DIPLOMARBEIT - NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH

THERMODYNAMISCHE UND
BETRIEBSWIRTSCHAFTLICHE ANALYSEN
AM ERDGASKAVERNENSPEICHER RECKROD
DIPLOMARBEIT
zur Erlangung des akademischen Grades eines
Diplom-Ingenieurs (FH) der Energie- und Wärmetechnik
Vorgelegt durch:
Paulo Sousa
Westanlage 56
35390 Gießen
Thore Lapp
Westrain – 12
35418 Buseck
Betreut durch:
Prof. Dr.-Ing. Fritz Richarts
Dipl.-Ing. Reinhold Altensen
Gießen im Dezember 2004

Jedes Naturgesetz, das sich dem Beobachter offenbart,
läßt auf ein höheres, noch unerkanntes schließen.
«Alexander von Humboldt [1769-1859]; dt. Naturforscher»

DANKSAGUNG
An dieser Stelle möchten wir all jenen danken, die durch ihre fachliche und
persönliche Unterstützung zum Gelingen dieser Diplomarbeit beigetragen haben.
Besonderer Dank gebührt unseren Familien und Freunden, die uns dieses Studium
durch ihre Unterstützung ermöglicht haben.
Des weiteren bedanken wir uns bei Prof. Dr.-Ing. Fritz Richarts und Diplom-Ingenieur
Reinhold Altensen für die Betreuung unserer Diplomarbeit und die wissenschaftlichen
Ratschläge, welche zur Verbesserung der Arbeit beigetragen haben.
Auch für den Beistand der Gas-Union GmbH, die als Auftraggeber fungiert hat, und
der betreuenden Firma, die Mainova AG, möchten wir herzlich unseren Dank
aussprechen. Ansprechpartner bei der Mainova AG waren Diplom-Ingenieur Michael
Gersch und Diplom-Ingenieur Torsten Jedzini. Seitens der Gas-Union GmbH
unterstützte uns Diplom-Ingenieur Heino Alpers.
Thore Lapp & Paulo Sousa

Inhaltsverzeichnis
Formelzeichen und Indizes……………………………………………………………… 7
Verzeichnis der Tabellen und Abbildungen……………………………………….…. 9
0 Zusammenfassung………………………………………………………………….. 13
1 Einleitung………………...………………………………………..……….........….. 14
1.1 Aufgabenstellung……………………………………………………………………...….. 15
1.2 Technische Daten des Erdgaskavernenspeichers Reckrod……………………………. 15
1.3 Geschichtlicher Hintergrund………………………………………...……………...…… 17
1.4 Planungs- und Bauphase…………………………………………….……………..……. 19
2 Speichertechnik………………………………………………………………………. 21
2.1 Einlagerung…………………………………………….………………………………….. 23
2.2 Entnahme………………………………………………………………………………….. 25
3 Kav-Software....................................................................................................31
3.1 Injektionsparameter………………………………………………………………………. 33
3.1.1 Elektrische Verdichterleistung…………………………………………………... 34
3.1.2 Verdichterleistung in verschiedenen Drucksegmenten………………………. 39

Inhaltsverzeichnis
3.1.3 Einspeicherdauer in Bezug zum Injektionsvolumen………………………….. 43
3.1.4 Injektionsmenge in Abhängigkeit vom Kavernendruck.............................. 44
3.1.5 Verdichtungskosten bezogen auf Druck und Volumen………...……………. 45
3.1.6 Kavernendruck in Abhängigkeit von Verdichterkapazität und
Kavernenvolumen…………...……………………………………..…………….. 46
3.2 Evakuierungsparameter…………………………………................................……….. 49
3.2.1 Temperaturdifferenz des Gases…………………….…………………….…….. 50
3.2.2 Wärmeverbrauch für die Gasvorwärmung…………...…………………….…. 51
3.2.3 Ausspeicherkapazität…………………………………………………………….. 53
3.2.4 Druck nach Evakuierung……………………………………………………..….. 54
3.2.5 Verbraucher beim Evakuieren…………………………………………………... 55
4 Stromerzeuger für den Verdichtermotor………………………………………… 57
4.1 Gasturbine………………………………………………………………………………… 58
4.4.1 Der Joule-Prozeß…………………………………………….…………………... 59
4.4.2 Einsatz einer Gasturbine als Stromerzeuger….……………..………………... 65
4.2 Gasmotor………………………………………...……………………………………….. 66
4.3 Dieselmotor ……………………………………………...………………………………. 72
5 Gasexpansionsanlagen ……………………………………….…………………….. 78
5.1 Grundlagen der Gasentspannung ……………………………………………………... 79
5

Inhaltsverzeichnis
5.2 Funktionsweise von Expansionsmaschinen ……………………….…………………... 80
5.3 Auslegung ………………………………………………………………………………… 81
5.4 Expansionsmaschinen ………………………………………..……………………….… 82
5.4.1 Hubkolbenmaschinen ……………………...…………………………………..… 82
5.4.2 Schraubenmaschinen ………………………………………………………….…. 84
5.4.3 Turbinen ……………………………..……………………………………………. 84
5.5 Resümee ……………………………………………………………………………..…… 86
6 Ausblick ……………………………………………………………..………………… 88
7 Quellenverzeichnis ………………………………………….………………………. 90
8 Anhang ……………………………………..…………………………………………. 92
8.1 Gasleistung ……………………………………….………..………………………… 92
8.2 Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Stromerzeuger ………………….…….. 93
8.3 Angebot Gasmotor …………………………………………………………...…….. 96
8.4 Datenblatt Dieselmotor ………………………...………………………………… 101
8.5 Erdgas-Durchschnittswerte 2003 ……………………….……………………….. 105
8.6 Stellungnahme der Hersteller ……………………..…………………...………… 106
9 Eidesstattliche Erklärung……………………………...………………….……….. 108
6

Formelzeichen und Indizes
Formelzeichen Einheit Bedeutung
b va h/a Jahresvollaststunden
c p kJ/kg K spezifische Wärmekapazität bei p=konst.
c v kJ/kg K spezifische Wärmekapazität bei V=konst.
ε − Verdichtungsverhältnis
h kJ/kg spezifische Enthalpie
H o kWh/m 3 oberer Heizwert
H u kWh/m 3
unterer Heizwert
m kg/s Massenstrom
M kg/mol (i.N.) molare Masse
p bar Druck
p 1 = p 3 bar Ferngasleitungsdruck
p 2 bar Kavernendruck
p 2,min/max bar minimaler/maximaler Kavernendruck
p 2,K1,min bar minimaler Rohrschuhdruck Kaverne 1
p 2, K1,max bar maximaler Rohrschuhdruck Kaverne 1
p 2, K2,min bar minimaler Rohrschuhdruck Kaverne 2
p 2, K2,max bar maximaler Rohrschuhdruck Kaverne 2
p 2, vor bar Kavernendruck vor Injektion
p 2, nach bar Kavernendruck nach Injektion
P el kW elektrische Leistung
P elV kW elektrische Motorenleistung, Verdichter
P el,netto kW elektrische Nettoleistung
P i kW innere Leistung
P mV kW mechanische Verdichterleistung
Q Br kW Brennstoffleistung
Q th kW thermische Leistung
Q Gas kW Gasleistung
R kJ/kg K spezifische Gaskonstante

Formelzeichen und Indizes
s kJ/kg K spezifische Entropie
T K absolute Temperatur
TA a Amortisationszeit nach VDI DIN 2067
t °C Temperatur
t d Zeit
∆t K, °C Temperaturdifferenz
∆V m 3 Volumendifferenz
η el % elektrischer Wirkungsgrad
η ges % Gesamtwirkungsgrad
η mV % mechanischer Wirkungsgrad
η sV % isentroper Verdichterwirkungsgrad
η th % thermischer Wirkungsgrad
κ ― Isentropenexponent
π V ― Verdichterdruckverhältnis
ρ kg/m 3
8
Dichte
Ф ― Einspritzverhältnis
i.N. ― im Normzustand
JTE ― Joule-Thomson-Effekt
Index Bedeutung
el elektrisch
ges gesamt
m mechanisch
N Normzustand
th thermisch
V Verdichter
Mo Motor
Injekt Injektion
C Carnot
S isentrop
Hub Hubraum
t technisch
sätt Sättigung

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis
Abb. 1 Erdgasverbrauch in Deutschland 2001.................................................................... 14
Abb. 2 Betriebsstation der Erdgasspeicheranlage................................................................ 16
Abb. 3 Salzkavernenspeicher.............................................................................................. 17
Abb. 4 Kavernenkopf.......................................................................................................... 20
Abb. 5 Obertageanlage des Speichers in Reckrod............................................................... 20
Abb. 6 Verteilung der maximalen Entnahmerate in deutschen Erdgasspeichern.................. 21
Abb. 7 Speicherbeschäftigung 2003, KSP Reckrod............................................................. 22
Abb. 8 Ultraschallgaszähler................................................................................................. 23
Abb. 9 Gaskühlung im Gegenstrom.................................................................................... 24
Abb. 10 Freiwasserabscheider AF........................................................................................ 26
Abb. 11Gasvorwärmungsanlage......................................................................................... 26
Abb. 12 Gasdruckregelstrecke in Reckrod........................................................................... 27
Abb. 13 Wasserdampftaupunkt.......................................................................................... 28
Abb. 14 Gastrocknungsanlage............................................................................................ 29
Abb. 15 Glykolbehälter....................................................................................................... 29
Abb. 15.1 Internationale Erdgas-Pipelines……………………………………………………...…30

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis
Abb. 16 Eingabemaske InKav............................................................................................. 34
Abb. 17 Fließbild der Kolbenverdichter………………......................................................... 34
Abb. 18 Isentrope und verlustbehaftete Verdichtung im h,S-Diagramm............................. 36
Abb. 19 Grafische Darstellung der elektrischen Verdichterleistung, Saugdruck=55 bar....... 38
Abb. 20 Kav-Software Info-Sheet........................................................................................ 40
Abb. 21 P el in verschiedenen Drucksegmenten, Auszug Kav-Software................................. 41
Abb. 22 Verdichterkennlinie, Grundlage: spezifisches Pan-Handle-Diagramm .................... 42
Abb. 23 ∆p-Verdichter im Zusammenhang mit f(V)=p 2 ...................................................... 43
Abb. 24 Verdichterkapazität mit p 2 als veränderliche Größe,Saugdruck=55 bar................... 44
Abb. 25 Fehlermeldung bei Überlastung............................................................................ 45
Abb. 26 Grafische Darstellung der Einspeicherreserven, Auszug Kav-Software..................... 46
Abb. 27 Grafische Darstellung der Formel 19, Saugdruck=55 bar....................................... 47
Abb. 28 Grafische Darstellung Formel 20, Saugdruck=55 bar............................................. 47
Abb. 29 Eingabemaske OutKav.......................................................................................... 49
Abb. 30 Graphische Darstellung des Joule-Thomson-Effekts................................................ 51
Abb. 31 Oberfläche der Berechnung der Leistung für die Gasvorwärmung......................... 52
Abb. 32 Grafische Darstellung der Leistung für die Gasvorwärmung................................... 52
Abb. 33 Fehlermeldung in der Eingabemaske..................................................................... 53
10

