachhaltigkeit der Biogaseinspeisung
zu sichern, herauszustellen und öffentlich
zu verankern. Dabei geht es nicht nur darum,
die Vorteile der Biogas-Erzeugung herauszuheben,
sondern auch um ganz konkrete Verbesserungen
der Umweltfreundlichkeit beim Betrieb
der Anlagen. So kann der aktuell bei rund 60 %
liegende Maisanteil deutlich reduziert und die
Fruchtfolgeplanung optimiert werden durch
den Einsatz von alternativen Energiepflanzen,
wie z. B. der altbekannten „Silphie“.
Beim Vergleich der direkten und indirekten
Kosten der Erneuerbaren für die Erzeugung von
Elektrizität ist Bio-Erdgas unter Berücksichtigung
seines Alleinstellungsmerkmals zur Sicherung
der Systemstabilität durchaus konkurrenzfähig
mit den anderen Erneuerbaren. Zudem
bleibt ein wesentlicher Teil der Wertschöpfung
in der Region erhalten und eine inländische,
strategische Reserve kann Bioerdgas in Zusammenhang
mit der sich reduzierenden eigenen
Gasförderung allemal sein. Auch kann die Einspeisung
mit dezentraler Nutzung – im Vergleich
zu reinen Biogasverstromungsanlagen –
mit einer deutlich höheren Effizienz aufwarten.
Die Reform des EEG zeigt, dass die Probleme
bei der Umsetzung der Energiewende erkannt
sind. Nun kommt es darauf an, über diese
Reform hinaus konsequent an besseren Rahmenbedingungen
für den Einsatz erneuerbarer
und konventioneller Energien zu arbeiten.
Hierbei bringt es auf beiden Seiten nichts, bestimmte
Anlagen zu bevorzugen. Wir müssen
vielmehr sicherstellen, dass ein neues Marktmodell
den Wettbewerb von Konzepten und
Technologien ermöglicht, die Endkundenpreise
möglichst wenig beeinflusst und das Angebot
von Erzeugungs-, Speicher- oder Vermeidungsleistung
angemessen honoriert.
Bei der Novellierung des KWKG in 2015,
des EEWärmeG in 2016 und des EEG in 2017
geht es für Biogas als einzige einfach speicherbare
erneuerbare Energie um seinen Wert als
Systemdienstleister in einer zunehmend fluktuierenden
Energieerzeugung.
Nur so werden wir eine nachhaltige Energiewende
mit einer zunehmenden Wettbewerbsfähigkeit
von effizienten erneuerbaren
Energien bei immer weniger Subventionen
und mehr Markt erreichen.
Dipl.-Ing. (SFI) Uwe Bauer,
Geschäftsführer E.ON Bioerdgas GmbH
Obmann des GTK „Biogas“ des Deutschen
Vereins des Gas- und Wasserfaches e. V.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 693

| INHALT
|
Größte Biogasanlage von MT-Energie offiziell eingeweiht.
S. 698
Veranstaltungen: Chancen und Risiken von Fracking.
S. 712
Fachberichte
Gasbeschaffenheit
716 St. Dietzmann
Umstellung von Markträumen von
L-Gas auf H-Gas
Conversion of service from L-Gas to H-Gas
722 S. Roemer, A. Mozgovoy, B. Naendorf und R. Albus
Marktraumumstellung –
L-H-Gasgeräteanpassung
Market spaces switch – L-H-gas device adjustment
730 I. Gitzbrecht
Rechtliche Grundlagen und wirtschaftliche
Konsequenzen der
Marktraumumstellung von L- auf
H-Gas in Deutschland
Legal basis and economic consequences of
changing gas qualities from low-calorific gas to
high-calorific gas in Germany
736 A. Hielscher, Chr. Fiebig, P. Schley, R. Span
und J. Schenk
Brennwertverfolgung mit SmartSim
– ein neuer Rechenkern zur
Strömungssimulation
Gas quality tracking with SmartSim –
a new kernel for flow calculations
744 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas,
Telekommunikation, Post und Eisenbahn
Wasserstoff und Synthesegas in
Erdgasnetzen
Nachrichten
Märkte und Unternehmen
698 Größte Biogasanlage von MT-Energie
offiziell eingeweiht
699 Wintershall erwirbt Beteiligungen an
Öl- und Gasfeldern von Statoil
700 Endress+Hauser eröffnet neues
Kundenzentrum
702 Landis +Gyr beteiligt an größtem
Smart-Meter-Roll-out weltweit
Kamstrup verkauft Gas Division an QAT
706 Virtuelles Kraftwerk der Thüga-Gruppe
erfolgreich im Markt etabliert
707 Open Grid Europe führt neue Netzentgeltsystematik
ein
708 Erste Ergebnisse der E.ON Power-to-Gas-
Pilotanlage in Falkenhagen
Oktober 2014
694 gwf-Gas Erdgas

| INHALT |
Umstellung von Markträumen von L-Gas auf H-Gas.
Ab S. 716
Der Lehrstuhl für Thermodynamik der Ruhr-
Universität Bochum im Profil. Ab S. 752
Forschung und Entwicklung
709 Erzeugung aktueller Daten
zu Biomasse-Potenzialen
Veranstaltungen
710 Berechnung und Optimierung
von Gasverteilungsnetzen
712 Chancen und Risiken von Fracking
Verbände und Vereine
714 dena Studie empfiehlt Markteinführung
von LNG-Lastwagen
715 EWI sieht Versorgungsprobleme
bei mehrmonatigem Lieferstopp
für Gas aus Russland
Im Profil
752 Der Lehrstuhl für Thermodynamik der Ruhr-
Universität Bochum
Technik Aktuell
762 Gasanalysesystem für den Biogasmarkt
Abgassysteme speziell für
Blockheizkraftwerke
763 Regelwerk
Firmenporträt
765 E.ON Bioerdgas GmbH
693 Standpunkt
696 Faszination Gas
764 Termine
766 Impressum
Aus der Praxis
760 Errichtung einer Soletransportleitung von
Dähre nach Gieseritz
Recht und Steuern
33-40 Recht und Steuern im Gas- und Wasserfach,
Ausgabe 9-10/2014
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 695

FASZINATION GAS

Die Biogas-Aufbereitungsanlage
Wüsting in Ostfriesland verarbeitet
seit 2009 NaWaRo-Eingangsmaterial
(Getreide, Mais) zu Bio-Erdgas.
© EWE AG

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
CFC führend in der Vermarktung von
Brennstoffzellen in Europa
Ceramic Fuel Cells (CFC), einer der
führenden Entwickler und Hersteller
von Mikrokraftwerken auf
Brennstoffzellenbasis, hat einen
wichtigen technischen und kommerziellen
Meilenstein erreicht. Mit
der Inbetriebnahme eines Mikrokraftwerks
der Marke BlueGEN am
11. September durch Eneco, Servicepartner
des Unternehmens in den
Niederlanden, wurde das nunmehr
fünfhundertste Mikrokraftwerk des
Herstellers angefahren. Die gesamte
Geräteflotte basiert auf der Brennstoffzellentechnologie
des Unternehmens,
die mit einem elektrischen
Wirkungsgrad von bis zu 60 %
weltweit führend ist. Praktisch zeitgleich
wurde mit dem Erreichen von
kumuliert 5 Mio. Betriebsstunden
der Geräteflotte die hohe Zuverlässigkeit
der Brennstoffzellensysteme
bestätigt.
Das fünfhundertste Gerät ist eines
von 45 Mikrokraftwerken der
Marke BlueGEN, die Teil eines virtuellen
Kraftwerks (VPP) auf der
Insel Ameland in den Niederlanden
werden. Auf Ameland entsteht
so das gegenwärtig größte virtuelle
Brennstoffzellenkraftwerk in Europa.
Neben weiteren namhaften
Projektpartnern ist auch das führende
niederländische Gasunternehmen
Gasterra daran beteiligt.
Brancheninformationen zufolge
ist CFC damit der erste Hersteller
von Mikro-KWK Anlagen auf Brennstoffzellenbasis
außerhalb Japans,
der diese Anzahl an Installationen
und Betriebsstunden vorweisen
kann. Das Unternehmen ist damit
der führende Anbieter von Brennstoffzellen
für die Hausenergieversorgung
in Europa.
Größte Biogasanlage von MT-Energie
offiziell eingeweiht
Vier Feststoffeinträge, vier Fermenter,
zwei Nachgärer, fünf
Gärproduktlager und eine Gasaufbereitung
mit einer Leistung von
1 400 m³ in der Stunde – das sind
die Eckwerte der größten Biogasanlage,
die MT-Energie jemals errichtet
hat. Auftraggeber ist die Südzucker
AG Mannheim/Ochsenfurt, die
mit der Anlage nicht nur Energie
aus erneuerbaren Quellen produziert,
sondern auch einen Beitrag
zum weiteren Nährstoffrecycling
des Konzerns leistet. In Betrieb genommen
wurde die Biogasanlage,
die ihren Standort in der nördlich
von Leipzig gelegenen Gemeinde
Rackwitz hat, bereits im September
2013. Den Abschluss der Arbeiten
an der Peripherie nahm Südzucker
jetzt zum Anlass, die Anlage mit einem
offiziellen Festakt ihrer Bestimmung
zu übergeben.
Am Standort Rackwitz erfolgt die
Erzeugung des Biogases in zwei komplett
voneinander getrennten Linien.
Die insgesamt vier Fermenter werden
jeweils über eigene Feststoffeinträge
versorgt. Die Dosierung der Feststoffe
erfolgt vollautomatisiert in Kombination
mit dem Eintrags- und Separationssystem
MT-MixBox in den Flüssigkeitsstrom
der Fermenter. Nach der
Entnahme aus der Biogasanlage wird
das Gas direkt in die benachbarte Gasaufbereitungsanlage
geleitet. Über
das Verfahren der Drucklosen Aminwäsche
wird dort das Kohlendioxid
aus dem Biogas entfernt. Die Einspeisung
erfolgt durch den Gasnetzbetreiber,
der Mitteldeutschen Netzgesellschaft
Gas mbH.
Insgesamt werden in der neuen Biogasanlage
Rackwitz rund 12,2 Mio. m 3
Biogas pro Jahr produziert. Die Aufbereitungsanlage
kann pro Stunde etwa
700 m 3 hochreines Biomethan in Erdgasqualität
erstellen. Die erzeugte
Energie reicht aus, um ca. 6 000 Haushalte
mit Strom und ca. 2 000 Haushalte
mit Wärme zu versorgen.
Oktober 2014
698 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN | Versorger fragen,
ein Experte antwortet
Wintershall erwirbt
Betei ligungen an Öl- und
Gasfeldern von Statoil
D
ie BASF-Gruppengesellschaft Wintershall baut ihre Förderung
von Öl und Gas und ihre Reserven in der Nordsee
weiter aus. Wintershall erwirbt von dem norwegischen Unternehmen
Statoil ASA Anteile an den zwei produzierenden Feldern
Gjøa (5 %) und Vega (24,5 %), am Entwicklungsprojekt
Aasta Hansteen (24 %), dem Fund Asterix (19 %), an dem Pipeline-Projekt
Polarled (13,2 %) sowie Anteile an vier Explorationslizenzen
in der Nähe von Aasta Hansteen. Die Anteile an den
Assets umfassen Reserven und Ressourcen (2P/2C) von rund
170 Mio. Barrel Öläquivalent (boe). Zudem haben die Unternehmen
vereinbart, dass Wintershall beim produzierenden Feld Vega
die Betriebsführerschaft übernehmen soll, vorbehaltlich der
Zustimmung von Behörden und Konsortialpartnern.
Die Transaktion soll gegen Zahlung eines Kaufpreises
von 1,25 Mrd. US $ finanziell rückwirkend zum 1. Januar 2014
vollzogen werden. Darüber hinaus wird eine zusätzliche Zahlung
von bis zu 50 Mio. US $ geleistet, wenn das Aasta-Hansteen-Feld
gemäß dem aktuellen Projektplan entwickelt wird.
Eine entsprechende Vereinbarung haben Statoil und Wintershall
in Stavanger unterzeichnet.
Der Abschluss der Transaktion wird vorbehaltlich der
Zustimmung der zuständigen Behörden bis Ende 2014 erwartet.
Wintershall wird dadurch die tägliche Produktion in
Norwegen weiter ausbauen – von derzeit 40 000 boe auf
künftig 60 000 boe. Zusätzlich vereinbarten Wintershall und
Statoil künftig bei der Erschließung des Explorationspotenzials
im Vøring-Becken zusammenzuarbeiten.
Im Herbst 2013 hat Wintershall bereits die Betriebsführerschaft
bei dem produzierenden Feld Brage in der nördlichen
Nordsee übernommen und war damit das erste Unternehmen,
das eine produzierende Plattform von Statoil in
Norwegen übernommen hat.
Niederdruckanschlussverordnung
(NDAV)
Gasgrundversorgungsverordnung
(GasGVV)
Kommentar
Von Klaus-Dieter Morell, Rechtsanwalt in Köln
Loseblattwerk, 592 Seiten, € (D) 64,–, ca. 1 Ergänzungslieferung
pro Jahr, ISBN 978-3-503-11250-0
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bei der Anwendung dieser Verordnungen,
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Oktober
· ESV@ESVmedien.de
2014
· www.ESV.info
gwf-Gas Erdgas 699

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Endress+Hauser eröffnet neues US-Kundenzentrum
Mehr als 7 000 m 2 Nutzfläche für
Schulungen und Seminare umfasst
das neu eröffnete Kundenzentrum
von Endress+Hauser in Greenwood
(US-Bundesstaat Indiana). Die
Investition von rund 16 Mio. US-Dollar
unterstreicht die Bedeutung des
amerikanischen Marktes für die weltweit
tätige Firmengruppe.
In den vergangenen Jahren hat
Endress+Hauser in den USA wie
auch weltweit den Marktanteil beständig
ausgebaut. Dieses Wachstum
gründet nicht zuletzt auf dem
Vertrauen, das die Kunden dem
Messtechnik-Spezialisten entgegenbringen,
wenn es darum geht,
verfahrenstechnische Prozesse zuverlässig
und umweltfreundlich zu
gestalten.
In den vergangenen fünf Jahren
hat Endress+Hauser insgesamt rund
150 Mio. US-Dollar in den Vereinigten
Staaten investiert. Die Produktion
von Durchfluss-, Füllstand-, Druck-,
Analyse- und Temperaturmesstechnik
wurde ausgebaut, die vertrieblichen
Strukturen wurden gestärkt.
Nicht eingerechnet in diese Summe
sind die jüngsten Akquisitionen von
SpectraSensors und Kaiser Optical
Systems, zwei US-Firmen, die auf optische
Analyseverfahren spezialisiert
sind. Der Ruf nach höherer Produktivität
in der verfahrenstechnischen
Industrie ist ungebrochen. Zugleich
stehen immer mehr Kunden vor der
Herausforderung, dass in den nächsten
Jahren viele Beschäftigte vor der
Pensionierung stehen. Damit kein
Fachwissen verloren geht, muss eine
neue Generation von Mitarbeitenden
ausgebildet werden. Mit dem
landesweiten Aufbau von Schulungszentren,
so genannten Process Training
Units, nimmt Endress+Hauser
diese Entwicklung auf. Die nach dem
Stand der Technik konzipierte und
zertifizierte Trainingsumgebung in
Greenwood ermöglicht es, selbst
komplexe Prozesse unter Realbedingungen
zu simulieren. Mit über 120
Messpunkten und vier Tanks handelt
es sich um die bislang größte Anlage
dieser Art.
Das neue Endress+Hauser Kundenzentrum in Greenwood (US-Bundesstaat
Indiana).
Biogasanlage von Greenline setzt auf
landwirtschaftliche Reststoffe
Die Vergärung von Abfall- und
Reststoffen wird in Zukunft innerhalb
der Biogasbranche eine immer
größere Rolle spielen. Nach dieser
Maßgabe hat das Planungsbüro
Greenline aus Flensburg eine landwirtschaftliche
Biogasanlage in Lindenberg
im Landkreis Oder-Spree,
Brandenburg, geplant und errichtet.
Die 800-KW-Anlage, die zur Zeit im
Probebetrieb läuft, verarbeitet fast
ausschließlich Gülle, Festmist und
Futterreste.
Betrieben wird die 800-Kilowatt-
Anlage vom Lohnunternehmen Osters
& Voss aus Groß Gottschow im
Landkreis Prignitz. Insgesamt werden
am Standort jährlich rund 70 000 t
Gülle, 7 000 t Festmist und Futterreste
sowie 7 000 t Mais vergoren. Durch
qualitätsorientierte Materialauswahl
und optimierte Anlagenfunktionen
gewährleistet die landwirtschaftliche
Biogasanlage im Industriestandard
eine hohe Produktivität bei niedrigen
Investitions- und Betriebskosten.
Etwa drei Millionen Normkubikmeter
Biogas pro Jahr werden in der Lindenberger
Biogasanlage über ein BHKW
in das regionale Stromnetz eingespeist.
In einem Erweiterungsschritt
ist bereits jetzt geplant, am Standort
zusätzlich Biomethan ins Gasnetz einzuspeisen.
Die anfallende Wärme im
Blockheizkraftwerk kann dann vollständig
für die Wärmeversorgung der
Gasaufbereitung genutzt werden.
Oktober 2014
700 gwf-Gas Erdgas

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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Landis+Gyr beteiligt an größtem Smart-Meter-
Roll-out weltweit
Landis+Gyr und der französische
Stromnetzbetreiber ERDF (Électricité
Réseau Distribution France) haben
eine Liefervereinbarung für intelligente
Stromzählern des Typs „Linky“ mit
einem Auftragswert von knapp
60 Mio. € unterschrieben. Landis+Gyr
ist damit einer der führenden Lieferanten
für das strategische Smart Meter-
Programm von ERDF. Der Stromzähler
„Linky“ wurde von Landis+Gyr den
technischen Vorgaben von ERDF entsprechend
und in enger Zusammenarbeit
mit dem Energieversorger designt
und getestet. Der Stromzähler ist für
die PLC (Power Line Communication)-
Technologie ausgelegt.
ERDF verwaltet 95 % des öffentlichen
Stromnetzes auf dem französischen
Festland. Das Unternehmen
sichert den Betrieb, den Ausbau
sowie die Instandhaltung eines
Stromnetzes von 1 265 500 km Länge.
35 Mio. Kunden werden von
ERDF mit Strom versorgt. 2010 hatte
ERDF erstmals den Smart Meter
„Linky“ in einem Pilotprojekt getestet.
300 000 der Stromzähler sowie
7 000 Datenkonzentratoren und
ein Zentralsystem mit einer Skalierbarkeit
für bis zu 35 Mio. Endpunkte
kamen zum Einsatz. Landis+Gyr
war bei diesem Projekt einer der
drei Gerätelieferanten und führte
das Projekt zu einem erfolgreichen
Abschluss. Die französische Regierung
und die französische Regulierungsbehörde
(CRE) erteilten daraufhin
grünes Licht für die landesweite
Einführung der intelligenten
Stromzähler.
Mitte 2013 schrieb ERDF die erste
Phase für die Einführung von Smart
Metern aus; mit einem geplanten Rollout
zwischen 2015 und 2016. Der Umfang
dieser Ausschreibung umfasst
drei Millionen Stromzähler des Modells
„Linky“ und 80 000 Datenkonzentratoren
für die G1-Technologie
(PLAN und PLC) und für die G3-Technologie
(PLC mit OFDM-Technologie).
Kamstrup verkauft Gas Division an QAT
Kamstrup, Anbieter von Energieund
Wasserzählerlösungen, hat
eine Vereinbarung über den Verkauf
seiner Gas Division an QAT III Investments
Coöperatief UA (QAT), eine
Investmentgesellschaft, die in kleine
und mittlere Unternehmen im
Bereich Business-to-Business investiert,
getroffen.
Die Gas Division bietet Industrieprodukte
für die Erdgasverteilung,
sie wird vollständig von der
niederländischen Tochtergesellschaft
Kamstrup b.v. mit Sitz in
Doesburg geleitet. Mit 23 Beschäftigten
wurde in 2013 ein Umsatz
von € 6 Mio. erzielt. Der Verkauf
schließt sämtliche mit der Gas Division
in Zusammenhang stehendes
Anlagevermögen ein. Die Gas Division
entwickelt, produziert und verkauft
Mengenumwerter, Inspektionssysteme
und Gasdruckregler, die
seit mehr als zwei Jahrzehnten unter
dem Namen Kamstrup verkauft
und vermarktet wurden.
Das Zurückziehen aus dem Geschäft
der Industriegasprodukte unterstützt
die Kamstrup-Strategie, sich
auf Zählerlösungen zu Haushaltsund
professionellen Zwecken als das
Kerngeschäft zu konzentrieren.
QAT ist eine prominente Investmentgesellschaft,
die in nachweislich
gesunde Unternehmen mit
Wachstumspotenzial investiert. Mit
QAT Investments als neuem Eigentümer
wird die Gas Division Mehrwerte
für existierende und neue
Kunden herbeiführen.
Die Gas Division firmiert weiterhin
unter derselben juristischen Person,
jedoch jetzt als eine selbstständige
Gesellschaft und unter dem
neuen Namen Wigersma & Sikkema
B.V. Unter diesem Namen wurde das
Unternehmen in 1921 gegründet.
Wigersma & Sikkema B.V. wird von
Piotr Skotnicki geleitet.
Die Umstellung wird voraussichtlich
im dritten Quartal des Jahres
2014 vollzogen. Der verbleibende
Geschäftsbereich von Kamstrup
in den Niederlanden wird unter
dem Namen Kamstrup B.V. als Teil
der Kamstrup-Gruppe und als neue
juristische Person bestehen.
Oktober 2014
702 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
ENERTRAG, GESY und Trianel gehen Kooperation ein
Das
Windenergieunternehmen
ENERTRAG entwickelt jetzt gemeinsam
mit dem Direktvermarkter
GESY Green Energy Systems (GESY)
und der Stadtwerke-Kooperation Trianel
ein neues Verfahren, um mit der
Windenergie am Sekundär- und Minutenreservemarkt
teilzunehmen.
Das technische Verfahren zur Einbindung
von Windenergieanlagen wird
derzeit an unterschiedlichen Windenergieanlagen
von ENERTRAG getestet und
geht über das herkömmliche Zusammenschalten
von Windenergieanlagen
über ein virtuelles Kraftwerk hinaus.
ENERTRAG ist hier der führende Technologieentwickler.
Das Unternehmen verfügt
über große Windparks mit direktem
Anschluss an das europäische Verbundnetz,
eigene Umspannwerke, eine zentrale
Leitwarte und die innovative Steuerungssoftware
„PowerSystem“.
Ein gemeinsames Projektteam
von ENERTRAG, GESY und Trianel
steht derzeit in engem Austausch
mit dem zuständigen Netzbetreiber
50 Hertz Transmission, der die ostdeutsche
Regelzone verantwortet.
Trianel bündelt schon heute dezentrale
Anlagen wie Biogasanlagen
oder Blockheizkraftwerke in
virtuellen Kraftwerken, um sie gemeinsam
zu steuern und deren
Leistung im Rahmen der Direktvermarktung
an den Sekundärregelmärkten
anzubieten. Nun wird der
Nachweis erbracht, dass auch die
fluktuierende Leistung von Windenergieanlagen
so gesteuert werden
kann, das sie ein verlässlicher
Partner für die Übertragungsnetztreiber
ist.
Schmack Carbotech erhält Auftrag zur
Gasaufbereitung in Stockholm
Schmack Carbotech erhält in Sofielund
Huddinge, Stockholm
den Auftrag für den Bau einer Anlage
mit einer Aufbereitungskapazität
von 2 000 Nm³/h Rohbiogas.
Das gewonnene Gas hat nach der
Reinigung einen Methananteil von
97 % und wird als Biokraftstoff in
Erdgasfahrzeugen eingesetzt. In
Schweden sind Akzeptanz und
Nachfrage von umweltfreundlichen
Technologien sehr hoch:
40 % der neu zugelassenen Autos
werden entweder mit Biogas oder
Strom betrieben. Der Biokraftstoff
ist erneuerbar und hat eine ausgeglichene
CO 2 -Bilanz.
Eingesetzt wird eine Aufbereitungsanlage
nach dem Prinzip der
Druckwechseladsorption (Pressure
Swing Adsorption, kurz PSA). Dieses
führende Verfahren zeichnet sich
durch einen geringen Energieverbrauch,
eine effiziente Wärmeauskopplung,
sowie eine hohe Methanausbeute
aus. Parallel dazu erfolgt
die effektive Entfernung von typischerweise
in Biogasen aus org.
Reststoffen und Abwässern vorkommenden
Spurengasen.
Nach Fertigstellung wird die Anlage
jährlich knapp 100 Mio KWh
Bioerdgas produzieren. Damit kann
sie jährlich ca. 5 000 Fahrzeuge mit
einer durchschnittlichen Fahrleistung
von 20 000 km versorgen. Ab
2015 kann Stockholm somit den
Biomethananteil der Stadt auf 50 %
steigern. Die Einsatzstoffe der Anlage
stammen aus organischen Abfällen
und Fritierfetten aus der Region.
Einspeisekapazität: bis zu 1410
Nm³/h Biomethan. Fertigstellung
und Inbetriebnahme der Anlage sind
im ersten Quartal 2015 geplant.
Vollständige Funktionalität unter
WINDOWS, Projektverwaltung,
Hintergrundbilder (DXF, BMP, TIF, etc.),
Datenübernahme (ODBC, SQL), Online-
Hilfe, umfangreiche GIS-/CAD-
Schnittstellen, Online-Karten aus Internet.
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Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 703

| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Enovos und NPG energy weihen eine Biogasanlage
im Hafen von Antwerpen ein
NPG energy, eine Tochtergesellschaft
von Enovos Luxembourg,
hat seine Biogasanlage NPG BIO II
auf dem Deurganckdok im Hafen
von Antwerpen eingeweiht. Die Einweihung
der Biogasanlage in Antwerpen
ist die erste von drei Inbetriebnahmen,
die für die kommenden
zwölf Monate geplant sind. So
zielt Enovos in Zusammenarbeit mit
NPG energy darauf ab, den Risiken
eines Energieengpasses zu begegnen
und die Energieerzeugung in
Belgien nachhaltiger zu gestalten.
Die Anlage wurde in einer Rekordzeit
von zehn Monaten errichtet.
André Jurres, CEO und Mitbegründer
von NPG energy, erklärt, wie die Anlage
funktioniert. Die Anlage hat eine
Leistung von 3 MW und wird 21 GWh
erzeugen. Dies entspricht in etwa
dem Verbrauch von 6 000 Haushalten.
Der Großteil der so erzeugten
Energie wird von der Nachbargesellschaft
Antwerp Gateway genutzt
werden; der Rest wird ins Netz eingespeist.
Die Abwärme wiederum wird
für die Vor- und Nachbehandlung der
Abwässer verwendet und ermöglicht
den Betrieb der verschiedenen Installationen
der Biogasanlage.
Mit der Inbetriebnahme von drei
Biogasanlagen im Laufe der kommenden
zwölf Monate schwimmt
NPG energy gegen den Strom des in
Belgien vorherrschenden Trends. Die
Situation der Erzeuger nachhaltiger
Energie ist dort aktuell wesentlich
ungünstiger als noch vor 2013. Bis
zum 1. Januar 2013 erhielten Biogaserzeuger
Zertifikate für grüne
Energie, die solange gültig waren,
wie die Anlage in Betrieb war. Seitdem
jedoch wurden die Subventionen
drastisch nach unten korrigiert
und ihre Gültigkeit auf eine Dauer
von zehn Jahren beschränkt. Es kann
zwar eine anschließende Verlängerung
um fünf Jahre beantragt werden,
doch gibt es keine Gewissheit
dafür, dass diese auch bewilligt wird.
Energieversorger erwarten digitalen Wettbewerb
Die Digitalisierung bringt neue
Chancen für klassische Energieversorger,
aber auch neuen Wettbewerb.
Wie in anderen Branchen wird
die Digitalisierung die Wertschöpfungskette
der Energieversorgung aufbrechen
und digitalen Dienstleistern
den Zugang öffnen. Datenverarbeitung
wird somit zur Kernkompetenz.
Das sind Ergebnisse des „Branchenkompass
2014 Energieversorger“ von
Steria Mummert Consulting in Zusammenarbeit
mit dem F.A.Z.-Institut.
Vor allem Telekommunikationsanbieter
sowie neue, spezialisierte
Messdienstleister können nach Ansicht
der Energieversorger künftig
Marktanteile gewinnen. Hier sehen
über zwei Drittel der Befragten eine
starke Konkurrenz für ihr Geschäft.
Betreiber von Anlagen für erneuerbare
Energien - neben privaten
Haushalten vor allem institutionelle
Anleger - stellen nach Ansicht von
56 % der Befragten eine Marktbedrohung
dar. Ebenfalls 56 % erwarten
mehr Wettbewerb durch Industrieunternehmen,
die selbst Strom
erzeugen und ins Netz leiten. Infrastrukturdienstleister
dringen ebenfalls
verstärkt in den Energiemarkt;
46 % der Versorger befürchten dadurch
Einbußen, denn gerade in
diesem Bereich wollen viele Versorger
künftig expandieren.
„Zwar ist sich die Mehrheit der
Versorger über die zukünftigen
Wettbewerber im Klaren. Aber nicht
alle besitzen die Ressourcen, um dagegen
steuern zu können“, so Norbert
Neumann, Senior Executive
Manager bei Steria Mummert Consulting.
So will nur die Hälfte der
Unternehmen in Energiedatenmanagement
investieren. Ein weiteres
Indiz für die Ressourcenknappheit
ist die Erwartung von 85 % der Versorger,
dass die arbeitsteilige Kooperation
zwischen den Unternehmen
zunehmen wird.
Nach einer aktuellen Verbraucherumfrage
informieren sich 80 %
der Energiekunden online über Tarife
und Angebote, und 60 % wechseln
online. Dagegen plant laut
Branchenkompass nur ein Drittel
der Versorger Investitionen in die
Social-Media-Nutzung im Kundenmanagement.
Dieser Trend hilft hingegen
Internetunternehmen.
Google oder Amazon könnten
Energieversorgern künftig den direkten
Kundenkontakt streitig machen.
Insbesondere über die Beherrschung
der Datenflüsse im
Smart Grid und durch Preisvergleiche
können digitale Spezialisten
den Kunden einen Mehrwert anbieten.
Google hat dafür Anfang
2014 den Thermostathersteller
Nest übernommen, und Apple
plant den Markteintritt im Bereich
Smart Home. Internetunternehmen
stellen für 43 % der befragten
Entscheider in Zukunft einen ernsthaften
Wettbewerb dar und über
ein Drittel befürchtet dies bei IT-
Unternehmen.
Oktober 2014
704 gwf-Gas Erdgas