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis
Abb. 34 Grafische Darstellung der Ausspeicherkapazität..................................................... 53
Abb. 35 Grafische Darstellung der Formel 23..................................................................... 54
Abb. 36 3-dimensionale Darstellung einer Gasturbine........................................................ 59
Abb. 37 Schema einer elementaren Gasturbinenanlage, spez. Index: t=Torsion.................. 60
Abb. 38 T,S-Diagramm....................................................................................................... 60
Abb. 39 p,V-Diagramm, geschlossenes System................................................................... 61
Abb. 40 Elementare Gasturbinenanlage als geschlossenes System...................................... 61
Abb. 41 Thermischer Wirkungsgrad als Funktion von π ..................................................... 64
Abb. 42 Carnot-Prozeß im T,S-Diagramm.......................................................................... 67
Abb. 43 p,V-Diagramm eines Gasmotors............................................................................ 67
Abb. 44 T,S-Diagramm eines Gasmotors............................................................................ 68
Abb. 45 Schematische Darstellung eines Gasmotors........................................................... 70
Abb. 46 Dieselmotor der Firma Deutz-Energy, Typ: 628..................................................... 72
Abb. 47 p,V-Diagramm und T-S-Diagramm beim Diesel-Prozeß......................................... 73
Abb. 48 Wirkungsgrade beim Diesel-Prozeß....................................................................... 75
Abb. 49 spezifische Preise lt. Energiereferat Frankfurt am Main........................................... 77
Abb. 50 Primärenergieverbrauch nach Energieträgern........................................................ 78
11

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis
Abb. 51 Nomogramm zur Bestimmung der el. Leistung einer Gasexpansionsanlage.......... 81
Abb. 52 Längsschnitt eines Hubkolben-Expansionsmotors.................................................. 83
Abb. 53 Radiallaufrad einer Gasexpansionsturbine.............................................................. 85
Abb. 54 Veränderung des Primärenergieverbrauchs in der BRD.......................................... 89
Abb. 55 Entwicklung des Arbeitsgasvolumens.................................................................... 89
Tab. 1 Kennwerte KSP Reckrod…………..............................................................................16
Tab. 2 Verbraucher bei der Gasentnahme........................................................................... 55
Tab. 3 Jährliche Personalkosten in % der Investition (ohne Bauteil), Mittelwert: 2,5% p.a... 57
Tab. 4 Statistische Preise für den Remote-Zugriff................................................................ 76
Tab. 5 Auszug aus der Kav-Software, Berechnungsblatt für den JTE.................................... 79
12

0 Zusammenfassung
Die Mainova AG bezieht einen Großteil des Spitzenbedarfs aus dem Erdgaskavernen-Speicher
im nordhessischen Reckrod. Der Speicher der Gas-Union wurde im Oktober 2000 in Betrieb
genommen und wird in der Endausbaustufe im Frühjahr 2006 ein Speichervolumen von circa
165 Mio. m³ beinhalten.
Im Jahr 2003 waren 142 Einzelspeicher in Betrieb, die über ein Speichervolumen von 8.021
Mio. m³ verfügen. Das Gesamtvolumen der deutschen Erdgaskavernen berechnet sich
hierbei aus maximal zugelassenem Arbeitsgas- und Kissengasvolumen. Das maximale
Arbeitsgasvolumen beträgt 5.780 Mio. m³ Erdgas.
Im Rahmen dieser Diplomarbeit wurde die Speicherung von Erdgas in dem Kavernenspeicher
Reckrod analysiert und Möglichkeiten zur alternativen Stromerzeugung diskutiert und
bewertet. Bei der Stromerzeugung wurden die Varianten Gasmotor, Dieselmotor und
Gasturbine betrachtet. Ein positives Ergebnis lieferte die Wirtschaftlichkeitsanalyse eines
Gasmotors.
Des Weiteren entstand ein Berechnungsprogramm, das die Kosten für einen
Speichervorgang inklusive betriebswirtschaftlicher und technischer Parameter ausgibt. Zu
den Speichervorgängen zählen Ein- und Ausspeicheraktivitäten. Die folgende Abbildung
stellt das Logo der Software dar.

1 Einleitung
Um saisonale Bedarfsschwankungen auszugleichen und dem Verbraucher eine hohe
Versorgungssicherheit zu garantieren, betreibt die Gas-Union einen
Erdgaskavernenspeicher. Im hessischen Reckrod fand man geologische Bedingungen vor, die
den Bau unterirdischer Speicheranlagen ermöglichten.
Auch aus gaswirtschaftlicher Sicht liegt der Standort günstig in der Nähe der
Verbrauchsschwerpunkte Kassel/Göttingen, dem Rhein-Main-Gebiet und am
Kreuzungspunkt mehrerer Ferngasleitungen.
Zur Anlage in Reckrod gehören die unter Tage gelegenen Kavernen, die Sondenplätze und
die Station für den Gasbetrieb.
Die Gas-Union betreibt ein weitläufiges unterirdisches Transportsystem, das durch
Anbindung an die Gasleitungen der Importeure Erdgas aus entfernt liegenden Quellen, wie
zum Beispiel der Nordsee oder Rußland, übernehmen kann. Um den Transport des Erdgases
wirtschaftlich zu gestalten, müssen die Förderanlagen und die sehr langen und groß
dimensionierten Importleitungen gleichmäßig betrieben werden. Kein leichtes Unterfangen,
denn der Erdgasbedarf schwankt - vor allem temperaturbedingt - im Jahresverlauf sehr stark.
So wird etwa an einem kalten Wintertag fünf- bis sechsmal so viel Erdgas benötigt, wie an
einem warmen Sommertag. Um einen Ausgleich zu schaffen werden große Erdgasmengen
im Sommer in den Speichern in Deutschland eingelagert, die während der kalten Jahreszeit
ausgespeichert und an den Verbraucher geliefert werden können. So ist es möglich, die
Ferngastransportleitungen über das gesamte Jahr nahezu gleichmäßig auszulasten.
Abb. 1 Erdgasverbrauch in Deutschland 2001

1 Einleitung
1.1 Aufgabenstellung
Diese Diplomarbeit beschäftigt sich mit Leistungs- und Energiebilanzen am
Erdgaskavernenspeicher Reckrod der Gas-Union, mit dem Ziel, eine optimale
Stromversorgung der Erdgasverdichter zu erarbeiten. Eine mögliche Stromerzeugung mittels
Gasexpander beim Ausspeichern und im Hinblick auf eine differenzierte Bewertung des
Aufwandes für den gesamten Speicherbetrieb wird ebenfalls einbezogen.
Dabei sollen die Randbedingungen unter Auswertung vorhandener Daten über die
Anschaffungskosten des Speichers, sowie die spezifischen Kosten für die Speicherung von
Erdgas im Speicher Reckrod ermittelt werden. Diese sollen mit der Erstellung eines
Bewertungsverfahrens für die Erdgasspeicherung – differenziert nach Menge, Zeitpunkt,
Dauer und Speicherbetriebsparameter – auf eine optimale Stromversorgung der Verdichter
und auf die Nutzung freier Speicherkapazitäten für den Erdgashandel eingestellt werden.
Dabei sollen Untersuchungen zum Einsatz von Expansionsmaschinen im Ausspeicherprozeß
betrachtet werden.
Des Weiteren soll eine Analyse der vorhandenen Stromverbrauchsdaten und
Strombezugskosten erstellt werden, sowie ein technisches Konzept zur Versorgung der
Gasverdichter mit Strom aus einer eigenen, am Standort befindlichen Anlage, entwickelt
werden. Mögliche Stromerzeuger für den Verdichter sind die Gasturbine, der Diesel- oder
Gasmotor.
1.2 Technischen Daten des Erdgaskavernenspeichers
Die Gas-Union betreibt seit Oktober 2000 einen Erdgaskavernenspeicher im hessischen
Eiterfeld-Reckrod. Das Unternehmen ist Erdgaslieferant für regionale und lokale
Versorgungsunternehmen, für Industriebetriebe und Kraftwerke in Hessen sowie für kleine
Gebiete von Niedersachen, Thüringen, Rheinland-Pfalz und Bayern.
Der Erdgaskavernenspeicher besteht momentan aus zwei Kavernen. Eine Dritte wird zur Zeit
durch Aussolen fertiggestellt. Die Kavernen befinden sich rund 1.000 m unter der
15

1 Einleitung
Erdoberfläche. Die maximale Druckänderung, die vom Bergbauamt zur Auflage gemacht
wurde, beträgt ∆p=10bar/d.
Abb. 2 Betriebsstation der Erdgasspeicheranlage
Zum Vergleich: Das höchste Bürogebäude in Europa ist der Commerzbank-Tower in
Frankfurt am Main, es ist 259 m hoch (inkl. Antenne 300 m).
Parameter Reckrod
K1
16
Reckrod
K2
Reckrod
K3
ursprüngliche Endteufe 1091,90 m 1110,00 m 1111,00 m
Bohrlochsohle bei Solbeginn 1057,50m (ZK) 1078,00 m (ZK) 1078,00 m (ZK)
Top Werra Steinsalz 654,05 m 641,71 m 643,10 m
Basis Werra Steinsalz 1087,54 m 1108,25 m 1106,30 m
Rohrschuh der 11 ¾ - Rohre 795,50 m 782,00 m 744,00 m
max. Kavernenvolumina (geplant) - - ca. 300.000 m³
Kavernenvolumen im Januar 2002 ca. 365.000 m³ ca. 404.000 m³ -
max. Solrate - - 175 m³/h
Kavernendach 825 m 812 m 755 m
Kavernenboden 1.057 m 1.078 m 920 m
max. Kavernendurchmesser 75 m 85 m 85 m
Tab 1: Kennwerte KSP Reckrod

1 Einleitung
1.3 Geschichtlicher Hintergrund
Für die Lagerung von Erdgas sind unterirdische Speicher eine optimale Lösung, da in
Deutschland mehrere Milliarden Kubikmeter Erdgas zwischengelagert werden müssen, die
bei oberirdischer Speicherung eine hundertmal größere Fläche erfordern würden.
Diese Art der unterirdischen Gasspeicherung hat sich seit Jahrzehnten bewährt und ist
technisch so ausgereift, daß ein unkontrollierter Austritt nahezu ausgeschlossen ist. Bereits
1916 wurde in Deutschland ein Patent über die Speicherung von Kohlenwasserstoffen in
Salzkavernen eingereicht.
Abb. 3 Salzkavernenspeicher
Erdgas-Untertagespeicher haben im Verbund mit dem Leitungsnetz und den
Verdichterstationen die Aufgabe, jederzeit die bedarfsgerechte Belieferung der Erdgaskunden
zu gewährleisten. Sie dienen dem Ausgleich zwischen dem gleichmäßigen Bezug und dem
schwankenden Verbrauch von Erdgas. Im Sommer - wenn der Verbrauch geringer ist als der
Bezug - wird Erdgas in die Untertagespeicher eingelagert. Zur Deckung des erhöhten
Verbrauchs im Winter, einschließlich der Leistungsspitzen an besonders kalten Tagen, wird
das Erdgas wieder entnommen. Als Untertagespeicher werden u.a. Porenspeicher und
17

1 Einleitung
Kavernenspeicher eingesetzt. Lagerstätten und Aquiferspeicher - die sogenannten
Porenspeicher - werden in porösen oder klüftigen Gesteinsschichten eingerichtet.
Diese Schichten können eine Mächtigkeit von einigen Metern bis zu einigen Dutzend Metern
und eine Ausdehnung von mehreren Quadratkilometern haben.
In porösen Gesteinsschichten erfolgt die Speicherung in den nur Mikrometer großen Poren
des Speichergesteins. Voraussetzung für eine Speicherung in diesen Schichten ist, neben
einer ausreichenden Durchlässigkeit und Porosität des Speichergesteins, eine gasdichte
Deckschicht und eine Kontur der Schichten. Diese sollen ein Abwandern des eingepreßten
Gases aus dem Speicher verhindern. Beim Lagerstättenspeicher werden die ursprünglich
bereits gasgefüllten Schichten ehemaliger Öl- oder Gaslagerstätten für die
Untertagespeicherungen genutzt. Bei der Aquiferspeicherung werden tiefe, ursprünglich
wasserführende Gesteinsschichten mit Gas befüllt.
Erdgasspeicher werden als Salzkavernenspeicher angelegt, wenn es hauptsächlich auf eine
schnelle Auslagerung und nicht auf die Einlagerung großer Gasreserven ankommt. Die
Entnahme aus Gaskavernen erfolgt durch Expansion des Gases. Der dem
Ferngasleitungsdruck entgegenwirkende Innendruck der Kavernen ändert sich fortwährend
mit jeder Einspeisung oder Entnahme. Dabei entsteht gleichzeitig eine Temperaturänderung.
Die für eine Kaverne günstigste Form ist, aus gebirgs-mechanischen Gründen, die Kugelform.
Diese läßt sich nur schwer herstellen. Deshalb haben die meisten Kavernen eine senkrechte
zylindrische Form mit kegelähnlichem Dach und Boden. Sie lassen sich wegen ihrer großen
Wandfläche schneller, kostengünstiger und mit einem geringeren Gesamtaufwand an Wasser
(für den Solprozeß) erstellen.
Die Konvergenz (Hohlraumschrumpfung) von Kavernen ist eine Folge der plastischen
Verformung des Salzes. Sie nimmt mit steigender Temperatur und zunehmender Teufe (und
damit wachsendem Druck) zu. Das Konvergieren ist ein sehr langsam verlaufender Vorgang,
bei dem Auswirkungen auf die Oberfläche so gering sind, daß Gefährdungen von Bauwerken
nicht zu befürchten sind.
Je tiefer eine Kaverne angelegt wird, desto mehr Gas kann gespeichert werden und um so
größer ist das Verhältnis von Arbeitsgas zu Kissengas. Unter Kissengas ist die zur
Aufrechterhaltung des Mindestdruckes in der Kaverne verbleibende Gasmenge zu verstehen.
Es ist jedoch wirtschaftlich nicht optimal, Kavernen möglichst tief anzulegen und dann mit
einem hohen Betriebsdruck zu betreiben.
18

1 Einleitung
Mit zunehmender Teufe steigen die Investitionen für die Errichtung und die Betriebskosten
der Kaverne; außerdem steigt die Konvergenzrate, so daß im Laufe der Zeit mit einem
größeren Verlust an nutzbarem Hohlraum gerechnet werden muß. Dem wird mit einem
höheren Kissengasdruck entgegengewirkt.
1.4 Planungs- und Bauphase
Ende der Siebzigerjahre entstanden die ersten Überlegungen und Machbarkeitsstudien für
den Bau des Erdgasspeichers in Reckrod. Bevor das Aussolen beginnen konnte, mußten viele
Untersuchungen vorgenommen werden. In großer Tiefe liegendes, ausreichend mächtiges
Salzgestein ist eine Voraussetzung für den Bau von Speicherkavernen. Weitere Bedingungen
sind das Vorhandensein von Süßwasser, sowie die ausreichende Entsorgung der anfallenden
Sole. Diese Kavernen werden künstlich geschaffen - durch Aussolen, d.h. durch Lösen eines
genau bestimmten Anteils von Salz mittels Wasser. Dafür wurde Wasser aus einem Fluß über
Bohrungen in den Untergrund gepumpt und als gesättigte Sole wieder entnommen. Bei
norddeutschen Kavernenprojekten wurde die Sole in die Nordsee abgeleitet.
In Reckrod konnte eine andere Lösung realisiert werden, die Sole ohne
Umweltbeeinträchtigung abzuführen. Als geeignetes Auffangbecken erwies sich eine in rund
600 m Tiefe liegende kluftig-poröse Gesteinsformation, die nicht mit Trinkwasser führenden
Schichten in Verbindung steht.
Alle soltechnischen Anlagen werden nach Abschluß des Speicheraufbaus demontiert, das
Gelände renaturiert. Übrig bleiben die Kavernenbohrungen zum Ein- und Ausspeichern des
Erdgases. Unterirdische Leitungen verbinden diese mit der zentralen Station für den
Gasbetrieb.
19

1 Einleitung
Abb. 4 Kavernenkopf
In der Gasstation befinden sich das Verdichtergebäude mit den Verdichtereinheiten, die
verfahrenstechnischen Anlagen (z.B. Wasserabscheider, Vorwärmung, Druckreduzierung,
Gastrocknung), die Anlagen zur Mengenmessung und -regelung, die Stationswarte sowie
Werkstatt und Lagerräume.
Abb. 5 Obertageanlage des Speichers in Reckrod
20

2 Einspeichertechnik
Untertagespeicher dienen dem Ausgleich von jahreszeitlich bedingten
Verbrauchsschwankungen. Man unterscheidet im Wesentlichen Porenspeicher und
Kavernenspeicher. Sie liegen Hunderte von Metern unter der Erdoberfläche, in Deutschland
in Tiefen bis 2.900 Meter.
Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der Infrastruktur des Einlager- und Entnahmevorgangs des
Erdgases. Die entsprechenden Fließbilder, die ebenfalls Auskunft über die Speichertechnik
geben, sind im Anhang dieser Arbeit zu finden.
Abb. 6 Verteilung der maximalen Entnahmerate in deutschen Erdgasspeichern

2 Einspeichertechnik
p-2 [bar]
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1 18 35 52 69 86 103 120 137 154 171 188 205 222 239 256 273 290 307 324 341 358
Abb. 7 Speicherbeschäftigung 2003, Speicher Reckrod
Wie im Ausblick erwähnt, wird sich die Kapazität des Erdgaskavernenspeichers in Reckrod
mittelfristig vergrößern. Die dritte Kaverne befindet sich während der Erstellung dieser Arbeit
im Solprozeß. Jedoch ändern sich die Speichertechnik und die dazugehörige Infrastruktur
beim Erstellen der Kaverne K3 nicht.
22
t [d]

2 Einspeichertechnik
2.1 Einspeichervorgang
Bei der Speicherung von Erdgas in unterirdischen Kavernen müssen bestimmte
Verfahrenspunkte eingehalten werden, sowohl bei der Einspeicherung, Injektion genannt, als
auch bei der Ausspeicherung, Evakuierung genannt.
Die Verbindung zwischen der Kaverne und dem Ferngasleitungsnetz wird durch
Rohrleitungen hergestellt. Durch diese Rohrleitungen wird das Erdgas an den Speicher
herangeführt und im Bedarfsfall wieder abgeleitet.
Der Ferngasleitungsdruck liegt gaswirtschaftlich im Hochdruckgebiet und beträgt in der
Regel 55 bar. Der Netzdruck ist nicht konstant sondern variiert um ca. ∆p=7 bar.
Die erste Station, die das Gas durchlaufen muß, ist die Erdgas-Filterungsanlage. In diesem
Filter wird das Gas von Verunreinigungen befreit, so daß die verfahrenstechnischen Anlagen
einwandfrei betrieben werden können. Verunreinigungen können Feststoffpartikel und
diverse Flüßigkeiten sein. Nach dieser Reinigung durchströmt das in Reckrod noch nicht
verdichtete Gas eine geeichte Volumenmessung. Diese Messung wird bei dem
Erdgaskavernenspeicher Reckrod durch einen Ultraschallgaszähler durchgeführt.
Abb. 8 Ultraschallgaszähler
Zum Befüllen der Kavernen muß das Erdgas im Regelfall verdichtet werden. Liegt der
Kavernendruck p 2 bei dem Minimum p 2,min kann der Verdichtungsvorgang über einen Bypass
umgangen werden.
23

2 Einspeichertechnik
Von dieser Technik wird allerdings fast nie Gebrauch gemacht werden, da ab einem
bestimmten Druckniveau die Verdichteranlage aus thermodynamischen Gründen in Betrieb
genommen werden muß.
Die Verdichtung erfolgt isotherm. Die Wärme, die bei der Kompression entsteht, wird durch
Gegenstromkühler abgeführt. Damit der Speicherbetrieb auch beim Ausfall eines Verdichters
gewährleistet ist, steht ein weiterer zur Verfügung. Diese Redundanz ist erforderlich. Im
theoretischen Fall spricht man, wie beschrieben, von einer isothermen Verdichtung. In der
Praxis handelt es sich jedoch um eine isentrope Verdichtung.
Die in dieser Diplomarbeit angegebenen Verdichterparameter wie der Volumenstrom/ die
Verdichterkapazität sind verdichterspezifisch. In Reckrod handelt es sich um einen
einstufigen, doppelt wirkenden Kolbenverdichter mit Elektromotor-Antrieb mit Kühlung der
Zylinder.
Abb. 9 Gaskühlung im Gegenstrom
Das verdichtete und gereinigte Erdgas wird über Hochdruckleitungen den Bohrungen und
Kavernen zugeführt.
24

2 Einspeichertechnik
Stehen beispielsweise 5.000.000 m³ i.N. zur Einlagerung bereit, dauert es ca. 100
Betriebsstunden bis das Erdgas eingelagert wurde. Der Anfangsdruck in der Kaverne 1 liegt
bei 100 bar, der Enddruck in der Kaverne beträgt 110 bar.
Diese Angabe bezieht sich auf die Verdichteranlage in Reckrod, die bei einem Kavernendruck
von 100 bar* eine Verdichterkapazität von 52.000 m³/h bietet. Diese Information wurde mit
Hilfe der Kav-Software berechnet.
Genaue Typenbezeichnung der Verdichter: - Neumann & Esser
* stat. Ruhedruck, Verdichterleistung 100%
2.2 Ausspeichervorgang
25
NEA-Verdichter, 1SZL 320H
Die Ausspeicherung des Erdgases erfolgt in der Regel an Wintertagen, an denen ein größerer
Bedarf an Erdgas vorhanden ist. Um diese Bedarfsspitzen zu decken, wird das eingelagerte
Gas verwendet.
Die Entnahme aus der Lagerstätte erfolgt durch dieselben Bohrungen, durch die es
eingepreßt worden war.
Während der ersten Betriebsjahre der Kavernen nimmt das Erdgas Wasser durch die noch
feuchten Wände auf. Ursache für diesen Vorgang ist die Solung der Kavernen.
Damit es nicht zu Korrosionen und Verstopfungen durch Gashydratbildung in der
Ferngasleitung oder am Kavernenkopf kommt, ist es erforderlich dem Gas die
aufgenommene Feuchtigkeit wieder zu entziehen.
Vor Aufnahme der Ausspeicherung wird Glykol in die Bohrung gepreßt. Ein
Freiwasserabscheider sorgt dafür, daß freie Wasserglykoltröpfchen vom Gasstrom
abgeschieden werden. Das abgeschiedene Wasser wird in manchen
Erdgaskavernenspeichern in eine Wasserversenkbohrung eingepreßt. In Reckrod wird das
Wasser-Glykol-Gemisch in Behältern gesammelt und umweltgerecht entsorgt.