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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Virtuelles Kraftwerk der Thüga-Gruppe
erfolgreich im Markt etabliert
Das virtuelle Thüga-Kraftwerk
vermarktet mittlerweile in drei
Regelzonen erfolgreich Sekundärregelleistung
und Minutenreserve.
Im Pool sind ca. 50 mittelgroße
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
von neun unterschiedlichen Partnern
der Thüga-Gruppe mit einer
Gesamtleistung von 45 MW eingebunden.
Die elektrische Nennleistung
der Anlagen liegt zwischen 0,5
und 5 MW. Ziel ist es, bundesweit
möglichst viele dezentrale Anlagen
einzubinden - dadurch steigen Vermarktungsmöglichkeiten.
Die Idee für ein Virtuelles Kraftwerk
kam aus der Gruppe und wurde
von der Thüga Innovationsplattform
aufgegriffen und entwickelt.
Syneco – die Energiebeschaffungsplattform
der Thüga-Gruppe - betreibt
und vermarktet das Kraftwerk.
Durch das gemeinsame Vorgehen
eröffnen sich für kleinere Unternehmen
neue Vermarktungsmöglichkeiten,
denn um am Regelleistungsmarkt
teilzunehmen, muss man
mindestens fünf Megawatt Leistung
anbieten können. Auch für große
Unternehmen ist eine Teilnahme
lukrativ. Zum einen ist die für die
Regelleistungserbringung vorgeschriebene
IT-Infrastruktur sowie
die Anbindung der Anlagen sehr
komplex. Zum anderen können in
einem großen Pool die Besicherungskosten
optimiert werden. Besicherungskosten
entstehen dadurch,
dass für angebotene Regelleistung
auch eine Reserve bereit
gehalten werden muss. Die Reserve
springt ein, wenn Kraftwerke, die
sich in der Leistungsvorhaltung befinden,
ausfallen. Die dezentralen
Erzeuger stellen mit der Regelleistung
eine Dienstleistung bereit, die
in der Vergangenheit vor allem
durch große konventionelle Kraftwerke
erbracht wurde. Dadurch tragen
sie zu einem Umbau der Erzeugungslandschaft
hin zu mehr Dezentralität
und mehr erneuerbarer
Energien bei. Weiter erhalten die
Betreiber einen Leistungspreis für
die Bereitstellung der Anlage und
einen Arbeitspreis, wenn die Regelleistung
abgerufen wird. Die beteiligten
Thüga-Partnerunternehmen
können ihren Kunden, zum Beispiel
Betreibern von Biogasanlagen, eine
Teilnahme am Virtuellen Kraftwerk
anbieten und damit Zusatzerlöse
durch die Regelleistungsvermarktung
ermöglichen.
Das Virtuelle Thüga-Kraftwerk
stellt Regelleistung zur Verfügung,
die der Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB) abrufen kann. Alle Anlagen
sind über eine komplexe IT-Infrastruktur
in das Virtuelle Thüga-Kraftwerk
eingebunden. Dafür haben die
energy & meteo systems, die Thüga
Innovationsplattform und Syneco
gemeinsam die Konzepte für eine
vollumfängliche IT-Software erstellt.
Sie teilt die Regelleistungsabrufe
auf die eingebundenen Kraftwerke
auf, hilft die vermarktbare Leistung
zu ermitteln und überwacht die
Kraftwerke. Weiter beinhaltet die
Software ein Web-Portal als Schnittstelle
zu den einzelnen Anlagenbetreibern
und unterstützt beim Bilanzkreismanagement
sowie der Erlösabrechnung.
Vinçotte erhält Auftrag für LNG-Projekt in Australien
Vinçotte hat einen Vertrag über
die Integritätsprüfung der
Wheatstone LNG-Anlage in Westaustralien
abgeschlossen. Dieses Projekt
umfasst die Speicherung und Umwandlung
von Erdgas in LNG (Liquefied
Natural Gas, Flüssigerdgas) zum
Zweck des anschließenden weltweiten
Transports. Das belgische Unternehmen
wird alle Schweißverbindungen
und Stahlbauten vor Ort in
Westaustralien überprüfen.
In Australien wird Vinçotte eine
Projektorganisation von ca. 25
Menschen zusammenstellen, die
hier in den nächsten eineinhalb
Jahren arbeiten werden. Auch aus
Belgien wird ein Team von voraussichtlich
zehn Menschen nach
„Down Under“ reisen. Auftraggeber
für die LNG-Anlage ist Chevron.
Vinçotte arbeitet im Auftrag
des Joint Venture EVT (Entrepose
– VINCI – Thiess), das wiederum
vom Hauptunternehmer Bechtel
beauftragt wurde.
Oktober 2014
706 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen | NACHRICHTEN |
Neue Sachverständigen-Benennungen
für die Projekthaus GmbH
Mit zwei weiteren Sachverständigen-Benennungen rundet die Projekthaus GmbH,
ein Ingenieurbüro und Beratungsunternehmen für die Energiebranche, ihr Portfolio
als Sachverständigenbüro im Erd- und Biogasbereich weiter ab. Frank P. Matthes,
der Geschäftsführer des Bremer Unternehmens, wurde nun durch den Bremer Senator
für Umwelt, Bau und Verkehr als Sachverständiger nach §29b des Bundes-Immissionsschutzgesetztes
(BImSchG) für sicherheitstechnische Prüfungen sowie für Prüfungen
von sicherheitstechnischen Unterlagen im Rahmen des §29a BImSchG bekannt gegeben.
Der Diplom-Ingenieur Frank P. Matthes ist bereits seit vielen Jahren als Sachverständiger
in verschiedenen Fachgebieten tätig: So ist er als öffentlich bestellter und
vereidigter Sachverständiger für die Gasversorgung durch die Handelskammer Bremen
ebenso benannt wie als Sachverständiger im Bereich Erd- und Biogas des Deutschen
Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) und als Sachverständiger für Druckgeräte
der zugelassenen Überwachungsstelle GTÜ-Anlagen sicherheit.
Ralf Sygulla, seit 2009 Projektingenieur bei Projekthaus und ebenfalls bereits Sachverständiger
der Gesellschaft für Technische Überwachung (GTÜ), wurde am gleichen Tag
durch die DVGW-Cert GmbH zum DVGW-Sachverständigen für die Errichtung und den Betrieb
von Gas-Druckregel- und Messanlagen ernannt. Durch diese beiden zusätzlichen Benennungen
kann die Projekthaus GmbH ihren Kunden nun weitere qualifizierte Ingenieurleistungen
anbieten.
Elektroschweißfittings
zum Verschweißen von
PE 80 und PE 100 Rohren
Sicher
ist
sicher!
Open Grid Europe führt neue
Netzentgeltsystematik ein
O
pen Grid Europe hat die vorläufigen Entgelte für 2015 veröffentlicht. Mit Blick auf die
künftigen EU-einheitlichen Regelungen zur Entgeltbildung, die eine Vereinheitlichung
der Entgeltberechnungssystematiken der verschiedenen Fernleitungsnetzbetreiber
vorsieht, hat Open Grid Europe die Berechnung der Netzentgelte auf ein sog. Briefmarkenentgelt
umgestellt: Zukünftig wird es nur noch ein Entgelt für die Einspeisung in
das Transportsystem von Open Grid Europe (Einspeisebriefmarke) und ein Entgelt für die
Ausspeisung aus dem Transportsystem von Open Grid Europe (Ausspeisebriefmarke) geben.
Das Entgelt für die Einspeisung wird ab dem 1. Januar 2015 3,20 €/(kWh/h)/a und das
Entgelt für die Ausspeisung 2,82 €/(kWh/h)/a betragen.
Bei der Entgeltsystematik hat Open Grid Europe die Rolle der Erdgasspeicher für eine
sichere Versorgung und einen bedarfsgerechten Netzausbau berücksichtigt. Die Kapazitäten
von und zu Speichern werden ab dem 1. Januar 2015 als temperaturabhängiges
festes Kapazitätsprodukt (TaK-Produkt) mit einem deutlichen Entgeltabschlag von 50 %
auf die obigen Briefmarken vermarktet. Damit berücksichtigt Open Grid Europe bereits
ab dem 1. Januar 2015 die aktuellen Entwicklungen zur Entgeltermittlung sowohl auf
europäischer Ebene als auch aus dem laufenden Festlegungsverfahren der BNetzA.
Mit dem TaK-Produkt stehen zukünftig umfangreich feste Netzkapazitäten an Erdgasspeichern
zur Verfügung. Gegenüber 2014 ergeben sich durchgängig niedrigere Netzentgelte.
Die Absenkung der Entgelte beruht maßgeblich auf den in der Anreizregulierungsverordnung
verankerten Mechanismen des Regulierungskontos, nach der Mehr- und
Mindererlöse aus der Vergangenheit zu deutlichen Entgeltveränderungen in den Folgejahren
führen. Für 2016 rechnet Open Grid Europe mit einer zu 2015 gegenläufigen Entwicklung
und damit steigenden Entgelten.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 707
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| NACHRICHTEN
|
Märkte und Unternehmen
Primagas baut erste eigene LNG-Anlage
in Deutschland
Der Energieversorger Primagas
hat den Grundstein für den
Bau seiner ersten LNG-Anlage in
Deutschland gelegt. Auf dem Gelände
von Dr. Alder‘s Tiernahrung in
Wethau (Sachsen-Anhalt) war im
August Spatenstich. Seit September
versorgt die LNG-Anlage eine neue
Fertigungsstätte des Tiernahrungsherstellers
mit Prozessenergie. Neben
einem vollisolierten Vakuumtank
werden zwei Verdampferanlagen
installiert, die das verflüssigte
Erdgas bei Bedarf wieder in den
gasförmigen Zustand umwandeln.
Das Erdgas wird am Förderort auf
-162 Grad Celsius gekühlt, dadurch
verflüssigt und im Volumen reduziert:
LNG hat nur 1/600stel des Volumens
von gasförmigem Erdgas
und lässt sich somit gut in großen
Mengen lagern und transportieren.
Grundsätzlich sind LNG-betriebene
Anlagen meist wirtschaftlicher
als die mit Heizöl oder Diesel betriebenen
Alternativen. Das Einsparpotenzial
liegt bei mindestens 10 bis
15 % der Energiekosten. Obendrein
ist der CO 2 -Ausstoß von LNG im Vergleich
zu anderen fossilen Brennstoffen
wie Heizöl um bis zu 30 %
geringer. Weil die Verbrennung weder
umweltbelastenden Feinstaub
noch andere Rückstände verursacht,
profitieren Anlagenbetreiber
außerdem von längeren Betriebszeiten
und einem reduzierten Wartungsaufwand.
Hinzu kommt: LNG
ist vielfältig einsetzbar, mit vielen
Anlagentechniken kompatibel und
besonders als Prozessenergie für industrielle
Anwendungen wie beispielsweise
Dämpfen oder Trocknen
geeignet - sei es in der Lebensmittel-
und Getränkeindustrie, bei Tiernahrungsherstellern,
Recyclingfirmen
oder Glasproduzenten.
Erste Ergebnisse der E.ON Power-to-Gas-Pilotanlage
in Falkenhagen
Ein Jahr nach dem Start der Power-to-Gas-Pilotanlage
im brandenburgischen
Falkenhagen zieht
E.ON eine positive Bilanz: Bisher
wurden über 2. Mio KWh Wasserstoff
in das Ferngasnetz eingespeist.
Mittels Elektrolyse wird in
Falkenhagen regenerativ erzeugter
Strom in Wasserstoff umgewandelt
und in das Ferngasnetz eingespeist.
Die Anlageleistung beträgt 2 MW
– dies entspricht einer Produktion
von 360 m 3 Wasserstoff pro Stunde.
Die gespeicherte Energie steht dann
dem Erdgasmarkt zur Verfügung und
findet damit Zugang in den Wärmemarkt,
in die Industrie, in die Mobilität
und in die Stromerzeugung. Einen
Teil des produzierten Wasserstoffs
nimmt der Projektpartner Swissgas AG
ab, einen weiteren Teil bietet E.ON
Linde erhält Engineering-Auftrag
für LNG-Anlage in Kanada
seinen Privatkunden im Rahmen des
Produkts „E.ON WindGas“ an.
In Hamburg-Reitbrook baut
E.ON zurzeit eine weitere Power-to-
Gas-Pilotanlage, die 2015 in Betrieb
genommen wird. Dort liegt der
Schwerpunkt auf der Weiterentwicklung
des Umwandlungsprozesses
auf Grundlage eines kompakteren
und leistungsfähigeren Konzeptes
der Elektrolyse.
Der Technologiekonzern The Linde
Group hat den Zuschlag zur
Erbringung von Engineering- und
Beschaffungsleistungen für eine Erdgasverflüssigungsanlage
(LNG-Anlage)
in Kanada erhalten. Auftraggeber
ist die Woodfibre LNG Limited, eine
Tochtergesellschaft des Unternehmens
Pacific Oil & Gas (PO&G), das
auf die Erschließung von Energiequellen
spezialisiert ist. Die Anlage
wird über eine Kapazität von 2,1 Mio.
Jahrestonnen (MTPA) verfügen und
in der Nähe von Vancouver errichtet.
In der neuen Anlage wird die
Linde-eigene LIMUM(R)-Technologie
zum Einsatz kommen - ein Verfahren,
das eine sehr hohe Energieeffizienz
gewährleistet. Sofern
alle erforderlichen Genehmigungen
vorliegen, soll der Bau der Anlage
planmäßig 2015 starten. Die
Inbetriebnahme ist für 2017 vorgesehen.
Oktober 2014
708 gwf-Gas Erdgas

Forschung und Entwicklung | NACHRICHTEN
|
Erzeugung aktueller Daten zu
Biomasse-Potenzialen
Die Machbarkeitsuntersuchung „BiomassMon“ kommt zu dem Schluss,
dass der Satellitendaten-Einsatz zur Erfassung von energetischen Biomassepotenzialen
aus der Landschaftspflege Sinn macht.
Der Münsteraner Geoinformations-Dienstleister EFTAS GmbH, das Fraunhofer-Institut
für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT aus
Oberhausen sowie das Institut für Photogrammetrie und Geoinformation
der Leibniz Universität Hannover untersuchen die Möglichkeiten der Entwicklung
eines fernerkundungsbasierten Biomasse-Erfassungs- und -monitoringsystems.
Aufgrund des steigenden und nicht abgedeckten Bedarfs an aktuellen Planungsdaten
nimmt der Projektverbund Simulationsdaten zum kommenden
Sentinel 2-System unter die Lupe. Der Charme des Sentinel-Systems: Die Daten
werden als Bestandteil des europäischen Copernicus-Programms kostenfrei zur
Verfügung stehen. Ferner bieten die Sensoren neuartige spektrale Auflösungen
und das System nimmt kontinuierlich mit kurzen Überfliegungsabständen auf.
Damit werden neue technische Möglichkeiten sowie Anwendungsoptionen eröffnet,
wo Datenkosten zuvor einen wirtschaftlichen Einsatz von Fernerkundung
nicht zuließen.
Vor diesem Hintergrund werden in BiomassMon die Einsatzmöglichkeiten
des Systems zum Monitoring von energetisch nutzbaren Biomassepotenzialen
aus der Landschaftspflege untersucht. Denn wenn Biomasse optimal
genutzt werden soll, muss ein nachhaltiges Ressourcenmanagement
betrieben werden, das alle Potenziale einschließt. Bisher werden Biomassepotenziale
aus der Pflege von Landschaftselementen, wie Hecken oder
Uferrandstreifen, aufgrund mangelnder Informationen zu Menge, Qualität
und Verfügbarkeit der Biomasse nur unzureichend energetisch verwertet.
Die Zwischenergebnisse von BiomassMon belegen, dass Daten von Sentinel
2 trotz der geometrischen Auflösung von zehn und mehr Metern Kantenlänge
pro Pixel zum Monitoring schmaler linearer Landschaftselemente wie
Hecken verwendet werden können. Mit der Nutzung von Fernerkundungsdaten
sind somit hochaktuelle Informationen für die wirtschaftlich rentable und
ökologisch verträgliche Biomassenutzung von bislang unerschlossenen Potenzialflächen
bereitzustellen.
Die Untersuchungen werden bis Ende 2015 weitergeführt. Der Fokus
liegt auf der Integration der neuen Datenbasis in GIS-basierte Stoffstromund
Prognosemodelle, um nutzerorientierte Anwendungsfälle zur Standortfindung
beantworten zu können.
Adressaten sind neben der Politik und der Energiewirtschaft insbesondere
regionale Akteure, wie Planungsbehörden und Projektentwickler. Involvierte
Nutzer sind die Energieagentur.NRW mit ihrem Netzwerk Biomasse,
der Kreis Steinfurt und die Regionale Planungsgemeinschaft Altmark.
Weitere Informationen
www.biomassmon.info
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 709
PLASSON GmbH
Krudenburger Weg 29 • 46485 Wesel
Telefon: (0281) 9 52 72-0
Telefax: (02 81) 9 52 72-27
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Internet: www.plasson.de

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
Berechnung und Optimierung
von Gasverteilungsnetzen
Für Fach- und Führungskräfte von
Netzbetreibern, die in der Praxis
mit der Planung, dem Betrieb und
der Optimierung von Gasverteilungsnetzen
beschäftigt sind, veranstaltet
der DVGW vom 25. bis 27. November
2014 in Dortmund eine Intensivschulung
mit den folgenden Themen:
••
physikalische und mathematische
Grundlagen der Rohrnetzplanung
••
Grundlagen der Berechnung
vermaschter Netze
••
der Gasabsatz: Einflussgrößen
und Auswirkungen
••
Planung der optimalen Rehabilitation
••
Beispielrechnungen mit den Rechenprogrammen
OptiPlan und
STANET
••
Planung von Hochdrucknetzen
mit Hilfe der dynamischen Rohrnetzberechnung
••
Rohrnetzberechnung mit Daten
eines GeoInformationsSystems
••
Aufgabenstellung von Rohrnetzberechnungen
und Lösungswege
••
Druckmessungen und Rohrnetzanalysen:
Netzkalibrierung in
der Praxis
Für einen Netzbetreiber ist es heute
von erheblicher Bedeutung, sein
Netz kostenoptimal zu betreiben und
gleichzeitig ein hohes Maß an Versorgungssicherheit
zu gewährleisten.
Vor diesem Hintergrund sollte ein
Gasversorgungsnetz entsprechend
optimiert, saniert und gegebenenfalls
ausgebaut werden. Die dazu
notwendigen Investitionsentscheidungen
müssen dementsprechend
im Rahmen einer vorausschauenden
und umsichtigen Planung erfolgen.
Bei Betrieb, Planung und Weiterentwicklung
eines bestehenden
Gasversorgungsnetzes kommt es
deshalb darauf an, dass bei einem
hohen versorgungstechnischen
Standard dauerhaft niedrige Gasverteilungskosten
entstehen. Geplante
Baumaßnahmen müssen
unter den nur schwer überschaubaren
Bedingungen vermaschter
Netze tatsächlich auch die beabsichtigten
Auswirkungen auf die
Druck- und Strömungsverhältnisse
erzielen, d. h. Fehlinvestitionen
müssen aus diesem Grund unbedingt
vermieden werden.
Mit dieser Intensivschulung will
der DVGW die mit der Planung der
Gasversorgungsnetze betrauten
Fachleute in den Gasversorgungsunternehmen
mit den theoretischen
Grundlagen besser vertraut
machen und mit Erfahrungsberichten,
praktischen Anleitungen
und Übungen das Wissen für die
Arbeit im Gasversorgungsunternehmen
stärken. Die Teilnehmer
haben während der Intensivschulung
die Gelegenheit, Rohrnetzberechnungsprogramme
individuell
auszuprobieren und unter Anleitung
von Fachleuten an beispielhaften
Rechenmodellen Planungsaufgaben
durchzuführen.
Weitere Informationen unter:
www.dvgw.de
Master-Studiengang Energiemanagement startet
an der Hochschule Fresenius
Ab dem Wintersemester 2014/2015
bietet die Hochschule Fresenius
an ihrem Standort in Frankfurt am
Main den berufsbegleitenden Master-Studiengang
Energiemanagement
an. In rund drei Jahren, wenn
die erste Kohorte ihr sechs Semester
währendes Studium abgeschlossen
hat, werden der Energiewirtschaft
dann dringend benötigte Führungskräfte
zur Verfügung stehen, die dem
geänderten Anforderungsprofil in
der Branche entsprechen. Dementsprechend
bekommen die Studierenden
auch exakt die Inhalte vermittelt,
die in der Energiewirtschaft an
Relevanz gewinnen, dazu kommen
umfassende Kenntnisse im Changeund
Innovations-Management. Außerdem
legt die Hochschule Wert auf
die Aktivierung und Stärkung sozialer
Kompetenzen, vor allem im Bereich
der Mitarbeiterführung. Zusätzliche
Motivation für Interessenten
soll auch die besondere Atmosphäre
des neuen Houses of Logistics and
Mobility (HOLM) in unmittelbarer Nähe
des Frankfurter Flughafens sein,
wo in geblockter Form mittwochs
bis freitags beziehungsweise samstags
der Unterricht stattfinden wird.
Bei der Planung des Studiengangs,
der sich insbesondere an Mitarbeiter
von Energieversorgern und
Fachkräfte in Forschungseinrichtungen
sowie Behörden richtet, erhielt
die Hochschule Fresenius maßgebliche
Unterstützung durch die Süwag
Energie AG.
Mehr Informationen unter:
www.hs-fresenius.de
Oktober 2014
710 gwf-Gas Erdgas

| NACHRICHTEN
|
Veranstaltungen
Chancen und Risiken von Fracking
Auf der VDI-Fachkonferenz „Hydraulic
Fracturing in Erdöl- und
Erdgaslagerstätten“ am 10. und 11.
Dezember 2014 in Hannover diskutieren
Experten über die Potenziale
und Realisierungschancen für das
hydraulische Aufbrechen in
Deutschland. Fachleute aus der Industrie,
Politik und Forschung sprechen
unter anderem über aktuelle
Fragestellungen zu den rechtlichen
Rahmenbedingungen und tauschen
sich über neuartige Frackflüssigkeiten,
deren Zusammensetzung,
Entsorgung und Flowback
aus.
Die Versorgungssicherheit und
die Rolle der einheimischen Energieproduktion
bilden einen ersten
Schwerpunkt der Veranstaltung. Michael
Schütz Referent der Generaldirektion
Energie der Europäischen
Kommission erläutert in seinem
Vortrag, wie sich unkonventionelles
Gas und Öl in Europa auffinden lässt
und spricht über die Aktivitäten auf
EU Ebene. Mit dem Thema „Grundwasser
und Tiefenfluide beim Fracking“
setzt sich Prof. Dr. Hans Joachim
Kümpel, Präsident der Bundesanstalt
für Geowissenschaften
und Rohstoffe, auseinander. Über
die Potenziale und Realisierungschancen
für das Hydraulic Fracturing
referieren Dr. Harald Kassner
von Exxonmobil Production
Deutschland und Joachim Pünnel
aus der Wintershall Holding.
Darüber hinaus befasst sich die
Konferenz „Hydraulic Fracturing in
Erdöl- und Erdgaslagerstätten“ mit
der Komplettierungstechnik sowie
dem Monitoring von Frackoperationen.
Der Konferenzleiter Prof. Dr.
Mohammed Amro von der TU
Bergakademie Freiberg erläutert in
seinem Vortrag die technologischen
Entwicklungen vom Fracking.
Informationen, um eine Bevölkerungsakzeptanz
bei umstrittenen
Energieprojekten zu
schaffen stellt Melanie Pust von
Tecsol vor.
© VDI Wissensforum GmbH/Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.
Anmeldung und Programm unter
www.vdi.de/fracking
Erneuerbare Energien in den Strommarkt integrieren
Die derzeit größte Herausforderung
im Energiemarkt ist die
optimale Verzahnung zwischen
konventionell und regenerativ erzeugtem
Strom. Nur so lassen sich
unerwünschte Effekte, wie beispielsweise
negative Strompreise,
verhindern. Angepasste Strategien
sind notwendig, um die Regelleistung
bemessen und erbringen zu
können. Energieversorger entwickeln
neue Geschäftsmodelle, mit
denen sie den Änderungen am
Markt begegnen. Die VDI-Fachkonferenz
„Systemintegration Erneuerbarer
Energien in den deutschen
Strommarkt“ am 19. und 20. November
2014 in Köln präsentiert an
praktischen Beispielen aktuelle Lösungsansätze.
Am Vortag der Konferenz, dem
18. November 2014, bietet die VDI
Wissensforum GmbH die „Einführung:
Erneuerbare Energien am
Strommarkt“ an. Dieser Spezialtag
vermittelt Hintergrundwissen zum
Strommarkt und -handel. Außerdem
legt er dar, wie sich das EEG 2014 auswirkt
und welche Markt- und Preisentwicklungen
zu erwarten sind.
Anmeldung und Programm unter
www.vdi.de/MarktintegrationEE
Oktober 2014
712 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen | NACHRICHTEN |
15. Viessmann Energieforum in Allendorf (Eder)
Das Infocenter der Viessmann Akademie
in Allendorf (Eder) war
Treffpunkt renommierter Klima- und
Energieexperten. Im Rahmen des
15. Viessmann Energieforums referierten
sie vor Marktpartnern des Unternehmens
über den aktuellen Stand
der Klima- und Energiesituation und
zeigten Lösungsansätze zur erfolgreichen
Umsetzung der Energiewende
auf. Die Viessmann Energieforen
haben sich seit der ersten Veranstaltung
im Jahr 2008 zu einer festen Institution
in der Energie- und Klimadiskussion
entwickelt und stoßen regelmäßig
auf große Resonanz.
Prof. Dr. Martin Viessmann betonte
in seiner Begrüßungsrede die Notwendigkeit
des Einzelnen, sich in die
Diskussion einzubringen. Jeder stehe
in der Verantwortung, der Energieverschwendung
ein Ende zu bereiten.
„Die Auflösung des Modernisierungsstaus
im Wärmesektor leistet dazu einen
entscheidenden Beitrag“, so der
Unternehmenschef. Doch noch immer
fehlten die notwendigen Rahmenbedingungen,
um die immensen
Potenziale im Bestand zu heben.
Der Direktor des Potsdam-Instituts
für Klimafolgenforschung, Prof.
Hans Joachim Schellnhuber, zeigte in
seinem Vortrag eindrucksvoll die dramatischen
Folgen auf, die eine Erwärmung
der Atmosphäre um mehr als
zwei Grad Celsius hätte. Er präsentierte
aber auch Möglichkeiten, die Klimaerwärmung
zu stoppen.
Auch Stephan Kohler, Vorsitzender
der Geschäftsführung der Deutschen
Energie Agentur (dena), stellte
heraus, dass in der Gebäudesanierung
ein enormes Potenzial liegt.
In seinem Vortrag „Die Hauswende
voranbringen“ machte er klar, wie
wichtig es ist, mehr Schwung in die
Modernisierung des Gebäudebestands
zu bringen.
Unter dem Motto „Vom Klimaschutz
zum Markterfolg“ skizzierte
Dr. Frank Voßloh, Geschäftsführer der
Viessmann Deutschland GmbH, den
derzeit stattfindenden Strukturwandel
im Heizungsmarkt. Er zeigte die
aktuellen technischen Trends auf
und betonte die zentrale Rolle der
Viessmann Marktpartner bei der Auflösung
des Modernisierungsstaus.
Nach den Ausführungen von
Dr. Voßloh referierte Carsten Herbert,
Energieberater des Büros
„Energie & Haus“ in Darmstadt, über
das Thema „Energieeffizienz im Gebäudebestand“.
Er verdeutlichte,
dass sich die Heizungsfachfirmen
derzeit in einem Veränderungsprozess
hin zum Energieeffizienzdienstleister
für Anlagentechnik befinden.
Ein Best-Practice-Beispiel mit
Leuchtturm-Charakter präsentierte
der geschäftsführende Gesellschafter
der Schnepf Planungsgruppe
Energietechnik GmbH & Co. KG in
Nagold, Klaus Schnepf. Das im vergangenen
Jahr fertiggestellte neue
Verwaltungsgebäude seines Unternehmens
heizt und kühlt komplett
mit erneuerbaren Energien.
Manfred Greis, Leiter der Viessmann
Unternehmenskommunikation,
gab einen Überblick über die
Maßnahmen der Bundesregierung
zur Steigerung der Energieeffizienz
und Verbesserung des Klimaschutzes.
Darüber hinaus stellte er das
strategische Nachhaltigkeitsprojekt
„Effizienz Plus“ vor. Damit hatte
Viessmann am Stammsitz in Allendorf
(Eder) den Verbrauch fossiler
Energien um zwei Drittel und den
CO 2 -Ausstoß um mehr als 80 % gesenkt.
Um zusätzliche Effizienz- und
Klimaschutzpotenziale zu heben,
wird Effizienz Plus kontinuierlich
weiterentwickelt.
Zum Abschluss der Veranstaltung
hatten die Gäste Gelegenheit,
sich Effizienz Plus in der Praxis anzusehen
– besichtigt wurden neben
dem Infocenter auch die Energiezentrale
und die Fertigung im Werk
Allendorf.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 713

| NACHRICHTEN
|
Verbände und Vereine
GEODE zur Einbeziehung der Verteilnetzbetreiber in
Abwicklung der EEG-Umlage bei Eigenversorgung
In einem Positionspapier hat sich
der europäische Verband der unabhängigen
Strom- und Gasverteilerunternehmen
(GEODE) dagegen
ausgesprochen, die Verteilnetzbetreiber
in die Abwicklung der seit
dem 1. August EEG-umlagepflichtigen
Eigenversorgung einzubeziehen.
Diese Möglichkeit hat sich der
Gesetzgeber durch eine Verordnungsermächtigung
im kürzlich novellierten
EEG offen gehalten.
Der Ausgleichsmechanismus ist
einer der zentralen Bestandteile des
EEG-Fördersystems. Dieser stellt sicher,
dass die Kosten der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien
und Grubengas bundesweit
gleichmäßig verteilt werden. Verantwortlich
für die Abwicklung der
EEG-Umlage und des Ausgleichsmechanismus
sind dabei die vier
Übertragungsnetzbetreiber. Im
Rahmen der Einführung der Umlagepflicht
für die Eigenversorgung
im EEG 2014 erwägt der Gesetzgeber
nun, auch die Verteilnetzbetreiber
in die Verantwortung zu ziehen.
„Der bundesweite Ausgleich hat
sich seit Jahren bewährt. Eine Ausweitung
des Abwicklungssystems
auf die Verteilnetzebene wäre aus
unserer Sicht nicht nur systemwidrig
und nicht verursachungsgerecht,
sondern wäre auch mit volkswirtschaftlich
völlig unnötigen Kosten
verbunden. Es besteht kein Grund,
bisher unbeteiligte Dritte in das System
mit aufzunehmen“, so der stellvertretende
Präsident der GEODE,
Christian Held. In einem Positionspapier
an Wirtschaftsminister Sigmar
Gabriel spricht sich die GEODE
deshalb entschieden gegen eine
Einbeziehung der Verteilnetzbetreiber
aus. Werden die Verteilnetzbetreiber
in die Abwicklung der EEG-
Umlagezahlung für die Eigenversorgung
einbezogen, wird der
Grundsatz des bundesweiten Ausgleichs
durchbrochen, heißt es im
Positionspapier. Denn für jeden Verteilnetzbetreiber
würde in Abhängigkeit
von der Zahl der Eigenversorgungsanlagen
in seinem Netzgebiet
eine individuelle Kostenlast
entstehen. Diese Kosten würden in
die Netzentgelte einfließen und je
nach Netzregion zu unterschiedlich
hohen Entgelten führen.
Die Übertragungsnetzbetreiber
seien seit Jahren mit der Abwicklung
der EEG-Umlage vertraut und verfügen
über die entsprechende EDV-Infrastruktur.
Anders als die Verteilnetzbetreiber,
die hier bei null beginnen
müssten. Damit würde auch ein
entsprechend vervielfachter Kostenaufwand
einhergehen, heißt es im
GEODE-Positionspapier weiter.
Schließlich äußert der Verband
auch verfassungsrechtliche Bedenken
im Zusammenhang mit der Verordnungsermächtigung
des Gesetzgebers.
dena-Studie empfiehlt Markteinführung
von LNG-Lastwagen
Der Straßengüterverkehr in
Deutschland verzeichnet enorme
Wachstumsraten mit steigenden
Treibhausgasemissionen und
ist fast vollständig von Erdöl abhängig.
Flüssigerdgas (Liquefied
Natural Gas – LNG) als alternativer
Kraftstoff hat das Potenzial, die
Energieversorgung zu diversifizieren
und auch die Klimabilanz der
Lkws sowie aller damit transportierten
Waren zu verbessern. Dies
geht aus einer neuen Studie der
Deutschen Energie-Agentur (dena)
hervor.
Von 1990 bis 2012 sind die Emissionen
im Schwerlastverkehr um 40
% gestiegen – und die Bundesregierung
sagt einen weiteren Anstieg
der Verkehrsleistung voraus. In
Großbritannien, Schweden, den Niederlanden
und den USA werden
LNG-Lastwagen bereits erfolgreich
eingesetzt. In Deutschland hingegen
gibt es bisher weder LNG-Tankstellen
noch Testflotten.
Die EU-Strategie „Clean Power
for Transport“ fordert Deutschland
auf, bis 2016 politische Maßnahmen
für den Aufbau eines LNG-
Tankstellennetzes zu entwickeln. In
der Studie untersucht die dena die
Potenziale von LNG im Schwerlastverkehr
und schlägt Maßnahmen
für die Markteinführung vor. Die
wichtigsten politischen Empfehlungen
sind: konkrete Zielvorgaben
für die Etablierung von LNG als
Kraftstoff, die zeitnahe Verlängerung
der Energiesteuerermäßigung
für Erdgas und Biomethan
sowie die Integration von gasbetriebenen
Nutzfahrzeugen in öffentliche
Flotten.
Flüssigerdgas im Schwerlastverkehr
bietet weitere Vorteile: Es wird
per Tankschiff importiert und erhöht
damit nicht nur die Unabhängigkeit
von Erdöl, sondern auch von
Pipelinegas. Aufgrund der hohen
Energiedichte können LNG-Lastwagen
auch lange Strecken zurücklegen.
Außerdem sind LNG-betriebene
Lkws leiser als ihre Diesel-Pendants.
So sinkt die Lärmbelästigung
in Innenstädten bei Warenlieferungen
oder Müllabfuhr.
Oktober 2014
714 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine | NACHRICHTEN |
EWI sieht Versorgungsprobleme bei mehrmonatigem
Lieferstopp für Gas aus Russland
Ein Stopp russischer Erdgaslieferungen
nach Westeuropa ab November
würde nach spätestens
sechs Monaten zu erheblichen Versorgungsstörungen
in Deutschland
führen. Das ergibt sich aus einer
Studie des Energiewirtschaftlichen
Instituts an der Universität zu Köln
(EWI). Um den Ausfall russischer Lieferungen
innerhalb dieses Zeitraums
kompensieren zu können,
müsste in Europa allerdings erheblich
mehr Flüssiggas als im Jahr
2013 importiert werden. Und die
deutschen Gasspeicher dürften nur
zu 85 % wieder aufgefüllt werden.
Das würde allerdings die Versorgungssicherheit
im darauffolgenden
Winter verringern. „Trotz seiner
großen Gasspeicherkapazitäten und
seiner geographischen Nähe zu den
großen Gasproduzenten Niederlande
und Norwegen wäre Deutschland
von einem lang andauernden
Gaslieferembargo durch Russland
im Zuge der Ukrainekrise stark betroffen“,
hob Studienleiter Harald
Hecking ein zentrales Ergebnis der
Untersuchung hervor. Italien beispielsweise
könnte den sechsmonatigen
Ausfall russischen Gases aufgrund
seiner Pipelineanbindung an
algerische und libysche Gasfelder,
wegen seiner langfristigen Lieferverträge
mit Norwegen und den
Niederlanden sowie über seine großen
Anlandekapazitäten für Flüssiggas
dagegen besser kompensieren.
In der Studie werden die Auswirkungen
von Embargos verschiedener
Dauer berechnet. Bei einem Lieferstopp
von sechs Monaten würden
in Deutschland rd. 3 Mrd. m 3 an
Gas fehlen, bei einem Embargo, das
länger als neun Monate dauert, wären
es schon 12 Mrd. m 3 .
Die Autoren der Studie führen
die Folgen eines längeren Embargos
für Deutschland vor allem auf
drei Gründe zurück: Deutschland
sei der größte Importeur von russischem
Gas in Europa. Zum zweiten
hätten die Niederlande und Norwegen
einen wesentlichen Teil ihrer
Gasproduktion über langfristige
Verträge an Länder wie Frankreich
und Italien verkauft – sie
hätten nur begrenzte Kapazitäten
für zusätzliche Lieferungen nach
Deutschland frei. Drittens verfüge
Deutschland zwar über große Kapazitäten
an Gasspeichern, je länger
das Embargo aber anhalte, umso
weniger nützten die Speicher.
Entscheidend für die Versorgungssituation
ist die Menge an Flüssiggas
(LNG), die auf dem Weltmarkt
bezogen werden kann: Um die
Gasversorgung in Deutschland
während eines Embargos von fünf
Monaten Dauer zu sichern, müsste
Europa seine Flüssiggasimporte
gegenüber 2013 nahezu verdoppeln
und zusätzliche 45 Mrd. m 3
beschaffen. Werden nur zusätzliche
25 Mrd. m 3 importiert, drohen
bereits bei einem dreimonatigen
Gas-Embargo Lieferengpässe in
Deutschland. Zusätzliches Flüssiggas
bekäme Deutschland aber nur
zu deutlich höheren Preisen, da
Deutschland und Europa hier im
globalen Wettbewerb mit anderen
Nachfragern, z. B. Japan, stehen.
In der Studie werden auch die
Folgen einer besonders kalten Winterwoche
im Februar berechnet. In
diesem Fall wäre in weiten Teilen
Europas mit Lieferengpässen zu
rechnen. Als Gründe nennen die Autoren
unter anderem beschränkte
Entnahmekapazitäten bei den Gasspeichern
und niedrige Speicherfüllstände
aufgrund des Embargos.
Die Studie weist auch darauf hin,
dass die Abhängigkeit nicht einseitig
ist. Ein russisches Gasembargo
wäre auch für den russischen Export-Monopolisten
Gazprom nicht
umsonst. Nach Schätzungen des
EWI würden jeder Monat des Embargos
in Russland zu Einnahmeausfällen
von 4 bis 4.5 Mrd. € führen,
was etwa 3.5 % des Jahresumsatzes
von Gazprom entspräche.
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Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 715