2 Einspeichertechnik
Abb. 10 Freiwasserabscheider AF
Da das Erdgas bei der adiabaten Drosselung durch den Joule-Thomson-Effekt einen
Temperaturverlust von ∆T=0,4 K/bar erfährt, muß das Gas vor der Drosselung vorgewärmt
werden. Grund für dieses Vorheizen ist wiederum das Vermeiden einer Gashydratbildung
innerhalb der Prozeßanlage durch Unterschreitung des Wasserdampftaupunktes.
Gashydrate sind kristalline, schneeähnliche Verbindungen, die unter bestimmten
Druckverhältnissen und durch Kontakt des Gases mit Wasser entstehen.
Abb. 11 Gasvorwärmungsanlage
26

2 Einspeichertechnik
Nach der Gasvorwärmung durchläuft das Gas eine Gasdruckregelstrecke. Diese Regelstrecke
besteht aus Absperrkugelhähnen, Sicherheitsabsperrarmaturen (SAV) und dem Regelventil.
Bevor das Gas in das Regelgerät gelangt, muß es ein SAV durchlaufen. Es sperrt den
Gasdurchfluß ab, falls der Ausgangsdruck unzulässig hoch ansteigt. Dieses Ventil darf sich
nicht selbstständig öffnen.
Eine Gasdruckregelanlage hat die Aufgabe hohen Gasdruck ein- oder mehrstufig auf den
Wert zu reduzieren, den die nachfolgende Anlage benötigt.
Abb. 12 Gasdruckregelstrecke in Reckrod
Die nun folgende Station ist die Gastrocknung, die den letzten verfahrenstechnischen Schritt
darstellt.
Wasser und Wasserdampf müssen weitgehend entfernt werden, um erneut die
Gashydratbildung zu vermeiden. Außer der Verstopfung durch Hydrate wären bei
wasserdampfhaltigen Gasen auch Korrosionen aus dem Zusammenwirken mit Kohlendioxid
und anderen Bestandteilen zu erwarten.
Die Gastrockung erfolgt in einer Glykolabsorptionsanlage. Dabei nimmt das Glykol aufgrund
seiner hygroskopischen Eigenschaft das als Wasserdampf im Erdgas enthaltene Wasser auf.
27

2 Einspeichertechnik
Grundkenngröße für die Gastrocknung ist die Wasserdampf-Taupunkttemperatur von
Erdgas.
Das Erdgas hat in der Ferngasleitung (55 bar) eine Temperatur von ca. 15 °C . Dabei
kondensiert Wasserdampf aus, solange bis der Sättigungsdruck bei 15 °C (= 0,0138 bar)
erreicht ist. Das Verhältnis p sätt /p ges ist 0,0171/55 = 0,000310 entsprechend 0,0310 %. Das ist
gemäß dem Gesetz von Dalton auch der Volumenanteil in diesem Zustand.
Temperatur (°C)
250
200
150
100
50
0
Wasserdampftaupunkt
bei einem Wasserdampfanteil von 17,9 Vol.%
0,1 1 10
Erdgasdruck (bar)
100 1000
Abb. 13 Wasserdampftaupunkt
t* (°C) Wassergehalt 17,90%
t* (°C) Wassergehalt
0,0575%
28

2 Einspeichertechnik
Abb. 14 Gastrocknungsanlage
Abb. 15 Glykolbehälter
29

2 Einspeichertechnik
Jetzt befindet sich das Gas wieder in dem Zustand, in dem es ursprünglich angeliefert wurde
und kann nach einem erneuten Durchlauf durch den Ultraschallgaszähler wieder in das
Gastransportnetz eingepreßt werden.
Das hier beschriebene Verfahren der Evakuierung der Kaverne/n setzt allerdings voraus, daß
eine Mindestdruckdifferenz ∆p nicht überschritten werden sollte. Diese Druckdifferenz ist
erforderlich um das Gas in die Ferngasleitung zu drücken.
Ist dies am Ende der Entnahmephase nicht der Fall, muß die Druckdifferenz durch verdichten
hergestellt werden, was einen erneuten Einsatz der Verdichteranlage zur Folge hat und
betriebswirtschaftliche Nachteile mit sich bringt.
Abb. 15.1 Internationale Erdgas-Pipelines [17]
30

3 Kav-Software
Im Rahmen dieser Diplomarbeit entstand die Idee der Berechnungssoftware. Auch die
Programmierung fand im Rahmen dieser Arbeit statt. Die basierenden Programme sind
Microsoft Excel und Visual Basic. Das Programm berechnet die Gesamtkosten für einen
Speichervorgang. Insgesamt stehen dem Benutzer vier Oberflächen zur Verfügung:
• Einspeicherung Kaverne 1 InKav 1
• Einspeicherung Kaverne 2 InKav 2
• Ausspeicherung Kaverne 1 OutKav 1
• Ausspeicherung Kaverne 2 OutKav 2
Die Endsumme, die im Programm angegeben wird beinhaltet betriebswirtschaftliche Größen
und die Anlagenkosten. Weitere Kostenfaktoren können ohne großen Aufwand ergänzt
werden oder über die Dienstleistungsgrundgebühr, die standardmäßig auf null gesetzt ist,
oder über den Gewinnfaktor, der standardmäßig 1,0 beträgt, integriert werden.
Der Grundgedanke war, mehrere Parameter zu beachten und zu berücksichtigen. So gehen
die Kapazität der Verdichteranlage in Reckrod und diverse Stromverbraucher in die
Berechnung ein. Und dies macht den Charakter der Anwendung klar. Sie gibt schnell,
übersichtlich und fundierte Kostenauskunft einer Speicheraktivität.
Die Daten, die der Berechnung zu Grunde gelegt wurden, mußten vor der
computertechnischen Umsetzung definiert werden. Zum Beispiel mußte sichergestellt sein,
welchen Service und welches Ergebnis das Programm liefern soll. Hinzu kommt, daß
optimaler Weise die Anwenderfreundlichkeit gewährleistet sein sollte.
Über die Eingabe des aktuellen Kavernendrucks p 2 und des gewünschte Injektionsvolumens
V Injekt wird auf direktem Weg die Summe in Euro ausgegeben, die der Einspeichervorgang
inklusive aller betriebswirtschaftlichen Parameter und Berücksichtigung zahlreicher
technischer Gegebenheiten kosten würde. Der Ferngasleitungsdruck ist auf 55 bar gesetzt,
kann jedoch ebenfalls verändert werden.

3 Kav-Software
So werden die folgenden Einflußgrößen in die Berechnung mit einbezogen:
• Netzdruck
• Speicherkapazität
• elektrische Verdichterleistung
• Betriebsdauer
• dynamische Verdichterkapazität
• aktuelle Kennwerte Erdgas-H
• Strompreise des Stromlieferungsvertrages
• Einteilung in verschiedene Drucksegmente
• Überlastung Fehlermeldung (eine weitere Eingabe ist nicht möglich)
• Kavernenvolumen und Kavernendruck
• Joule-Thomson-Effekt (adiabate Drosselung)
• vier Oberflächen
• Gasvorwärmung
• diverse Verbraucher, gas- und stromseitig
• betriebswirtschaftliche Betrachtung
Diese Programmparameter liefern im Zusammenspiel den Betrag in Euro für die jeweilige
Injektion bzw. Evakuierung des Erdgases.
Die Software wurde im vorliegenden Fall an den Erdgaskavernenspeicher in Reckrod der Gas-
Union angeglichen. Das heißt, daß die Volumina, die Verdichterkapazität und die speziellen
Gegebenheiten in Reckrod in die Entwicklung eingeflossen sind. Auch die Betriebsweise der
Verdichteranlage Reckrod ist berücksichtigt worden. Theoretisch können die Verdichter in
vier Laststufen gefahren werden: 50%, 75% und 100% der Gesamtleistung. Da ein
Einlagervorgang möglichst schnell fertiggestellt sein soll, sollte die Anlage mit 100% Leistung
betrieben werden, wie auch in der vorliegenden Arbeit angenommen.
Es bleibt zu erwähnen, daß die Oberfläche an jede beliebige Kaverne angepaßt werden kann.
Jedoch werden hierzu die Größenangaben der Kaverne/n, die Herstellerangaben des
Verdichters, eine Gasanalyse, Kosten der Anlage und des Betriebs und geologische Daten
benötigt.
32

3 Kav-Software
Die Software ist für den Einsatz mit Microsoft Excel 2003 optimiert. Ein problemloser
Betrieb ist auch mit Microsoft Excel aus dem Office XP-Paket gewährleistet.
Die bei der Fertigstellung aktuelle Version trägt die Bezeichnung 1.05. Die Versionsangabe ist
bei der Anwendung mit mehreren Benutzern von Bedeutung. Sie wird in dem Versions-
Check durchgeführt und initial auf alle Oberflächen übertragen. So ist einsehbar, ob die
Benutzer mit der identischen Version arbeiten und ggf. Daten vergleichen können.
Abschließend bleibt zu erwähnen, daß die enthaltenen Kosten für Energie (Erdgas-H und
Strom) Annahmen und variable Größen sind.
3.1 Injektionsparameter
Die Berechnung der Betriebskosten beim Einspeichervorgang wird als InKav bezeichnet.
Manuell einzugeben sind der Netzdruck, das gewünschte Einlagervolumen und der
Kavernendruck vor der Befüllung. Die Option „Reset“ setzt alle erwähnten Werte auf den
Standard zurück. Diese Funktion ist hilfreich bei jeder Neueingabe.
Auf die einzelnen Angaben, wie beispielsweise die elektrische Verdichterleistung, wird in den
folgenden Kapiteln eingegangen.
33

3 Kav-Software
Abb. 16 Eingabemaske InKav
3.1.1 Berechnung der elektrischen Verdichterleistung
Um höchste Drücke zu erreichen sind Kolbenverdichter geeignet. Da Redundanz
gewährleistet sein soll sind am Erdgaskavernenspeicher in Reckrod zwei Kolbenverdichter im
Einsatz. Im technischen Fließbild ist die erwähnte Redundanz zu sehen.
DN 250
PN 170
GOV
11010
DN 200
PN170
GOV
12010
VV 11000
VV 12000
GC 11020
isotherme Kompression
GC 12020
Abb. 17 Fließbild der Kolbenverdichter, Hersteller: Neumann & Esser, NEA-Verdichter des Typs 1SZL 320H
34

3 Kav-Software
Die aus der Thermodynamik bekannten Beziehungen zur Berechnung der
Temperaturänderung ∆T und der Verdichtungsarbeit W V sind bei der Berechnung der
elektrischen Verdichterleistung P el notwendig.
Der Verdichtung wurden die Kennwerte von Erdgas-H zu Grunde gelegt, wobei die
Temperatur des Gases in der Ferngasleitung bei etwa 15°C liegt.
Der isentrope Wirkungsgrad η sv bezeichnet das Verhältnis der bei isentroper (=verlustfreier)
Zustandsänderung (theoretisch) geleisteten Arbeit zu der tatsächlichen geleisteten Arbeit.
Der isentrope Kompressionswirkungsgrad wird wie folgt dargestellt:
η
sv
=
( )
Wt , 12 is
w
12
κ −1
⎛ ⎞
⎜⎛
p ⎞ κ ⎟
2 T1⎜
⎜ 1
p ⎟ − ⎟
⎜⎝
1 ⎠ ⎟
=
⎝ ⎠
T −T
35
2
1
Formel 1
Bei offenen, adiabat durchströmten Systemen läßt sich unter Annahme konstanter
mechanischer Energie, d.h. ohne Änderung der kinetischen und potentiellen Energie,
der 1. Hauptsatz für stationäre Fließprozesse
q
{ 12
= 0
adiabat
+ w
t,
12
vereinfachen zu
= h − h +
2
1
2 2 ( c2
− c1
) + g ⋅(
Z − Z )
1422
43
= 0
Bewegungenergie
2 1 14243
= 0
Lageenergie
Formel 2

3 Kav-Software
wt , 12
= h
2
− h
1
36
Formel 3
In Abb. 18 sind für eine Verdichtung sowohl die isentrope als auch die tatsächliche
Zustandsänderung dargestellt. Dabei ist zu beachten, daß in beiden Fällen die Endpunkte 2
und 2is jeweils auf der gleichen Isobaren p2 liegen.
Abb. 18 Isentrope und verlustbehaftete Verdichtung im h,s-Diagramm
Weitere Grundlage zur Berechnung der elektrischen Verdichterleistung P el ist die Ermittlung
der Gasleistung Q Gas .
Q
Gas
•
= H o ⋅VV
Formel 4

3 Kav-Software
Die isentrope Temperatur am Zustandspunkt 2 T 2s
T2s ⎛ p ⎞ 2 = T1
⋅ ⎜
⎟
⎝ p1
⎠
κ −1
κ
führt zur realen Temperatur am selben Zustandspunkt t 2
t
2
= t
1
T2s
−T
+
η
sv
1
Weitere Parameter sind die Enthalpien h 1 und h 2 und die entsprechende Differenz ∆h.
h t ⋅ c
1 = 1
p
h t ⋅ c
2
= 2
2
p
1
( t t )
∆ h = h − h = cp
⋅ −
2
1
37
Formel 5
Formel 6
Formel 7
Formel 8
Formel 9
Die innere Verdichterleistung P ergibt sich aus dem Gasmassenstrom und der in Formel 9
iv
beschriebenen Enthalpiedifferenz ∆ h
P iv
= •
m⋅
∆h
Formel 10

3 Kav-Software
Die maschinenmäßigen Wirkungsgrade sind der mechanische Wirkungsgrad und der
elektrische Wirkungsgrad des Motors η mV und η elMo , die mit in die Berechnung einfließen.
Im Zusammenspiel der in diesem Kapitel erwähnten Formeln und Wirkungsgrade ergibt sich
die elektrische Verdichterleistung P el
P
elV
PiV
=
η ⋅η
mv
elMo
38
Formel 11
Die Größen, die für die Ermittlung der elektrischen Verdichterleistung nötig sind, werden
nicht im Arbeitsblatt „P el “ der Kav-Software eingetragen, dies ist unbedingt zu beachten um
vorhandene Verknüpfungen nicht zu löschen oder zu ändern. Dies erklärt, warum eine
Eingabe technisch nicht möglich ist. Die benötigten Angaben werden automatisch aus der
Eingabemaske und anderen Dateien bezogen.
P-el [kW]
3000
2500
2000
1500
1000
500
elektrische Verdichterleistung P-el [kW]
0
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
p-2-vor [bar]
Abb. 19 Grafische Darstellung der elektrischen Verdichterleistung, Saugdruck=55 bar
p2 [bar] 60
p2 [bar] 70
p2 [bar] 80
p2 [bar] 90
p2 [bar] 100
p2 [bar] 110
p2 [bar] 120
p2 [bar] 130
p2 [bar] 140

3 Kav-Software
3.1.2 Verdichterleistung in verschiedenen Drucksegmenten
Die zu erbringende Leistung der Verdichteranlage ist stets abhängig von verschiedenen
Parametern. Diesen Parametern sind thermodynamische Kennwerte und Vorschriften sowie
technische Einflußgrößen zugrunde gelegt.
Werden diese Rahmenbedingungen nicht eingehalten, ist ein einwandfreier Betrieb nicht
gewährleistet, dies kann im extremen Bereich für Mensch und Umwelt gefährlich werden.
Damit dieser Fall nicht eintritt, sind aufwendige und technisch niveauvolle Meß-, Steuer- und
Regelanlagen installiert, speziell ausgebildetes Personal fungiert als Supervisor.
Der wichtigste technische Kennwert ist die Dichte des Erdgases, die in keinem Fall als
konstant betrachtet werden kann. Diese Annahme würde sich unmittelbar auf den
betriebswirtschaftlichen Charakter des Betriebs auswirken.
Da die Anlage erst seit relativ kurzer Zeit in Betrieb ist, haben sich die Kavernen noch nicht
100%ig mit den Gegebenheiten arrangiert, so hat sich beispielsweise die minimal zu
erreichende Feuchte des Gases noch nicht eingestellt.
So berücksichtigt die Kav-Software neben der manuell einzugebenden Dichte, den oberen
bzw. unteren Heizwert, die molare Masse, die spezifische Gaskonstante und den
Isentropenexponenten. Diese Kennwerte sind im Info-Sheet einzusehen und zu variieren. Alle
weiteren Programm-Dateien greifen im Bedarfsfall auf diese Größen zurück. Diese Eingabe
sollte entsprechend sensibel erfolgen.
Grau schraffierte Felder in dem Info-Sheet können bearbeitet werden, alle weiteren werden
berechnet und sind gesperrt.
Berechnung der spezifischen Wärmekapazität bei p=konst:
c p
⎛ κ ⎞
= R ⋅⎜
⎟
⎝ κ −1⎠
Berechnung der spezifischen Wärmekapazität bei V=konst:
cV =
cp
− R
39
Formel 12

3 Kav-Software
Berechnung des Isentropenexponenten:
κ =
c
c
p
v
Abb. 20 Kav-Software Info-Sheet
40
Formel 13
Formel 14

3 Kav-Software
Um die Verdichterleistung in den jeweiligen festgelegten Drucksegmenten zu bestimmen,
wurden Meßdaten der Gas-Union und Herstellerangaben eingegliedert. Aus diesen
Informationen kann die elektrische Verdichterleistung abgeleitet werden.
Der Strompreis wurde mit 0,074 €/kWh angenommen. Zu erwähnen bleibt, daß die
Verdichterkapazität typenabhängig ist. Jede Verdichterkapazitätsstufe stellt ein Drucksegment
dar. Demzufolge gibt es neun Segmente
Abb. 21 P el in verschiedenen Drucksegmenten, Auszug Kav-Software
Für die grafische Auswertung wird eine Einlagerung von Erdgas unter den folgenden
Parametern gewählt:
Injektionsvolumen: 15.000.000 m³
Kavernendruck vor Befüllung: 60 bar
Kavernendruck nach Befüllung: 90 bar
Diese Angaben sind erforderlich, da es sich andernfalls um ein ideales Ergebnis der
Verdichterleistung handeln würde. So nimmt beispielsweise die Verdichterkapazität bei
steigendem Druck ab. Dies ist in dem obigen Programmauszug einsehbar.
41

3 Kav-Software
Das dynamische Verhalten dieser Programmparameter schafft sehr gute Voraussetzungen für
die betriebswirtschaftlichen Berechnungen. Ändert sich die Verdichterkapazität, weil ein
neues Drucksegment erreicht wurde, ändert sich ebenfalls die Verdichterleistung und
Betriebsdauer. Das wirkt sich unmittelbar auf die wirtschaftliche Entwicklung aus.
f ( p)
= P = 0,
0257 ⋅ p
2
− 7,
6715⋅
p +
742,
71
42
Formel 15
Die grafische Darstellung ist erneut nur für die drei erwähnten Ausgangskriterien der Vorseite
gültig. Die nun folgende Verdichterkennlinie ist als dynamisch zu betrachten und wird für
jede Eingabe aktualisiert. Nicht zu vergleichen ist diese Kennlinie mit einer typenspezifischen
Verdichterkennlinie der Hersteller.
P [kW]
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
50 70 90 110
p-2 [bar]
130 150 170
Abb. 22 Verdichterkennlinie, Grundlage: spezifisches Pan-Handle-Diagramm, Saugdruck=55 bar
Die Betrachtung der elektrischen Verdichterleistung in verschiedenen Drucksegmenten ist für
die korrekte Betrachtung des Erdgaskavernenspeichers in Reckrod wichtig, sowohl aus
technischer als auch aus wirtschaftlicher Sicht.

3 Kav-Software
p [bar]
160
140
120
100
80
60
43
∆p-Verdichter
40
30 35 40 45 50 55 60 65 70
Kaverneninhalt [Mio m³]
Abb. 23 ∆p-Verdichter im Zusammenhang mit f(V)=p 2
3.1.3 Einspeicherdauer in Bezug zum Injektionsvolumen
Wie in Kapitel 3.1.2 bereits erwähnt, ist die Betriebsdauer der Verdichteranlage einer der
wesentlichen Parameter in Bezug auf die realitätsnahe betriebswirtschaftliche Untersuchung
eines Erdgaskavernenspeichers.
Im Idealfall kann angenommen werden, daß die Injektionsdauer t Injekt im Wesentlichen der
Quotient aus dem Einlagervolumen und der Verdichterkapazität ist. Im vorliegenden Fall
bezieht sich die Verdichterkapazität auf die Verdichteranlage in Reckrod, die
Verdichterkapazität ist demzufolge spezifisch.
t
injekt
V
=
V
Injekt
•
Formel 16
Bei der Berechnung der Betriebsdauer sieht es in der Realität anders aus. Auch hier kann die
Verdichterkapazität nicht als konstant angenommen werden.

3 Kav-Software
Die Spanne reicht von 45.000 m³/h bei p 2 ≤ 140 bar bzw. von 58.000 m³/h bei p 2 ≥ 60 bar.
Die exakte Verdichterleistung ist von den verschiedenen Drucksegmenten abhängig. Dies
wurde ebenfalls in Kapitel 3.1.2 beschrieben.
Ein weiterer wichtiger Aspekt, von dem der Volumenstrom des Verdichters abhängig ist, ist
der Saugdruck.
V-Pkt [m³/h]
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
Verdichterkapazität
40 95 150
44
p-2 [bar]
Abb. 24 Kav-Software / Verdichterkapazität mit p 2 als veränderliche Größe, Saugdruck= 55bar
Nach der Berechnung der Injektionsdauer t injekt wird der Zelleninhalt direkt an die
Eingabemaske und die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung weitergegeben.
3.1.4 Injektionsmenge in Abhängigkeit vom Kavernendruck
Bei der mathematischen Betrachtung ist das Injektionsvolumen V Injekt in Abhängigkeit des
Kavernendrucks p 2 hilfreich. Diese Darstellungsweise findet in der Berechnungssoftware
Anwendung.
Da der natürliche Funktionsverlauf weitestgehend linear ist, wird die lineare
Darstellungsweise bevorzugt. Dies schafft Übersicht in den jeweiligen Excel-Arbeitsblättern.