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Umstellung von Markträumen von
L-Gas auf H-Gas
Gasbeschaffenheit, Marktraumumstellung, Geräteanpassung, L-Gas, H-Gas
Stephan Dietzmann
Die Umstellung von Versorgungsgebieten von L-Gas
auf H-Gas und die damit einhergehende Anpassung
der Gasgeräte wurde zu Beginn dieses Jahrtausends
bis 2008 bereits mehrfach erfolgreich umgesetzt. Insbesondere
der Rückgang der L-Gas-Importe aus den
Niederlanden wird in den kommenden 15-20 Jahren
dazu führen, dass dieses Thema erheblich an Bedeutung
gewinnt. Dabei geht es dann nicht mehr um einzelne
Versorgungsgebiete, sondern um ganze Markträume,
die umzustellen sind. Nicht nur die Größe der
umzustellenden Gebiete, auch die heutigen regulatorischen
Rahmenbedingungen im Gasmarkt erhöhen
die Anforderungen an die Prozesse. Die Vorbereitungen
auf Seiten der Verbände und Unternehmen laufen
bereits auf Hochtouren. Gleichwohl sind die Herausforderungen
sehr hoch und in diesem Zusammenhang
sind alle Marktteilnehmer gefordert, die
gewohnt zuverlässige und sichere Versorgung aller
Gaskunden in Deutschland mit Erdgas jederzeit zu
gewährleisten und Schaden für das Image des Energieträgers
Erdgas im Wärmemarkt in Konkurrenz zu
alternativen Energieträgern zu vermeiden.
Conversion of service areas from L-Gas to H-Gas
The conversion of supply areas from L- to H-gas and
the corresponding adjustment of gas installations has
been successfully implemented for a few times in the
space of time from 2000 to 2008. Especially the decline
of L-gas imports from the Netherlands in the
upcoming 15-20 years will make this issue more and
more important. It doesn´t concern only supply areas
but also entire market areas which have to be converted.
The geographical dimension of converting areas
and further more the current regulatory framework
in the German gas market make processes even
more complicated. Both – involved companies and
respective associations – undertake all possible
measures to be best prepared. Nevertheless it´s a big
challenge for all stakeholders. All market partners
are asked to ensure their usual safe and reliable supply
of gas. It´s essential to avoid damages for the image
of natural gas as the leading energy carrier in the
heat market.
Bild 1. Unterscheidung
H-
Gas/L-Gas [1]
(G260).
1. Hintergründe zur Marktraumumstellung
Die Versorgung von Kunden mit Erdgas erfolgt in
Deutschland über zwei Qualitäten: L-Gas und H-Gas.
Wesentliches Unterscheidungsmerkmal dieser beiden
Qualitäten sind Wobbe-Index und Brennwert
(Bild 1). Während die H-Gase in Deutschland im Wesentlichen
aus Russland und Norwegen nach
Deutschland transportiert werden, stammt das L-Gas
aus heimischen Quellen in Nordwestdeutschland sowie
aus den Niederlanden. Die Verteilung der L-Gas-
Mengen erfolgt hauptsächlich im nordwestdeutschen
Raum (Bild 2 und 3).
Bereits Anfang dieses Jahrtausends gab es regelmäßig
Umstellungen von einzelnen Versorgungsgebieten
von L-Gas auf H-Gas. Hierbei handelte es sich um dezidierte
Gebiete einzelner integrierter Versorgungsunternehmen.
In der Spitze lag die Anzahl der in einem Jahr
umzustellenden Geräte bei 72 000. Seit 2008 wurden
allerdings keine Versorgungsgebiete mehr von L-Gas
auf H-Gas umgestellt (Bild 4).
Oktober 2014
716 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Bild 2. H-Gas-Gebiet Deutschland [2] (NEP).
Bild 3. L-Gas-Gebiet Deutschland [2] (NEP).
In 2011 startete ein Dialog zwischen den deutschen
Erdgasproduzenten und den L-Gas-Fernleitungsnetzbetreibern
unter Koordination des WEG (Wirtschaftsverband
Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V.). Auslöser war
der seit einigen Jahren zu erkennende kontinuierliche
Rückgang der deutschen Erdgasproduktion. Der Prozess
der Marktraumumstellung im damals geltenden
regulatorischen Umfeld sollte umfassend beschrieben
werden. Im Einzelnen sollte(n):
••
Transparenz über die L-Gas Versorgungssituation
hergestellt,
robuste Entscheidungsprozesse entwickelt,
••
Verantwortlichkeiten festgelegt sowie die Fragestellungen
der Kostentragung beantwortet werden.
Gemeinsame Ziele waren:
die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit,
••
die ungehinderte Ableitung deutscher Erdgasproduktion
sowie
••
die Entwicklung integrierter Lösungsvorschläge;
Einbindung in den Netzentwicklungsplan Gas [2]
Im Jahr 2011 kam die Runde einvernehmlich zu dem Ergebnis,
dass sich die Versorgungssicherheit im
L-Gas auf drei wesentliche Säulen stützt:
••
Deutsche Eigenproduktion (rd. 20 % des Leistungsbedarfs)
Bild 4. Anpassung Gasgeräte 2000 – 2008 [Geräte p.a.] / [3]
(Vortrag Rabenau).
••
Importe aus den Niederlanden (rd. 65 % des Leistungsbedarfs)
•
• Speicher (rd. 15 %, wobei die theoretisch technisch
installierten maximalen Speicherauslagerungskapazitäten
erheblich größer sind als der Leistungsbedarf
aus den Speichern im Spitzenlastfall. Aufgrund
von transporttechnischen Restriktionen unterbrech-
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 717

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
barer Ausspeicherleistungen und unter Berücksichtigung
nicht verfügbarer Füllstände im Winter kann
je nach Szenario nur ein Teil der theoretisch zur Verfügung
stehenden Speicherkapazitäten als verfügbar
angesetzt werden.)
Im Ergebnis wurden auf Basis der damaligen nationalen
Gesamtbilanz und ohne zusätzlichen L-Gas-Kapazitätsbedarf
Marktraumumstellungen vor 2016/17 als nicht
erforderlich angesehen. Der o. g. Dialog ist seitdem als
kontiniuerlicher Prozess etabliert, in dem inzwischen
auch die Speicherbetreiber eingebunden sind.
Ende 2012 gab es erste Informationen, dass die L-Gas-
Importe aus den Niederlanden ab 2020 ff durchschnittlich
um jährlich 10 % zurückgehen werden. Wesentlicher
Grund hierfür sind die rückläufigen Produktionsmengen
in den Niederlanden selber. In Anbetracht der
Tatsache, dass 2/3 des Leistungsbedarfs im L-Gas aus
den Niederlanden gedeckt werden, bedeutet dies einen
jährllichen Rückgang von fast 7 % der gesamten L-Gas-
Kapazität. Zum Vergleich: Der Rückgang der deutschen
Produktion wirkt sich mit < 1,5 % p. a. bezogen auf den
gesamten L-Gas-Kapazitätsbedarf aus. Somit gewann
das Thema „Umstellung von Versorgungsgebieten“
deutlich mehr Gewicht in den folgenden jährlichen
Netzentwicklungsplänen Gas. Der neue Begriff „Marktraumumstellung“
in Abgrenzung zu „Umstellung von
einzelnen Versorgungsgebieten“ hat seitdem seine Berechtigung.
In (Bild 5) aus dem aktuellen Entwurf des
Netzentwicklungsplans Gas (NEP) 2014 ist ersichtlich,
wie die L-Gas-Kapazitäten in Deutschland bis 2030 prognostiziert
werden.
Während bis dahin noch die Frage diskutiert wurde,
ob Marktraumumstellungen tatsächlich erforderlich
sein werden, geht es seitdem um die Frage, wie die
Marktraumumstellungen umgesetzt werden können.
2. Zukünftige Rollen- und Aufgabenverteilung
bei der Marktraumumstellung
Es gibt zwei wesentliche Unterschiede zwischen den
Marktraumumstellungen der Jahre 2000 bis 2008 und
denen, die vor uns liegen:
••
Die Marktraumumstellungen bis 2008 wurden
von integrierten Versorgungsunternehmen initiiert
und organisiert. Der Wettbewerb auf dem
deutschen Erdgasmarkt war noch nicht sehr ausgeprägt;
der virtuelle Punkt noch nicht existent.
Insofern haben Kunde (in der Regel das Stadtwerk)
und alter bzw. neuer Vorlieferant in der
Regel auf Basis von Vollversorgungsverträgen
kommerzielle Lösungen gefunden, wie die Umstellung
des jeweiligen Versorgungsgebietes vorgenommen
werden konnte. Im heutigen regulatorischen
Umfeld ist diese Vorgehensweise nicht
mehr möglich.
••
Während im Zeitraum 2000-2008 in der Spitze
72 000 Geräte p. a. anzupassen waren, sind in der
Spitze der zukünftigen Marktraumumstellungen bis
zu 450 000 Geräteanpassungen p. a. zu erwarten.
Das entspricht umgerechnet einer jährlichen Kapazität
von rd. 6,5 GW und einem Faktor von >6 gegenüber
der bisherigen Spitze aus 2007 mit entsprechenden
Folgen für die technische Organisation der
Geräteanpassung (Bild 6).
Bild 5. Deutschlandweite kapazitative L-Gas-Bilanz / [2] (NEP).
Oktober 2014
718 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Aufgrund dieser beiden wesentlichen Unterschiede
wurden intensive Abstimmungsrunden erforderlich, um
Lösungen zu finden. Hauptansprechpartner sind die
beiden Verbände BDEW (Bundesverband der Energieund
Wasserwirtschaft e. V.) und DVGW (Deutscher Verein
des Gas- und Wasserfaches e. V.). (Bild 7)
••
Der BDEW kümmert sich hauptsächlich um die regulatorischen
und wirtschaftlichen Fragestellungen. In
den Gremien des BDEW ist in Zusammenarbeit mit
dem VKU (Verband kommunaler Unternehmen e. V.)
und GEODE (Groupement Européen des entreprises
et Organismes de Distribution d’Énergie, EWIVn) im
Juni 2013 bereits der Leitfaden Marktraum umstellung
[4] entwickelt worden. Er beschreibt die operativen Abläufe
zwischen den Netzbetreibern und ihren Anschlussnehmern.
U. a. werden die Zuständigkeiten und
Verantwortlichkeiten sowie die Mindestanforderungen
an den Prozess zur Marktraumumstellung festgelegt.
Die Grundsätze für die umlagefähigen Kosten
und deren Wälzung hingegen werden im Hauptteil
der Kooperationsvereinbarung (KOV) geregelt und
in den zuständigen Gremien vorbereitet.
••
Kernkompetenz des DVGW sind technische Fragestellungen.
Aktuell wird ein technischer Leitfaden
entwickelt, der den Leitfaden Marktraumumstellung
des BDEW [4] mit den erforderlichen technischen
Details abrundet. Zur Unterstützung des Gasgeräteanpassungsprozesses
wird ein IT-basiertes Gasgeräteinformationssystem
nach DVGW G 680 [5] entwickelt.
Es dient als direkte digitale Schnittstelle zwischen
den einzelnen beteiligten Parteien bei der
Anpassung (Netzbetreiber, Anpassungsfirma, Qualitätsprüfungsfirma,
Engineeringfirma) und dem
DVGW-Anpassungshandbuch. Im DVGW-Anpassungshandbuch
sind sämtliche Gasgeräte inkl. Anleitung,
wie diese angepasst werden müssen, aufgeführt.
Durch das IT-basierte Gasgeräteinformationssystem
entfallen Fehlerquellen bei papierbasierten
Übertragungen. Zudem wird der Arbeitsaufwand
vor Ort reduziert.
Bild 6. Umzustellende Leitung pro Jahr / [2] (NEP).
Bild 7. Rollen und Zuständigkeiten im Prozess Marktraumumstellung.
3. Ausblick
Der Fahrplan der Marktraumumstellungen ist im Netzentwicklungsplan
Gas fest implementiert und wird jährlich
aktualisiert. Erste Umstellungen sind für 2016 geplant
und haben noch den Charakter und die Größenordnung
der bekannten Umstellungen aus den Jahren
2000-2008. Der Umfang der jährlichen Umstellungen
steigert sich jedoch sehr schnell und erreicht 2020 eine
Plateauphase, die mit leichten Schwankungen das kommende
Jahrzehnt andauern wird. Bis 2023 wird auf Basis
der aktuellen Planungen rund 1/3 des heutigen L-Gas-
Marktes auf H-Gas umgestellt sein.
Die regulatorischen und technischen Rahmenbedingungen
werden bis dahin geklärt sein. Für die praktische
Umsetzung vor Ort braucht es jedoch qualifizierte Fachunternehmen,
die den Prozess begleiten und insbesondere
die Einhaltung des technischen Regelwerkes des
DVGW verantworten. Da seit 2008 keine Anpassung von
Gasgeräten von L-Gas auf H-Gas mehr vorgenommen
wurde, steht aktuell nur in sehr begrenztem Umfang
Fachpersonal zur Verfügung. Schätzungen gehen von

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
sen sind natürlich mit entsprechenden Ungenauigkeiten
verbunden. Im Laufe dieses langen Zeitraumes sind
zudem viele Änderungen der Rahmenbedingungen zu
erwarten, die eine kontinuierliche Neubewertung der
Situation erforderlich machen werden. Bereits heute
bekannte Potenziale neuer Erdgasvorkommen in
Deutschland dürfen durch voreilige oder falsch allokierte
Marktraumumstellungen nicht verbaut werden. Auch
die Option, ob und inwieweit die Konvertierung von H-
Gas zu L-Gas einen sinnvollen Beitrag leisten kann, sollte
fester Bestandteil der Prüfung von Alternativen sein.
Erste konkrete Projekte haben bereits die Wirtschaftlichkeit
nachgewiesen und befinden sich in der Umsetzung.
Zwei wesentliche Punkte sind übergeordnet zu beachten:
• Die zuverlässige und sichere Versorgung aller Gaskunden
in Deutschland mit Erdgas ist jederzeit zu
gewährleisten.
• Das Image des Energieträgers Erdgas im Wärmemarkt
in Konkurrenz zu alternativen Energieträgern
darf nicht negativ beeinträchtigt werden.
In diesem Themenkomplex sind alle Marktpartner betroffen.
Literatur
[1] Technische Regel – Arbeitsblatt - DVGW G 260 (A) „Gasbeschaffenheit“
März 2013.
[2] Netzentwicklungsplan Gas 2014 (Entwurf) - http://www.fnbgas.de/de/netzentwicklungsplan/nep-2014/nep-2014.html.
[3] Vortrag Michael Rabenau, BEGA.tec GmbH auf der GAT 2014:
„Herausforderungen der Geräteanpassung bei Marktraumumstellungen
L/H Gas“.
[4] Leitfaden „Marktraumumstellung“ https://www.google.de/url?s
a=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CCIQFjAA&url
=https%3A%2F%2Fwww.bdew.de%2Finternet.nsf%2Fid%2FC8
D4102AA5347BE0C12578300046BCE6%2F%24file%2F130628_
LF_Marktraumumstellung_final.pdf&ei=qz3jU8WCJ4P17AbcsY
GQDA&usg=AFQjCNGgRwryZiK4gINdKJKFfG3bzoNtsw&sig2=
NS-hpyxakU0TrAaFB4l4Xw&bvm=bv.72676100,d.ZGU&cad=rja
[5] Technische Regel - Arbeitsblatt - DVGW G 680 „Umstellung
und Anpassung von Gasgeräten“ November 2011.
[6] Technische Regel - Arbeitsblatt - DVGW G 676-B1 – „1. Beiblatt
zum Arbeitsblatt G 676 - Qualifikationskriterien für
Umbau-, Anpassungs-, Kontrollfirmen und Projektmanagement
(Engineeringfirmen)“ Oktober 2011.
Autor
Dipl.-Ing. Stephan Dietzmann
Bereichsleiter Gaslogistik |
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720 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | 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
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Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.

| FACHBERICHTE
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Gasbeschaffenheit
Marktraumumstellung –
L-H-Gasgeräteanpassung
Eine große Herausforderung für alle mit L-Gas versorgten Netzbetreiber
Gasbeschaffenheit, Marktraumumstellung, Netzentwicklungsplan Gas 2014, Gasgeräteanpassung
Sabine Roemer, Alexey Mozgovoy, Bernhard Naendorf und Rolf Albus
Bei künftigen Marktraumumstellungen müssen mehrere
zehntausend Gasgeräte jährlich an eine neue
Gasbeschaffenheit angepasst werden. Das Ausmaß
der großen Variantenvielfalt von Gasgeräten ist heute
noch nicht abschätzbar. Anpassungsprojekte dieses
Umfangs und ihre logistische Komplexität erfordern
ein hohes Maß an fachlicher Kompetenz. Nur durch
eine detaillierte Vorbereitung und strukturierte Ablauforganisation
kann im Einklang aller Beteiligten
die große Herausforderung „Marktraumumstellung“
bewältigt werden.
Market space switch – L-H gas device adjustment
A challenge for all L-gas network operators provided
In the case of future market territory transformation,
several tens of thousands of gas appliances a year
need to be adapted to the new gas quality. The large
varieties of gas appliances still exceed our imagination.
Adaptation projects of this magnitude need a
high level of logistical complexity, which can only be
achieved by detailed structured preparation and operational
organization and in the interest of all participants.
1. Einleitung
Nach § 15a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sind die
deutschen Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, jährlich
– erstmalig zum 01. April 2012 – einen gemeinsamen
Netzentwicklungsplan zu erstellen und der
Bundes netzagentur (BNetzA) als zuständiger Regulierungsbehörde
vorzulegen.
Nach § 17 Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) sind
die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet,
jährlich zum 01.04. eine marktgebietsweite Ermittlung
des langfristigen Kapazitätsbedarfs durchzuführen.
Mit diesen rechtlichen Grundlagen erschien vor
mehr als zwei Jahren der erste Entwurf der deutschen
Fernleitungsnetzbetreiber: der Netzentwicklungsplan
Gas (NEP Gas) 2012 [1].
Schon damals beschrieb der NEP Gas 2012 die Besonderheiten
der L-Gas-Versorgung und die damit verbundene
Situation, des stetigen Rückgangs der Produktionsleistung
in Deutschland und in den Niederlanden,
s. Bild 1.
Am 17. Februar 2014 wurde zum dritten Mal mit der
Veröffentlichung des NEP Gas 2014 der Start für das anschließende
Konsultationsverfahren des NEP Entwurfes
eingeleitet. Der NEP Gas 2014 stützt sich dabei auf dem
von der BNetzA im Oktober 2013 bestätigten Szenariorahmen,
dieser enthält Maßnahmen bis 2024. Um langfristig
die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, fällt
ein besonderes Augenmerk im NEP Gas 2014 auf die
Marktraumumstellung. Mit L-Gas versorgte Netzbereiche
sollen bis 2030 sukzessive auf H-Gas umgestellt
werden [2]. Dabei wird es notwendig, alle Endgeräte auf
die höherkalorische Gasbeschaffenheit anzupassen.
2. Allgemeines über die Gasbeschaffenheit
der Erdgase
Bestimmend für die Eigenschaften eines Erdgases sind
die geologischen und die geochemischen Bedingungen
der jeweiligen Lagerstätte. Das Erdgas wird aufgrund
seiner unterschiedlichen chemischen Zusammensetzung
sowie seiner physikalischen Kenngrößen und
Brenneigenschaften in L- und H-Gas unterschieden. Erdgas
H mit hohem Energiegehalt hat einen höheren Methangehalt
von 87 bis 99 Vol. %, während L-Gas mit
niedrigem Energiegehalt einen Methangehalt von
80 bis 87 Vol. % und größere Mengen an Stickstoff und
Kohlenstoffdioxid enthält [3].
Der niedrige Stickstoffgehalt des H-Gases führt zu
einer besseren Flammenstabilität als bei L-Gas, was sich
auch in einer etwas höheren laminaren Flammengeschwindigkeit
ausdrückt. Der Anteil an höheren Kohlenwasserstoffen
im H-Gas erfordert gegenüber dem L-Gas
ein stets ausreichendes Primärluftangebot am Brenner,
um mögliche Kohlenstoffabscheidungen durch ein bereits
ab 400 °C einsetzendes Cracken von Ethan, Propan
usw. zu vermeiden. Um beim Wechsel der Gasqualität
von L- auf H-Gas ein hygienisch einwandfreies Brennver-
Oktober 2014
722 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Bild 1. Stetiger Rückgang der Produktionsleistung in Deutschland und in den Niederlanden [2].
halten zu gewährleisten, ist eine Anpassung von Gasgeräten
erforderlich.
3. DVGW Arbeitsblätter, die Grundvoraussetzungen
für Anpassungsmaßnahmen
Bei der Anpassung von Gasgeräten dürfen die vom
Deutschen Verband des Gas- und Wasserfaches e. V.
(DVGW) herausgegebenen Arbeitsblätter nicht fehlen.
Das DVGW Arbeitsblatt G 680 „Umstellung und Anpassung
von Gasgeräten“ bildet hierbei den Grundstock für
die Durchführung von Anpassungsmaßnahmen. Das Arbeitsblatt
formuliert u. a. Definitionen, wie Umstellungen
oder Anpassungen von Gasgeräten, Abwicklung
der Anpassungsarbeiten, Anforderungen an Gasgeräte
sowie die Durchführung der Qualitätskontrollen [4]. Außerdem
gibt es Aufschluss über die bei der Anpassung
oder Umstellung von Gasgeräten anzuwendenden normativen
Verweisungen und geltenden Bestimmungen.
Das DVGW Arbeitsblatt G 260 „Gasbeschaffenheit“
vom März 2013 legt die Anforderungen an die Beschaffenheit
von Brenngasen der öffentlichen Gasversorgung
fest. Hier findet man Richtlinien für die Gaslieferung, den
Gastransport, die Speicherung, den Betrieb von Gasanlagen
und Gasgeräten bzw. zur industriellen Gasanwendung.
Für die Anpassung von Gasgeräten sind brenntechnische
Kenndaten wie Wobbe-Index, Brennwert und
die relative Dichte genauso wichtig, wie die Einhaltung
der Richtwerte bei den Gasbegleitstoffen.
Das Beiblatt zum DVGW Arbeitsblatt G 676, das
G 676 B1 (A) „Qualifikationskriterien für Umbau, Anpassungs,
Kontrollfirmen und Projektmanagement“, ist das
Beiblatt zum G 676 und löste im Oktober 2011 das
DVGW Arbeitsblatt 682 ab. In dem Beiblatt werden die
formalen, personellen und sachlichen Anforderungen
von Fachunternehmen beschrieben. Bei der Zertifizierung
von Fachunternehmen unterscheidet man folgende
Gruppen:
••
Gruppe A Durchführung von Erhebungs-, Umstell-
und Anpassungsmaßnahmen
••
Gruppe B Kontrolle der Umstell- und Anpassungsmaßnahmen
••
Gruppe C Durchführung des Projektmanagements
/ Engineeringfirmen
Zu beachten ist hierbei, dass die Durchführung und die
Kontrolle von Erhebungs-, Umstell- und Anpassungsmaßnahmen
nicht in einer Hand liegen dürfen.
4. Gasgeräteinformationssystem
Für das Erfassen und Anpassen von Gasgeräten kommt
neben den Regelwerken des DVGW ein weiteres Werk
zum Einsatz: das Gasgeräteinformationssystem, auch
Anpassungshandbuch genannt. Es ist ein über viele Jahre
gepflegtes Sammelwerk von in Deutschland eingesetzten
Gasgeräten unterschiedlicher Hersteller, mit ihren
für die Anpassung relevanten technischen Parametern
sowie dem bewährten Ruhrgas-Code-System. Das Geräteerkennungssystem
gibt Aufschluss über den Hersteller,
Typ, Art, Angabe über die Umbaufähigkeit sowie Sondercodierungen.
Bei dem Ruhrgas-Code-System handelt es
sich um ein verschlüsseltes System, welches ein wesentlicher
Bestandteil des Gasgeräteinformationssystems
ist. Außerdem findet man hier Anweisungen über die
Vorgehensweise bei der Anpassung, z. B. ob ein Gasge-
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 723

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
rät vor oder nach dem Gaswechsel angepasst werden
sollte und welche Methode der jeweiligen Anpassung
hierbei zum Einsatz kommt, aber auch Werte über Düsenbestückung,
Einstellung der Nenn-Wärmebelastung,
Düsendruck oder CO 2 -Einstellung. Das Gasgeräteinformationssystem
war viele Jahre als Buch erhältlich, die
Pflege der Herstellerdaten wurde aber schon Ende der
80er Jahre mit einer speziell für Anpassungsmaßnahmen
entwickelten Software unterstützt, seit ca. sieben Jahren
stehen für den Anpassungsmonteur vor Ort eine mobile
Datenabfrage und -übermittlung zur Verfügung. Ein ITbasiertes
Anpassungsprogramm ermöglicht hierbei
gleichzeitig die Bereitstellung der technischen Daten für
die Vorbereitung, Durchführung und Auswertung der
Anpassungsmaßnahmen.
5. Die Projektvorbereitung
Für einen regelkonformen Ablauf einer Anpassungsmaßnahme,
sollten bestimmte Vorbereitungen getroffen
werden. Dafür ist es sinnvoll, einen Vorentwurf für
das Netzgebiet festzulegen. Hierbei ist Beginn und Ende
der Aktion, Termin/e der H-Gas Schaltung/en, Ausschreibungen
der Gruppen A, B und C (siehe 676 B 1), die Erarbeitung
von Angeboten sowie die Auftragsvergabe an
die Vertragspartner zu planen. Ferner eine Überprüfung
der netztechnischen Voraussetzungen bei größeren
Netzgebieten, um diese evtl. in mehrere, kleinere Schaltbezirke
teilen zu können.
5.1 Marktpartner und Kundeninformation
Darüber hinaus müssen alle Markpartner und
Anschlussnehmer/-nutzer der Netzbetreiber über die geplante
Anpassungsmaßnahme gezielt und rechtzeitig informiert
werden. In erster Instanz geschieht dieses über
eine Pressemitteilung. Im nächsten Schritt werden gezielte
Informationsschreiben an die Anschlussnehmer/-nutzer
versendet. Hierbei sollte darauf geachtet werden,
dass das Anschreiben sachlich und präzise formuliert
wird. Inhalte können z. B. Beginn und Ablauf des Projektes,
Beispielrechnungen für zukünftige Gasabrechnungen,
Ansprechpartner und Telefonnummern des Erdgasbüros
sowie Verhaltensregeln bei Reklamationen usw.
sein. Die Information der Marktpartner sollte durch eine
gesonderte Informationsveranstaltung gemeinsam mit
Projektmanagement und Netzbetreiber erfolgen.
5.2 Einrichtung eines Erdgasbüros
Das Erdgasbüro ist die zentrale Anlaufstelle für Kunden,
Marktpartner und allen Projektbeteiligten. Das Büro
stellt gleichzeitig auch die Koordinierungsstelle für die
Anpassungsmaßnahme dar, es besteht aus Räumlichkeiten
für Anpassungsfirmen, Projektmanagement und
Kontrollfirmen sowie einem geeignetem Materiallager
und Stellplätzen für die Fahrzeuge. Genügend Platz ist
einzuplanen für die wöchentlichen Baubesprechungen
zwischen den Dienstleistungsunternehmen und dem
Netzbetreiber. Das Erdgasbüro sollte mit entsprechenden
Büromöbeln und Kommunikationstechnik wie Internetanschluss,
Telefonen, Fax usw. ausgestattet sein.
5.3 Projektablaufplan
Die Erstellung eines Projektablaufplanes bei Anpassungsmaßnahmen
wird in einzelne Projektphasen wie Voraktion,
Hauptaktion und Schlussaktion sowie deren Prozessstufen
geplant, s. Bild 2. Die Projektablaufplanung erfolgt
in enger Zusammenarbeit mit allen Projektbeteiligten,
unter Berücksichtigung der Anzahl der in den Schaltbezirken
zu bearbeitenden Anschlussnehmer/-nutzer und
Bild 2. Projektablaufplan einer Anpassungsmaßnahme [8].
Oktober 2014
724 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
der anzupassenden Gasgeräte nach dem vermuteten
Gasgerätefaktor 1,2 (Erfahrungswert aus früheren Anpassungsprojekten)
und unter Beachtung der zur Verfügung
stehenden Anpassungsfirmen. Als Schaltbezirke werden
Regionen bezeichnet, die am bestimmten Tag X vom Gaswechsel
betroffen sind.
5.4 Entwicklung von Maßnahmen
und Vorgehensweisen
Um die Qualität der Anpassungsmaßnahme zu sichern,
sollten vor Projektbeginn bestimmte Maßnahmen und
Vorgehensweisen bei nicht anzutreffenden Kunden
und Leerwohnungen, Mängelkarten, nicht anpassungswürdigen
Gasgeräten etc. mit dem Auftraggeber
entwickelt werden.
6. Durchführung und Abwicklung
der Anpassungsmaßnahmen
Anhand des Projektablaufplanes, vgl. Bild 2, wird für das
einzusetzende Personal vor Ort zu jeder Projektphase
eine Routenplanung erstellt. Hierbei werden jedem
Monteur vor Beginn seiner Arbeit zur Bearbeitung von
Kundenstammdaten komplette Straßenrouten für die
mobile Datenerfassung zur Verfügung gestellt. Die Anmeldung
beim Anschlussnehmer/-nutzer zur Gasgeräteerhebung
oder Anpassung von Gasgeräten erfolgt in
Form eines Ankündigungsformulars durch den Monteur
vor Ort. Bei Nicht-Erreichen des Anschlussnutzers wird
eine Terminantwortkarte hinterlegt. Der Anschlussnutzer
hat nun die Möglichkeit, durch Kontaktaufnahme
mit dem Erdgasbüro einen Termin zu vereinbaren.
6.1 Projektphase „Voraktion“
Nach neuen Erkenntnissen und Erfahrungen aus früheren
Projekten sollte aus folgenden Aspekten auf die Ist-
Zustands-Erhebung nicht mehr verzichtet werden:
Aspekt „CO-Bildung verhindern“ – Aufgrund von
Störanfälligkeiten werden Gasgeräte der Gruppe B und
C erst kurz vor oder nach dem Gaswechsel angepasst.
Bei Nichteinhaltung der vom Hersteller geforderten Eckdaten,
kann es zur CO-Bildung kommen. Eine vorherige
Erfassung des IST-Zustandes kann hierbei für Transparenz
bei Mängeln, Düsenbestückung, stimmigem Düsendruck
sowie das Betreiben des Gasgerätes in Unterlast
oder Überlast sorgen.
Aspekt „Logistik“ – In Deutschland gibt es eine Vielzahl
von Gasgeräteherstellern und –typen. Vor Beginn
der Anpassungsmaßnahme gibt es keine Erkenntnisse
über den Gasgerätebestand im Netz. Eine Erhebung der
Gasgeräte sorgt nicht nur für die rechtzeitige Bestellung
von Düsen, Düsenstöcken, oder Blenden beim Hersteller
sondern auch für eine termingerechte Umrüstung
der Gasgeräte durch den Einsatz des hierfür notwendigen
Personals.
Aspekt „Produktionsausfall verhindern“ – Auf
dem Gasgerätemarkt gibt es spezielle industrielle oder
gewerbliche Gasgeräte verschiedener Hersteller. Die
Anpassung dieser Gasgeräte erfolgt oftmals durch den
Gasgerätehersteller selbst. Eine Ist-Zustands-Erhebung
sorgt für eine pünktliche Beauftragung des Herstellers
und verhindert somit unnötigen Produktionsausfall.
Prozessstufe Gasgeräteerhebung – In der Voraktion,
vgl. Bild 1, werden alle Detailinformationen über jedes
Gasgerät ausführlich in Form einer mobilen digitalen
Erfassung erhoben. Aufgenommen werden dabei
die Parameter Hersteller und Typ des Gasgerätes. Als
Vorlage dient hierfür das Anpassungshandbuch. Ergänzend
hierzu werden Mängel sowie die Anpassungsfähigkeit
des Gasgerätes erhoben. Die anschließende Abgasanalyse
gibt Aufschluss darüber, ob sich CO im Abgas
oder ein Gasgerät in Unter-/Überlast befindet.
Entspricht das Gerät mit seinen Einstellungen nicht den
geforderten Herstellerangaben, wird das Gasgerät gemäß
Herstellerangaben angepasst, hierbei könnte bei
falscher Düsenbestückung ein Düsenwechsel erforderlich
werden. Beim Feststellen von Mängeln erhält der
Anschlussnutzer zusätzlich eine Mängelkarte, mit der
Aufforderung diese durch ein Vertragsinstallationsunternehmen
(VIU) beheben zu lassen. Erfolgt keine Rückmeldung
der Mangelbehebung durch den Anschlussnutzer,
erhält er vom Netzbetreiber rechtzeitig ein Informationsschreiben
mit dem Hinweis, dass sich das
Gasgerät oder die Gasanlage in keinem technisch sicheren
Zustand befindet und somit die gebrauchstechnischen
Anforderungen nicht erfüllt werden. Das Projektmanagement
überwacht hierbei den Rücklauf der Mängelkarten.
Erfolgt keine Rückmeldung durch den
Anschlussnehmer/-nutzer, entscheidet der Netzbetreiber
über das weitere Vorgehen. Bei gravierenden Mängeln
muss letztendlich die Sperrung der Gaszufuhr
durch den Netzbetreiber erfolgen. Im Anschluss der Erhebung
wird das Gasgerät außen mit einem gelben
Aufkleber „Gasgerät erhoben“ versehen.
6.2 Projektphase „Hauptaktion“
Prozessstufe Gasgeräteanpassung – In der Hauptaktion
werden alle konventionellen Gasgeräte der Gruppe A,
z. B. Herde, Kochstellen, Wasserheizer, Heizkessel usw.
nach der Sommer-Ruhrgas-Methode (SRG – Methode)
– lange vor dem Gaswechsel angepasst [7, 9]. Die Anpassung
erfolgt mit oder ohne Düsenwechsel. Die Einstellung
der Gasgeräte erfolgt in der Nennbelastung
über den vom Hersteller angegebenen Düsendruck
oder volumetrisch, berechnet nach dem mittleren Betriebsheizwert.
Auch hier gilt: Nur Gasgeräte, die sich in einem sicherheitstechnisch
einwandfreien Zustand befinden,
dürfen angepasst werden. Ist das nicht der Fall, ist wie
zuvor in der Gasgeräteerhebung beschrieben, mit der
Ausstellung einer Mängelkarte zu reagieren.
Nach den Anforderungen des DVGW Arbeitsblattes
G 680 müssen alle Geräte im Anschluss der Anpassung
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 725