3 Kav-Software
Lineare Darstellung:
f
1
−6 ( V ) = p = 2⋅10
⋅V
+ 9,
586
2
Polynomische Darstellung:
f
2
−16
2
−6
( V ) = p = 4⋅10
⋅V
+ 2⋅10
⋅V
+ 8,
9425
2
3.1.5 Speicherkapazität – grafische Darstellung
45
Formel 17
Formel 18
Die grafische Darstellungsweise der Speicherkapazität ist bei einer schnellen Analyse im
Regelfall ausreichend exakt. Abb.26 gibt Auskunft darüber, welche Kapazität der Speicher
bietet bevor er ausgelastet ist.
Die jeweiligen Kurven beschreiben den Bereich, in dem eine Einlagerung bei einem
bestimmten Druck möglich ist. Je länger die Bogenlänge der gewünschten Graphen ist,
desto größer der Druckbereich, in dem die gewünschte Menge an Gas eingelagert werden
kann, bevor die Kaverne gefüllt ist. Im Fall der Auslastung erscheint eine Fehlermeldung, die
zur neuen Eingabe auffordert.
Abb. 25 Fehlermeldung bei Überlastung

3 Kav-Software
Die Kurve der Einlagerung von 36 Mio. m³ Erdgas stellt die kürzeste Strecke im Diagramm
dar und drückt aus, daß eine Einlagerung dieses Volumens nur im unteren Druckbereich
möglich ist. Eine Einlagerung von 1 Mio. m³ Erdgas stellt die längste Bogenlänge dar und
zeigt, daß eine Einlagerung fast im gesamten Druckbereich möglich ist.
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140
p-2 [bar]
Abb. 26 Grafische Darstellung der Einspeicherreserven, Auszug Kav-Software
46
V-Injekt= 1 Mio m³
V-Injekt= 6 Mio m³
V-Injekt= 11 Mio m³
V-Injekt= 16 Mio m³
V-Injekt= 21 Mio m³
V-Injekt= 26 Mio m³
V-Injekt= 31 Mio m³
V-Injekt= 36 Mio m³
3.1.6 Kavernendruck in Abhängigkeit der Verdichterkapazität
und des Kavernenvolumens
Der Kavernendruck vor, während und nach der Befüllung ist ein wichtiger Wert, der die
Betriebsweise des Speichers beschreibt. Auch das Zusammenspiel dieser Werte ist
unverzichtbar für das Ergebnis der Kav-Software und jedes andere Produkt dieser Art.

3 Kav-Software
Der Druck innerhalb der Kaverne kann unter anderem in Abhängigkeit der aktuellen
Verdichterkapazität im jeweiligen Drucksegment und dem dazugehörigen Kavernenvolumen
dargestellt werden. Der Druck p 2 stellt in beiden Fällen den Funktionswert dar. Auf der
Abszisse befindet sich jeweils die variable Größe in der Gleichung bzw. im Gleichungssystem.
• ⎛ ⎞
f ⎜V
⎟ = −
=
⎝ ⎠
•
−3
6, 4⋅10
⋅V
+ 438,
15 p2
−6
( V ) = 2⋅10 ⋅V
+ 9,
586 p2
f =
p-2 [bar]
160
140
120
100
80
60
40
f(V-pkt)=p-2
40.000 45.000 50.000
V-pkt [m³/h]
55.000 60.000
Abb. 27 Grafische Darstellung der Formel 19, Saugdruck=55 bar
p-2
[bar]
150
130
110
90
70
50
30
f(V)=p-2
20.000.000 30.000.000 40.000.000 50.000.000 60.000.000 70.000.000
V [m³]
Abb. 28 Grafische Darstellung Formel 20, Saugdruck=55 bar
47
Formel 19
Formel 20

3 Kav-Software
Ein mathematisches Umformen führt zum Volumen
f ( V ) = 2⋅10
⇒
V = 5⋅10
−6
5
⋅
⋅V
9,
586
( p − 9,
586)
2
+
=
p
2
48
Formel 21
Der auf diese Art und Weise berechnete Kavernendruck p 2 ist auf der Eingabemaske der Kav-
Software wiederzufinden.

3 Kav-Software
3.2 Berechnung der Evakuierungsparameter
Die Berechnung der Ausspeicherung durch die Kav-Software erfolgt nach dem gleichen
Muster wie bei der Einspeicherung. Die Ausspeicherung wird in diesem Teil des Programms
als OutKav bezeichnet. Alle relevanten Daten fügt die Eingabemaske aus dem Arbeitsblatt
Kennwert Erdgas-H ein.
Abb. 29 Eingabemaske OutKav
In der Eingabemaske sind verschiedene Parameter manuell einzugeben. Es handelt sich um
das Auslagervolumen, die Temperatur in der Kaverne, die gewünschte Ausspeicherkapazität
und den Druck p 2,vor vor der Ausspeicherung.
49

3 Kav-Software
Die Ausspeicherkapazität kann vom Dispatcher manuell eingegeben werden. Die Eingabe ist
jedoch begrenzt durch die maximale Ausspeicherkapazität.
Bei der Berechnung der Betriebskosten, die durch die Evakuierung entstehen, werden Gas-
und Stromverbraucher einzeln berechnet. Weitere Verbraucher können jederzeit hinzugefügt
werden.
3.2.1 Temperaturdifferenz des Erdgases
Die Temperaturverteilung in einem unterirdischen Gasspeicher und deren zeitliche
Änderungen sind Schlüsselparameter, um die Betriebsbedingungen zu erfassen und zu
überwachen. So hängt die Speicherkapazität wesentlich von der Temperatur ab. Die
Optimierung der Betriebsbedingungen erfordert genaue Kenntnisse über die
Temperaturverteilung in Abhängigkeit von Tiefe und Zeit in den Gasspeichersonden und im
Innern der Kavernen. Bei bekanntem Kopfdruck kann über die gemessene Temperatur-
Tiefenverteilung das Druckprofil berechnet werden. Der Joule-Thomson-Effekt bildet die
physikalische Grundlage für die Kontrolle und Überwachung des Rohrstranges und der
technischen Einbauten. Er definiert die Beziehungen zwischen Druckänderungen und
Temperaturänderungen. Unregelmäßigkeiten im Druckverlauf und insbesondere ein
leckagebedingter lokaler Druckabfall führen zu Temperaturänderungen und lassen sich durch
Temperaturmessungen einfach detektieren und lokalisieren. Aus Temperaturmessungen, die
zeitgleich über die gesamte Strecke einer Bohrung - unter unterschiedlichen
Betriebsbedingungen im Steigrohr oder im Ringraum - durchgeführt werden, lassen sich
detaillierte Aussagen über Lage und Größe einer Leckage im Rohrstrang (z.B. an
Korrosionsstellen, Verschraubungen, Dichtungseinheiten oder Schiebestücken) oder in der
Verrohrung ableiten. Auch Hinterrohreffekte (z.B. Gasfluß hinter der Verrohrung)
beeinflussen das Temperaturfeld in dem Rohrstrang. An einem Flüssigkeitsspiegel treten
Temperaturänderungen auf, die durch eine kurzzeitige Druckentlastung verstärkt werden
können, so daß die Lage eines Flüssigkeitsspiegels in Bohrungen oder in einer Kaverne
bestimmt und überwacht werden kann. Erfassung und Überwachung der
Temperaturverteilung geben daher dem Betreiber eines unterirdischen Speichers wichtige
Informationen.
50

3 Kav-Software
Allerdings ist es erforderlich, daß die Messungen zeitgleich über die gesamte Meßstrecke
und innerhalb eines dichten Zeitrasters erfolgen können, um schnell ablaufende Prozesse zu
erfassen und zu lokalisieren. Die konventionellen Bohrlochtemperaturmessungen können
diese Anforderungen nicht erfüllen.
Das Verfahren der faseroptischen Temperaturmessung eröffnet hier ganz neue
Möglichkeiten, da es die zeitgleiche Temperaturmessung über lange Strecken auch in kurzer
Meßabfolge ermöglicht. Dieses Verfahren bietet sich daher für Untersuchungen in
unterirdischen Gasspeichern (Kavernen und Produktionssonden von Aquiferspeichern) an.
Abb. 30 Graphische Darstellung des Joule-Thomson-Effekts
3.2.2 Wärmeverbrauch für die Gasvorwärmung
Der Wärmeverbrauch für die Gasvorwärmung berechnet sich aus dem Produkt des
Massenstroms, der spezifischen Wärmekapazität bei konstantem Druck und der
Temperaturdifferenz zwischen Kavernen- und Ferngasleitungstemperatur.
Qzu m⋅
cp
⋅ ∆T
= •
51
Formel 22

3 Kav-Software
Jeder Faktor in der folgenden Oberfläche wird aus unterschiedlichen Dateien bzw.
Arbeitsblättern bezogen und kann an dieser Stelle nicht manuell eingegeben werden.
Abb. 31 Oberfläche der Berechnung der Leistung für die Gasvorwärmung
Q-Gas [kW]
1400
1200
1000
800
600
400
200
T-2=303K
T-2=315K
Leistung für die Gasvorw ärmung
0
275 280 285 290 295 300
T-3 (FGL) [K]
Abb. 32 Grafische Darstellung der Leistung für die Gasvorwärmung
52

3 Kav-Software
3.2.3 Ausspeicherkapazität
Die maximale Ausspeicherrate beträgt 100.000 m³/h. Diese kann in der Eingabemaske nicht
überschritten werden. Andernfalls erscheint eine Fehlermeldung, die zur Neueingabe
auffordert.
Abb. 33 Fehlermeldung in der Eingabemaske
Die Ausspeicherkapazität ist abhängig vom vorhandenen Druck in der Kaverne. Je höher der
Kavernendruck, desto höher die Ausspeicherrate.
Abb. 34 Grafische Darstellung der Ausspeicherkapazität
53

3 Kav-Software
3.2.4 Druck nach Evakuierung
Der Druck nach der Evakuierung wird mit Hilfe der mathematischen Beziehung zwischen
Entnahmevolumen und Kavernendruck ermittelt.
Da das Bestimmtheitsmaß R 2
=1,0 beträgt, wird auf die polynomische Darstellungsweise
verzichtet.
f
⇒
( p )
2
= V = 480071⋅
p + 8⋅10
p
2
V [m³]
−
V − 8⋅10
=
480071
80.000.000
70.000.000
60.000.000
50.000.000
40.000.000
30.000.000
20.000.000
10.000.000
0
Abb. 35 Grafische Darstellung der Formel 23
2
7
−7
f(p-2)=V
0 50 100 150
54
p-2 [bar]
Formel 23
Die hier berechnete Größe wird auf direktem Wege an die Eingabemaske der Software
übergeben, so daß weitere Berechnungen durchgeführt werden können.
Der Kavernendruck nach der Erdgasentnahme gibt Auskunft darüber, welche Kapazitäten der
Speicher für weitere Entnahme- und Injektionsaktivitäten zur Verfügung stellt.