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Bild 3. Überblick Umstellgebiete bis 2024, Erläuterungen s. [2].
einer Funktionsprüfung unterzogen werden. Zum
Schluss wird das Gerät mit einem grünen Aufkleber außen
am Gerät sowie einem zweiten silbernen Aufkleber,
am Typenschild, versehen, welche auf die Anpassung
verweisen [3].
6.3 Projektphase „Schlussaktion“
Prozessstufe Gasgeräteanpassung - In der Schlussaktion
werden alle Gasgeräte der Gruppe B und C angepasst.
Hierzu gehören Brennwertgeräte, Vormischbrenner,
Gebläsebrenner oder Geräte deren Ausfall Produktionsabläufe
stört. Die Anpassung erfolgt mit oder ohne
Düsenwechsel. Die Einstellung der Gasgeräte erfolgt
über den Düsendruck oder mittels Abgas-Regelung,
hierbei wird durch Regelung des Mischungsverhältnisses
zwischen Gas und Luft der Sauerstoff- oder CO 2 -Gehalt
im Abgas konstant gehalten. Angepasst wird nach
den Vorgaben des Anpassungshandbuches oder nach
Herstellerangaben.
6.4 Prozessstufe „Qualitätskontrollen“
In jeder Projektphase gemäß Bild 2 werden mindestens
10% aller ausgeführten Arbeiten stichpunktartig vor Ort
beim Anschlussnehmer kontrolliert. Kontrollmaßnahmen
können durch ein unabhängiges, nach G 676 B1 (A)
(Gruppe B), zertifiziertes Prüfunternehmen durchgeführt
werden [5]. Die Kontrollmaßnahme kann aber
auch vom Netzbetreiber selbst oder durch eine von ihm
beauftragte Institution, bzw. DVGW Sachverständige,
durchführt werden. Die Kontrollen beziehen sich auf eine
Reihe von Qualitätsanforderungen, parallel zu den
Anforderungen der Erhebungs-/Anpassungsarbeiten.
Kontrolliert werden hierbei die ausgeführte Arbeit des
Monteurs sowie der technische Zustand des Gerätes.
Das Projektmanagement überwacht die Projektphasen
mit seinen Prozessstufen und implementiert die Qualitätsvorgänge,
um sicherzustellen, dass im Projekt alle
erforderlichen Prozessstufen zur Anwendung gelangen
und um das angestrebte Projektziel zu erfüllen. Hierbei
werden Projektprozesse durch Qualitätssicherheitsvorgänge
kontinuierlich begleitet, analysiert und überwacht.
Dies trägt dazu bei, eine Gefahr für Leib und Leben
abzuwenden, die Abläufe an sich zu optimieren
und Kosten zu sparen. Im Falle von wiederkehrenden
Störungen, Reklamationen an Gasgeräten nach ausgeführten
Erhebungsarbeiten durch Anpassungsfirmen/
-monteure oder Zweifel an der Richtigkeit bei Vollständigkeit,
Erfüllung der Vertragsbestandteile des festgelegten
Projektplanes sowie die Einhaltung der gesetzlichen
und der technischen Bestimmungen, sind vom
Projektmanagement sofort Maßnahmen einzuleiten.
Hierbei wird ein Prüftechniker gezielt eingesetzt, um
dieses vor Ort zu kontrollieren. In diesem Zusammenhang
ist der Netzbetreiber unverzüglich zu informieren.
Alle durchgeführten Qualitätskontrollen werden in einem
digitalen Prüfprotokoll erfasst. Das geprüfte Gasgerät
wird mit einem eindeutigen Kennzeichen versehen.
Die Bewertung der Gasgeräteprüfung erfolgt nach
G 680, einem festgelegten Fehler-Punkt-Verfahren des
Ruhrgas-Kontrollsystems. Die Prüfergebnisse werden in
geeigneter Form dokumentiert, archiviert und ausgewertet.
Oktober 2014
726 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
6.5 Prozessstufe „Verfolgung von Restanten“
Restanten ist der Begriff für Anschlussnutzer/-nehmer,
bei denen im Zuge der Projektphasen keine Terminierung
erfolgte. Hier sind für die jeweiligen Projektphasen
in Absprache mit dem Netzbetreiber zusätzliche Maßnahmen
zu entwickeln. Oftmals führen das Versenden
von Informationsschreiben, mit der Bitte um Terminierung,
zum Erfolg, manchmal bleibt dem Netzbetreiber
nichts anderes übrig, als die Gaszufuhr zu sperren, wenn
alle anderen Maßnahmen nicht greifen.
6.6 Prozessstufe “Nicht anpassungsfähige Gasgeräte“
In der Voraktion – Gasgeräteerhebung, werden alle Gasgeräte
mit Bimetall Zündsicherung, ohne Zündsicherung,
ohne CE Kennzeichnung, Wasserheizer ohne Abgasanlage
(z. B. 5 Liter Geräte), für die es keine Umrüstsätze
mehr gibt, sowie der Gasgerätekategorie I 2LL , als
nicht anpassungsfähig deklariert. Aufschluss, welche
Typen davon betroffen sind, gibt das Gasgeräteinformationssystem.
Zum Schluss werden nicht anpassungsfähige
Gasgeräte mit einem roten Aufkleber, außen am
Gasgerät versehen. Der Anschlussnehmer/-nutzer erhält
vom Netzbetreiber rechtzeitig ein Informationsschreiben
mit dem Hinweis, alle nicht anpassungsfähigen
Gasgeräte bis zum Gaswechsel durch ein Neues zu
ersetzen. Hier ist eine Beratung der Anschlussnehmer/
-nutzer durch die Marktpartner nötig. In der Vergangenheit
wurde dem Anschlussnehmer/-nutzer oftmals ein
Zuschuss gewährt. Der Austausch des Gasgerätes gilt
als erfüllt, wenn der Anschlussnehmer/-Nutzer den Beweis
durch den Kauf und Einbau eines neuen Gerätes
bestätigt. Das Projektmanagement überwacht hierbei
den Rücklauf, erfolgt keine Rückmeldung durch den
Anschlussnehmer/-nutzer, wird die Gaszufuhr durch
den Netzbetreiber gesperrt.
Beim Einbau neuer Gasgeräte sollte darauf geachtet
werden, dass nur Gasgeräte gekauft werden, die für den
Gaswechsel geeignet sind, hierzu gehören Gasgeräte
der folgenden Kategorien [6]:
I 2ELL
II 2ELL3B/P
Gasgeräte, sind für Gase der Gruppe E und
der Gruppe LL der 2. Gasfamilie geeignet,
Gasgeräte, sind für Gase der Gruppe E und
der Gruppe LL der 2. Gasfamilie sowie für
Gase der 3. Gasfamilie geeignet,
I 2N
selbstkalibrierende Gasgeräte, sind für Gase
der Gruppe E und der Gruppe LL der 2. Gasfamilie
geeignet.
6.7 Prozessstufe „Sperrung Gasgeräte“
Zuletzt wird geprüft, ob alle Gasgeräte angepasst wurden.
Die Analyse darüber, wieviel Geräte noch unangepasst
nach der H-Gas Schaltung im Netzgebiet sind, erfolgt
durch das Projektmanagement. Bei nicht angepassten
Gasgeräten gilt in letzter Instanz: Sperrung der
Gaszufuhr durch den Netzbetreiber.
7. Ausblick und Schlussfolgerungen
Bis zum Jahr 2030 müssen ungefähr 5,2 Millionen Gasgeräte
an neue Gasbeschaffenheiten angepasst werden.
Zurzeit gibt es nur wenige zertifizierte Anpassungsunternehmen,
die sich am Markt bewegen. Wie in Bild 3 ersichtlich,
sollen sukzessiv L-Gas versorgte Gebiete bis
2024 umgestellt werden. In den Jahren 2015-2016 sind
nur kleinere Netzgebiete von der Umstellung betroffen.
Ab 2017 sind parallel mehrere Netzgebiete betroffen, hier
könnte es bei der Anpassung von ca. 100 000 Gasgeräten
zu personellen Engpässen kommen. Damit die Rahmenbedingungen
des NEP Gas 2014 bis 2024 erfüllt werden
kann, stellt uns das Vorhaben vor eine schwere Aufgabe.
In den Spitzenzeiten müssen dauerhaft ca. 400 Monteure
und zu den H-Gas-Schaltungen, zusätzlich für die Gasgeräte
der Gruppe B und C, ca. 200 Monteure für jeweils
ca. 8 Wochen im Jahr eingesetzt werden. Für lediglich ein
oder zwei Unternehmen am Markt dürfte sich diese Aufgabe
als schwierig erweisen.
Um diese Aufgabe lösen zu können und um die Versorgungssicherheit
nicht zu gefährden, sollten schon
beim Projektbeginn der ersten Umstellung der Netze
mehrere Anpassungsfirmen einbezogen werden.
7.1 Modell-Vorschlag-Personalkapazitäten
7.1.1 Personalaufbau durch Einbindung mehrerer
Unternehmen in das Anpassungsprojekt
Aus einem Pool von 121 Mitarbeitern würden 20 Mitarbeiter
für die Erhebung und Anpassung von konventionellen
Gasgeräten zur Verfügung stehen, ohne laufende
Projekte anderer Auftraggeber zu gefährden, s. Bild 4.
In der Schlussaktion: Anpassung von Gasgeräten der
Gruppe B und C, vor und nach der H-Gas-Schaltung,
Mögliches Modell für 20.000 Anschlussnehmer
Vor-und Hauptaktion
Firma A Firma B Firma C Firma D
65 MA 6 MA 4 MA 16 MA
²
6 MA
²
1 MA
²
1 MA
²
3 MA
Firma E
25 MA
²
4 MA
Firma F
5 MA Mitarbeiter = MA
²
5 MA
Bild 4. Mögliches
ausbaufähiges
Modell für
die Projektphasen
Vor- und
Hauptaktion.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 727

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Firma A Firma B Firma C Firma D
65 MA 6 MA 4 MA 16 MA
²
6 + 8 MA
²
1 + 2 MA
²
1 + 2 MA
²
3 + 4 MA
Firma E Firma F
25 MA
²
4 + 6 MA
5 MA
²
5 + 0 MA
Bild 5. Mögliches Modell für die Projektphase Schlussaktion H-Gas Schaltung – Gasgeräte der Gruppe B und C.
könnte man aus dem gesamten Mitarbeiter-Pool, für eine
kurze Zeit, die Anzahl der Ausführenden verdoppeln.
Die Schlussaktion läuft erfahrungsgemäß ca. 8 Wochen
und würde durch die Verdoppelung der Mitarbeiter,
keine anderen Aufträge gefährden, s. Bild 5.
7.1.2 Ausbaufähiges Modell in den Folgejahren
mit 40 000 bis 60 000 Kunden
Wären an den Folgeprojekten weiterhin alle Unternehmen
gemeinsam beteiligt, könnte der Personaleinsatz für
die Anpassungsaktionen von 20 Mitarbeitern, auftragsorientiert
aufgebaut werden, indem die Firmen weitere
Monteure einstellen. Bei gleichmäßiger Verteilung der
Aufträge, würde sich der Unsicherheitsfaktor „Personalvorhaltung“
auf mehrere Unternehmen verteilen.
Durch gesicherte Aufträge und lange Laufzeiten bis
2030, könnte dieses Modell für ein solides, ausbaufähiges
Fundament sorgen.
7.1.3 Vorteile des Modells
••
Beteiligung kompetenter Mitarbeiter
aus der Wartung und Instandhaltung,
••
Keine Gefährdung lfd. Projekte anderer Auftraggeber
– Sicherung des Kerngeschäftes „Wartung
und Instandhaltung“,
••
Kurzfristige Erhöhung des Personals bei H-Gas
Schaltung, da ein Jahr im Voraus planbar,
Keine Monopolbildung,
••
Langfristiger Aufbau der gewünschten
Mannschaften – 400 bis 600 Monteure,
••
Keine Gefährdung des Projektes durch Ausfall
einzelner Projektbeteiligter.
Die Realisierung von Anpassungsprojekten erfordert
nicht nur ein hohes Maß an fachlicher Kompetenz, sondern
jahrelange Erfahrung. Eine erfolgreiche Abwicklung
von Anpassungsprojekten ist nur möglich mit ent-
Zum GWI
Das Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. arbeitet am Thema Marktraumumstellung in enger Zusammenarbeit
mit dem DVGW, allen betroffenen Fernleitungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern sowie Geräteherstellern
und Anpassungsunternehmen. Das GWI koordinierte und begleitete bereits frühere Anpassungsaktionen,
des Weiteren führte das GWI Stichprobenprüfungen bei Anpassmaßnahmen durch.
Aus diesen Erfahrungen heraus und durch die Mitarbeit bei der Vorbereitung der zukünftigen Anpassungsmaßnahmen
lud das GWI im Juni 2014 alle Interessenten zu einem runden Tisch „Marktraumumstellung
- L/H-Gasanpassung“ nach Essen ein. Das breite Themenspektrum umfasste die verbrennungstechnischen
Besonderheiten der Gasgeräteanpassung, den aktuellen Stand der Planung von Netzausbaumaßnahmen
laut dem NEP Gas 2014 sowie die Vorstellung vom Ablauf einer Anpassungsaktion im
Netzgebiet und Qualifikationskriterien für Anpassungsunternehmen.
Das GWI wird auch weiterhin über den aktuellen Stand der Marktraumumstellung informieren und den
Austausch der bereits gesammelten Erfahrungen sicherstellen.
Aktuell bietet das Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. für Netzbetreiber im Bereich der Marktraumumstellungen
ein umfassendes Leistungsportfolio in den Aktionsfeldern:
• Projekt- und Qualitätsmanagement,
• Qualitätskontrollen,
• Schulungsmaßnahmen flankierend zur DVGW Zertifizierung nach G 676 B1 (A) (ab November 2014).
Um die Kompetenz der Umstell- und Anpassungsunternehmen zu gewährleisten, wird das Gas- und Wärme-Institut
Essen e. V., begleitend zur DVGW-Zertifizierung nach G 676 B1 (A) ab November 2014 eine
speziell für Anpassungsmonteure konzipierte 5-tägige Schulung anbieten. Die Schulung beinhaltet neben
der Theorie einen umfangreichen Praxisteil, in dem an eigens aufgebauten Schulungsanlagen das tatsächliche
Doing geübt wird.
Oktober 2014
728 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
sprechender fachlicher Kompetenz der Mitarbeiter auf
dem Gebiet der Logistik, des Kunden- und Datenmanagements,
der Qualitätskontrolle, der Projektablaufüberwachung
sowie auf dem handwerklichen Gebiet. Durch
die Variantenvielzahl der Gasgeräte und Entscheidung
darüber, welche der anzupassenden Gasgeräte nach
welcher Methode anzupassen sind, kann oft nicht nur
aus dem Anpassungshandbuch oder den Herstellerangaben
abgeleitet werden, sondern erfordert langjährige
praktische Erfahrungen der Projektleiter und der eingesetzten
Mitarbeiter.
Literatur
[1] Vereinigte Netzbetreiber e. V., Netzentwicklungsplan Gas 2012,
April 2012.
[2] Vereinigte Netzbetreiber e. V., Netzentwicklungsplan Gas 2014,
April 2014.
[3] DVGW, Technische Regel– Arbeitsblatt G 260 „Gasbeschaffenheit“,
März 2013.
[4] DVGW, Technische Regel– Arbeitsblatt G 680 „Umstellung
und Anpassung von Gasgeräten“, November 2011
[5] DVGW, Beiblatt G 676 B1 (A) „Qualifikationskriterien für Umbau-,
Anpassungs-, Kontrollfirmen und Projektmanagement
(Engineeringfirmen)“, Oktober 2011.
[6] DVGW, Technische Regel– Arbeitsblatt G 600 „Technische
Regel für Gasinstallationen“, April 2008.
[7] Ruhrgaskontrollsystem Juni 1972.
[8] Henning, H.; Eikel, G.; Runkel, H. und Roemer, S.: Neue Erkenntnisse
und Erfahrungen auf dem Gebiet der Anpassung von
Gasgeräten. gwf-Gas | Erdgas 146 (2005) Heft 6.
[9] Heß, R. und Rawe, R.: Auswirkung der SRG-Methode auf den
Jahresnutzungsgrad von Gasgeräten. gwf-Gas | Erdgas 129
(1988) Heft 6.
Autoren
Dipl.-Ing. Sabine Roemer
Projektleiterin Prüflabor, Erdgasanpassung |
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. |
Essen |
Tel.: +49 201 3618-164 |
E-Mail: roemer@gwi-essen.de
Dipl.-Ing. Alexey Mozgovoy
Projektleiter Brennstoff- und Gerätetechnik,
Gasversorgung |
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. |
Essen |
Tel.: +49 201 3618-250 |
E-Mail: mozgovoy@gwi-essen.de
Dr.-Ing. Bernhard Naendorf
Leiter Bildungswerk und
Geschäftsentwicklung|
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. |
Essen |
Tel.: +49 201 3618-140 |
E-Mail: naendorf@gwi-essen.de
Dr.-Ing. Rolf Albus
Geschäftsführender Vorstand |
Gas- und Wärme-Institut Essen e.V. |
Essen |
Tel.: +49 201 3618-100 |
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Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 729

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Rechtliche Grundlagen und wirtschaftliche
Konsequenzen der Marktraumumstellung
von L- auf H-Gas in Deutschland
Gasbeschaffenheit, L-Gas, Marktraumumstellung, Energiewirtschaftsgesetz, Kooperationsvereinbarung
Gas, Kostenwälzung, Umlage
Ilka Gitzbrecht
Die Förderung von L-Gas aus den Erdgasfeldern in
den Niederlanden und Deutschland wird in den kommenden
Jahren kontinuierlich sinken. Dadurch wird
es notwendig, die vor allem in Nord- und Westdeutschland
existierenden L-Gas-Versorgungsnetze,
die Netzanschlüsse, Kundenanlagen und Verbrauchsgeräte
Schritt für Schritt auf H-Gas umzurüsten. Das
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sieht vor, dass die
Kosten der Umstellung auf alle Gasversorgungsnetze
in Deutschland umgelegt werden. Diese Umlage wird
sich in den Entgelten der Netzbetreiber gegenüber
den Transportkunden/Lieferanten niederschlagen.
Da erste kleinere Umstellungsprojekte bereits 2015
beginnen sollen oder in Planung sind, muss voraussichtlich
ab 1. Januar 2015 erstmalig eine sogenannte
Marktraumumstellungsumlage erhoben werden. Wesentliche
Details der notwendigen Umstellungsprozesse,
der jeweiligen Verantwortlichkeiten, der Kostenerhebung
sowie der Kostenwälzung hat der Gesetzgeber
jedoch offen gelassen. Die Gasnetzbetreiber
regeln diese in der Kooperationsvereinbarung Gas,
die vom BDEW 1 in Zusammenarbeit mit VKU 2 und
GEODE 3 erarbeitet wird.
Legal basis and economic consequences of changing
gas qualities from low-calorific gas to high-calorific
gas in Germany
The production volume of German and Dutch lowcalorific
gas will decline in the next years. Therefore
it is necessary to change over low-calorific gas grids,
grid connections, costumers` plants and gas-consuming
appliances to high-calorific gas in Northern and
West Germany step by step. According to the German
Energy Industry Act (EnWG), the costs of changing
gas qualities from low-calorific gas to high-calorific
gas are allocated to all gas grids in Germany. The apportionment
will be part of the network charges and
invoiced to the shippers/suppliers. Initial small conversion
projects are planned for 2015. Therefore, the
apportionment will be levied for the first time from
1 January 2015. Important details of the process, the
responsibilities, the cost charging and the cost rollup
have been left unanswered by the legislator. System
operators designed these details in the cooperation
agreement gas developed by BDEW, VKU and GE-
ODE.
1. Betrachtung der L-Gas-Situation im Netzentwicklungsplan
Gas 123
In Deutschland werden derzeit zwei verschiedene
Arten von Erdgas verwendet. Zum einen wird das
sogenannte H-Gas (high calorific gas, Erdgas mit
hohem Energiegehalt) und zum anderen das sogenannte
L-Gas (low calorific gas‚ Erdgas mit niedrigerem
Energiegehalt) als Energieträger genutzt.
Während H-Gas von Lieferanten aus unterschiedli-
1
BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
2 Verband kommunaler Unternehmen e.V.
3
GEODE – Groupement Européen des entreprises et Organismes
de Distribution d’Énergie, EWIV
chen Ländern bezogen wird und in großen Mengen
vorhanden ist, stammen die genutzten L-Gas-Mengen
aus der heimischen Produktion und aus Lieferungen
aus den Niederlanden. Die Netze mit den
unterschiedlichen Gasqualitäten werden abgetrennt
voneinander betrieben. Die rückläufigen
L-Gas- Produktions- und Liefermengen geben einen
Zeithorizont der Marktraumumstellung vor. Heute
ist absehbar, dass voraussichtlich bis 2030 L-Gas
aus den Niederlanden importiert werden kann. Die
Marktraumumstellung von L-Gas auf H-Gas ist daher
in Deutschland notwendig, um dem rückläufigen
Aufkommen an L-Gas in Deutschland und den
Niederlanden zur Wahrung der Versorgungssicherheit
zu begegnen.
Oktober 2014
730 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Die netztechnisch erforderliche und dauerhafte Umstellung
der Gasqualität von L-Gas auf H-Gas ist entsprechend
§ 19a EnWG vom Fernleitungsnetzbetreiber oder
vom Marktgebietsverantwortlichen zu veranlassen. In
der Praxis ist dies in der Regel der Fernleitungsnetzbetreiber.
Er verfügt über die erforderlichen Kenntnisse
der technischen Gegebenheiten, die es ihm ermöglichen,
die notwendigen Prozesse zu planen bzw. zu koordinieren
und mit den angrenzenden betroffenen
Netzbetreibern abzustimmen.
Die von der Umstellung betroffenen Netzbetreiber
erarbeiten und bestimmen im Rahmen der jährlichen
Erstellung des Netzentwicklungsplans gemeinsam ein
Marktraumumstellungskonzept. In dem Marktraumumstellungskonzept
sind die umzustellenden Netzgebiete
sowie die zeitliche Reihenfolge der Umstellungen unter
Berücksichtigung alternativer H-Gas-Bereitstellungen
und geeigneter Lastflusszusagen durch die Fernleitungsnetzbetreiber
zu definieren. Die betroffenen angrenzenden
Netzbetreiber werden vorab über die Inhalte
des Konzepts informiert und das Konzept wird mit
diesen Netzbetreibern – wenn möglich – bereits abgestimmt.
Das Marktraumumstellungskonzept ist der Bundesnetzagentur
innerhalb des Netzentwicklungsplans
vorzulegen. Nach Abstimmung und dem jährlichen
Konsultationsprozess des Netzentwicklungsplans gemäß
§ 15a EnWG werden die jeweils festgelegten
Maßnahmen sowie die zeitliche Reihenfolge der Umstellungen
des veröffentlichten Marktraumumstellungskonzepts
durch die Regelungen in der Kooperationsvereinbarung
auch für die betroffenen angrenzenden
Netzbetreiber verbindlich. Im Folgenden wird zur weiteren
Detaillierung und Planung zwischen den betroffenen
Netzbetreibern ein Umstellungsfahrplan erarbeitet,
der eine verbindliche Abstimmung von Terminen und
organisatorischen Maßnahmen beinhaltet.
Die Bundesnetzagentur hatte im Rahmen der Erarbeitung
der Regelungen in der Kooperationsvereinbarung
darum gebeten, die Erforderlichkeit von
Marktraum umstellungen zu nutzen, um bestehende
Marktgebietsüberlappungen bei Netzbetreibern – soweit
möglich – aufzuheben. Eine entsprechende Prüfpflicht
dieser Möglichkeiten haben die Netzbetreiber in
der Kooperationsvereinbarung aufgenommen.
2. Kosten der Marktraumumstellung
Bereits in der Novelle des EnWG 2011 hatte der Gesetzgeber
in diesem Zusammenhang festgelegt, dass der Betreiber
eines Gasversorgungsnetzes die notwendigen
technischen Anpassungen der Netzanschlüsse, der Kundenanlagen
und der Verbrauchsgeräte auf eigene Kosten
vorzunehmen hat. Allerdings bezog sich diese Regelung
nur auf die Geräte, die von Haushaltskunden genutzt
werden. Diese Einschränkung auf Haushaltskunden ist in
der EnWG-Novelle 2012 gestrichen worden. Durch diesen
erweiterten Anwendungsbereich werden auch die Kosten
entsprechend höher ausfallen. § 19a EnWG legt fest,
dass die Kosten auf alle Gasversorgungsnetze innerhalb
des betreffenden Marktgebiets umgelegt werden. Zu
dem Umstellungsprozess sowie dem Mechanismus der
Kostenwälzung gibt das Gesetz jedoch keine Auskunft.
Dadurch bleibt aus rechtlicher Sicht vieles im Unklaren.
Wesentliche Details und Prozessgrundlagen sowie
die Umlage der Kosten hat der BDEW daher im Rahmen
der Kooperationsvereinbarung zusammen mit
den anderen beteiligten Verbänden geregelt. Diese
Regelungen wurden von der Bundesnetzagentur nicht
beanstandet.
2.1 Umlagefähige Kosten
Der Gesetzgeber sieht eine Kostenübernahme durch
den Netzbetreiber nur für die notwendigen technischen
Anpassungen von Netzanschlüssen, Kundenanlagen
und Verbrauchsgeräten vor. Daher war es erforderlich,
in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur näher zu
definieren, welche Kosten umlagefähig sind und wie
diese Kosten ermittelt werden.
Gemäß § 9 der Kooperationsvereinbarung erfolgt die
Kostenermittlung nach den folgenden Grundsätzen: Die
betroffenen Netzbetreiber lassen zunächst den technischen
Anpassungsbedarf von Verbrauchsgeräten und
Kundenanlagen in ihren Netzen im Rahmen der Geräteerhebung
ermitteln. Anschließend bestimmen sie nach
den allgemein anerkannten Regeln der Technik Art und
Ausführung der Anpassungen. Die Belange des Letztverbrauchers
sind dabei, soweit möglich, angemessen
zu berücksichtigen.
Bei Standardlastprofilkunden (SLP-Kunden) mit Standard-Gasanwendungen
veranlasst der Netzbetreiber die
erforderlichen und notwendigen Anpassungsmaßnahmen
an Verbrauchsgeräten und Kundenanlagen. Für
Kunden mit registrierender Lastgangmessung (RLM-
Kunden) und SLP-Kunden ohne Standard-Gasanwendungen
können Anpassungsmaßnahmen alternativ
auch in Abstimmung mit dem Netzbetreiber durch den
Betreiber der Kundenanlage durchgeführt werden.
Gibt es mehrere Anpassungs- und Durchführungsvarianten,
wählt der Netzbetreiber grundsätzlich die kostengünstigste
Möglichkeit aus, es sei denn, der Betreiber
der Kundenanlage trägt die Mehrkosten. Der Netzbetreiber
hat dies auf Anforderung der zuständigen
Regulierungsbehörde in geeigneter Form darzulegen.
Natürlich liegen bislang keine Erfahrungen zu den technischen
Erfordernissen der jeweiligen Anpassungsmaßnahmen
und zu den Kosten für RLM- und SLP-Kunden
ohne Standard-Gasanwendungen vor. Daher haben die
Netzbetreiber mit der Bundesnetzagentur im Rahmen
der Kooperationsvereinbarung eine zusätzliche Vereinbarung
getroffen: Für den Fall, dass die Kosten je Anschluss
eine Grenze von 5000 € überschreiten, müssen
die anerkennbare Höhe sowie Art und Weise der Kostenübernahme
durch den umstellenden Netzbetreiber
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 731

| FACHBERICHTE
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Gasbeschaffenheit
und den Betreiber der Kundenanlage vorab mit der zuständigen
Regulierungsbehörde abgestimmt werden.
Dadurch soll vermieden werden, dass im Nachhinein
Streit über die Notwendigkeit und Angemessenheit der
Kosten und damit über den Umfang der Umlagefähigkeit
entsteht. Die Grenze kann abhängig von den Erfahrungen
der ersten Umstellungen in Absprache mit der
zuständigen Regulierungsbehörde angepasst werden.
Zudem ist der umstellende Netzbetreiber berechtigt,
die notwendigen Kosten für die Anpassungen von Netzanschlüssen
wie auch Netzkopplungspunkten, die
durch die Umstellung der Gasqualität erforderlich werden,
in die Umlage einzubringen.
Umlagefähige Kosten der Marktraumumstellung
sind neben den oben genannten Anpassungsmaßnahmen
selbst insbesondere:
••
Projektkosten der Netzbetreiber, insbesondere Ermittlung
des qualitativen und quantitativen Anpassungsbedarfs
der Netzanschlüsse, Kundenanlagen,
Verbrauchsgeräte und Geräteerhebung
••
Vorfinanzierungskosten der Netzbetreiber
••
Kosten für eine ggf. notwendige temporäre Ersatzversorgung
während der Durchführung der technischen
Marktraumumstellung durch den Netzbetreiber,
sofern sie nicht aktivierbar sind
••
Kosten, die aufgrund der zeitlichen Unterschiede
zwischen technischer und bilanzieller Umstellung
(Konvertierungsaufwand) entstehen
••
Kosten für zusätzliche technische Maßnahmen, wie
z. B. Kosten für Errichtung und Rückbau temporärer
H-Gasanbindungsleitungen, technischer Anlagen
oder Leitungsumlegungen (mit Nachweis der Sachbezogenheit),
sofern sie nicht aktivierbar sind
••
Anpassungen der Gasübergabestationen zu den Betreibern
der Anlagen, maximal bis zum Zeitwert der
Anlage, sofern sie nicht aktivierbar sind
••
Differenz aus dem jährlichen Plan-/Ist-Abgleich. Diese
Differenzen aus dem Abgleich werden analog
zum Regulierungskonto gemäß § 5 Abs. 2 S. 3 Anreizregulierungsverordnung
(ARegV) verzinst.
Kosten der Netzbetreiber für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen
im Rahmen der Marktraumumstellung,
die durch die zuständige Regulierungsbehörde
als Investitionsmaßnahme gemäß §23 ARegV genehmigt
wurden, werden innerhalb der Netzentgelte
des betreffenden Netzbetreibers abgegolten und dürfen
nicht in die Marktraumumstellungsumlage einbezogen
werden. Ist keine Genehmigung möglich, können
die Kosten zunächst umgelegt werden. Sobald diese
Kosten jedoch in der Erlösobergrenze eingeflossen sind,
werden sie nicht mehr in die Marktraumumstellungsumlage
einbezogen.
Die umlagefähigen Kosten sind durch den Netzbetreiber
mittels prüffähiger Unterlagen nachzuweisen
und der zuständigen Regulierungsbehörde vorzulegen.
Form und Umfang des Kostennachweises sind mit der
zuständigen Regulierungsbehörde abzustimmen.
2.2 Kostenwälzung und Umlage
In § 10 der Kooperationsvereinbarung ist der für die
Netzbetreiber geltende Kostenwälzungsmechanismus
inklusive Fristen und Verrechnungsmechanismus festgelegt.
Eine Veröffentlichung der Umlage bzw. des
sogenannten Wälzungsbetrages erfolgt jeweils bis zum
1. Oktober eines Jahres, zum ersten Mal in diesem Jahr
mit Wirkung zum 1. Januar 2015.
Die Verbände hatten im Rahmen der Erarbeitung
des Kostenwälzungsmechanismus vorgeschlagen, Ausspeisepunkte
zu Speichern, Marktgebiets- und Grenzübergangspunkte
von der Umlageerhebung auszunehmen,
um u. a. Doppelbelastungen zu vermeiden. Die
Bundesnetzagentur hat jedoch trotz Gesprächen mit
den Verbänden schriftlich darauf hingewiesen, dass sie
die Ausnahme dieser Ausspeisepunkte als unzulässige
Diskriminierung ansehen würde. Sollten Netzbetreiber
an den genannten Ausspeisepunkten keine Umlage erheben,
hat die Bundesnetzagentur zudem angekündigt,
Missbrauchsverfahren gegen diese Netzbetreiber einzuleiten.
Es ist daher davon auszugehen, dass die berechnete
Marktraumumstellungsumlage von den Fernleitungsnetzbetreibern
und damit auch von allen
nachgelagerten Netzbetreibern auf alle Ausspeisepunkte
erhoben wird und damit eine gleichlaufende Handhabung
in den jeweiligen Marktgebieten erfolgt.
Die Wälzung erfolgt in sieben Schritten:
1. Die umstellenden Netzbetreiber melden jährlich bis
zum 31. August jeweils ihre prognostizierten Umstellungskosten
für das Folgejahr (a+1) sowie ihre
Ist-Umstellungskosten des abgelaufenen Vorjahres
(a-1) dem Fernleitungsnetzbetreiber, an dessen Netz
ihr Netz direkt oder indirekt über mehrere Netzebenen
angeschlossen ist (sog. Hochmeldung). Parallel dazu
muss der umstellende Netzbetreiber die genannten
Kosten mittels eines Erhebungsbogens an seine
jeweils zuständige Regulierungsbehörde melden.
Der Erhebungsbogen der Bundesnetzagentur ist auf
deren Internetseite veröffentlicht.
2. Der Fernleitungsnetzbetreiber teilt die ihm gemeldeten
geplanten Umstellungskosten jeweils in 12
gleiche Monatsbeträge auf und erstattet diese den
betreffenden umstellenden Netzbetreibern im folgenden
Kalenderjahr (a+1) in Form von monatlichen
Abschlagszahlungen (sog. Erstattung).
3. Der Fernleitungsnetzbetreiber ermittelt nach erfolgter
Hochmeldung die Summe aller zu wälzenden
Umstellungskosten in seinem Netzgebiet (Umstellungs-Gesamtkosten).
Diese Kosten aller Fernleitungsnetzbetreiber
eines Marktgebiets werden
durch den Marktgebietsverantwortlichen oder einen
durch die Fernleitungsnetzbetreiber beauftragten
Dritten addiert.
Oktober 2014
732 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
4. Auf Grundlage der addierten Umstellungs-Gesamtkosten
pro Marktgebiet wird durch den Marktgebietsverantwortlichen
oder einen durch die Fernleitungsnetzbetreiber
beauftragten Dritten der spezifische
Umstellungs-Wälzungsbetrag für das folgende
Kalenderjahr (a+1) für das gesamte Marktgebiet ermittelt.
5. Die Wälzung der Umstellungskosten erfolgt über die
Ausspeiseentgelte der Netzbetreiber. Der Fernleitungsnetzbetreiber
schlägt den ermittelten spezifischen
Umstellungs-Wälzungsbetrag auf seine Ausspeiseentgelte
auf. Die Fernleitungsnetzbetreiber
decken über die eingenommenen Erlöse aus der
Marktraumumstellungsumlage einschließlich derjenigen
aus der internen Bestellung nachgelagerter
Netze die anfallenden Kosten für die Marktraumumstellung.
Zur Wahrung einer ausreichenden Transparenz
der Kostenentwicklung der Marktraumumstellungsumlage
veröffentlicht der Fernleitungsnetzbetreiber
bis zum 1. Oktober eines Jahres den ab dem
1. Januar des folgenden Kalenderjahres (a+1) aktualisierten
spezifischen Umstellungs-Wälzungsbetrag
in €/(kWh/h), die geplanten Umstellungskosten für
das Jahr (a+1) sowie die Ist-Umstellungskosten für
das Jahr (a-1) in aggregierter Form für das betreffende
Marktgebiet.
6. Abweichungen zwischen den geplanten und den
Ist-Umstellungskosten sind auszugleichen (sog. Anpassung).
7. Nach Abschluss der Umstellung eines Netzbereiches
wird eine abschließende Abrechnung zwischen dem
umstellenden Netzbetreiber und dem Fernleitungsnetzbetreiber
durchgeführt und der Rechnungsbetrag
mit einer angemessenen Zahlungsfrist ausgeglichen.
Der Betrag, der sich aus dieser Schlussabrechnung
ergeben hat, wird in der Umlage des
Folgejahres berücksichtigt (s. Bild 1 und 2).
3. Prozessuale Vorgaben
Der zur Kooperationsvereinbarung dazugehörige Leitfaden
„Marktraumumstellung“ beschreibt ergänzend
die grundlegenden operativen Abläufe zwischen den
verschiedenen Netzbetreibern, den Letztverbrauchern,
Transportkunden und den Einspeisern. Im Leitfaden
werden die Rollen und Verantwortlichkeiten sowie die
Mindestanforderungen an den Prozess zur Marktraumumstellung
festgelegt.
4. Auswirkungen auf die Marktbeteiligten
Auch wenn es nicht alle Unternehmen gleichermaßen
betrifft, kann sich die geplante Marktraumumstellung
von L- auf H- Gas auch auf die Tätigkeit der Vertriebe
und Händler auswirken. Darunter fallen die Betreuung
der betroffenen Kunden, die Berücksichtigung bei der
Gasbeschaffung sowie die preislichen Auswirkungen
aufgrund der Kostenumlage.
Bild 1. Konzept Kostenwälzung L-/H-Gas-Marktraumumstellung.
Bild 2. Konzept Kostenerstattung L-/H-Gas-Marktraumumstellung.
Für Erdgaslieferanten ist vor allem die Information
über den Zeitpunkt der Umstellung von Bedeutung, da
auch zur Vermeidung der Konvertierung und möglicher
Kosten die Beschaffung auf H-Gas umgestellt werden
sollte. Die umzustellenden Netzgebiete und die
vorgesehenen Zeiträume der Umstellung sind im Rahmen
des im Netzentwicklungsplan Gas veröffentlichten
Marktraumumstellungskonzepts definiert. Gemäß
der Kooperationsvereinbarung VII teilt der Netzbetreiber
dem Transportkunden mindestens 3 Jahre vor Beginn
der Umstellung den voraussichtlichen Umstellungszeitraum
mit. Die Mitteilung des konkreten
Umstellungs termins, der in dem genannten Umstellungszeitraum
liegt, erfolgt mindestens 1 Jahr vor Umstellung,
ab dem Allokationswerte ausschließlich im
H-Gas versandt werden („bilanzieller Umstellungstermin“).
Der Vorteil dieser Regelung für Lieferanten ist,
dass sie im Hinblick auf ihre Beschaffung, von einer
kurzfristigen Verschiebung des technischen Umstel-
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 733