3 Kav-Software
3.2.5 Verbraucher beim Evakuieren
Die Verbraucher, die bei der Erdgasentnahme zu Buche schlagen, sind in der folgenden
Tabelle einzusehen.
Tab. 2 Verbraucher bei der Gasentnahme
Die Anzahl der Betriebsstunden, die eine wesentliche Rolle bei der Berechnung der
Verbrauchsgrößen spielt, wird aus der Eingabemaske der Software bezogen.
Demzufolge ist die Angabe der Verbrauchskosten stets analog zu den eingegebenen
Parametern, wie zum Beispiel dem Entnahmevolumen. Die Leistung der Gasvorwärmung QGas wird ebenfalls auf einem separaten Arbeitsblatt berechnet und zeitgleich in die
55

3 Kav-Software
Berechnungsmaske (Tab 2 eingefügt. Sollten sich die Gegebenheiten in Reckrod bzgl. der
Verbraucher ändern, ist es ohne programmiertechnischen Aufwand möglich, die
Änderungen vorzunehmen. Dies wird der Fall sein, wenn beispielsweise neue Heizkessel mit
abweichender Leistung installiert werden.
56

4 Stromerzeuger
In diesem Kapitel der Diplomarbeit wird die Option der alternativen Stromerzeugung
diskutiert und bewertet. Betrachtet werden drei Generatorvarianten:
• Gasturbine
• Gasmotor
• Dieselmotor
Die Maschinen sollen Strom für den Elektroantriebsmotor der Verdichteranlage erzeugen.
Eventuell anfallender Überschußstrom wird in das öffentliche Netz des dortigen
Stromversorgers eingespeist werden.
Die maximale Leistungsaufnahme des Verdichters während des Betriebs beträgt circa 2.000
kW. Dies ist die Netto-Leistung, die den Herstellern als Referenz angegeben wurde.
Ein Problem stellt jedoch der wesentlich höhere Anlaufstrom der Anlage dar. Dieser liegt bei
rund 6.000 kW.
Eine Auslegung der Maschinen für den nötigen Anlaufstrom wurde bei der vorliegenden
Betrachtung nicht mit einbezogen. Eine 6 MW-Maschine würde den Kostenrahmen, damit
auch die Wirtschaftlichkeit, überschreiten.
Die Kosten für Personal entstehen durch die Bedienung und Betriebsführung der
Gesamtanlage zur Stromerzeugung einschließlich einfacher Inspektionsvorgänge. Da vor
allem bei kleinen Anlagen die Wirtschaftlichkeit durch Personalkosten beeinträchtigt werden
kann, ist zu prüfen, ob das Personal ausschließlich für den Betrieb der Anlage eingestellt
werden muß und damit mit den vollen Jahreskosten zu Buche schlägt.
Erfolgt die Beaufsichtigung nur stundenweise, denn können laut VDI-Norm 2067 Blatt 7 –
Kapitel 4.2.3, Tabelle 5, die genannten Prozentsätze für Personal angesetzt werden. Dies
würde ggf. am Erdgaskavernenspeicher in Reckrod der Fall sein.
Thermische Leistung Jährliche Personalkosten in %
p.a.
Anlagen ≥ 2 MWth 1 bis 2
Anlagen < 2 MWth 3 bis 4
Tab. 3 Jährliche Personalkosten in % der Investition (ohne Bauteil), Mittelwert: 2,5% p.a.

4 Stromerzeuger
Hinsichtlich der Instandhaltung der Anlagen schreibt die VDI-Norm 2067, Kapitel 4.2.3,
Tabelle 4, einen festgelegten Mittelwert von 2,0% der Investition vor. Wurde von den
Herstellern kein Instandhaltungsvertrag angeboten, ist diese Konstante in die Berechnung
eingeflossen.
4.1 Funktionsweise einer Gasturbine
Die Gasturbine gehört zu den Verbrennungskraftmaschinen und ist eine Unterordnung der
thermischen Fluidenergiemaschinen. Sie gilt als Strömungsmaschine, da sie kontinuierlich
ohne Pulsation durchströmt wird.
Sie besteht prinzipiell aus einem Verdichter, einer Brennkammer und einer Turbine, wobei
Verdichter und Turbine in der Regel auf derselben Welle sitzen. Diese sind folglich
mechanisch miteinander gekoppelt. Der Verdichter saugt Gas an, verdichtet es und führt es
schließlich der Brennkammer zu. Dort wird es zusammen mit dem eingespritzten Brennstoff
bei nahezu gleichem Druck verbrannt, wobei Verbrennungsgase mit einer Temperatur von
bis zu 1.500°C entstehen. Diese Brenngase strömen mit hoher Geschwindigkeit in die
Turbine und treiben sie an. Die Turbine verzögert die Strömung der Brenngase und entzieht
ihnen synchron Strömungsenergie, die in mechanische Energie umgewandelt wird. Ein Teil
dieser mechanischen Energie wird zum Antrieb des Verdichters genutzt, der verbleibende
Teil steht als nutzbare Energie zur Verfügung. Der Wirkungsgrad einer Gasturbine ist um so
besser, je höher die Turbineneintrittstemperatur der Brenngase ist. Die thermische
Belastbarkeit der gekühlten Turbinenschaufeln begrenzt jedoch die Eintrittstemperatur.
Gasturbinen zeichnen sich im Gegensatz zu Kolbenmaschinen durch einen ruhigen Lauf aus,
da sie kontinuierlich arbeiten.
Der reale Kreisprozeß, der zugrunde liegt, ist der Joule-Prozeß mit Verlusten. In der
Betrachtung des realen Kreisprozesses werden Verluste über Wirkungsgrade berücksichtigt.
Thermische Wirkungsgrade und spezifische Arbeiten realer Prozesse sind deshalb deutlich
schlechter als die der Idealprozesse! Der verlustbehaftete Joule-Prozeß wird unter folgenden
Annahmen betrachtet:
58

4 Stromerzeuger
• ruhendes Triebwerk (d.h. Staudruck = 0)
• nur eine Turbine für Verdichterantrieb u. Nutzarbeit
• Rechnung mit Gesamtzustandswerten (Berücksichtigung kinetischer Energie)
Abb. 36 3-dimensionale Darstellung einer Gasturbine
4.1.1 Der Joule-Prozeß
Im Vergleichsprozeß der einfachen Gasturbinenanlage durchläuft das Arbeitsmedium einen
geschlossenen Kreislauf. Die Verbrennungsabgase werden direkt wieder dem Verdichter
zugeführt.
59

4 Stromerzeuger
Verdichter
Erdgas
Brennkammer
Welle
60
Turbine
Erdgas
Abb. 37 Schema einer elementaren Gasturbinenanlage, spez. Index: t=Torsion
Der Verbrennungsvorgang wird als eine isobare Wärmezufuhr angenommen. Der
Energiestrom, der in der realen Gasturbine mit den heißen Verbrennungsgasen das System
verläßt, wird durch eine isobare Wärmeabgabe in einem Wärmetauscher, der hinter der
Turbine angeordnet ist, simuliert. Verdichter und Turbine werden als adiabate Systeme
betrachtet, da aufgrund der hohen Strömungsgeschwindigkeit in diesen Komponenten kein
Wärmeaustausch mit der Umgebung stattfindet.
Der Gasturbinen-Vergleichsprozeß besteht somit aus zwei Isobaren für den Wärmetausch
und zwei Isentropen für Verdichtung und Entspannung.
Abb. 38 T,S-Diagramm
T
2
1
W j
3
4
p
2
p
1
w t
s

4 Stromerzeuger
Abb. 39 p,V-Diagramm, geschlossenes System
p
Zustandsänderungen
Q
2 3
1 - 2: isentrope Verdichtung der Luft
23
W
j
1
61
Q 41
2 - 3: Wärme wird bei der Verbrennung isobar zugeführt
3 - 4: isentrope Entspannung in der Turbine
4 - 1: Wärme wird isobar abgegeben (bzw. Gas ausgetauscht)
2
1
Verdichter
q zu
Welle
q ab
4
Turbine
Abb. 40 Elementare Gasturbinenanlage als geschlossenes System, spez. Index: t=Torsion
3
4
w t
V

4 Stromerzeuger
Nutzarbeit
Unter der Annahme von konstanten spezifischen Wärmekapazitäten ergibt sich die
spezifische Nutzarbeit w t aus der Wärmebilanz zu
wt = −∑
wt
= q
i , j i,
j
Np
Nq
− ∑
−
= q
zu
+ q
wt = q23
+ q41
= c p
p
Mit dem Verdichterdruckverhältnis
π =
p
p
2
1
ab
⋅(
T3
− T2
+ T1
− T4
) = c ⋅ ( T1
− T2
+ T3
−T4
)
und der Isentropenbeziehung ergibt sich für die Temperaturen
T
2
und
T
4
= T ⋅π
= T
1
3
⋅
π
κ −1
κ
1 −
κ 1
κ
62
Formel 24
Formel 25
Formel 26
Formel 27
Formel 28

4 Stromerzeuger
Die Gleichung für die spezifische Nutzarbeit lautet damit
⎛ κ −1
⎞
⎜ T κ 3 T3
1
− w = ⋅ ⋅
⎟
t c p T
⎜
1−
π + − ⋅ κ −1
T
⎟
1 T1
κ
⎝
π ⎠
bzw. mit
cp κ −1
=
R κ
⎡ κ −1
⎛
κ −1
⎢
⎛ ⎞
⎟ ⋅
⎜ T 1
⎜ κ
3
− wt = ⋅ R ⋅T
⋅
⎢⎜
π −1
⎟ ⎜
⋅ κ −
κ
⎣
⎝ ⎠ T1
κ ⎝ π
1
63
⎞⎤
−1
⎟⎥
⎟⎥
⎠⎦
Beim Joule-Prozeß hängt also die spezifische Nutzarbeit w von dem Druckverhältnis im
t
p2
T
Verdichter π =
3
und dem Temperaturverhältnis ab.
p
T
q
η th = 1−
q
ab
zu
1
q
= 1+
q
=
c
−
Thermischer Wirkungsgrad
⋅
( T1
−T4
) T4
−T1
= −
( T3
−T2
) T3
−T2
41 p
1
1
23 c p ⋅
1
Formel 29
Formel 30
Formel 31

4 Stromerzeuger
bzw.
1
1 −
π
ηth = − κ 1
κ
64
Formel 32
Der thermische Wirkungsgrad des Joule-Prozesses ist also als reine Funktion des
Druckverhältnisses π zu betrachten. Er nimmt degressiv mit dem Druckverhältnis zu. Hohe
Wirkungsgrade erfordern bei diesem Prozeß auch hohe Druckverhältnisse.
Analysiert man das Ergebnis kommt man bezüglich des thermischen Wirkungsgradesηth zu
Folgendem:
• der Wirkungsgrad hängt nur vom Druckverhältnis π ab
• die Intensität der Wärmezufuhr beeinflußt den Wirkungsgrad nicht
• das Gas nimmt durch κ Einfluß
Abb. 41 Thermischer Wirkungsgrad als Funktion von π
Ausführliche Daten der Wirtschaftlichkeitsanalyse befinden sich im Anhang.