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
lungstermins nicht mehr beeinflusst werden. Denn bilanziell
wird der Stichtag entsprechend der vertraglichen
Regelung beibehalten.
Mit Wirkung zum 1. Oktober 2015 verkürzt sich die
Vorankündigungsfrist auf 2 Jahre und 4 Monate. Die
Bundesnetzagentur hatte im Rahmen der Überarbeitung
der Kooperationsvereinbarung eine erheblichere
Verkürzung der Fristen gefordert. Der BDEW hat sich
dafür eingesetzt, dass es durch eine Vorankündigungsfrist
von 2 Jahren und 4 Monaten für Händler und Vertriebe
auch nach dem 1. Oktober 2015 weiterhin möglich
bleibt, zumindest 2 Jahre im Voraus planbar Gas in
der entsprechenden Qualität zu beschaffen. Nur mit
Zustimmung der Transportkunden oder nach dem Wegfall
des Konvertierungsentgelts kann der Netzbetreiber
auch eine kurzfristigere Änderung der Gasbeschaffenheit
umsetzen.
Weitergehende Informationen zur Kooperationsvereinbarung
Gas sowie zum Thema L-H-Gas-Marktraumumstellung
sind unter folgenden Links abrufbar:
https://www.bdew.de/kov
https://www.bdew.de/L-Gas-Marktraumumstellung
Autor
Rechtsanwältin Ilka Gitzbrecht
Fachgebietsleiterin Kartell- und
Energieregulierungsrecht |
BDEW Bundesverband der Energieund
Wasserwirtschaft e.V. |
Berlin |
Tel. +49 30 300199-1520 |
E-Mail: ilka.gitzbrecht@bdew.de
Buchbesprechung
Entgeltregulierung der Energienetze
Eine Bestandsaufnahme anhand
der Rechtsprechung
Von Dr. Boris Scholtka und Guido Brucker
M.A., Rechtsanwälte in der Sozietät
SCHOLTKA & PARTNER, Berlin,
ESV Erich Schmidt Verlag,
2013, ca. 137 Seiten, € (D) 28,–
ISBN 978-3-503-14478-5
Weitere Informationen:
www.ESV.info/978-3-503-14478-5
Seit Ende 2005 werden die Entgelte für die Nutzung
der Energieversorgungsnetze reguliert. Die Auslegung
der Vorschriften war jedoch bereits von Beginn
an höchst umstritten – sehr früh war absehbar,
dass dieser Bereich maßgeblich von der obergerichtlichen
und höchstrichterlichen Rechtsprechung
geprägt sein wird.
Dieses Werk bietet einen systematischen Überblick
über die wesentlichen Strukturen der Netzentgeltregulierung.
Neben den Entwicklungslinien werden
insbesondere Fragen der Entgeltkontrolle für
Strom und Gas beleuchtet. In einem ausführlich
gestalteten Anhang werden die bisherigen Entscheidungen
des BGH zur Entgeltregulierung chronologisch
mit Veröffentlichungshinweisen in den
Fachmedien dargestellt, thematisch gegliedert und
die Kernaussagen skizziert.
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Oktober 2014
734 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
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Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 735
PAGFE2014

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Brennwertverfolgung mit SmartSim –
ein neuer Rechenkern zur Strömungssimulation
Gasbeschaffenheit, SmartSim, Brennwertverfolgung, Strömungssimulation, Unsicherheitsberechnung,
Monte-Carlo-Simulation
Andreas Hielscher, Christian Fiebig, Peter Schley, Roland Span und Joachim Schenk
In diesem Artikel wird ein neuer Rechenkern zur Simulation
von Gasverteilnetzen vorgestellt. Dieser
zeichnet sich durch hohe Genauigkeit und extrem
kurze Rechenzeit aus. Durch die Integration des neuen
Rechenkerns in die von E.ON Technologies entwickelte
SmartSim-Software zur Brennwertverfolgung
lassen sich so auch komplexe Netze sehr effizient berechnen.
Die Validierung des Rechenkerns erfolgt sowohl
auf Basis von Messungen mit einem mobilen
Prozessgaschromatografen als auch durch Vergleich
mit etablierter Simulationssoftware. Zusätzlich wird
erstmals eine Unsicherheitsbetrachtung für die an
den Ausspeisestellen des Gasnetzes ermittelten
Brennwerte auf Basis einer Monte-Carlo-Simulation
nach dem GUM-Leitfaden durchgeführt. Die Ergebnisse
werden exemplarisch anhand eines regionalen
Verteilnetzes der Avacon AG dargestellt.
Gas Quality Tracking with SmartSim –
a New Kernel for Flow Calculations
This article presents a novel calculation kernel for
the simulation of gas distribution grids. The kernel is
characterized by a high degree of accuracy and extremely
short calculation times. By fully integrating
the new kernel into the SmartSim software for gas
quality tracking, developed by E.ON Technologies,
complex grids can be calculated very efficiently. The
new kernel is being validated using measurements
with a mobile process gas chromatograph and by
comparing it with established simulation software.
For the first time an uncertainty evaluation of the
calculated CVs for all exit points of a gas grid is carried
out based on a Monte Carlo Simulation according
to the Guide to the Expression of Uncertainty in
Measurement (GUM). Results are presented exemplarily
for a regional distribution grid of Avacon AG.
1. Einleitung
Durch das Zusammenwachsen der nationalen Märkte zu
einem europäischen Gasmarkt in Verbindung mit einem
steigenden Import von verflüssigtem Erdgas (LNG), das
per Schiff nach Europa transportiert wird, werden seit einigen
Jahren zunehmende Schwankungen der Gasbeschaffenheit
und somit auch des Brennwertes der transportierten
Erdgase beobachtet. Verstärkt wird diese Thematik
durch die zunehmende Erzeugung von Bioerdgas,
das in der Regel in die regionalen Verteilnetze eingespeist
wird und derzeit auf den im Netz vorherrschenden Brennwert
konditioniert wird. In H-Gas Gebieten erfolgt dies
heute durch Zumischung von Flüssiggas.
Bereits seit einigen Jahren haben sich sogenannte
Brennwertrekonstruktionsysteme für Transportnetze
etabliert und sind heute Stand der Technik [1,2]. Diese
Systeme erlauben eine rechnerische Bestimmung des
Brennwertes zu jeder Zeit und an jedem Ort im gesamten
Netz. Voraussetzung hierfür sind geeichte
Messwerte des Brennwertes an den Einspeisestellen
sowie der Volumina an den Ein- und Ausspeisestellen.
Deutsche Regelwerke [3] erfordern die Bestimmung
des Brennwerts für Endkunden mit einer maximalen
Unsicherheit von 2 %. Dies korrespondiert mit der
Eich- bzw. Verkehrsfehlergrenze für die Brennwertmessung.
In regionalen Verteilnetzen werden Ausspeisevolumina
meist nicht gemessen. Aus diesem Grund wurde
mit SmartSim ein Verfahren zur Brennwertverfolgung
entwickelt, bei dem die Ausspeisevolumina mit sogenannten
Standard-Lastprofilen (SLP) in Kombination
mit einem neuen Korrekturalgorithmus bestimmt werden.
Im August 2012 wurde das Verfahren durch die
Eichbehörde Niedersachsen erstmals zur Abrechnung
zugelassen. Somit kann durch die Verwendung von
SmartSim auf eine kostenintensive Propanzumischung
verzichtet werden und die ökonomische Effizienz von
Biogasanlagen gesteigert werden. Das Verfahren wurde
zuvor bereits in dieser Zeitschrift beschrieben [4,5] und
u. a. auf der IGRC 2014 vorgestellt [6].
Oktober 2014
736 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
2. Brennwertverfolgung mit SmartSim
SmartSim benötigt als Eingangswerte topologische Daten
und Messdaten. Zur Topologie zählen unter anderem
Rohrlänge, durchmesser und -rauheit. Die stündlichen
Messdaten umfassen die an den Einspeisestellen bestimmten
Brennwerte sowie die ein- und ausgespeisten
Volumina. Da in Verteilnetzen Ausspeisevolumina in der
Regel nicht gemessen werden, erfolgt die Bestimmung
der Ausspeisemengen auf Grundlage der an der TU München
entwickelten Standard-Lastprofile (SLP) [7] unter
Einbeziehung kundenspezifischer Daten. Da diese Schätzungen
mit Unsicherheiten behaftet sind, werden diese in
SmartSim über eine geeignete Volumenbilanz des Netzes
korrigiert. Hierzu wird neben den Ein- und Ausspeisemengen
auch die Netzatmung ΔV Netz berücksichtigt.
V kor
=V E
−V SLP
−V RLM
−ΔV Netz
(1)
Das aus Gl. (1) gewonnene Korrekturvolumen V kor wird
dann nach Gl. (2) auf die einzelnen SLP-Verbraucher aufgeteilt
und somit zur Bestimmung des korrigierten SLP-
Volumens ˆV SLP,i des Knotens i verwendet. Auf diese Weise
ist für jeden Zeitpunkt die Einhaltung der Volumenbilanz
des Netzes gewährleistet.
#
V SLP ,i
= 1−
V &
kor
%
$ Σ j
V
( ⋅V SLP ,i
SLP , j '
(2)
Das Verfahren läuft dabei vereinfacht in den folgenden
drei Schritten ab, siehe auch SmartSim-Kernel in Bild 1:
Volumenkorrektur
Hydraulische Berechnung
••
Brennwertzuordnung
Nachdem die Volumina jeder Stunde gemäß Gl. (2) korrigiert
sind, wird der Strömungszustand des Netzes mit einer
hydraulischen Berechnung bestimmt. Damit sind die
Strömungsgeschwindigkeiten sowie Massen- und Volumenströme
in den einzelnen Rohren bekannt. Im letzten
Schritt werden für jede Ausspeisestelle die Ausspeisevolumina
rückwärts durch das Netz bis hin zu den Einspeisestellen
verfolgt. Dies erfolgt mit Hilfe eines speziellen
Gaspaketmodells, dem sogenannten „Back-Propagation“-
Algorithmus. Dadurch ist SmartSim in der Lage, an jeder
Ausspeisestelle die Anteile der eingespeisten Gase inklusive
der Laufzeiten auszuweisen. Dieses Vorgehen hat
den Vorteil, dass die Ausspeisewerte stets den geeicht
gemessenen Einspeisewerten zugeordnet werden. Darüber
hinaus können weitere Gaskomponenten oder relevante
Gaskennwerte wie z. B. Wobbe-Index, K-Zahl oder
CO 2 -Emissionsfaktor in einem Rechenschritt von den Einspeisestellen
abgeleitet werden. Als Ergebnis liefert
SmartSim die Brennwerte für alle Ausspeisestellen des
Netzes, die dann für die Abrechnung verwendet werden
können. In der Regel wird der Abrechnungsbrennwert als
volumengewichteter Monatsmittelwert bestimmt.
Bild 1. Eingangsdaten SmartSim.
3. Entwicklung eines integrierten Rechenkerns
für SmartSim
Regionale Verteilnetze weisen im Gegensatz zu Transportnetzen
i. d. R. komplexere Netzstrukturen, geringere
Strömungsgeschwindigkeiten und niedrigere Drücke
auf. Aus diesem Grund wurde in der vorliegenden Arbeit
die Entwicklung eines Rechenkerns initiiert, der
speziell auf diese Anforderungen optimiert wurde. Ferner
bietet die Integration der Strömungssimulation in
SmartSim in Bezug auf Handling und Anbindung an andere
IT-Systeme eine erhöhte Flexibilität.
Eine vollständige Beschreibung des Strömungszustands
beruht auf den drei Erhaltungsgleichungen von Masse, Impuls
und Energie. Dabei dienen Impuls- und Energieerhaltung
zur Beschreibung dynamischer Zustandsänderungen
wie z. B. Druckstößen, die sich im Erdgasnetz mit Schallgeschwindigkeit
innerhalb weniger Sekunden oder Minuten
ausbreiten. Die zeitliche Auflösung der Eingangsdaten beträgt
hingegen in der Regel eine Stunde. Folglich kann der
Einfluss der durch Impuls- und Energieerhaltung beschriebenen
dynamischen Zustandsänderungen vernachlässigt
werden. Somit reduziert sich die hydraulische Berechnung
ausschließlich auf die Massenerhaltungsgleichung:
( )
∂t
" ∂ ρA % "
$ ' + ∂ uρA %
$ ' = 0
# & # ∂x &
x
( )
t
(3)
Differenzen aus der ein- bzw. ausgespeisten Erdgasmasse
werden als Netzatmung bezeichnet und resultieren aus
Druckänderungen. Die Simulation dieser Druckänderungen
führt dazu, dass die zeitliche Ableitung ungleich Null
ist. Zur Bestimmung der Druckänderung des Erdgasnetzes
wird stündlich die folgende Massenbilanz für das gesamte
Erdgasnetz berechnet. Die eingespeiste Masse
wird mit m E und die ausgespeiste Masse mit m A gekennzeichnet.
Die Massendifferenz Δm ergibt sich dann zu:
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 737

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Δm = ∑m E
−∑
m A
(4)
Unter Berücksichtigung der Druckverteilung des Erdgasnetzes
wird die Massendifferenz Δm auf die einzelnen
Rohre verteilt. Die Massenänderung eines Rohres r i
ist abhängig von der mittleren Dichte ρ m (p m ), dem
geometrischen Volumen V geo sowie der Masse m r,i des
Rohrs i zu Beginn der Stunde:
% ρ
Δm r ,i
= Δm⋅
m,i ( p m,i )⋅V geo,i
−m (
r ,i
'
& Σ j
ρ m, j ( p m, j )⋅V geo, j
−m *
r , j )
(5)
Zur Bestimmung des mittleren Drucks p m wird der integrale
Mittelwert nach Mischner [8] in einer numerisch
stabilen Form verwendet. Der Druck p 1 bezeichnet hierbei
den Druck am Rohreintritt, p 2 den Druck am Austritt
des Rohres:
p m
= 2 3 ⋅ "
p + p ⋅ p %
1 1
$ 2 '
# p 1
⋅ p 2 &
(6)
Die mittlere Dichte ρ m (p m ) wird mit Hilfe einer vereinfachten
Virialgleichung unter Berücksichtigung des Realgasverhaltens
bestimmt. Zur Berechnung der Virialkoeffizienten
B i sowie der Molmasse M i wird einmalig für
alle Einspeiseknoten die SGERG-Gleichung [9] verwendet,
anschließend werden die Stoffeigenschaften volumetrisch
gewichtet durch das Erdgasnetz propagiert.
Die Gastemperatur T und die allgemeine Gaskonstante
R m sind hierbei für das gesamte Netz konstant:
ρ m
= − 1
2⋅B i
−
(7)
Die Massenströme m . r,i werden unter Berücksichtigung
der Massenänderungen (Gl. (5)) der einzelnen Rohre
durch lösen eines linearen Gleichungssystems berechnet
und anschließend zur Bestimmung der Strömungsgeschwindigkeiten
u i und der damit verbundenen
Druckverluste Δp i verwendet:
u i
=
m r ,i
ρ m,i ( p m,i )⋅ A i
2
# 1 &
% (
$ 2⋅B i '
+ p m
⋅M i
R m
⋅T ⋅B i
(8)
Die Berechnung der Druckverluste Δp i erfolgt nach Darcy-Weisbach
[8,10] unter Verwendung des Ansatzes von
Zanke [11,12] zur Bestimmung der Rohrreibungszahl
λ m,i . Der Index 1 kennzeichnet den Eintritt in das Rohr i:
$
Δp i
= p 1,i
⋅ 1− 1− λ m,i
⋅ L i
⋅ ρ '
1,i 2
&
⋅u 1,i % D i
p )
1,i (
(9)
Zanke liefert mit seinem Ansatz eine konsistente Methode
zur Beschreibung der Rohrreibungszahl über das gesamte
laminare und turbulente Gebiet mit Gültigkeit für
sowohl hydraulisch glatte als auch hydraulisch raue
Rohre. Je nach verwendeter Topologiebeschreibung
kann sowohl die Rauheit k als auch die integrale Rauheit
k‘ verwendet werden:
Mit:
λ = λ turb
⋅α +λ lam
⋅( 1−α )
( "
lg Re
λ turb
= * −2lg$
2,7
* $ Re
) #
λ lam
= 64
Re
( ( )) 1,2
(10)
% +
k
+ '-
3,71D '-
&,
α = exp −exp − 0,0025⋅Re−6,75
(11)
(12)
( ( ( )))
(13)
Auswertungen verschiedener regionaler Verteilnetze
haben gezeigt, dass ca. 90 % aller Strömungsgeschwindigkeiten
u im Bereich zwischen 0,1 m/s und 2 m/s liegen.
Trotz der relativ geringen Strömungsgeschwindigkeiten
sind lediglich ca. 10 % der Strömungszustände
laminar, d. h. die Reynoldszahl Re ist kleiner gleich 2300.
Folglich sind ca. 90 % der Strömungszustände turbulent.
u⋅ρ ⋅D
Re =
η
(14)
Die berechneten Druckverluste Δp i werden verwendet, um
die Knotendrücke p k im Erdgasnetz zu bestimmen. Bei gegebener
Druckverteilung wird der mittlere Netzdruck solange
iteriert, bis die Masse m r,i aller Rohre bei gegebener Massenänderung
Δm r,i der Masse entspricht, die sich aus dem
Produkt von mittlerer Dichte ρ m (p m ) und geometrischem
Volumen V geo ergibt. Das prinzipielle Ablaufschema der hydraulischen
Strömungssimulation ist Bild 2 zu entnehmen.
Da sich die Druck- und Massenverteilung gegenseitig
bedingen, ist ein iteratives Verfahren erforderlich. Nach
Abbruch der Iteration werden die Strömungsgeschwindigkeiten,
Massenströme und Drücke verwendet, um die
neue Verteilung der Stoffdaten wie z.B. H s , ρ n und B i im
Gasnetz zu berechnen.
4. Validierung des Rechenkerns
Der entwickelte SmartSim Rechenkern wird mit den
Daten des 2011 im Netz Lüchow der Avacon AG durchgeführten
Feldversuchs validiert [5]. Hierbei wurden mit
einem mobilen PGC exemplarisch geeichte Messungen
an verschiedenen Ausspeisestellen durchgeführt. Eine
Darstellung der Topologie sowie die Zeit- und Standortangabe
des mobilen PGCs ist Bild 3 zu entnehmen.
−2
Oktober 2014
738 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Bild 3. Topologiedarstellung des evaluierten Verteilnetzes Lüchow. In
gelber Farbe hinterlegt ist der bei Knoten LA23 beginnende und bei
LV41 endende Pfad, welcher in Bild 5 für eine detaillierte Auswertung
verwendet wird.
Bild 2. Ablaufschema Rechenkern.
Zusätzlich wird ein Vergleich mit einer Referenz-Software
(SIMONE) [13] durchgeführt.
In Tabelle 1 ist der Vergleich zwischen den gemessenen
Brennwerten H s,gem und den mit SmartSim berechneten
Brennwerten H s,neu aufgeführt. Die Abweichungen von
SmartSim zu den Brennwerten H s,Ref der Vergleichs-Software
sind ebenfalls dargestellt. Wie in Kapitel 0 beschrieben
erfolgt die Auswertung der Abrechnungsbrennwerte
auf Monatsbasis, die relativen Abweichungen beziehen
sich jeweils auf den SmartSim-Brennwert. Es zeigen sich
keine signifikanten Abweichungen zwischen dem neu
entwickelten Rechenkern und der Referenz-Software.
Im erweiterten Zeitraum des Feldversuchs vom
01.12.2010 bis 01.10.2011 wird der SmartSim Rechenkern
weiter validiert. Dies erfolgt durch Auswertung der
relativen Brennwertdifferenz je Stunde und Knoten bezogen
auf die Software SIMONE nach Gl. (15). Auf diese
Weise wird der Vergleich von Drücken, Strömungsgeschwindigkeiten
und Volumenströmen zusammengefasst,
da die Brennwertverteilung in Gasnetzen von diesen
Größen abhängig ist. Ein weiterführender detaillierter
Vergleich ist in Bild 5 gezeigt. Die Auswertung
umfasst 671140 Stundenwerte.
ΔH s
= H s,neu
−H s,Ref
H s,Ref
(15)
Tabelle 1. Vergleich gemessener und berechneter Brennwerte während
des Feldversuchs.
Monat
SmartSim Messung Referenz
H s,neu
kWh/m 3
H s,gem
kWh/m 3
ΔH s,gem
%
In Bild 4 ist die Abweichung des SmartSim-Rechenkerns
zur Referenz als Histogramm mit relativer Häufigkeitsdichte
dargestellt. Die mittlere Abweichung von
H – s = 0,01 % zeigt, dass keine signifikanten systematischen
Abweichungen auftreten. Die Standardabweichung
liegt bei σ = 0,35 %. Insgesamt ist die sich ergebende
Form des Histogramms deutlich schmäler als eine
Normalverteilung mit gleicher Standardabweichung
und damit ein Indikator für geringe Abweichungen des
SmartSim Rechenkerns und SIMONE.
H s,Ref
kWh/m 3
ΔH s,Ref
%
12.2010 11,368 11,369 0,01 11,368 0,00
01.2011 11,334 11,338 0,04 11,334 0,00
02.2011 11,338 11,337 -0,01 11,338 0,00
03.2011 11,275 11,277 0,02 11,274 -0,01
04.2011 11,273 11,283 0,09 11,273 0,00
05.2011 11,353 11,353 0,00 11,352 -0,01
06.2011 11,355 11,354 -0,01 11,355 0,00
07.2011 11,308 11,307 -0,01 11,309 0,01
08.2011 11,211 11,213 0,02 11,211 0,00
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 739

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Bild 4. Abweichung des Kernels und der Referenz-Software. 95 % aller
Abweichungen sind betraglich kleiner als 0,174 %.
Bild 5. Detaillierter Vergleich des neuen Rechenkerns (blau) mit der Referenz-Software
(rot). In der linken Spalte sind die exemplarischen Verläufe
von Druck p, Brennwert H s , Strömungsgeschwindigkeit u und
Normvolumenstrom V . des 01.01.2011 um 06:00 dargestellt. In der rechten
Spalte finden sich die zugehörigen Mittelwerte mean und Standardabweichungen
σ sämtlicher Differenzen des Januars 2011.
Der detaillierte Vergleich des neu entwickelten Rechenkerns
und der Referenz-Software ist nachfolgend in Bild
5 und Bild 6 dargestellt. Zur Visualisierung typischer
Druckverteilungen in einem Diagramm wird der Hauptpfad
des Netzes Lüchow verwendet, welcher in Bild 3
gelb hervorgehoben ist. Der Pfad beginnt bei Knoten
LA23 und endet an Knoten LV41 und weist typischerweise
die größten Druckverluste auf. In der linken Spalte von
Bild 5 sowie Bild 6 sind die Verläufe von Druck p, Druckverlust
Δp, Brennwert H s , Strömungsgeschwindigkeit u
und Normvolumenstrom V . dargestellt. Hierzu wurde zur
Darstellung einer typischen Flusssituation mit hohem
Gasabsatz der 01.01.2011 06:00 als Zeitpunkt ausgewählt
(Bild 5). Zur Darstellung einer typischen Flusssituation
mit geringem Gasabsatz ist in Bild 6 der 01.06.2011 06:00
gezeigt. Die Abweichungen zwischen den berechneten
Drücken und den gemessenen Drücken an den Einspeisestellen
sind auf nicht geeichte Druckmesszähler zurückzuführen.
Es zeigen sich geringe Abweichungen im
Absolutdruck p zwischen SmartSim und der Referenz-
Software. Dies deckt sich auch mit den gut übereinstimmenden
Druckverlusten Δp. Der Vergleich des Brennwerts
zeigt faktisch keine Abweichungen. Die Verläufe
von Strömungsgeschwindigkeit und Normvolumenstrom
zeigen kleine Abweichungen, der qualitative Verlauf
ist jedoch deckungsgleich. Um eine belastbare Aussage
zur allgemeinen Abweichung der beiden Rechenkerne
treffen zu können, wird auf die statistischen
Parameter Mittelwert mean und Standardabweichung σ
zurückgegriffen. Diese sind in der rechten Spalte von
Bild 5 und Bild 6 zu finden und werden auf Basis aller
stündlichen Differenzen des jeweiligen Monats gebildet.
Wie bereits beschrieben zeigen sich geringe systematische
Abweichungen im Druck, der Mittelwert mean(Δp)
ist nicht Null. Die Auswertung der Druckverluste, Strömungsgeschwindigkeiten
und Normvolumenströme
zeigt sowohl sehr geringe systematische als auch sehr
geringe zufällige Abweichungen. Die Abweichungen des
Brennwerts sind zu vernachlässigen. Für alle untersuchten
Größen gilt, dass die Abweichungen im Netzabschnitt
Gistenbeck größer sind als im restlichen Netz (d. h. das
rechte Diagrammdrittel). Die Ursache liegt in einer intermittierenden
Fahrweise dieses Abschnitts. Hierbei zeigt
sich häufig, dass die stündliche Massenbilanz durch die
Referenz-Software nicht eingehalten wird.
Die benötigte Rechenzeit zur hydraulischen Simulation
eines Monats für das Netz Lüchow beträgt für den
SmartSim Rechenkern ca. 0,4 s. Durchgeführt wurde der
Benchmark auf einem Intel Core i5-3320m mit 2,6 GHz
und Windows 8.1. Somit kann SmartSim auch problemlos
für komplexe Netze angewendet werden [14].
5. Unsicherheitsberechnung
via Monte-Carlo-Simulation
Im Rahmen dieser Arbeit wird erstmals eine umfassende
Unsicherheitsberechnung für eine Brennwertverfol-
Oktober 2014
740 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
gung nach dem „Guide to the Expression of Uncertainty
in Measurement“ (GUM) [15] durchgeführt. Aufgrund
der hohen Komplexität von Verteilnetzen und der oft
unzureichenden Messinfrastruktur bietet sich das Verfahren
der Monte-Carlo-Simulation nach GUM S2 [16]
an. Hierbei wird der Zusammenhang zwischen den Unsicherheiten
der Eingangsgrößen und der resultierenden
Unsicherheit des Abrechnungsbrennwerts empirisch
ermittelt. Die Variation sämtlicher Eingangsgrößen
erfolgt parallel und zufallsverteilt in sogenannten Szenarien.
Dabei wird das Szenario mit unveränderten Eingangsgrößen
im Folgenden als Referenzszenario (Ref)
bezeichnet. Für die Unsicherheitsbestimmung auf einem
95 %-Konfidenzintervall sind mindestens 1537
Szenarien erforderlich, sodass nachfolgend die Anzahl
Szenarien auf N MC = 1600 festgelegt wird. Die volumengewichteten
Abrechnungsbrennwerte H – s des Szenarios j
am Knoten i im Monat T werden jeweils mit dem Abrechnungsbrennwert
des Referenzszenarios H – s Ref verglichen
(siehe Gl. (16)):
δH s, j ,i ,T
= H −H Ref
s, j ,i ,T s,i ,T
Ref
H s,i ,T
(16)
Die Standardunsicherheit u(δH – s,i,T ) ergibt sich dann nach
Gl. (17) und wird mit einem Erweiterungsfaktor k = 2 zur
erweiterten Messunsicherheit U(δH – s,i,T ) umgeformt:
u( δH s,i ,T ) =
N MC
( ( )) 2
1
N MC
−1 ⋅ ∑ δH −E δH s, j ,i ,T s,i ,T
j=1
(17)
Für die rechnerische Untersuchung des Verfahrens werden
für die in Bild 1 dargestellten Eingangsgrößen
Standardunsicherheiten u angenommen, welche Tabelle
2 zu entnehmen sind. Es werden zwei verschiedene
Unsicherheitsverteilungen verwendet: Zum einen die
Normalverteilung mit Angabe der Standardunsicherheit
und zum anderen eine kontinuierliche Gleichverteilung
(Rechteck-Verteilung) im Wertebereich [E–3u...
E+3u], wobei E den Mittelwert bezeichnet. Alle normalverteilten
Standardunsicherheiten werden zur Auswertung
in Rechteck-Verteilungen umgewandelt, um z. B.
physikalisch nicht mögliche negative SLP-Energieabnahmen
aufgrund großer Fehler außerhalb der 3-u-Umgebung
auszuschließen. Bedingt durch endliche Intervallgrenzen
sowie eine konstante Wahrscheinlichkeitsdichte
der Rechteckverteilung vergrößert sich die
resultierende Standardunsicherheit u res um den Faktor
√3 im Vergleich zur Standardunsicherheit u der Normalverteilung.
Nach Durchführung der Monte-Carlo-Simulation
wird die erweiterte Messunsicherheit U(δH – s,i,T )
über der Topologie visualisiert. Zur Darstellung von
Flusssituationen mit hohem bzw. niedrigem Gasabsatz
sind exemplarisch die Monate Januar und Juni in Bild 7
dargestellt. Um die Reproduzierbarkeit der Ergebnisse
Bild 6. Detaillierter Vergleich des neuen Rechenkerns (blau) mit der Referenz-Software
(rot). In der linken Spalte sind die exemplarischen Verläufe
von Druck p, Brennwert H s , Strömungsgeschwindigkeit u und
Normvolumenstrom V . des 01.06.2011 um 06:00 dargestellt. In der rechten
Spalte finden sich die zugehörigen Mittelwerte mean und Standardabweichungen
σ sämtlicher Differenzen des Juni 2011.
sicherzustellen erhält der Zufallsgenerator zur Aufprägung
der Fehler sämtlicher Eingangsgrößen vor dem
ersten MC-Szenario einen festen Initialisierungswert.
Die erweiterte Messunsicherheit U(δH – s,i,T ) ist stark
von den verschiedenen Ausspeiseknoten und somit
grundsätzlich vom Strömungszustand des Netzes abhängig.
Es ist zu beachten, dass die in Tabelle 2 angegebenen
Unsicherheiten sehr konservativ abgeschätzt
sind und sich dies auch auf die resultierenden Unsicherheiten
auswirkt. Ferner werden die Einspeisebrennwerte
von Erdgas und Bioerdgas künstlich auf eine Differenz
von 7,4 % gesetzt, um unkonditioniertes Bioerdgas
zu simulieren. 95 % aller erweiterten Unsicherheiten
U(δH – s,i,T ) sind kleiner gleich 0,43 %.
Alle erweiterten Unsicherheiten bleiben deutlich unterhalb
der maximalen Grenze von 2 % [3]. Im Januar
liegt die maximale erweiterte Unsicherheit unterhalb
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 741

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Tabelle 2. Standardunsicherheiten der Eingangsgrößen für die Monte-
Carlo-Simulation (MCS).
Größe
Standardunsicherheit
MCS
Art u u res Verteilung
Rohrrauheit r. [0,001 … 0,1] 52,0 % [20 % … 200 %]
Rohrlänge n. 5 % 8,7 % [85 % … 115 %]
Rohrdurchmesser n. 2 % 3,5 % [94 % … 106 %]
SLP-Energie 1
n. 10 % 17,3 % [70 % … 130 %]
(systematisch, alle Knoten)
SLP-Energie 2
n. 10 % 17,3 % [70 % … 130 %]
(systematisch, einzelne Knoten)
SLP-Energie 3
n. 10 % 17,3 % [70 % … 130 %]
(Stundenwert, alle Knoten)
gemessene Abnahme n. 1 % 1,7 % [97 % … 103 %]
Einspeisevolumen n. 1 % 1,7 % [97 % … 103 %]
Einspeisedruck n. 2 % 3,5 % [94 % … 106 %]
Gastemperatur r. [3°C … 13°C] 1,0 % [98,2 % … 101,8 %]
von U(δH – s,i,T ) ≤ 0,6 %, im Juni unterhalb von U(δH– s,i,T ) ≤ 0,3 %.
Die Lokation der größten Unsicherheit ist hierbei abhängig
von der jeweiligen Strömungssituation. So tritt
im Januar im Teilabschnitt zwischen Bioerdgasanlage
und der Einspeisestelle Dannenberg eine Pendelzone
von Erdgas und einem Bioerdgas-Erdgas Gemisch auf,
welche verhältnismäßig hohe Unsicherheiten zur Folge
hat. Im Juni hingegen wird der obere Teil des Netzes fast
vollständig mit Bioerdgas versorgt, lediglich im rechten
Teilabschnitt befindet sich eine Mischzone. In dieser
Mischzone tauchen die größten Unsicherheiten auf.
6. Fazit
In diesem Artikel wird ein neu entwickelter Rechenkern
zur Simulation von Gasverteilnetzen vorgestellt. Dieser
zeichnet sich durch hohe Genauigkeit und extrem kurze
Rechenzeiten aus. Durch die Integration des neuen Rechenkerns
in die von E.ON Technologies entwickelte
SmartSim-Software zur Brennwertverfolgung lassen
sich so komplexe Netze sehr effizient berechnen. Die
Bild 7. Visualisierung der mit k = 2 erweiterten Messunsicherheit U(δH – s,i,T ) für die Monate Januar und Juni 2011 nach
N MC = 1600 Monte-Carlo-Durchläufen. Im oberen Teil der Grafik sind die zugehörigen mittleren Strömungszustände dargestellt.
Oktober 2014
742 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Validierung des Rechenkerns erfolgt sowohl auf Basis
von Messungen mit einem mobilen Prozessgaschromatografen
als auch durch Vergleich mit etablierter Simulationssoftware.
Sowohl für Strömungsgeschwindigkeiten,
Volumenströme, Drücke und Brennwerte zeigen
sich sehr gute Übereinstimmungen. Zusätzlich wird
erstmals eine Unsicherheitsbetrachtung für die ermittelten
Brennwerte mittels einer Monte-Carlo-Simulation
nach dem „Guide to the Expression of Uncertainty in
Measurement“ durchgeführt. Die Ergebnisse werden
exemplarisch anhand eines regionalen Verteilnetzes der
Avacon AG dargestellt. Trotz konservativer Schätzung
der Eingangsunsicherheiten bleiben die erweiterten
Unsicherheiten unterhalb von 0,6 %. Die Anwendung
des neu entwickelten Rechenkerns für Transportnetze
ist Gegenstand aktueller Untersuchungen.
Literatur
[1] Weimann, A.: Modellierung und Simulation der Dynamik von
Gasverteilnetzen im Hinblick auf Gasnetzführung und Gasnetzüberwachung.
Dissertation. München; 1987.
[2] Lappus, G.: Analyse und Synthese eines Zustandsbeobachters
für große Gasverteilnetze. Dissertation. München; 1983.
[3] Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches. G 685
Gasabrechnung. Bonn: DVGW; 2008.
[4] Schley, P.; Schenk, J. und Hielscher, A.: Brennwertverfolung in
Verteilnetzen: Teil 1 - Entwicklung und Validierung des Verfahrens.
GWF / Gas, Erdgas 2011;152(9):552–6.
[5] Schenk, J.; Schley, P. und Hielscher, A.: Brennwertverfolgung in
Verteilnetzen: Teil 2 - Auswertung Feldversuch und Implementierung.
GWF / Gas, Erdgas 2011(10):676–83.
[6] Hielscher, A.; Fiebig, C.; Span, R.; Schley, P. und, Schenk, J.: Gas
Quality Tracking in distribution grids with SmartSim - a new
kernel for flow calculation. Proceedings IGRC 2014;2014.
[7] Hellwig, M.: Entwicklung und Anwendung parametrisierter
Standard-Lastprofile. Dissertation. München; 2003.
[8] Mischner, J.; Fasold, H.-G. und Kadner, K.: gas2energy.net mit
DVD: Systemplanerische Grundlagen der Gasversorgung.
München: Oldenbourg Industrieverlag; 2011.
[9] ISO. Natural gas: Calculation of compression factor = Gaz
naturel calcul du facteur de compression. 2 nd ed. Geneva:
ISO; 2006.
[10] Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches. GW 303-1
Berechnung von Druckverlusten bei der Gasverteilung.
Bonn: DVGW; 2006.
[11] Zanke, U.: Zur Berechnung von Strömungswiderstandsbeiwerten.
Wasser & Boden 1993.
[12] Zanke, U.: Zum Übergang hydraulisch glatt- hydraulisch
rauh. Wasser & Boden 1996.
[13] Liwacom. Simone Software Benutzerhandbuch Version 5.6 2007.
[14] Fiebig, C.; Hielscher, A.; Span, R.; Gulin, A.; Rickelt, S. und
Schley, P.: Gas Quality Tracking in distribution grids with
SmartSim - Application in complex and meshed grids. Proceedings
IGRC 2014;2014.
[15] ISO/IEC. Evaluation of measurement data - Guide to the expression
of uncertainty in measurement(98-3).
[16] ISO/IEC. Evaluation of measurement data - Supplement 1 to the
“Guide to the expression of uncertainty in measurement” - Propagation
of distributions using a Monte Carlo method(98-3-1).
Autoren
Dipl.-Ing. Andreas Hilscher
Lehrstuhl für Thermodynamik |
Ruhr-Universität Bochum |
Bochum |
Tel. +49 234 32 – 26 409 |
E-Mail: a.hielscher@thermo.rub.de
M.Sc. Christian Fiebig
Lehrstuhl für Thermodynamik |
Ruhr-Universität Bochum |
Bochum |
Tel. +49 234 32 – 26409 |
E-Mail: c.fiebig@thermo.rub.de
Dr.-Ing. Peter Schley
E.ON Technologies GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 184-8323 |
E-Mail: peter.schley@eon.com
Prof. Dr.-Ing. Roland Span
Lehrstuhl für Thermodynamik |
Ruhr-Universität Bochum |
Bochum |
Tel. +49 234 32 – 23033 |
E-Mail: r.span@thermo.rub.de
Prof. Dr.-Ing. Joachim Schenk
Hochschule für angewandte
Wissenschaften |
München |
Tel. +49 89 1265-1627 |
E-Mail: joachim.schenk@hm.edu
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 743

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
Wasserstoff und Synthesegas
in Erdgasnetzen
Positionspapier zur Anwendung der Vorschriften der Einspeisung von
Biogas auf die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan in
Gasversorgungsnetze
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
1. Hintergrund
Die Umwandlung von erneuerbarem Strom in Wasserstoff
sowie von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid
(oder auch Kohlenstoffmonoxid) in synthetisches Methan
(Power to Gas), welche in die Gasinfrastruktur eingespeist,
gespeichert und zu unterschiedlichen Kunden
transportiert werden können, ist eine vielversprechende
Option zur Integration erneuerbarer Energien in andere
Nutzungspfade. Power to Gas kann dazu beitragen, die
CO 2 -Emissionen in den verschiedenen Verbrauchssektoren
zu reduzieren, indem das erneuerbar erzeugte Gas
fossile Energieträger in der Mobilität, der Industrie, der
Wärmeversorgung und der Stromerzeugung ersetzt.
Darüber hinaus kann Power to Gas als Stromspeicher
dazu beitragen, die durch Wind- und Sonnenenergie
zunehmenden Schwankungen in der Stromerzeugung
über längere Zeiträume hinweg auszugleichen bzw. in
Zeiten besonders hoher erneuerbarer Erzeugung nicht
direkt in das Stromnetz integrierbaren Strom langfristig
nutzbar zu machen. Dabei hat die Einspeisung von Wasserstoff
den Vorteil, dass durch die Vermeidung einer
weiteren Umwandlung des Wasserstoffes in synthetisches
Methan der Wirkungsgrad höher und aufgrund
des Verzichts auf eine Methanisierungsanlage die Investitions-
und Betriebskosten geringer sind sowie eine
Beschaffung des Kohlenstoffdioxids für die Methanisierung
entfallen kann. Allerdings sind der Beimischung
von Wasserstoff derzeit Grenzen gesetzt, da die Verbrauchsanlagen
vieler Letztverbraucher, die Speicher
sowie die Netze selbst nur eine begrenzte Menge an
Wasserstoff vertragen. Anpassungsmaßnahmen sind
mit weiteren Kosten verbunden, über deren Ausmaß
und Höhe bisher verlässliche Untersuchungen fehlen.
Die Einspeisung von synthetischem Methan hat wiederum
den Vorteil, dass es kaum technische Restriktionen
bei der Einspeisung gibt.
Um die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem
Methan zu fördern, wurden beide in die Definition
des Biogasbegriffs nach § 3 Nr. 10c des Energiewirtschaftsgesetzes
(EnWG) aufgenommen, unter der Voraussetzung,
dass sie überwiegend aus erneuerbaren
Energien stammen. Dies hat zur Folge, dass Teil 6 der
Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) einschl. der §§ 19
Abs. 1 S. 3, 20a, 20b der Gasnetzentgeltverordnung
(GasNEV) auf die Einspeisung von erneuerbarem
Wasser stoff und synthetischem Methan unmittelbar
Anwendung finden (privilegierter Anschluss, privilegierte
Einspeisung, Biogasbilanzierung, Wegfall Einspeiseentgelte,
pauschales Entgelt für vermiedene Netzkosten,
Umlage der Kosten des Gasnetzbetreibers). Hieraus
ergeben sich aufgrund der Unterschiede in der erforderlichen
Anlagentechnik zur klassischen Biogaserzeugung
und -aufbereitung (Elektrolyseur und Methanisierungsanlage
anstatt Fermenter und Aufbereitung) und der
Gasbeschaffenheit einige Auslegungsfragen, die bislang
noch nicht im Bereich der Biogaseinspeisung
geklärt wurden. Im Übrigen gilt die Rechtslage zur
Einspeisung von sonstigem Biogas nach § 3 Nr. 10c
EnWG grundsätzlich auch für die Einspeisung von erneuerbarem
Wasserstoff und synthetischem Methan. 1
Bereits die ersten der Bundesnetzagentur vorliegenden
Anfragen bedurften einer Einschätzung zu
den maßgeblichen rechtlichen Grundsatzfragen der
Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan.
Um eine größtmögliche Transparenz zu wahren,
soll dieses Positionspapier die grundlegenden Fragestellungen
im Zusammenhang mit der Anwendbarkeit
der Vorschriften zur Biogaseinspeisung auf die Einspeisung
von Wasserstoff und synthetischem Methan
darstellen und erörtern.
1 Insoweit kommen grundsätzlich auch die bislang im Rahmen
der Biogaseinspeisung ergangenen Entscheidungen der Regulierungsbehörden
und Gerichte zur Anwendung: Bundesnetzagentur,
Beschlussvom 03.03.2010 (BK7-09-005), Beschluss vom
25.02.2011 (BK7-10-191), Beschluss vom 26.02.2013 (BK7-12-
215); Landesregulierungsbehörde Nordrhein-Westfalen, Beschlüsse
vom 21.02.2011 und 18.06.2012 (V B 4 - 38-26), OLG
Düsseldorf, Beschluss vom 14.12.2011 (VI 3-Kart 25/11), Beschluss
vom 22.08.2012 (VI 3-Kart 205/12), Beschluss vom
19.12.2013 (VI-5 Kart 25/13); BGH, Beschluss vom 11.12.2012
(EnVR 8/12).
Oktober 2014
744 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
2. Netzanschluss
2.1 Anwendungsbereich der Vorschriften zur
Biogaseinspeisung
Der Anwendungsbereich des Teils 6 der GasNZV sowie
der §§ 19 Abs. 1 S. 3, 20a, 20b GasNEV ist gem. § 3 Nr. 10c
EnWG eröffnet, wenn der Wasserstoff und das Kohlenstoffdioxid
nachweislich weit überwiegend, d. h. zu mindestens
80 Prozent (BT-Drs. 17/6072, S. 50), aus erneuerbaren
Energiequellen im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG
vom 23.04.2009 und Kohlenstoffdioxid erneuerbarer
Herkunft hergestellt wurde. Energie aus erneuerbaren
Quellen ist gem. Art. 2 lit. a) RL 2009/28/EG Energie aus
erneuerbaren, nicht fossilen Energiequellen, d. h. Wind,
Sonne, aerothermische, hydrothermische und geothermische
Energie, Meeresenergie, Wasserkraft, Biomasse,
Deponiegas, Klärgas und Biogas. 2 Maßgeblicher Zeitraum
für die Erfüllung des Merkmals des weit überwiegenden
Einsatzes von Strom aus erneuerbaren Energiequellen
ist das Kalenderjahr bzw. bei unterjährigem
Beginn der Einspeisung das Rumpfkalenderjahr.
Die Gewährung der Privilegierungen der Vorschriften
zur Biogaseinspeisung setzt zwar insoweit einen Nachweis
der biogenen Eigenschaft des Gases im Sinne des
§ 3 Nr. 10c EnWG voraus. Dieser Pflicht ist jedoch grundsätzlich
durch entsprechende Angaben des Anlagenbetreibers
über die Herkunft des Stroms in den Datenblättern
bzw. Formularen des Gasnetzbetreibers zum
Anschlussbegehren genüge getan. 3 Dass der Gasnetzbetreiber
vom Einspeiser einen weitergehenden oder gar
dauerhaften und wiederholten Nachweis der biogenen
Eigenschaft (bspw. durch Zertifikate) fordert, ist nur ausnahmsweise
dann erforderlich und zulässig, wenn dem
Gasnetzbetreiber konkrete Anhaltspunkte für ein Fehlen
der biogenen Eigenschaft des Gases vorliegen.
Dies deckt sich grundsätzlich auch mit den Anforderungen
der Einspeisung von sonstigem Biogas. Auch
hier ist nicht die Vorlage von Gutachten o. ä. über die Art
der Einsatzstoffe erforderlich. Zudem setzt die Verwendung
des eingespeisten Gases als erneuerbares Produkt
sowohl im Strom-, Wärme als auch Kraftstoffsektor umfangreiche
und praxiserprobte Nachweisverfahren voraus,
so dass eine Missbrauchsgefahr grundsätzlich alleine
schon aus diesem Grund derzeit als gering einzustufen
ist. Die Verwendung eingespeisten erneuerbaren Wasserstoffs
oder synthetischem Methans als „graues“, nicht
erneuerbares Produkt, die mithin einen verwendungsseitigen
Nachweis entfallen ließe, erscheint hingegen
aus wirtschaftlichen Gründen als eher unwahrschein-
2
Die Begriffe der aerothermischen, hydrothermischen und geothermischen
Energie sowie der Biomasse sind ihrerseits unter
Art. 2 lit. b) bis e) definiert.
3 Sofern die Datenblätter/Formulare der Netzbetreiber dies nicht
vorsehen, kommt alternativ auch die Vorlage eines Anlagenbetriebskonzeptes,
welches die nachvollziehbare Herkunft des
Stroms darlegt, durch den Anlagenbetreiber in Betracht.
lich. Sollte sich dies ändern, oder aus anderen Gründen
ein Missbrauchspotenzial erkennbar werden, bedürfte
es – vergleichbar den Verwendungsnachweisen in der
Strom- und Wärmeerzeugung sowie im Kraftstoffsektor
– einer konkreten gesetzlichen Regelung zum Nachweis
der erneuerbaren Eigenschaft des eingesetzten Stroms,
um die mit einem detaillierten Nachweismechanismus
verbundenen Rechtsunsicherheiten zu vermeiden. Hinsichtlich
des Einsatzes von erneuerbarem Kohlenstoffdioxid
erscheint eine Missbrauchsgefahr, ähnlich der
Einspeisung von sonstigem Biogas, noch geringer, da
das Kohlenstoffdioxid in der Regel vor Ort (bspw. in Biogasaufbereitungsanlagen)
anfällt.
Im Übrigen wird der Anwendungsbereich auch nicht
über § 32 Nr. 1 bis 3 GasNZV ausgeschlossen. Die Vorschrift
definiert den Anschluss zwar als Verbindung zwischen
Biogasaufbereitungsanlage und bestehendem
Gasversorgungsnetz, den Anschlussnehmer als Betreiber
einer Anlage, mit der Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet
wird, und als Anlage die Anlage zur Aufbereitung
von Biogas auf Erdgasqualität. Allerdings muss
insoweit die Definition des Biogasbegriffs nach § 3 Nr. 10c
EnWG berücksichtigt werden, dessen Erweiterung um
erneuerbaren Wasserstoff und erneuerbares synthetisches
Methan gerade den Anwendungsbereich der Biogasvorschriften
der GasNZV und der GasNEV für beide
Gase öffnen sollte. Daher sind im Rahmen dieser Vorschriften
Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff und
synthetischem Methan rechtlich wie Biogasaufbereitungsanlagen
zu behandeln. 4
2.2 Anschlusspflicht
Der Netzbetreiber hat gem. § 33 Abs. 1 S. 1 GasNZV Elektrolyseure
und Methanisierungsanlagen, die überwiegend
erneuerbare Energien im Sinne des § 3 Nr. 10c
EnWG einsetzen, vorrangig an das Gasversorgungsnetz
anzuschließen. Der Netzbetreiber kann den Netzanschluss
gem. § 17 Abs. 2 EnWG, § 33 Abs. 8 S. 1 GasNZV
nur dann verweigern, wenn dieser technisch unmöglich
oder wirtschaftlich unzumutbar ist. Der Netzbetreiber
hat die wirtschaftliche Unzumutbarkeit anhand der
konkreten Umstände des Einzelfalls zu prüfen und dabei
alle im konkreten Einzelfall relevanten Belange abzuwägen.
5 Lediglich wenn die Belange des Netzbetrei-
4 Dies gilt im Übrigen auch für Anlagen zur Erzeugung von sonstigem
Biogas, soweit ausnahmsweise nicht aufbereitetes (Roh-)
Biogas eingespeist werden kann; s. 2.3 Anschlussverfügbarkeit…,
in diesem Beitrag.
5
BGH, Beschluss vom 11.12.2012, EnVR 8/12, S. 7. Dabei sind Belange
auf Seiten des Netzbetreibers u.a. die Kosten des Anschlusses
und etwaiger kapazitätserhöhender Maßnahmen,
während auf Seiten des Anschlussnehmers insbesondere die
Angewiesenheit auf den konkret gewünschten Anschluss maßgebend
ist.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 745

| FACHBERICHTE
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Gasbeschaffenheit
bers Vorrang vor den Belangen des Anschlussnehmers
haben, kann er den Anschluss verweigern. 6
Eine intermittierende Einspeisung des Wasserstoffes
oder synthetischen Methans, d.h. eine fluktuierende
Einspeisung aufgrund einer flexiblen Erzeugung von
Wasserstoff bzw. synthetischem Methan beispielsweise
aus Wind- oder PV-Strom, führt allein nicht zu einer
wirtschaftlichen Unzumutbarkeit. Insbesondere ist die
ganzjährige Einspeisung kein notwendiges Kriterium
einer wirtschaftlichen Zumutbarkeit, gerade wenn
das Anlagenkonzept die intermittierende Einspeisung
von Wasserstoff bzw. synthetischem Methan vorsieht.
Derartige Geschäftskonzepte müssen möglich bleiben,
da gerade die Einspeisung von Wasserstoff und
synthetischem Methan aus fluktuierenden erneuerbaren
Stromquellen zum Strukturausgleich auf einer solch
intermittierenden Umwandlung bzw. Einspeisung beruht.
Zudem wird die Einspeisung von Wasserstoff
aufgrund eines geringeren Gasflusses in den Sommermonaten
oftmals nicht ganzjährig möglich sein. Daher
ist der Anschlussnehmer darauf angewiesen, dass der
Anschluss bei der Einspeisung von Wasserstoff und
synthetischem Methan auch dann gewährt wird, wenn
er nicht ganzjährig genutzt wird.
2.3 Anschlussverfügbarkeit und Mindesteinspeisekapazität
Der Netzbetreiber hat gem. § 33 Abs. 2 S. 1 GasNZV die
Verfügbarkeit des Netzanschlusses dauerhaft, mindestens
aber zu 96 Prozent, sicherzustellen. Die Verfügbarkeit
bezieht sich dabei auf das Kalenderjahr. Dies bedeutet,
dass der Netzbetreiber dafür Sorge zu tragen hat,
dass der Netzanschluss, d.h. die Anschluss- bzw. Einspeiseanlage
und die Anschlussleitung, zu mindestens 96
Prozent eines Kalenderjahres für die geplante Einspeisung
zur Verfügung steht. Zudem hat der Netzbetreiber
dem Anschlussnehmer gem. § 33 Abs. 6 S. 4 GasNZV eine
im Rahmen des Netzanschlussvertrags bestimmte
Mindesteinspeisekapazität zu garantieren. Diese entspricht
grundsätzlich der begehrten Einspeisekapazität,
es sei denn, das Netz kann die begehrte Kapazität nicht
aufnehmen und kapazitätserhöhende Maßnahmen sind
technisch unmöglich oder wirtschaftlich unzumutbar;
vgl. §§ 33 Abs. 10, 34 Abs. 2 S. 3 GasNZV. Zudem kann
der Netzbetreiber die Mindesteinspeisekapazität an die
ermittelte zulässige Wasserstoffeinspeisung anpassen,
falls die begehrte Einspeisung aufgrund fehlender Netzverträglichkeit
nicht vollständig zugesagt werden
kann. 7 Vorübergehende Schwankungen – Steigerungen
und Absenkungen – der insoweit zulässigen Wasserstoffeinspeisung
sind bei der garantierten Mindesteinspeisekapazität
grundsätzlich jedoch nicht zu berücksichti-
gen, es sei denn sie sind vorhersehbar. In diesem Fall
können sie von vorneherein im Rahmen der Mindesteinspeisekapazität
berücksichtigt werden.
Auch eine Anschlussnutzung und Einspeisung im
intermittierenden Betrieb entbindet den Netzbetreiber
nicht von den Verpflichtungen der §§ 33 Abs. 2 und
6 S. 4 GasNZV. Der Netzanschluss muss also auch bei
einer intermittierenden Fahrweise zu 96 Prozent eines
Kalenderjahres verfügbar sein. Wenn allerdings der
Netzbetreiber den Anschluss zu mehr als 4 Prozent
über ein Kalenderjahr nicht vorhält, während der Ausfallzeit
der Anschluss jedoch nicht durch den Einspeiser
genutzt wird, bleibt die Nichteinhaltung der Anschlussverfügbarkeit
für den Netzbetreiber grundsätzlich
folgenlos. Dieser Umstand ist insbesondere bei
geplanten Unterbrechungen der Anschlussverfügbarkeit
wie bspw. Wartungsarbeiten relevant. Vergleichbares
gilt auch für die garantierte Mindesteinspeisekapazität:
Diese muss ebenfalls während das ganzen
Jahres vorgehalten werden. In einem Zeitraum in welchem
die Kapazität jedoch aufgrund des intermittierenden
Betriebs nicht durch den Einspeiser genutzt
wird, bleibt ein vorübergehender Ausfall der Kapazität
folgenlos.
Hinsichtlich der Wasserstoffverträglichkeit finden die
Vorschriften des § 33 Abs. 2 S. 1 und Abs. 6 S. 4 GasNZV
jedoch keine Anwendung. Die Pflicht zur Sicherstellung
einer Mindestanschlussverfügbarkeit bezieht sich
nicht auf die Wasserstoffverträglichkeit des Netzes,
sondern vielmehr auf die tatsächliche technische Verfügbarkeit
der Netzanschlussanlagen im Sinne des § 32
Nr. 2 GasNZV selbst. Auch die garantierte Mindesteinspeisekapazität
nach § 33 Abs. 6 S. 4 GasNZV greift hier
nicht, da sich diese alleine auf die Aufnahmekapazität
des Netzes und nicht auf die Netzverträglichkeit des
Wasserstoffs bezieht. 8
Die garantierte Mindesteinspeisekapazität kann daher
nachträglich reduziert oder entzogen werden, wenn
nachweislich feststeht, dass eine technische Minderung
oder Einstellung der Wasserstoffeinspeisung dauerhaft,
d. h. nicht bloß vorübergehend, erforderlich ist. 9 Wird
die Wasserstoffeinspeisung dauerhaft gemindert, kann
auch die garantierte Mindesteinspeisekapazität nur
maximal in gleichem Umfang gemindert werden. Wird
dementsprechend bei einer bloß vorübergehend erforderlichen
Reduzierung der Wasserstoffeinspeisung die
Mindesteinspeisekapazität nicht gekürzt, haftet der
Netzbetreiber für die Dauer der fehlenden Wasserstoffverträglichkeit
aus vorgenannten Gründen jedoch
nicht aus der weiterhin vorzuhaltenden Garantie der
Mindesteinspeisekapazität. Umgekehrt muss die Mindesteinspeisekapazität
nachträglich erhöht werden,
6
BGH, Beschluss vom 11.12.2012, EnVR 8/12, S. 7.
7
Siehe: 3. Netzzugang, in diesem Beitrag.
8
Siehe: 3. Netzzugang, in diesem Beitrag.
9
Siehe: 3.3 Änderung maßgeblicher…, in diesem Beitrag.
Oktober 2014
746 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
wenn eine technische Erhöhung der Wasserstoffeinspeisung
dauerhaft möglich ist. Falls sich nachträglich
herausstellt, dass es zu vorübergehenden Steigerungen
kommt, sind diese ebenfalls bei der garantierten
Mindesteinspeisekapazität zu berücksichtigen, es
sei denn die Steigerungen sind nicht vorhersehbar.
3. Netzzugang
3.1 Rechtsgrundlagen
Der Netzbetreiber hat gem. § 34 Abs. 1 S. 1 GasNZV
vorrangig Einspeiseverträge mit den Einspeisern von
Wasserstoff und synthetischem Methan aus überwiegend
erneuerbaren Energien im Sinne des § 3 Nr. 10c En-
WG abzuschließen. Der Netzbetreiber kann jedoch
den Zugang bzw. die Einspeisung gem. § 34 Abs. 2 S. 1
GasNZV wegen technischer Unmöglichkeit oder wirtschaftlicher
Unzumutbarkeit verweigern. Zudem kann
er gem. § 34 Abs. 1 S. 1 HS. 2 GasNZV i.V.m. § 36 Abs. 1
S. 1 GasNZV Zugang bzw. Einspeisung auch bei fehlender
Netzkompatibilität bzw. Netzverträglichkeit des
einzuspeisenden Gases verweigern.
Nach gegenwärtiger Rechtslage sind alle Netznutzer
gem. § 19 Abs. 1 und 2 GasNZV i.V.m. § 49 Abs. 2 und
3 EnWG verpflichtet, das einzuspeisende Gas netzkompatibel
zu halten. D. h. der Netznutzer ist verpflichtet,
das Gas mit einer Beschaffenheit einzuspeisen, die einen
sicheren Netzbetrieb und eine sichere Verwendung
des Gases gewährleistet. Die technischen Anforderungen
richten sich gem. § 49 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 EnWG
grundsätzlich nach den DVGW- Arbeitsblättern in ihrer
jeweils geltenden Fassung. Diese Verpflichtung trifft
gem. § 34 Abs. 1 S. 1 GasNZV i.V.m. § 36 Abs. 1 S. 1 GasNZV
auch den Einspeiser von Biogas, mit einer Einschränkung:
Der Verordnungsgeber hat hinsichtlich der einzuhaltenden
Grenzwerte für Biogaseinspeiser in § 36 Abs.
1 Satz 1 GasNZV auf die DVGW-Regelwerke G 260 und
G 262 verwiesen, so wie sie im Jahre 2007 Bestand hatten,
d. h. nachträgliche inhaltliche Änderungen der Arbeitsblätter
kommen für den Biogaseinspeiser grundsätzlich
nicht zur Anwendung. 10 Die DVGW-Arbeitsblätter
geben wiederum brenntechnische Kenndaten und
Grenzwerte für Gasbegleitstoffe vor, welche die Netzkompatibilität
des einzuspeisenden Gases gewährleisten.
Da es sich bei Wasserstoff um ein Gas handelt, das
sich in Zusammensetzung und brenntechnischen Kenndaten
wesentlich vom Erdgas und anderen netzkompatiblen
Gasen unterscheidet und – ohne Durchmischung
– zu Schäden an Netzen, Speichern und Kundenanlagen
führen kann, ist reiner Wasserstoff nicht netzkompatibel.
Allerdings kann der Wasserstoff dennoch netzver-
träglich sein, soweit hinter dem Einspeisepunkt die
Durchmischung mit netzkompatiblem Gas dazu führt,
dass keine Auswirkungen auf die Interoperabilität des
Gasversorgungsnetzes zu befürchten sind. Dies ergibt
sich bereits aus der Auslegung der §§ 49 EnWG sowie
19, 34 und 36 GasNZV. In den Arbeitsblättern des DVGW
wird dies dahingehend konkretisiert, dass nicht netzkompatible
Gase wie reiner Wasserstoff als sog. Zusatzgas
gegenüber Erdgas als sog. Grundgas in bestehenden
Gasversorgungsnetzen eingespeist werden können;
vgl. Nr. 2.2 DVGW-Arbeitsblatt G 260 (Stand 2000).
Dabei bestimmt zunächst das Brennverhalten die Höhe
der Zumischung; vgl. Nr. 2.2 DVGW-Arbeitsblatt G 260.
Darüber hinaus hat die Einspeisung von Zusatzgas so zu
erfolgen, dass die Anforderungen der öffentlichen Gasversorgung
hinter dem Einspeisepunkt erfüllt werden;
vgl. Nr. 4.1.3 DVGW-Arbeitsblatt G 262 (Stand 2004).
Dies bedeutet, dass eine Einspeisung von Wasserstoff
solange und soweit zulässig ist, als dass die Sicherheit
und Interoperabilität des jeweiligen Einspeisenetzes, etwaig
nach- oder vorgelagerter Gasversorgungsnetze
und an die betroffenen Netze angeschlossener Speicher
und Kunden gewährleistet bleiben.
Der Netzbetreiber ist jedoch nicht verpflichtet, darüberhinausgehend
die Wasserstoffverträglichkeit seines
Netzes anzuheben. Die Regelungen zur Mindestanschlussverfügbarkeit
und Mindesteinspeisekapazität
greifen hier nicht. 11 Ferner handelt es sich auch nicht
um Maßnahmen nach § 34 Abs. 2 Satz 3 GasNZV, da der
Netzbetreiber insoweit nur Maßnahmen zur Erhöhung
der Kapazität in seinem Netz zu ergreifen hat, nicht jedoch
Maßnahmen, welche die fehlende Netzkompatibilität
des einzuspeisenden Gases aufheben. So kann es
dem einzuspeisenden Gas an der Netzkompatibilität
fehlen, obwohl für die Einspeisung eine ausreichende
Kapazität im Netz vorhanden wäre.
Dieser Wertung steht auch nicht die Aufnahme von
Wasserstoff in die Definition des Biogasbegriffs nach § 3
Nr. 10c EnWG entgegen. Dies zeigt insbesondere ein
Vergleich mit der Rechtslage bei der Einspeisung von
nicht aufbereitetem Biogas (sog. Rohbiogas), welches
ebenfalls bei Einspeisung nicht netzkompatibel ist.
Auch für die Einspeisung von Rohbiogas kommen gem.
§ 3 Nr. 10c EnWG die Vorschriften zur Biogaseinspeisung
gem. §§ 31ff. GasNZV zur Anwendung, da der Biogasbegriff
des § 3 Nr. 10c EnWG hinsichtlich der Rohstoffe alle
Formen von Biogas, d.h. Gas aus Biomasse, Klärgas, Deponiegas
und Grubengas erfasst, unabhängig von der
jeweiligen Verarbeitungsstufe und spezifischen Zusammensetzung
sowie unabhängig von ihrer Netzverträg-
10 Daneben ist der Netzbetreiber verantwortlich für die Herstellung
des für die Einspeisung erforderlichen Druckes sowie für
die Einhaltung der Anforderungen an die Gasabrechnung nach
DVGW-Arbeitsblatt G 685; vgl. § 36 Abs. 1 S. 5 und Abs. 3 Gas-
NZV.
11
Siehe: 2.3 Anschlussverfügbarkeit…, in diesem Beitrag.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 747

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Gasbeschaffenheit
lichkeit. 12 Würde dem Netzbetreiber jedoch – entgegen
der bestehenden gesetzlichen Regelung der §§ 34 Abs.
1 S. 1, 36 Abs. 1 S. 1 GasNZV – die Verantwortung auferlegt,
das einzuspeisende Biogas netzkompatibel bzw.
netzverträglich zu halten, müsste er im Falle der fehlenden
Netzverträglichkeit bei der Einspeisung von Wasserstoff,
Rohbiogas oder sonstigen nicht netzkompatiblen
Gasen, die unter die Definition des § 3 Nr. 10c EnWG
fallen, entweder sein Netz entsprechend ertüchtigen
oder – falls dies technisch unmöglich oder unwirtschaftlich
ist – selbst die erforderlichen Biogasaufbereitungsoder
Methanisierungsanlagen bauen und betreiben.
Dies ist jedoch nicht Sinn und Zweck des § 3 Nr. 10c En-
WG und – wie insbesondere der Vergleich zum Rohbiogas
zeigt – auch nicht der Sinn und Zweck der Erweiterung
des § 3 Nr. 10c EnWG um erneuerbaren Wasserstoff
und erneuerbares synthetisches Methan. Eine derartige
Auslegung würde das in den §§ 19 Abs. 1 und 2, 34
Abs. 1 S. 1 sowie 36 Abs. 1, S. 1 GasNZV verankerte Prinzip
aufheben, dass der Einspeiser dafür Sorge zu tragen
hat, dass das einzuspeisende Gas netzkompatibel bzw.
netzverträglich ist.
3.2 Prüfung der Netzkompatibilität 13
Der Netzbetreiber hat zunächst nach Eingang eines Anschlussbegehrens
im Rahmen der Prüfung des Begehrens
anhand der Ist-Situation sowie bereits zum Zeitpunkt
des Anschlussbegehrens absehbarer Änderungen
in seinem Netz zu prüfen, welche maximal zulässige
Einspeisung an Wasserstoff in sein Netz möglich ist. Die
Kosten der Prüfung trägt gem. § 33 Abs. 5 S. 5 Gas- NZV
grundsätzlich der Anschlussnehmer, soweit die Prüfung
sich nicht auf eine kapazitätserhöhende Maßnahme im
Sinne des § 34 Abs. 2 S. 3 GasNZV wie bspw. eine Rückspeisung
in ein vorgelagertes Netz bezieht. Im Rahmen
der Anschlussprüfung muss der Netzbetreiber insbesondere
den maximal zulässigen Wasserstoffgehalt in
seinem Netz sowie die zulässige Einspeisemenge bzw.
-kapazität berechnen. Zu diesem Zweck hat er die Faktoren
in seinem Netz und ggf. nach- oder vorgelagerten
Netzen zu ermitteln, die begrenzend auf die Einspeisung
von Wasserstoff wirken können. Dabei ist zu unterscheiden
zwischen solchen Beschränkungen, die sich
aus der allgemeinen Gasversorgung ergeben und solchen,
die sich lediglich aus den Anforderungen bestimmter
Kundengruppen ergeben (Bsp.: Stoffliche Nut-
12 Die Aufzählung von Biomethan in § 3 Nr. 10c EnWG ist daher
rein deklaratorischer Natur und hat gegenüber den übrigen
Aufzählungen keine eigenständige Bedeutung; sie unterstreicht
jedoch nochmals, dass auch nicht netzkompatible Gase dem
Biogasbegriff des § 3 Nr. 10c EnWG unterliegen.
13 Die folgenden beiden Kapitel beziehen sich lediglich auf die
Wasserstoffeinspeisung, da das Verfahren zur Prüfung eines Begehrens
auf Einspeisung von synthetischem Methan sich nicht
grundsätzlich von dem Verfahren bei Einspeisung von aufbereitetem
Biogas unterscheidet.
zung von Erdgas in der chemischen Industrie). Denn
grundsätzlich sind lediglich die Anforderungen der allgemeinen
Gasversorgung durch die Regelungen der
§§ 49 EnWG sowie 19, 34 und 36 GasNZV geschützt.
Durch die Anforderungen der allgemeinen Gasversorgung
und damit auch der Interoperabilität des Gasversorgungsnetzes
gedeckt sind die Anforderungen des
Netz- und Speicherbetriebs so- wie der allgemein üblichen
Verwendung von Gas bei der Erzeugung von
Wärme und Strom. Dies betrifft insbesondere die Anforderungen
der Gasturbinen, BHKW-Motoren und Porenspeicher
an die Gasbeschaffenheit bzw. Wasserstoffkonzentration
sowie die fehlende Erfassung der
Wasserstoffkonzentration durch bestehende Prozessgaschromatographen
(PGC). 14
Eine Ausnahme bilden hierbei solche PGC, die der geeichten
Messung des Brennwertes im Rahmen einer korrekten
Gasabrechnung dienen. Der Netzbetreiber ist
gem. § 36 Abs. 3 Gas- NZV zum Austausch der PGC verpflichtet,
wenn dies zur Einhaltung der Anforderungen
an die Gasabrechnung nach DVGW-Arbeitsblatt G 685
infolge der Einspeisung von (erneuerbarem) Wasserstoff
erforderlich ist und die damit verbundenen Kosten nicht
zur wirtschaftlichen Unzumutbarkeit des gesamten Anschlusses
führen. Grundsätzlich sind dabei die anfallenden
Kosten immer von dem Netzbetreiber zu tragen, in
dessen Netz sie anfallen, auch wenn die Ursache der Umrüstung
im vorgelagerten Netzgebiet liegt. D.h. sind in
einem nachgelagerten Netz infolge einer Wasserstoffeinspeisung
im vorgelagerten Netz neue PGC zu errichten,
liegt dies im Verantwortungsbereich des nachgelagerten
Netzbetreibers. Er kann jedoch die Kosten im Rahmen der
wirtschaftlichen Zumutbarkeit und unter Berücksichtigung
der Kosteneffizienz ebenfalls gem. § 20b GasNEV
umlegen. Die betroffenen Netzbetreiber haben alle hierfür
erforderlichen Informationen auszutauschen.
Fraglich ist, ob weitergehende Anforderungen an die
Gasbeschaffenheit durch Erdgastankstellen noch von den
14 Vgl. auch DVGW-Arbeitsblatt G 262, Stand 2011, S. 17, wo Grenzwerte
für unterschiedliche Gasanwendungen beschrieben sind.
Zudem ist es möglich, dass ausländische Netzbetreiber an
Grenzübergangspunkten die Einspeisung von Wasserstoff verweigern
oder an strengere Grenzwerte als nach deutschem
Recht binden. Insoweit ist derzeit – ohne ein einheitliches europäisches
Regelwerk – noch das jeweilige Recht des Nachbarstaats
maßgebend, auch wenn das deutsche Recht grundsätzlich
auch für Ausspeisungen über Grenzübergangspunkte gilt,
mithin die im Folgenden beschriebene Prüfung für inländische
Netzkopplungspunkte auch auf Grenzübergangspunkte anzuwenden
wäre. Verstößt der ausländische Netzbetreiber gegen
das jeweilige nationale Recht oder verstößt das jeweilige nationale
Recht gegen höherrangiges EU-Recht auf diskriminierungsfreien
Zugang zum Gasnetz – bspw. weil ein Ausschluss
der Wasserstoffeinspeisung oder ein strenger Grenzwert im
konkreten Einzelfall technisch nicht gerechtfertigt sind – sind
grundsätzlich die nationalen Regulierungsbehörden und Gerichte
des Nachbarstaates durch den betroffenen deutschen
Netzbetreiber anzurufen.
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748 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
Vorgaben der Interoperabilität des Gasversorgungsnetzes
erfasst werden. Hiergegen könnte die zumindest derzeit
noch relativ geringe Bedeutung des Erdgasverbrauchs im
Kraftstoffbereich gegenüber der Wärmeerzeugung, aber
auch der Stromerzeugung sprechen. Maßgebend ist insoweit
die Ist-Situation, nicht jedoch zukünftige Entwicklungen
oder Erwartungen. Für einen Schutz durch die Interoperabilität
des Gasversorgungsnetzes spricht allerdings
der Umstand, dass mit ca. 900 Tankstellen dennoch eine
große Anzahl an Letztverbrauchern unmittelbar und mit
über 96 000 Erdgasfahrzeugen in Deutschland und rund
einer Million Erdgasfahrzeugen in Europa eine noch größere
Zahl von Endkunden mittelbar betroffen ist. Eine abschließende
Bewertung der geschilderten Problematik ist
in Bezug auf die Wasserstoffeinspeisung derzeit nicht
zwingend erforderlich, denn bei Ermittlung des im Einzelfall
zulässigen Wasserstoffgehalts sind auch die Anforderungen
der bestehenden Erdgastankstellen zu berücksichtigen.
15 Da reiner Wasserstoff nicht netzkompatibel
ist, sondern nur insoweit eingespeist werden kann, als eine
ausreichende Durchmischung mit netzkompatiblem
Gas gewährleistet ist, muss auch ein Bestandskunde, der
nicht durch die Anforderungen an die Interoperabilität
des Gasversorgungsnetzes geschützt wird, zumindest darauf
vertrauen können, dass es sich bei dem Gas, welches
er bezieht, um ein netzkompatibles Gas handelt, das sich
in den Grenzen der DVGW-Arbeitsblätter 16 hält. 17
Nach der Bestimmung wasserstoffsensibler Anwendungen
im Netz hat der Netzbetreiber anhand der verbindlichen
Angaben des Wasserstoffeinspeisers im Rahmen
des Anschlussbegehrens zur geplanten Einspeisung
sowie der erforderlichen Daten aus dem eigenen Netz 18 zu
ermitteln, ob und in welchem Umfang Wasserstoff an sensible
Anwendungen oder Netzkopplungspunkte zu nachoder
(im Falle einer Rückspeisung) vorgelagerten Netzen
gelangen kann. Ist dies der Fall, hat er ggf. in Abstimmung
mit einem betroffenen Kunden zu prüfen, ob die Anwendung
bzw. der betroffene Kunde (bspw. Speicher- oder
Kraftwerksbetreiber) ausnahmsweise einen erhöhten Was-
15
Vgl. auch DVGW-Arbeitsblatt G 262, Stand 2011, S. 17.
16
DVGW-Arbeitsblatt G 262, Stand 2011, S. 17. Da die Regelungen
der überarbeiteten DVGW-Arbeitsblätter in diesem Punkt bloß
eine Konkretisierung der Nr. 2.2 DVGW-Arbeitsblatt G 260
(Stand 2000) und der Nr. 4.1.3 DVGW-Arbeitsblatt G 262 (Stand
2004) darstellen, d.h. gegenüber dem Regelungsgehalt der alten
Vorschriften lediglich deklaratorische Wirkung haben, gelten
die Ausführungen auch für die Einspeisung von Wasserstoff,
soweit dieser als Biogas im Sinne des § 3 Nr. 10c EnWG zu behandeln
ist.
17
Dies muss grundsätzlich auch für die besonderen Anforderungen
bestehender Industriekunden an den Wasserstoffgehalt
gelten, die nicht Teil der allgemeinen Gasversorgung sind.
18 Dies sind insbesondere vergangene und bereits zu erwartende
Lastflüsse, einschließlich Nullflüsse und Wechsel der Gasflussrichtung,
sowie die Gasbeschaffenheit des im Netz befindlichen
Gases, insbesondere ein bereits bestehender Wasserstoffgehalt.
serstoffgehalt oder eine erhöhte Wasserstoffmenge hinnehmen
können (Bsp.: sehr kurzfristige Überschreitungen);
ein betroffener Kunde ist jedoch nicht verpflichtet,
einen kurzfristig höheren Wasserstoffgehalt zu akzeptieren,
falls auch bei sehr kurzfristiger Überschreitung ein
Schaden nicht ausgeschlossen ist. Ist dies nicht der Fall, hat
er zu berechnen, in welchem Umfang am begehrten Anschlusspunkt
Wasserstoff eingespeist werden kann. Gelangt
der Wasserstoff in nach- oder vorgelagerte Netze, hat
der Netzbetreiber zu ermitteln, in welchem Umfang Wasserstoff
über den jeweiligen Netzkopplungspunkt in das
nach- oder vorgelagerte Netz gelangen kann, und hat das
Ergebnis dem nach- oder vorgelagerten Netzbetreiber
mitzuteilen. Dieser hat dann seinerseits zu prüfen, ob in
seinem Netz wasserstoffsensible Anwendungen betroffen
sind, und zu berechnen, in welchem Umfang am betroffenen
Netzkopplungspunkt Wasserstoff eingespeist werden
kann. Das Ergebnis der Prüfung hat er dem (Einspeise-)
Netzbetreiber mitzuteilen. Auf dieser Grundlage hat der
(Einspeise-)Netzbetreiber wiederum zu prüfen, in welchem
Umfang am begehrten Anschlusspunkt Wasserstoff
eingespeist werden kann. Im Rahmen dieser Prüfung hat
der Netzbetreiber (ggf. in Zusammenarbeit mit betroffenen
nach- oder vorgelagerten Netzbetreibern) auch unterjährige
vorhersehbare Schwankungen zu berücksichtigen.
Ist bspw. absehbar, dass zeitweise eine höhere Wasserstoffeinspeisung
möglich ist, muss der Netzbetreiber diese
dem Einspeiser gewähren. Erfordert dies den Einbau wasserstoffsensibler
PGC, sind die Kosten seitens des Netzbetreibers
dann zu übernehmen, wenn diese PGC zumindest
auch der Einhaltung des DVGW- Arbeitsblattes G 685 dienen;
vgl. § 36 Abs. 3 GasNZV. 19
Zudem hat der Netzbetreiber (ggf. in Zusammenarbeit
mit betroffenen nach- oder vorgelagerten Netzbetreibern)
zu prüfen, ob durch einen Austausch betroffener
wasserstoffsensibler Anlagen mit solchen, die
eine größere Menge an Wasserstoff vertragen, oder
durch eine Änderung der aktuellen Netzfahrweise
und sonstige Anpassungen, die eine höhere Wasserstoffkonzentration
von sensiblen Anwendungen fernhalten
könnten, die Wasserstoffbeimischung erhöht
werden kann, ohne dass hierdurch die Pflichten des
Netzbetreibers nach den §§ 11, 15, 16 und 16a EnWG
zum Betrieb eines sicheren, zuverlässigen und leistungsfähigen
Netzes verletzt bzw. deren Erfüllung
gefährdet würde. Zwar ist der Netzbetreiber grundsätzlich
nicht zum Austausch oder der Neuerrichtung von Anlagen
sowie zur Übernahme der damit verbundenen Kosten
verpflichtet. 20 Allerdings hat der Netzbetreiber dem Ein-
19 Siehe: 3.2 Prüfung der…, in diesem Beitrag.
20 Sowohl eine Umstellung der Netzfahrweise als auch eine Anpassung
würde in ihrer Wirkung der Herstellung der oder einer höheren
Netzkompatibilität durch den Netzbetreiber gleichkommen.
Diese herzustellen ist allerdings Aufgabe des Einspeisers;
siehe: 3.1 Rechtsgrundlagen, in diesem Beitrag.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 749

| FACHBERICHTE
|
Gasbeschaffenheit
speiser alle Informationen zur Verfügung zu stellen, damit
dieser entscheiden kann, ob eine Umstellung der Netzfahrweise
oder der Kundenanlagen aus Gründen der Optimierung
der Wasserstoffeinspeisung auf eigene Kosten wirtschaftlich
günstiger ist als der Verzicht auf eine entsprechende
erhöhte Wasserstoffbeimischung oder Errichtung
und Betrieb einer zusätzlichen Methanisierungsanlage.
Dies kann ggf. dann in Betracht kommen, wenn mehrere
Wasserstoffeinspeiser gleichermaßen von entsprechenden
Maßnahmen profitieren würden und insoweit eine Kostenaufteilung
auf mehrere Einspeiser möglich wäre.
3.3 Änderung maßgeblicher Einflussgrößen nach
Prüfung des Anschlussbegehrens
Einer möglichen Veränderung kann die Wasserstoffeinspeisung
auch nach der Prüfung des Anschlussbegehrens
infolge einer Veränderung des Gasflusses im Einspeisenetz
oder mit Auswirkung auf das Einspeisenetz
sowie sonstiger sich ändernder Rahmenbedingungen
unterliegen. Grund hierfür können veränderte Import-/Exportströme
oder die In-/Außerbetriebnahme
bzw. die veränderte Fahrweise eines Gasspeichers
oder eine Veränderung der Abnahmestruktur (bspw.
Wegfall oder Hinzukommen von Kunden), die Konversion
von L- und H-Gas, die Marktraumumstellung von
L- auf H-Gas sowie die dezentrale Einspeisung oder
Rückspeisung von Gasen (bspw. Biomethan) oder eine
zeitlich später angeschlossene Wasserstoffeinspeisung
(falls man die zulässige Einspeisung auf mehrere Anlagen
verteilen würde) sein. 21 Die Beschränkung einer
Wasserstoff einspeisung könnten zwar auch weitere
Wasserstoff einspeisungen bewirken, die zeitlich später
angeschlossen werden. Einer Beschränkung einer Wasserstoffeinspeisung
aufgrund einer zeitlich Späteren
steht allerdings der Prioritätsgrundsatz zugunsten des
zeitlich früheren Anschlusses bzw. Anschlussbegehrens
entgegen. Zwar wäre durch ein Abweichen vom
Prioritätsgrundsatz möglicherweise eine höhere (Gesamt-)
Wasserstoffeinspeisung erreichbar, weil technisch
und wirtschaftlich sinnvolle Einspeisestandorte
nicht durch zeitlich früher realisierte Einspeiseprojekte
unberücksichtigt blieben. Allerdings hat der Betreiber
der zeitlich früher angeschlossenen Anlage seine Investitionsentscheidung
auf einer Grundlage getroffen,
die durch ein Abrücken vom Prioritätsgrundsatz unterlaufen
würde. Insoweit ist der Vertrauensschutz des
zeitlich früheren Anschlussnehmers schutzwürdig und
genießt Vorrang vor dem Ziel einer technisch optimierten
Maximaleinspeisung in einem bestimmten
Netz oder Teilnetz. Etwas anderes kann im Ergebnis
grundsätzlich auch nicht für zeitlich frühere Anschlussbegehren
gelten, bei welchen die Anschlussprüfung
21 Nachträgliche Änderungen der Wasserstoffeinspeisung selbst,
d. h. Änderungen aus dem Verantwortungsbereich des Einspeisers,
berechtigen den Netzbetreiber zu einer erneuten Prüfung.
noch nicht abgeschlossen wurde. Der Verhinderung
missbräuchlicher (Blockade-)Anträge hat der Verordnungsgeber
ausreichend dadurch Rechnung getragen,
dass der Netzbetreiber gem. § 33 Abs. 6 S. 1 Gas-
NZV nur drei Monate an ein positives Prüfungsergebnis
und gem. § 33 Abs. 6 S. 5 GasNZV grundsätzlich nur
18 Monate an den Netzanschlussvertrag gebunden ist.
Im Übrigen muss der Netzbetreiber nachträgliche
Veränderungen der Rahmenbedingungen bei der Wasserstoffeinspeisung
berücksichtigen. Insbesondere ist er
nicht berechtigt, im Falle einer zu erwartenden nachträglichen
Veränderung des Gasflusses infolge einer Einspeisung
oder Rückspeisung von netzkompatiblem Gas
(bspw. auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas) selbige
zu verweigern, um die unveränderte Wasserstoffeinspeisung
zu ermöglichen. Denn eine Verweigerung kann er
lediglich auf technische Unmöglichkeit oder wirtschaftliche
Unzumutbarkeit sowie fehlende Netzkompatibilität
stützen. Derartige Verweigerungsgründe liegen jedoch
in der beschriebenen Fallkonstellation nicht vor.
Treten Umstände ein, die der Netzbetreiber zu berücksichtigen
hat, muss der Netzbetreiber prüfen, ob
dies auch Auswirkungen auf die Wasserstoffeinspeisung
hat. Hierbei hat er entsprechend der Prüfung beim Anschlussbegehren
vorzugehen. Die Prüfung kann zu einer
Erhöhung, aber auch zu einer Reduzierung der Wasserstoffeinspeisung
führen. Kommt der Netzbetreiber
zu dem Ergebnis, dass eine Reduzierung der Wasserstoffeinspeisung
erforderlich wäre, um die Interoperabilität
des Gasversorgungsnetzes aufrecht zu erhalten, hat er
zu prüfen, ob alternative Maßnahmen (Änderung der
Netzfahrweise, Austausch von Anlagen) in Betracht
kommen, die eine Reduzierung entbehrlich machen
könnten. Die Kosten ggf. erforderlicher Maßnahmen
hätte jedoch der Wasserstoffeinspeiser zu tragen. 22
Auch ist die Regelung des § 36 Abs. 2 GasNZV, wonach
der Netzbetreiber Anpassungen an der Anlage des Einspeisers
aufgrund der Umstellung des Netzes auf eine
andere Gasqualität auf eigene Kosten vorzunehmen
hat, nicht für den Fall einschlägig, dass der Wasserstoffeinspeiser
nachträglich eine Methanisierungsanlage errichten
und betreiben oder sonstige Änderungen an
seinem Elektrolyseur vornehmen müsste.
Denn die Regelung erfasst lediglich die Umstellung
der Gasqualität von L-Gas auf H-Gas, jedoch weder Veränderungen
der Gasbeschaffenheit noch die Veränderung
anderer Umstände, die Einfluss auf die Wasserstoffaufnahmefähigkeit
eines Netzes haben. 23 Sind alternative Maßnahmen
für den Wasserstoffeinspeiser zu kostenintensiv,
ist der Netzbetreiber daher berechtigt, als ultima ratio die
Wasserstoffeinspeisung zu reduzieren oder notfalls voll-
22 Siehe : 3.2 Prüfung der…, in diesem Beitrag.
23 Vgl. Verordnungsbegründung zu § 36 Abs. 2 GasNZV, BR-Drs. 312/10,
S. 96; vgl. auch § 19a EnWG, welcher die Kosten der Anpassungen
bei Letztverbrauchern infolge der L-Gas/H-Gas-Umstellung regelt.
Oktober 2014
750 gwf-Gas Erdgas

Gasbeschaffenheit | FACHBERICHTE |
ständig einzustellen. 24 Der Netzbetreiber ist daher auch
berechtigt, sich eine Beschränkung der Einspeisung aufgrund
sich verändernder technischer Rahmenbedingungen
vorzubehalten, die eine Minderung der Wasserstoffeinspeisung
aufgrund der Sicherheit und Interoperabilität
des Gasversorgungsnetzes zwingend erfordern.
Da mittlerweile die Möglichkeit einer Veränderung der
Gasströme aufgrund sich wandelnder Beschaffungs- und
Verbrauchsstrukturen zunimmt, ist es umso wichtiger, dass
einerseits der Wasserstoffeinspeiser einen Standort auswählt,
der die geplante Einspeisung bspw. aufgrund eines
ganzjährig hohen und dauerhaft planbaren Gasdurchflusses
sicher gewährleistet, andererseits der Netzbetreiber, sobald
er Kenntnis von der bloßen Möglichkeit einer negativen Veränderungen
der Gasströme erhält, dies dem Anschlussnehmer
unverzüglich mitteilt und diesen dabei nach Können
und Vermögen unterstützt, das Risiko eines Schadens durch
Ausfall oder Minderung der Einspeisung zu minimieren.
Durch diese Risikoverteilung werden energiewirtschaftliche
Anreize geschaffen, Wasserstoffeinspeiseanlagen an netztopologischen
Positionen anzusiedeln, an denen eine dauer-
24
In diesem Fall können die Anschlusskosten des Netzbetreibers
auch nach einer außerplanmäßigen Abschreibung gewälzt werden,
soweit die Kosten für sich gesehen effizient sind bzw. es
zum Zeitpunkt der Realisierung waren.
haft hohe Wasserstoffverträglichkeit sicher ist. An netztopologischen
Positionen mit einer erhöhten Wahrscheinlichkeit
der Beschränkung der Einspeisung wird die Risikoverteilung
den Anreiz zugunsten der Methanisierung verschieben.
4. Hinweise
Es ist zu beachten, dass die dargestellten Positionen
der Bundesnetzagentur nicht geeignet sind, bereits in
der Vergangenheit abgeschlossene Sachverhalte neu
zu bewerten.
Kontakt:
Bundesnetzagentur für Elektrizität,
Gas, Telekommunikation, Post
und Eisenbahnen |
Bonn |
Tel.+49 228 14-0 |
E-Mail: poststelle@bnetza.de
Die vollständigen Konsultationsergebnisse zu oben
stehendem Positionspapier mit Würdigung finden
Sie unter folgendem Pfad:
www.bundesnetzagentur.de ² Elektrizität und Gas ²
Unternehmen/Institutionen ² Netzzugang und Messwesen
² Gas ² Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem
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Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 751

| IM PROFIL
|
Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
Im Profil
In regelmäßiger Folge stellen wir Ihnen an dieser Stelle die wichtigsten Institutionen und Organisationen
im Bereich der Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft vor. In dieser Ausgabe zeigt sich
der Lehrstuhl für Thermodynamik der Ruhr-Universität Bochum im Profil.
Folge 31:
Der Lehrstuhl für Thermodynamik der
Ruhr-Universität Bochum
Grundlagenforschung für eine nachhaltige Energietechnik
Thermodynamik ist eine der
Grundlagenwissenschaften der
Energie- und Verfahrenstechnik. Jahr
für Jahr führt der Lehrstuhl für Thermodynamik
der Ruhr-Universität
Bochum mit seinen etwa 25 wissenschaftlichen
Mitarbeiterinnen und
Mitarbeitern und ebenso vielen
studentischen Hilfskräften über 400
Studierende in diese Grundlagen ein.
In vertiefenden Vorlesungen wie Prozess-
und Umweltmesstechnik, Technische
Nutzung der Biogasbildung,
Prozesssimulation energietechnischer
Anlagen und Gasmesstechnik werden
Studierende auf einen erfolgreichen
Einstieg in Berufe im Bereich der
Energie- und Verfahrenstechnik, und
insbesondere in der Gastechnik vorbereitet.
Die Brücke zwischen Lehre
auf der einen und Forschung und
Entwicklung auf der anderen Seite
schlagen jedes Jahr über 40 Bachelor-
und Masterarbeiten, viele davon
zu grundlegenden Fragestellungen
der Gastechnik und der nachhaltigen
Energietechnik (Bild 1).
Wissenschaftlich beschäftigt sich
der Lehrstuhl für Thermodynamik
seit mehr als 25 Jahren mit Fragestellungen
aus dem Bereich der Erdgastechnik.
Unter Leitung von Prof. Dr.-
Ing. Wolfgang Wagner und Dr.-Ing.
Reiner Kleinrahm wurde Ende der
1980er Jahre mit neu entwickelter
Messtechnik erstmals hochgenau die
Dichte von Erdgasen vermessen; die
neuen Messdaten legten die Basis für
die Entwicklung und die Validierung
neuer Abrechnungsstandards und
Bild 1. Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter des Lehrstuhls für Thermodynamik.
Foto: Hans-Herbert Struck
für die Kalibrierung von Betriebsdichteaufnehmern.
In enger Zusammenarbeit
mit der Ruhrgas AG folgte die
Entwicklung zum Teil bis heute in Betrieb
befindlicher Dichtemesstechnik
– einer hochgenauen Gasdichtemessanlage,
einer transportablen
Dichtemessanlage zur Überprüfung
von Betriebsdichteaufnehmern und
zur direkten Messung der Gasdichte
in Pipelines und eines Normdichtemessgeräts.
Mitte der 1990er Jahre
wurden von Bochum aus europaweit
umfangreiche, größtenteils von der
Groupe Européen Recherches Gaziéres
(GERG) finanzierte Messkampagnen
koordiniert, mit denen die Datenbasis
für die Entwicklung eines
hochgenauen Stoffdatenstandards
für Erdgase und verwandte Gemische
geschaffen wurde. 2008 mündete
diese Entwicklung in der Veröffentlichung
der GERG-2008 Zustandsgleichung,
die im Gegensatz
zu anderen in der Erdgasindustrie
verbreiteten Stoffdatenstandards
nicht nur Dichten unter Pipelinebedingungen
in hoher Genauigkeit beschreibt,
sondern beliebige thermodynamische
Zustandsgrößen in weiten
Temperatur-, Druck- und
Zusammensetzungsbereichen – vom
Pipelinegas über Biogas bis hin zum
verflüssigten Erdgas (LNG).
2006 übernahm Prof. Dr.-Ing. Roland
Span die Leitung des Lehrstuhls
für Thermodynamik. Prof.
Span hatte zuvor nach Promotion
und Habilitation an der Ruhr-Uni-
Oktober 2014
752 gwf-Gas Erdgas

Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
| IM PROFIL |
versität und einer Industrietätigkeit
für ALSTOM Power Technology
(Schweiz) an der Universität Paderborn
den Lehrstuhl für Thermodynamik
und Energietechnik inne. Mit
der Neuberufung ging eine behutsame
Neuausrichtung etablierter
Schwerpunkte und eine Verbreiterung
des wissenschaftlichen Profils
des Lehrstuhls einher – verbindendes
Element ist die Arbeit an Grundlagen
einer modernen, nachhaltigen Energietechnik.
Die experimentelle und
theoretische Beschäftigung mit thermodynamischen
Stoffdaten konzentriert
sich heute auf CO 2 -reiche Gemische,
wie sie z. B. bei „Carbon Capture
and Storage“ (CCS) Prozessen auftreten,
und auf verflüssigte Erdgase
(LNG). Hochgenaue Stoffdatenmodelle
für die Beschreibung von Gasen
und Flüssigkeiten werden um
Modelle für feste Phasen (Eis und
Hydrate) erweitert. Neben die Messung
von Dichten und Viskositäten
sind Anlagen zur Messung von
Schallgeschwindigkeit, Dielektrizität
und Brennwert getreten. Arbeiten
zum Einfluss der Unsicherheit
von Stoffdatenmodellen auf die Ergebnisse
von Prozesssimulationen,
z. B. im Bereich der Erdgasverflüssigung
und der Luftspeicherkraftwerke,
bilden eine Brücke zwischen
Stoffdatenthermodynamik und energietechnischer
Prozesssimulation. Im
Biogaslabor des Lehrstuhls werden
Möglichkeiten zur optimierten Erzeugung
von Biogas erforscht und die
Datenbasis für die Simulation technischer
Biogasbildungsprozesse verbessert.
Arbeiten zur Simulation von
Gasverteilungsnetzen ermöglichen
in der Praxis die Abrechnung von
Gasströmen, die aus mehreren Quellen
gespeist werden und ggf. auch
stark abweichende Gasqualitäten
wie Biomethan oder Wasserstoff aus
„Power to Gas“ Prozessen enthalten.
Schließlich wurde 2012 mit der
Berufung von Prof. Dr.-Ing. Tobias Fieback
auf die an den Lehrstuhl für
Thermodynamik angegliederte Juniorprofessur
„Experimentelle Thermodynamik
der Verfahrenstechnik“ das
Portfolio auf grundlegende Fragestellungen
der Vergasungstechnik und
der Gasaufbereitung und -reinigung
erweitert. Schwerpunkte der Arbeit
von Prof. Fieback sind die Messung
und Modellierung von Sorptionseffekten,
insbesondere auch unter
den harschen Bedingungen technischer
Prozesse, sowie die Gasanalytik
bei hohen Temperaturen und Drücken.
Im Folgenden sollen die Highlights
der verschiedenen Arbeitsgebiete des
Lehrstuhls kurz vorgestellt werden.
Hochgenaue Messung thermophysikalischer
Stoffdaten
Dr.-Ing. Markus Richter betreibt mit
seiner Gruppe insgesamt sieben
Messapparaturen zur Bestimmung
von thermophysikalischen Stoffeigenschaften,
die bezüglich der erreichbaren
Messunsicherheiten ausnahmslos
zur Weltspitze zählen. In
allen Fällen handelt es sich bei den
Apparaturen um komplexe, selbst
aufgebaute Anlagen, deren Messverfahren
in fünf von sieben Fällen an
der Ruhr-Universität entwickelt wurden.
In vielen Fällen sind die Ergebnisse
von Messungen mit diesen Anlagen
für Unternehmen der Gasindustrie
ganz unmittelbar relevant. So
wird z. B. die Dichte von Kalibriergasen
für Prüfstände der Gasindustrie
gemessen und zertifiziert. Oder es
werden Dichten von unkonventionellen
Erdgasen, z. B. von Erdgasen
mit sehr hohem Wasserstoffanteil,
gemessen, um für Abrechnungszwecke
verwendete Stoffdatenmodelle
zu validieren. Klar ist aber natürlich,
dass der in Bochum getriebene apparative
Aufwand nur gerechtfertigt
ist, wenn daraus auch grundlegendere
wissenschaftliche Ergebnisse
und Innovationen hervorgehen.
Unter der Maxime „die europäische
Metrologie fit machen für die
energietechnischen Herausforderungen
der Zukunft“ bietet das European
Metrology Research Programme
(EMRP) seit Ende 2010 für
die metrologischen Staatsinstitute
Europas eine Plattform zum Aufbau
einer metrologischen Infrastruktur
für verflüssigtes Erdgas (LNG). Nachdem
zunächst hauptsächlich auf abrechnungsrelevante
messtechnische
Fragestellungen aus dem Bereich
large scale LNG abgehoben wurde,
werden seit 2014 primär Belange
von small scale LNG behandelt. Über
Research Excellence Grants ist der
Lehrstuhl für Thermodynamik in
beide Projekte eingebunden; zusätzlich
werden die Bochumer Arbeiten
durch ein assoziiertes GERG-
Projekt unterstützt. So konnte in
den Jahren 2011 bis 2013 eine Präzisions-Dichtemessanlage
für LNG
aufgebaut werden, mit der erstmalig
hochgenaue Dichtemessungen
im homogenen Flüssigkeitsgebiet
von kryogenen Gemischen möglich
sind (Bild 2). Derzeit werden unterschiedliche
LNG-Qualitäten vermessen,
um in der Abrechnung von
Bild 2. Messanlage zur hochgenauen Bestimmung von LNG-Dichten.
Foto: Kerstin Buchwieser
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 753

| IM PROFIL
|
Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
Speicherung von Kohlendioxid
(CCS). Ergänzend wird mit einer
vom National Engineering Laboratory
(NEL, East Kilbride, Schottland)
entwickelten Apparatur das Phasenverhalten
von CO 2 -reichen Gasgemischen
untersucht. In dem gleichen
thematischen Kontext werden
Messungen mit einer kombinierten
Viskositäts- und Dichtemessanlage
durchgeführt, die durch die Deutsche
Forschungsgemeinschaft gefördert
werden.
Die hochgenaue Messung der
thermophysikalischen Eigenschaften
von Gasgemischen ist eine besondere
Herausforderung weil stets
sichergestellt sein muss, dass die
Zusammensetzung in der Messzelle
tatsächlich der eingefüllten und zuvor
analysierten Zusammensetzung
entspricht. Andernfalls würde sich
die Messunsicherheit drastisch erhöhen.
Aus der systematischen Untersuchung
von Effekten, die in der
Praxis zu einer Verschiebung der
Gaszusammensetzung führen, entwickelt
sich zurzeit ein neues Forschungsgebiet.
Aufbauend auf Erfahrungen
im Bereich der Dichtmessung
an Erdgasen und auf
Vorarbeiten, die in enger Zusammenarbeit
mit dem National Institute
of Standards and Technology
(NIST, Boulder, Colorado) durchgeführt
wurden, werden neue Methoden
entwickelt, mit denen es in Zukunft
möglich sein soll, genaue
Dichtemessungen auch in der Nähe
und entlang der Taulinie von Gasgemischen
durchzuführen. Die Ergebnisse
solcher Messungen sind für
die Weiterentwicklung von hochgenauen
Stoffdatenmodellen von besonderem
Interesse.
Bild 3. Anlage zur Messung von Dichten und Schallgeschwindigkeiten von Gasgemischen.
Foto: Kerstin Buchwieser
LNG-Lieferungen und in der Prozesssimulation
eingesetzte Stoffdatenmodelle
zu validieren. Zukünftige
Messungen an ausgewählten binären
Gemischen sollen als
Grundlage zur Optimierung der relevanten
Modelle dienen. Das für
die neue Dichtemessanlage entwickelte
Verfahren zur Verflüssigung
von Gasgemischen wird in Zusammenarbeit
mit dem National Physical
Laboratory (NPL, Teddington,
England) aufgegriffen, um eine
kryogene Kalibriereinrichtung für
den Einsatz von Raman-Spektroskopen
zur Bestimmung von Gaszusammensetzungen
zu entwickeln.
Und das nationale metrologische
Institut Chinas plant in Kooperation
mit Wissenschaftlern des Lehrstuhls
für Thermodynamik den Aufbau einer
eigenen LNG-Dichtemessanlage.
Im Rahmen zweier vom norwegischen
Forschungsinstitut SINTEF
koordinierter Großprojekte werden
in weiten Temperatur- und Druckbereichen
Dichten und Schallgeschwindigkeiten
von CO 2 -reichen
Gemischen vermessen (Bild 3). Die
Ergebnisse dienen letztlich zur Verbesserung
von Stoffdatenmodellen
im Bereich der Abscheidung und
Modellierung thermodynamischer
Stoffdaten
Die Arbeit an vielparametrigen empirischen
Zustandsgleichungen zur
hochgenauen Beschreibung thermodynamischer
Zustandsgrößen
gehört zu den traditionellen Arbeitsgebieten
des Lehrstuhls für
Thermodynamik. Für die wichtigsten
Erdgaskomponenten wurden
die international anerkannten Stoffdatenstandards
in Bochum entwickelt.
Und auch für Erdgase und verwandte
Gemische stammt der neue
ISO-Standard aus Bochum: Die
GERG-2008 Zustandsgleichung von
Kunz und Wagner.
In der (Erd-) Gastechnik werden
je nach Einsatzgebiet sehr unterschiedliche
Anforderungen an Stoffdatenmodelle
formuliert. Für die
Abrechnung von Gasströmen
kommt es primär auf die genaue
Bestimmung der Gasdichte an. Für
„typische“ Erdgase lässt sich die benötigte
Genauigkeit schon mit vereinfachten
Modellen wie der
SGERG-Gleichung erzielen. Weicht
die Zusammensetzung von der Zusammensetzung
typischer Erdgase
ab, weil z. B. neue Aufbereitungsverfahren
verwendet wurden, oder
weil Biomethan oder Wasserstoff
eingespeist wurde, genügen diese
vereinfachten Modelle nicht mehr.
Aus diesem Grund kommen heute
Stoffdatenmodelle wie die GERG-
2008-Zustandsgleichung zum Einsatz.
Die GERG-2008 ermöglicht die
Berechnung aller thermodynamischen
Zustandsgrößen – also auch
kalorischer Größen, die z. B. für die
Oktober 2014
754 gwf-Gas Erdgas

Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
| IM PROFIL |
Verdichterauslegung benötigt werden
– in weiten Temperatur-, Druckund
Zusammensetzungsbereichen.
Softwaretools für die Anwendung
komplexer Stoffdatenmodelle sind
für jedermann verfügbar, z. B. Gas-
Calc von E.ON New Build & Technology,
REFPROP vom National Institute
of Standards and Technology
(NIST) der USA oder eben TREND
vom Lehrstuhl für Thermodynamik.
Herausforderungen ergeben
sich dort, wo Zusammensetzungen
weit von typischen Erdgaszusammensetzungen
abweichen. Aktuelle
Beispiele sind CO 2 -reiche Gemische,
wie sie für Carbon Capture and Storage
(CCS) Anwendungen, aber
auch für die Aufbereitung CO 2 -reicher
Erd- und Biogase typisch sind.
Häufig werden in solchen Fällen
Stoffdaten von wasserhaltigen Gasgemischen
benötigt – unter Berücksichtigung
der daraus folgenden
komplizierten Phasengleichgewichte.
Die aktuellsten Stoffdatenmodelle
aus Bochum ermöglichen nicht
nur die Berechnung von Zwei- und
Dreiphasengleichgewichten flüssiger
und gasförmiger Phasen, sondern
auch von Gleichgewichten mit
Bildung von Eis und Hydraten. Damit
wird zugleich die Brücke geschlagen
zu Anwendungen im Bereich
von Produktion und Transport
verflüssigter (Erd-) Gase, für die bis
hinunter zu kryogenen Temperaturen
genaue Stoffdaten bereitgestellt
werden müssen (Bild 4).
Nachdem inzwischen für typische
Erdgase hochgenaue Stoffdatenmodelle
etabliert wurden, gewinnt
ein neuer Aspekt an Bedeutung:
Probleme treten heute in der
Praxis dort auf, wo sich Schnittstellen
zwischen Stoffdatenmodellen
ergeben. Wird zur Berechnung der
Dichte für die wasserhaltige Strömung
in der Zweiphasenpipeline
hin zur Aufbereitungsanlage ein anderes
Modell verwendet als für das
Erdgas hinter der Aufbereitungsanlage,
so wird die Massenbilanz um
die Anlage nie aufgehen. Ziel muss
es darum sein, für Pipelinebedingungen
etablierte hochgenaue
Stoffdatenmodelle auch für andere
Anwendungen zu ertüchtigen. Dieser
Zielsetzung widmet sich der
Lehrstuhl für Thermodynamik in nationalen
und internationalen Forschungsprojekten
in enger Zusammenarbeit
mit Kollegen vom NIST,
von der Tschechischen Akademie
der Wissenschaften und vom norwegischen
SINTEF.
Das GERG Referenzkalorimeter
Von 2002 bis 2009 baute die Physikalisch
Technische Bundesanstalt (PTB)
im Auftrag der Groupe Européen Recherches
Gaziéres (GERG) ein Rossini-
Kalorimeter zur hochgenauen Bestimmung
des Brennwerts (superior
calorific value) von Methan auf. 2009
wurden erste Ergebnisse von Messungen
mit diesem neuen Referenzkalorimeter
veröffentlicht – die Daten
gingen wesentlich in die aktuelle
Überarbeitung der ISO 6976 ein.
Nach Abschluss der Messungen in
Braunschweig wurde das GERG-Kalorimeter
an den Lehrstuhl für Thermodynamik
übergeben. In den vergangenen
vier Jahren hat Dr.-Ing. Norbert
Kurzeja die komplexe Apparatur
und die dazugehörigen Auswertealgorithmen
in vielen Details weiter
optimieren können. Die Reproduzierbarkeit
der Messungen konnte von
≈ ±0,03% auf ≈ ±0,01% verbessert
werden. Das derzeit genauste Verbrennungskalorimeter
der Welt steht
an der Ruhr-Universität! (Bild 5).
Im Moment laufen noch die letzten
Nachkalibrierungen zu den neuen
Messungen; Anfang 2015 wird
mit der Veröffentlichung der neuen
Messwerte für Methan gerechnet.
Danach soll das Kalorimeter modifiziert
werden, um auch Brennwerte
anderer wissenschaftlich und energietechnisch
relevanter Gase in
höchster Genauigkeit bestimmen zu
können – vorgesehen ist als nächster
Schritt die Neuvermessung des
Brennwerts von Wasserstoff.
Das Biogaslabor
Unter Leitung von Dr.-Ing. Mandy
Gerber arbeitet die Biogasgruppe
des Lehrstuhls für Thermodynamik
Bild 4. Empirische Zustandsgleichungen können
heute mehr, als „nur“ genaue Stoffdaten von Gasen
und Flüssigkeiten berechnen: Komplexe Phasengleichgewichte
mit fluiden und festen Phasen in einer
CO 2 -reichen Mischung von Wasser und Kohlendioxid.
Die eingezeichneten Linien sind Tripellinien;
die Bereiche dazwischen entsprechen Gebieten in denen
Gleichgewichte zweier Phasen auftreten.
Bild 5. Der Verbrennungsraum, das Herz des
Rossini-Kalorimeters zur hochgenauen Bestimmung
des Brennwerts von Methan. Foto: Norbert Kurzeja
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 755

| IM PROFIL
|
Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
Bild 6. Probenvorbereitung im Biogaslabor des Lehrstuhls für Thermodynamik.
Foto: Roland Span
Bild 7. Semikontinuierlich arbeitende
Fermenter im Labormaßstab
zur Untersuchung von Biogasbildungsprozessen
und von Prozessinstabilitäten.
Foto: Kerstin Buchwieser
an der energetischen, ökologischen
und ökonomischen Optimierung
technischer Biogasbildungsprozesse.
Bei der Optimierung stehen die
Stabilität des Prozesses und die Erhöhung
des energetischen Wirkungsgrades
im Vordergrund. Aus diesem
Grund wird untersucht wie es zu Prozessinstabilitäten
oder zum kompletten
Zusammenbrechen des mikrobiologischen
Abbauprozesses
kommt, wie dies frühzeitig erkannt
werden kann, wie sich Störungen
vermeiden lassen, bzw. wie gezielt
eingegriffen werden kann. In diesem
Zusammenhang wurden u. a. Strategien
entwickelt und getestet, wie
Biogasanlagen nach einem Ausfall
wieder angefahren werden können.
Zur Verbesserung des energetischen
Wirkungsgrades wird der Einfluss
von Rührintensität und Rührintervallen
auf den Prozess untersucht, um
den Eigenenergiebedarf ohne negative
Auswirkungen auf den Prozess
zu reduzieren. Eine höhere Gasausbeute
wird u. a. durch gezielte Auswahl
von Substratmischungen und
mithilfe verschiedener physikalischer
Aufschlussmethoden zur Vorbehandlung
von Ausgangsmaterialien
angestrebt (Bild 6).
Auf der Suche nach alternativen
Ausgangsmaterialien wurde die
Verwendung von Mikroalgen als
Mono- und Co-Substrat zur Biogasproduktion
experimentell untersucht.
Trotz der ausgezeichneten
Prozessstabilität und bezogen auf
die für die Algenproduktion notwendige
Fläche sehr hoher Gasausbeuten
kann mit der Biogasproduktion
aus Mikroalgen heute noch
keine ausreichende Wirtschaftlichkeit
erreicht werden. Aus diesem
Grund wird derzeit in einem von der
Fachagentur für nachwachsende
Rohstoffe (FNR) geförderten Folgeprojekt
untersucht, ob sich durch
die Kombination mit der stofflichen
Nutzung und dem Verkauf der aus
Algenbiomasse extrahierten Wertstoffe
eine wirtschaftliche energetische
Nutzung realisieren lässt.
Zur experimentellen Untersuchung
der vielfältigen Fragestellungen
steht ein Biogaslabor mit einem
Versuchsreaktor im halbtechnischen
Maßstab (400 Liter Fermentervolumen),
drei baugleichen Versuchsreaktoren
im Labormaßstab (20 Liter
Fermentervolumen) und diversen
Batch-Reaktoren (500 mL bis 1 Liter
Fermentervolumen) zur Verfügung.
Die vorhandene Messtechnik erlaubt
neben der Bestimmung der Prozessparameter
an den Versuchsreaktoren
eine weitreichende Analyse
der eingesetzten Biomassen und des
erzeugten Biogases (Bild 7).
Um die Auslegung und den Betrieb
von Biogasanlagen weiter zu
optimieren, werden Stoffdaten wie
Dichte, Wärmeleitfähigkeit und Viskosität
von Biomassen experimentell
ermittelt und auf dieser Basis Korrelationsgleichungen
entwickelt, die
letztlich in die Stoffdatenpakete existierender
Auslegungsprogramme integriert
werden sollen. Energetische
und ökonomische Bilanzierungen
schlagen die Brücke zur unmittelbaren
technischen Anwendung – von
der Konzeptentwicklung für Kleinstbiogasanlagen
bis hin zu großtechnischen
Biogasanlagen.
Verfolgung der Gasbeschaffenheit
in Verteilnetzen
(SmartSim)
Dr.-Ing. Peter Schley ist in Personalunion
Leiter des Projekts SmartSim
bei E.ON Technologies und Lehrbeauftragter
am Lehrstuhl für Thermodynamik.
Gemeinsam mit den beiden
Doktoranden Dipl.-Ing. Andreas Hielscher
und M. Sc. Christian Fiebig sowie
einem E.ON internen Team treibt
er die Entwicklung einer Simulationssoftware
zur Verfolgung der Gasbeschaffenheit
in Verteilnetzen voran.
Mit dem sogenannten SmartSim-Verfahren
lassen sich die Gasflüsse im
Netz simulieren und somit der Brennwert
an allen Ausspeisestellen exakt
bestimmen. Auf diese Weise können
Endkunden in Versorgungsgebieten
mit mehreren Erdgas- oder Biogaseinspeisungen
wirtschaftlich abgerechnet
werden (Bild 8).
Oktober 2014
756 gwf-Gas Erdgas

Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
| IM PROFIL |
Bild 8. Arbeiten an der Simulation von Gasströmen in Verteilernetzen –
Peter Schley und sein Team. Foto: Kerstin Buchwieser
Bild 9. Hochgenaue Messungen bei extremen Temperaturen
werden zum Beispiel eingesetzt, um Vergasungsprozesse
in Oxyfuel-Atmosphären zu untersuchen.
Foto: Rubotherm
Durch das Zusammenwachsen
der nationalen Märkte zu einem europäischen
Gasmarkt in Verbindung
mit einem steigenden Import von
verflüssigtem Erdgas (LNG), das per
Schiff nach Europa transportiert
wird, werden seit einigen Jahren zunehmende
Schwankungen der Gasbeschaffenheit
und somit auch des
Brennwertes der transportierten
Erdgase beobachtet. Die Integration
erneuerbarer Energieträger tut
ihr Übriges hinzu. Heute speisen bereits
150 Biogasanlagen mehr als
500 Mio. m 3 zu Erdgasqualität aufbereitetes
„Bioerdgas“ in das Gasnetz
ein. Mit der Power-to-Gas Technologie
soll zukünftig aus Überschussstrom
Wasserstoff erzeugt
und ebenfalls in das Gasnetz eingespeist
werden.
Vor diesem Hintergrund wurde
von E.ON Technologies vor einigen
Jahren das Forschungsprojekt
SmartSim initiiert, das in enger Zusammenarbeit
mit dem Lehrstuhl
für Thermodynamik durchgeführt
wird. Was für Transportnetze bereits
seit vielen Jahren Stand der Technik
ist, kann mit dem SmartSim-Verfahren
zukünftig auch für Verteilnetze
angewendet werden: Die Bestimmung
von Abrechnungsbrennwerten
auf Basis einer Netzsimulation.
Die besondere Herausforderung in
Verteilnetzen liegt zum einen in der
teilweise unvollständigen Messinfrastruktur
sowie in der zum Teil
komplexen Netztopologie.
Schwerpunkt der Arbeiten von
Andreas Hielscher und Christian Fiebig
sind u. a. die Entwicklung eines
leistungsfähigen Rechenkerns für
die hydraulische Berechnung sowie
die Anwendung und messtechnische
Validierung für komplexe, bzw.
vermaschte Netze.
Sorptionsmessung und Gasanalytik
Prof. Dr.-Ing. Tobias Fieback ist Inhaber
der Juniorprofessur „Experimentelle
Thermodynamik der Verfahrenstechnik“.
Mit seinem Team arbeitet
er an der Bestimmung und
Modellierung von Stoff- und Prozessdaten
bei Festkörper-Gas-Interaktionen,
insbesondere unter Bedingungen
wie sie in technischen
Verfahren vorliegen. Hierzu werden
verschiedenste Messtechniken weiterentwickelt
und kombiniert, um
Daten zu erhalten die vorher nicht
zugänglich waren.
Das Hauptforschungsfeld der Arbeitsgruppe
sind Sorptionsprozesse,
bei deren Messung man sich immer
weiter in Grenzbereiche des
Messbaren vorwagt. Die Messung
kinetischer Daten wurde für die in
technischen Verfahren meist in
Durchströmung stattfinden Prozesse
optimiert. Um hier neben hochgenauen
Gleichgewichtsdaten mit
gravimetrischen Messapparaturen
auch realistische kinetische Daten
messen zu können wurde eine Magnetschwebewaage
so weiterentwickelt,
dass weltweit einzigartige
Messungen von Sorptionseffekten
in Wirbelschichten und zwangsdurchströmten
Flüssigkeiten möglich
wurden. Übliche Messbedingungen
sind hierbei Drücke von Vakuum
bis 40 MPa und Temperaturen
von -196 °C bis +200 °C bei einer
Auflösung von 10 µg für alle technisch
interessanten Gasen; auch
brennbaren, explosiven, korrosiven
und toxischen. Dieses Durchströmungsverfahren
hat sich schnell
etabliert und wird derzeit im Rahmen
des DFG-Transregios „Oxyflame“
zur Messung der sorptiven Anlagerung
von Gaskomponenten an
Festbrennstoffen in der Pyrolysephase
erweitert. Da die Kinetik der
Gasanlagerung hierbei ein wichtiger
Einflussfaktor ist, werden neben
der Weiterentwicklung der Messtechnik
auf Temperaturen bis zu
1300 °C auch Korrelationsansätze
und prädiktive Sorptionsmodelle
evaluiert und optimiert. Hier werden
in gleichem Maße Grundlagen
für die technische Gasaufbereitung
und für die Vergasung fester Brennstoffe
geschaffen (Bild 9).
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 757

| IM PROFIL
|
Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
Bild 10. Versuchsanlagen für Sorptionsmessungen und Gasanalytik. Foto: Kerstin Buchwieser
Neben der Forschung unter extremen
Randbedingungen wird aber
auch unter moderaten Bedingungen
gearbeitet. Beispielsweise wird im
DFG Exzellenzcluster RESOLV für die
Messung vereinzelter Wassermoleküle
an zweidimensionalen Oberflächen
eine neuartige Magnetschwebewaage
mit einer Auflösung von
20 ng entwickelt oder bei einem Marie-Curie-Projekt
die Bestimmung
und Modellierung von Sorptionsisothermen
aus multinären Gasatmosphären
erforscht (Bild 10).
Multinäre Gasatmosphären beschäftigen
die Gruppe um Prof. Fieback
aber auch noch aus anderen
Gründen. Die Probennahme aus (Labor-)
Prozessen ist immer mit Schwierigkeiten
wie Entmischungseffekten,
der Störung von Gleichgewichtsbedingungen
oder Kondensation verbunden
und ist insbesondere im Bereich
der Hochdruck- und Hochtemperaturprozesse
teilweise auch ein
Sicherheitsrisiko. Daher wurde neben
speziellen Probenahmeeinrichtungen
für Gaschromatographen
und Massenspektrometer bei Drücken
bis zu 40 MPa auch ein System
entwickelt, welches in-situ anhand
von gemessenen Zustandsgrößen
und optischen Eigenschaften eines
Gasgemisches die Konzentration der
einzelnen Komponenten bestimmen
kann. Hierzu wurden gemeinsam
mit Partnern aus ganz Europa Sensoren
für Dichte, Schallgeschwindigkeit,
Permittivität, Wärmeleitfähigkeit,
Wärmekapazität, IR und FTIR für
den Einsatz unter harschen Bedingungen
entwickelt. Ziel war, die für
die Vergasung von Biomasse typische
Entstehung von Teer bei der
Konzeption der Analytik zu berücksichtigen.
Zur Validierung wurde die
neue Messtechnik in eine einzigartige
Anlage zur Erzeugung und Untersuchung
von multinären Gasgemischen
bei Drücken bis 20 MPa und
Temperaturen bis 1000 °C integriert.
Mit den hiermit gemessenen Daten
ist nicht nur eine weitere Optimierung
der Algorithmen zur Konzentrationsbestimmung
möglich; die Anlage
kann auch für weitere Sensorentwicklungen
und, in Kombination
mit den Sorptionsmessapparaturen,
natürlich auch für die Erforschung
von Gemischsorptionseffekten verwendet
werden.
Kontakt:
Prof. Dr.-Ing. Roland Span,
Lehrstuhl für Thermodynamik,
Fakultät für Maschinenbau,
Ruhr-Universität Bochum,
D-44780 Bochum,
Tel. (0234) 32 23033,
E-Mail: Roland.Span@thermo.rub.de,
www.thermo.rub.de
gwf_Gas_Erdgas
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seit 153 Jahren die Fachzeitschrift für die Gasversorgungsbranche. Lesen
Sie alles zu Technik, Wirtschaft und Politik rund ums Gasfach.
München · http://www.gwf-gas-erdgas.de
Oktober 2014
758 gwf-Gas Erdgas

The Gas Engineer’s
Dictionary
Lehrstuhl für Thermodynamik der RUB
| IM PROFIL |
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
hardcover with interactive eBook (read-online access)
ISBN: 978-3-8356-3214-1
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1st edition 2013 – ISBN: 978-3-8356-3214-1
at the price of € 160,- (plus postage and packing extra)
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Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 759
PATGED2014

| AUS DER PRAXIS
|
Errichtung einer Soletransportleitung von Dähre
nach Gieseritz
Im Jahr 2012 hat die Storengy
Deutschland GmbH mit der Realisierung
der zweiten Ausbaustufe für
den Kavernenspeicher zwischen
Dähre, Peckensen und Ellenberg begonnen.
Im Rahmen des Projektes,
das im Oktober 2014 abgeschlossen
sein soll, wurden unter anderem die
Obertageanlagen erweitert, hierfür
notwendige Anschlussleitungen sowie
– nach den Plänen der Giftge
Consult GmbH, Hildesheim – eine
5,6 Km lange Sole-Transportleitung
von der Solanlage in Dähre zum
Gassammelpunkt (GSP) in Gieseritz
verlegt. Den Auftrag zum Bau der
Sole-Leitung mit Rohren aus glasfaserverstärktem
Kunststoff (GFK) in
der Nennweite DN 350 und einem
Nenndruck von PN 40 erhielt die
Eugen Engert GmbH. Das Unternehmen,
das seit 1952 Mitglied im
Rohrleitungsbauverband (rbv) ist
und über umfangreiche Fachkenntnisse
und Zertifizierungen im Rohrleitungsbau
verfügt, konnte den
Auftrag in der vorgesehenen Bauzeit
und zur vollsten Zufriedenheit
des Auftraggebers abschließen.
„Vor allem im Zuge der Energiewende
ist der Bedarf an flexibel und
schnell verfügbarer Energie in
Deutschland stetig gewachsen“, erklärt
Dr. rer. pol. Ralph Donath, Geschäftsleitung
Eugen Engert GmbH.
Ein wichtiger Baustein sind hier die
sogenannten Erdgaskavernen, die
der unterirdischen Zwischenspeicherung
des Rohstoffes dienen und
ihn dann bei Bedarf wieder an das
Netz abgeben können. So auch in
Peckensen: Mit dem Ausbau der Erdgasspeicheranlage
von 220 Mio. m 3
auf 400 Mio. m 3 Arbeitsgasvolumen
schafft Storengy Deutschland GmbH
die notwendige Kapazität zur flexiblen
Bereitstellung von Erdgas.
Mehrere Ausbaustufen
Speicherkavernen werden aus dem
massiven Salz von Salzstöcken herausgesolt.
Die einzelnen Kavernen
liegen in Peckensen in einer Tiefe
von 1.200 bis 1.500 m. Das darin
eingespeicherte Gas dient in erster
Linie zur zuverlässigen Abdeckung
von Verbrauchsspitzen. Schon seit
2002 wird im Kavernenspeicher Peckensen
Erdgas gespeichert. Die
erste Speicherkaverne Ellenberg 1
wurde mit einer ersten Gasverbindungsleitung
zum Netzkopplungspunkt
der ONTRAS Gastransport
GmbH in Kemnitz an das überregionale
Gastransportnetz angeschlossen.
Im Jahr 2008 schloss sich der
erfolgreichen Pilotphase eine erste
Ausbaustufe der obertägigen Anlagen
an. Nach ca. zweijähriger Bauzeit
konnten im Jahr 2010 die zweite
und dritte Kaverne in Ellenberg in
Betrieb genommen werden. Sowohl
für die sogenannte Aussolung und
Erstbefüllung der Kavernen als auch
für die erweiterte Lagerkapazität
waren umfangreiche Ausbauarbeiten
an Leitungen und bei der Obertageanlage
nötig. Entsprechende
Vorbereitungsarbeiten für die Obertageanlage
des Speichers begannen
im Jahr 2012.
Bild 1. Vertrassen der Rohre. Foto: Eugen Engert GmbH
Nenndruck von PN 40
Im Sommer desselben Jahres wurde
unter anderem die Sole-Transportleitung
verlegt, die von der Solstation
Dähre über rund 5,6 km bis zum bereits
bestehenden Gassammelpunkt
Gieseritz führt. Von dort wird die Sole
in eine ausgeförderte Erdgaslagerstätte
verbracht und sicher eingelagert.
Die Trasse für die Sole-Transportleitung
verläuft parallel zu einer
vorhandenen 2,8 km langen Soleverpressleitung.
Der Auftraggeber hat
sich für den Einsatz von GFK-Rohren
entschieden, weil diese sich durch
ein geringes Gewicht, eine verhältnismäßig
einfache Verlegung sowie
eine hohe Korrosionsbeständigkeit,
vor allem aber durch Wirtschaftlichkeit
in Bau, Betrieb und Instandhaltung
auszeichnen. „Besonders er-
Oktober 2014
760 gwf-Gas Erdgas

| AUS DER PRAXIS |
Sicht- und Druckprüfung
„Nach dem Auspflocken der neuen
Trasse und dem Abtrag des Mutterbodens
wurden die gelieferten GFK-
Rohre vor Ort an den Verbindungen
zugsicher verklebt. Dann wurden
die einzelnen Stränge mit einer Länge
von ca. 120 m in den ausgehobenen
Rohrgraben abgesenkt und anschließend
im Kopfloch miteinander
verbunden. Zur Sicherstellung
der Qualität wurden die geklebten
Verbindungen zunächst einer Sichtprüfung
inklusive Kamerabefahrung
mit Foto-Protokoll aller Nähte
und dann – nach Fertigstellung der
Leitung – einer Druckprüfung mit
Wasser, sowie Prüfstücke einem
Bersttest unterzogen.
Bild 2. Shaven der Rohre. Foto: Eugen Engert GmbH
Bild 3. Verkleben der Rohre. Foto: Eugen Engert GmbH
wähnenswert ist der Umstand, dass
die Rohre einen Nenndruck von
PN 40 aufweisen“, erklärt Polier Uwe
Weinreich, Eugen Engert GmbH. Üblich
sind bei GFK-Rohren Nenndruckstufen
bis PN 32. „Daher haben wir
von unserer Seite sehr viel Aufmerksamkeit
in die Klebeverbindungen
der einzelnen Rohre gelegt, da die
meisten Schäden im Betrieb an den
Verbindungen auftreten können“, so
Weinreich weiter. Eingebaut wurden
Rohre in einer Nennweite von DN
350. Lediglich auf einem 100 m langen
Teilstück kamen Rohre in der
Nennweite DN 80 zum Einsatz.
Zusätzliche Schulung
Für das Verkleben der GFK-Rohre
haben die Rohrleitungsbauer von
der Eugen Engert GmbH im Vorfeld
bei der Herstellerfirma der Rohre
zusätzlich eine Schulung absolviert
und eine entsprechende Zulassung
erhalten. Er ist sicher, dass etwa die
Zertifizierungen und Zulassungen –
Eugen Engert ist unter anderem zertifiziert
nach DVGW GW 301: G1 ge,st,pe,
W1 ge,st,az,pvc,pe, DVGW GW 302: R 2
und DVGW FW 601: FW 1 st, führt das
RAL-GZ 961 AK3 und besitzt zudem
ein BMS-Zertifikat (Betriebliches-Management-System)
– oder das ISO
9001 Qualitätsmanagement, aber
auch modernste Technik sowie qualifizierte,
engagierte Mitarbeiter, die entscheidende
Bausteine bei der erfolgreichen
Umsetzung von Baumaßnahmen
darstellen. Dementsprechend
konnte die Verlegung der Sole-Transportleitung
in der geforderten Qualität
und der vorgegebenen Zeit ausgeführt
werden.
Kontakt:
EUGEN ENGERT GmbH,
Hanjo Grabner,
Leitung Rohrleitungsbau,
Tel. (0571) 8881-54,
E-Mail: H.Grabner@eugen-engert.de,
www.eugen-engert.de
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
Besuchen Sie uns auf: www.gwf-gas-erdgas.de | www.gas-for-energy.de
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 761

| TECHNIK AKTUELL
|
Gasanalysesystem für den Biogasmarkt
Das Energiemanagement-Unternehmen
Eaton stellt jetzt unter
der Bezeichnung MTL GIR6000 ein
neues modulares Biogas-Analysegerät
vor, das vom Nutzer gewartet
werden kann.
Die Gassensormodule lassen
sich einzeln austauschen – einfach
einschieben und verriegeln, wobei
die Dichtigkeit automatisch kontrolliert
wird – was zu einer Senkung
von Stillstandzeiten und niedrigeren
betrieblichen Wartungskosten
beiträgt.
Das Analysegerät, mit dem bis
zu sechs Gase gemessen werden
können – unter anderem Methan,
Sauerstoff und Schwefelwasserstoff,
ist für den Einsatz spezieller
Sensormodule konzipiert. Aufgrund
seines integrierten Plattformkonzepts
ist das Gerät problemlos
skalierbar und kann an
neue Anforderungen angepasst
werden, wenn sich die Messaufgaben
im Unternehmen ändern.
Die Änderung wichtiger Parameter
ist über Schlüsselschalter und
PIN-Codes abgesichert, was für eine
hohe Datensicherheit sorgt. Ein großes,
helles 7“-LCD-Display, und eine
robuste Tastatur und eine intuitiv
bedienbare Menüstruktur vereinfachen
das Einrichten vor Ort. Bei Auftreten
eines Systemfehlers – oder
wenn sich ein Sensor dem Ende seiner
Gebrauchsdauer nähert – erscheint
im Display eine eindeutige
visuelle Warnanzeige, so dass der
Anwender notwendige Wartungsmaßnahmen
vorab erkennen und
planen kann. Über verschiedene
Kommunikationsverfahren werden
die Daten an den übergeordneten
Rechner übertragen, so dass reale
Echtzeitdaten standortfern überwacht
werden können.
Das Analysegerät ist eine wetterfeste
Lösung in Schutzart IP65 und
nach ATEX für explosionsgefährdete
Bereich in Zone 2 zugelassen, was
ein hohes Maß an Flexibilität für den
Einsatz innerhalb einer Biogasanlage
bietet.
Kontakt:
Eaton,
mtlgas@eaton.com,
www.mtl-inst.com
Abgassysteme speziell für Blockheizkraftwerke
Speziell für Blockheizkraftwerke
(BHKWs) hat die Jeremias GmbH
maßgeschneiderte Abgassystem-
Lösungen entwickelt: Das Portfolio
bietet anwendungsspezifische Vorteile
bei Montage und Beständigkeit
für alle Leistungsbereiche vom
Nano- bis zum Groß-BHKW.
Insgesamt vier Abgassysteme
bilden die Grundlage für individuell
konzipierte Anlagen. Unterstützt
von der Planungskompetenz der
Jeremias-Experten findet sich so für
jedes BHKW im Leistungsbereich
von unter 2,5 kW bis über 50 kW die
richtig dimensionierte Lösung.
Alle vier BHKW-Abgassysteme
von Jeremias sind ausgelegt auf einen
Überdruck bis 5.000 Pa. Sie erfüllen
damit höchste Anforderungen
an Temperatur- und Druckbeständigkeit.
Als Elementsysteme
lassen sie sich zudem deutlich leichter
und schneller montieren als vor
Ort geschweißte Alternativen. Zubehör-Komponenten
wie Abgasschalldämpfer
und Abgas- und Explosionsklappen
ergänzen das Produktspektrum.
Ein Service-Paket rundet das branchenübergreifende
Jeremias-Angebot
an Systemlösungen speziell für
BHKWs ab. Neben Beratung und Unterstützung
bei Planung, Installation
und Inbetriebnahme zählen dazu insbesondere
auch: technischer Support
und Kundendienst, länderspezifische
Zulassungen und Dokumentation, eigene
Entwicklung und Fertigung von
Sonderlösungen, Schallmessungen
vor Ort und kostenlose Softwarelösungen
zur Auslegung und Planung
von Abgassystemen.
Kontakt:
Jeremias GmbH,
Tel. (09832) 6868-624,
E-Mail: oliver.trautner@jeremias.de,
www.jeremias.de
Oktober 2014
762 gwf-Gas Erdgas

| REGELWERK |
Regelwerk Gas
Technischer Hinweis – Merkblatt DVGW G 692 (M) „Technische Abgrenzung
des Messstellenbetriebes“
Mit der Verabschiedung des Gesetzes
zur Öffnung des Messwesens für
Strom und Gas und dem Inkrafttreten
der Messzugangsverordnung
(MessZV) hat der Gesetzgeber die
Grundlagen für die Liberalisierung
des Messwesens geschaffen.
Über die Prozessbeschreibung
für die Abwicklung der Wechselprozesse
im Messwesen und der Veröffentlichung
von einheitlichen Rahmenverträgen
zur Schaffung einer
rechtlichen Basis zwischen dem
Netzbetreiber und den Marktpartnern
Messstellenbetreiber/ Messdienstleister
wurde der Rechtsrahmen
durch die Bundesnetzagentur
weiter ausgestaltet.
Für die Abwicklung der Wechselprozesse
im Messwesen gibt der
Technische Hinweis G 692 (M) „Technische
Abgrenzung des Messstellenbetriebes“
Handlungsempfehlungen.
Bei der Erarbeitung des Merkblatts
durch den zuständigen
Projektkreis des Technischen Komitees
„Gasmessung und Abrechnung“
im DVGW wurde darauf
Wert gelegt, dass der sicherheitstechnische
und eichrechtliche Betrieb
von Gasinstallationen und
Gas-Messanlagen gewährleistet
ist. Um dieses Ziel zu erreichen,
wurden die gastechnischen, elektrotechnischen
und eichrechtlichen
Verantwortlichkeiten dem Messstellenbetrieb,
dem Anlagenbetrieb
und dem Netzbetrieb zugewiesen.
Eine schematische Aufteilung der
Verantwortlichkeiten am Beispiel
einer Gasdruckregel- und Messanlagen
(GDRM) zeigt die Grafik.
Diese Handlungsempfehlung
zur technischen Abgrenzung des
Messstellenbetriebes gilt für Gasmesseinrichtungen
im Anwendungsbereich
der DVGW-Arbeitsblätter
G 600 „Technische Regel für
Gasinstallationen“ sowie G 492
„Gas-Messanlagen für einen Betriebsdruck
bis einschließlich 100
bar; Planung, Fertigung, Errichtung,
Prüfung, Inbetriebnahme, Betrieb
und Instandhaltung“ und gilt
in Ergänzung zum DVGW-Regelwerk
G 689 „Technische Mindestanforderungen
an den Messstellenbetrieb
Gas“.
Preis:
€ 22,71 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und
€ 30,29 für Nichtmitglieder.
Komplexe GDRM-Anlage.
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 763

| TERMINE
|
##
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
##
VDI-Fachkonferenz: Erneuerbare Energien in den Strommarkt integrieren
19.–20.11.2014, Köln
www.vdi.de/MarktintegrationEE
##
Berechnung und Optimierung von Gasverteilungsnetzen
25.–27.11.2014, Dortmund
www.dvgw.de
##
VDI-Fachkonferenz: Chancen und Risiken von Fracking
10.–11.12.2014, Hannover
www.vdi.de/fracking
##
E-world of energy &water
10.–12.2.2015, Essen
www.e-world-essen.com
##
29. Oldenburger Rohrleitungsforum
19.–20.02.2015, Oldenburg
Institut für Rohrleitungsbau, Herr Dipl.-Ing. (FH) Bernd Niedringhaus, Tel. (0441) 361039-16
E-Mail: niedringhaus@iro-online.de, www.iro-online.de
##
Energy/Hannover Messe
13.–17.4.2015, Hannover
www.hannovermesse.de
Oktober 2014
764 gwf-Gas Erdgas

E.ON Bioerdgas GmbH | FIRMENPORTRÄT |
E.ON Bioerdgas GmbH
Firmenname/Ort:
Geschäftsführung:
E.ON Bioerdgas GmbH
Brüsseler Platz 1
45131 Essen
info.bioerdgas@eon.com
Dipl.-Ing. Uwe Bauer
Geschichte: Die E.ON Bioerdgas GmbH wurde 2007
mit dem Ziel gegründet, Bio-Erdgas als innovative,
umweltfreundliche Energie- und
Wärmever-sorgungsquelle zu vermarkten.
Inzwischen ist E.ON Bioerdgas einer der
größten Anbieter von Bioerdgas in
Deutschland. Mit fünf eigenen Anlagenstandorten
und acht weiteren Bioerdgaserzeugungsanlagen
tragen wir wesentlich
dazu bei, Energie noch sauberer und
nachhaltiger zu machen.
Konzern:
E.ON ist in den Bereichen regenerative,
konventionelle und dezentrale Stromerzeugung,
Erdgasförderung, Strom- und
Gashandel, Netze und Vertrieb tätig. Rund
35 Millionen Kunden beziehen Strom und
Gas von E.ON. Im Bereich der Erneuerbaren
Energien gehört E.ON zu den weltweit
führenden Unternehmen. Der E.ON-Konzern
wird von der Konzernleitung in Düsseldorf
geführt. Er gliedert sich in weltweit
tätige Funktions- und regionale Ländereinheiten.
Die fünf weltweit aktiven Einheiten
sind für das Management der Erzeugungsflotte,
für Erneuerbare Energien,
Globaler Handel, Neubauprojekte und innovative
Technologien sowie das Explorations-
und Produktionsgeschäft verantwortlich.
Die elf regionalen Einheiten in
Europa verantworten das Vertriebsgeschäft,
die regionale Infrastruktur sowie
die dezentrale Erzeugung.
Beteiligungen:
Kooperation(en):
Mitarbeiterzahl:
Bioerdgas Hallertau GmbH
Bioerdgas Schwandorf GmbH
Bioenergie Merzig GmbH
Landwirtschaft
12 Mitarbeiter
Exportquote: Bis zu 10 %
Produktspektrum:
Produktion:
Wettbewerbsvorteile:
Zertifizierung:
Servicemöglichkeiten:
Internetadresse:
Ansprechpartner:
800 GWh p.a. Biogasmenge
Bioerdgas
(mit zugehörigen Dienstleistungen)
Bioerdgas ist ein regenerativer Energieträger
und einer der innovativsten Wege, um
Energie aus Biomasse zu gewinnen, zu
speichern und ortsunabhängig zur Verfügung
zu stellen. Das eröffnet Ihnen viele
neue Möglichkeiten – z. B. zur Erzeugung
von Strom, Wärme und Kraftstoff.
Systemzertifizierung nach Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung
in den Systemen
Redcert-DE und Redcert-EU
Arbeitssicherheits-, Umweltschutz- und
Energiemanagementsysteme
Betriebsführung für Bioerdgasanlagen
www.eon.com
Dr. Claus Bonsen
Leiter Portfoliomanagement
Tel. 0201/184-7635
Email: claus.bonsen@eon.com
Oktober 2014
gwf-Gas Erdgas 765

| 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
Dr. Thomas Hüwener, Open Grid Europe GmbH, Essen
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:
Elisabeth Terplan, im Verlag,
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Redaktionsbüro:
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Verlag:
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Geschäftsführer:
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Korrosionsschutz
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E.ON Bioerdgas GmbH, Essen 751
ESV Erich Schmidt Verlag GmbH & Co. KG, Berlin 699
Ing. Büro Fischer-Uhrig, Berlin 703
Measurement Technology Limited, GB Luton 705
MEORGA GmbH, Nalbach 711
Plasson GmbH, Wesel Am Rhein 707/709
Schütz Meßtechnik GmbH, Lahr, Schwarzwald
Titelseite
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Ausgabe November 2014 Dezember 2014
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