4 Stromerzeuger
4.1.2 Einsatz einer Gasturbine als Stromerzeuger
Der Einsatz einer Gasturbine als Stromerzeuger für die Versorgung des Verdichtermotors mit
elektrischer Energie ist nicht angebracht. Verschiedene Parameter begründen diese Aussage.
Der Start bzw. das Anlaufen einer Gasturbine ist nicht mit dem Starten eines Elektromotors
zu vergleichen, da der Vorgang ungleich aufwendiger ist. Der Betrieb einer Gasturbine ist mit
mehr Personalaufwand verbunden. Dieser Mehraufwand an Personal schlägt sich in der
betriebswirtschaftlichen Betrachtung des Vorhabens nieder.
Die Stromgestehungskosten liegen bei 18,81 ct/kWh. Stromgestehungskosten sind die
Kosten, die zur Erzeugung einer Kilowattstunde (kWh) elektrischer Energie aufgewendet
werden müssen. Sie setzen sich aus den internen Kosten, die bei der eigentlichen
Stromgewinnung entstehen und den externen Kosten zusammen.
Unter externen (oder sozialen) Kosten versteht man die Kosten, die nicht in die
betriebswirtschaftliche Preisberechnung einfließen, sondern von der Allgemeinheit getragen
werden. Dazu zählen die Kosten für Tankerhavarien, die Säuberung verstrahlter und
verschmutzter Gebiete und die politische und militärische Sicherung der Zugänge zu den
Rohstoffen. Diese Kosten sind größtenteils nur schwer zu quantifizieren und fließen bislang
nicht in die Preise der konventionellen Stromerzeugung ein. Würden sie jedoch
berücksichtigt, verteuerte sich die Stromerzeugung bei Kohle und Atomkraft um 2,5 bis 31
Cent/kWh.
Die Amortisationszeit der Anlage beträgt knapp 14 Jahre.
Wie man an den Stromgestehungskosten und der gesamten betriebswirtschaftlichen
Betrachtung sehen kann, ist der Einsatz nicht rentabel. Grund hierfür ist auch die relativ
geringe Anzahl der Betriebsstunden.
Zu erwähnen ist, daß es nicht allein bei den Investitionskosten der Gasturbinenanlage bleibt.
65

4 Stromerzeuger
Hinweis: Zwecks Angeboten für eine Gasturbinenanlage zur Stromerzeugung wurden
diverse Hersteller kontaktiert. Ein konkretes Angebot liegt jedoch nicht vor. Grund
hierfür sind die Aussagen der jeweiligen Hersteller. Zwei wesentliche Argumente
sprechen gegen die Installation einer solchen Anlage. Unabhängig voneinander
gaben die Hersteller diese Auskunft.
Ein Aspekt, der genannt wurde, ist die nicht ausreichende Anzahl von
Betriebsstunden. Einen weiteren Aspekt stellen die Druckverhältnisse in Reckrod
dar. Standard-Turbinen arbeiten mit einem Eingangsdruck von circa 100 bar, der
in Reckrod überschritten wird. Technisch wäre es realisierbar die noch verbleibende
Druckdifferenz über einen By-Pass adiabat zu drosseln, jedoch bleibt die Anzahl
der Betriebsstunden unverändert und eine Wirtschaftlichkeit wäre erneut nicht
gewährleistet.
4.2. Der Gasmotor
Der Gasmotor gehört zu der Gruppe der Wärmekraftmaschinen, die Wärmeenergie in
mechanische Energie umwandeln. Bei diesem Vorgang wird Wärme hoher Temperatur
einem Reservoir entzogen, ein Teil dieser Energie in kinetische Energie umgesetzt und
Wärme niedriger Temperatur an ein anderes Reservoir abgegeben.
Die ideale Wärmekraftmaschine ist gemäß dem 2. Hauptsatz der Thermodynamik die
Carnot-Maschine, die den maximalen physikalischen Wirkungsgrad von
η =
T −T
=
T
−
1 2
2 1
T1
T1
66
Formel 33
erreicht. Zwei Hauptgründe für die energetischen Verluste in der Realität sind Reibung und
nicht ausreichende Isolierung. Diese Bedingung führt zu dem Schluß, daß ein maximaler
Wirkungsgrad von η = 1,
0 nicht erreicht werden kann.
C

4 Stromerzeuger
Abb. 42 Carnot-Prozeß im T,S-Diagramm
p
T
Q 23
Abb. 43 p,V-Diagramm eines Gasmotors
3
2
W
67
4
1
Q 41
V
s

4 Stromerzeuger
Abb. 44 T,S-Diagramm eines Gasmotors
T
Zustandsänderungen
1 2 isentrope Verdichtung des Gemisches
2 3 Zündung, sehr schnelle Drucksteigerung
3 4 isentrope Ausdehnung der Luft ( Abgas)
4 1 isochore Entspannung
Verdichtungsverhältnis
ε =
V
V
1
2
Thermischer Wirkungsgrad
Q = m ⋅cv
⋅ −
23
( T3
T2
Q = m ⋅ cv
⋅ −
41
( T1
T4
)
)
2
1
W
68
3
4
V 2
V 1
s
Formel 34
Formel 35
Formel 36

4 Stromerzeuger
W
η th =
Q
23
für c v =konst. gilt
Q
= 1+
Q
T4
−T1
η th = 1−
T −T
3
Isentrope 1 2
T
T
2
1
⎛ V
= ⎜
⎝V
1
2
⎞
⎟
⎠
κ −1
Isentrope 3 4
T
T
4
3
⎛V
= ⎜
⎝V
3
4
⎞
⎟
⎠
2
41
23
c
= 1+
c
κ −1 κ −1
⎛V
= ⎜
⎝ V
2
1
⎞
⎟
⎠
v
|
|
T
T
4
1
3
2
T
v T
T
=
T
1
2
( T1
−T4
)
( T −T
)
⋅
⋅
3
⇒ T
4
2
= T
3
T
⋅
T
69
1
2
Formel 37
Formel 38
Formel 39
Formel 40

4 Stromerzeuger
Schematisch läßt sich die Funktionsweise wie folgt darstellen und elementar erklären:
Abb. 45 Schematische Darstellung eines Gasmotors
Seit der Erfindung der Dampfmaschine 1769 durch James Watt war die Konstruktion
effizienter Wärmekraftmaschinen für den Ingenieur von größtem Interesse. Diese Maschinen
arbeiteten nach dem im Folgenden dargestellten Prinzip.
Durch eine heiße Wärmequelle wird das gasförmige Fluid erhitzt und in einen Kolben mit
beweglichem Stempel geleitet. Der hohe Druck des heißen Gases treibt den Stempel voran
und durch eine geeignete Übertragung läßt sich mechanische Arbeit gewinnen. Der
Stempel stoppt dann und kehrt, durch Schwungrad und Gestänge getrieben, in seine
Anfangsposition zurück. Dabei öffnet sich ein Ventil und das expandierte, abgekühlte Gas
wird aus dem Zylinder gedrückt und durch ein Abdampfrohr abgeleitet. Im Endpunkt öffnet
sich ein zweites Ventil, der Zylinder füllt sich wieder mit heißem komprimiertem Gas und die
nächste Expansionsphase beginnt.
Der Gasmotor als Option der Stromerzeugung stellt sich sowohl ideologisch als auch
betriebswirtschaftlich als interessante Variante dar. Die Investitionskosten eines solchen
Motors liegen bei rund 700.000 € inklusive Montage, exklusive Wartung und
Instandhaltung. Die Stromgestehungskosten belaufen sich auf 8,55 ct/kWh (siehe Anlage).
Der Berechnung wurde ein Eigengaspreis von 3,5 ct/kWh als Annahme zu Grunde gelegt.
Weiterführende Daten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung sind im Anhang dieser
Diplomarbeit zu finden.
70

4 Stromerzeuger
Die Amortisationszeit beträgt knapp 8 Jahre und wurde durch die anerkannte
Berechnungsmethode der DIN 2067, Blatt 1, Tabelle 9 ermittelt.
( q − r)
⎡ A0
⋅
ln⎢1
−
⎣ E − AV
1 − AB1
− A
TA =
ln⎜
⎛ r ⎟
⎞
⎝ q⎠
K1
− A
S1
⎤
⎥
⎦
71
für q ≠ 0
Formel 40
In der Regel werden Blockheizkraftwerke bei einem Gesamtwirkungsgrad von >70%
finanziell gefördert. Leider kann auf diese staatliche Förderung beim Einsatz eines Gasmotors
in dem vorliegenden speziellen Fall nicht zurückgegriffen werden, denn bei einem Standard-
Blockheizkraftwerk wird auch die anfallende Wärme genutzt. Dieses Prinzip der Kraft-
Wärme-Kopplung ist eine intelligente Alternative, wenn die Abwärme genutzt werden kann.
Genau diese Abwärme kann beim Betrieb des Gasmotors auf dem Erdgaskavernenspeicher
in Reckrod nicht genutzt werden. Theoretisch könnte die Energie für den
Wärmeenergiebedarf der Räumlichkeiten oder für Erdgasvorwärmung bei der Evakuierung
eingesetzt werden, praktisch jedoch nicht, da die Erdgas-Injektion überwiegend im Sommer
stattfindet, also nicht während der Heizperiode. Der Einsatz der Wärme für die
Gasvorwärmung ist ebenfalls nicht realisierbar, da die Ausspeicherung nicht parallel zur
Einspeicherung erfolgen kann. Demzufolge wird die Energie an die Umwelt abgegeben.

4 Stromerzeuger
4.3 Der Dieselmotor
Rudolf Christian Karl Diesel erfand 1892 einen Verbrennungsmotor, der im Gegensatz zum
Ottomotor ohne eigene Zündeinrichtung arbeitet, hinzu kommt, daß er nicht über einen
Vergaser verfügt. Auch der Dieselmotor gehört zu der Gruppe der Wärmekraftmaschinen, die
bereits im Kapitel „Gasmotor“ vorgestellt wurden.
Der Viertakt-Dieselmotor saugt im 1.Takt reine Luft an. Diese wird im 2.Takt stärker als das
Gemisch des Ottomotors komprimiert. Die Luft wird so stark verdichtet, daß sie sich auf ca.
600°C erwärmt. Beim 3.Takt wird in die heiße Luft fein zerstäubtes Dieselöl eingespritzt, das
sich bei 600°C sofort entzündet. Bei der Verbrennung des Dieselöls steigen die Temperatur
auf etwa 2.000°C und der Druck auf etwa 80bar an. Der 4. Takt entspricht dem des
Ottomotors, das entstandene Abgas wird ausgestoßen.
Der Dieselmotor muß massiver gebaut werden als der Ottomotor. Grund hierfür sind die
vergleichsweise hohen Drücke. Er hat jedoch einen höheren Wirkungsgrad als der
Ottomotor, der bei etwa 40% liegt. Der Dieselmotor kann mit kostengünstigerem und
weniger feuergefährlichem Brennstoff betrieben werden. Die Temperatur der Abgase beträgt
beim Dieselmotor etwa 500°C bis 600°C, beim Ottomotor etwa 900°C bis 1.000°C.
Der Dieselmotor ist im Rahmen dieser Diplomarbeit als Option zur Stromerzeugung
angedacht. Der Antriebsmotor der Verdichteranlage soll mit der durch den Dieselmotor
erzeugten elektrischen Energie angetrieben werden.
Abb. 46 Dieselmotor der Firma Deutz-Energy, Typ: 628
72

4 Stromerzeuger
Abb. 47 p,V-Diagramm und T-S-Diagramm beim Diesel-Prozeß
Die obige Abbildung zeigt das p,V-Diagramm und das entsprechende T,S-Diagramm des
Diesel-Prozeß.
Für den Kreisprozeß gelten die folgenden Merkmale:
• Verbrennung des eingespritzten Kraftstoffs durch Selbstentzündung
• Wärmezufuhr läuft langsamer ab als beim Otto-Prozeß
• näherungsweise isobar (Gleichdruckprozeß)
• zusätzliche Kenngröße „Einspritzverhältnis“
73
φ =
Berechnung des thermischen Wirkungsgrades:
Wärmemengen
Q = m ⋅cv
⋅ −
41
( T1
T4
)
V
V
3
2
Formel 42
Formel 43

4 Stromerzeuger
= m ⋅c
p ⋅(
T3
−T2
) = m ⋅κ
⋅c
⋅(
T3
−T2
)
Q23 v
Wirkungsgrad für konstantes c v
Q
η th = 1+
Q
41
23
Isobare 2 3
T
T
3
2
V
=
V
3
2
= φ
T4
−T1
= 1−
κ ⋅(
T −T
T
3 3
= ⋅T2
T2
V2
3
2
)
V
= φ
Isentropen 3 4 und 1 2
T
T
4
3
⎛V
= ⎜
⎝V
⎛V
= ⎜
⎝V
3
2
3
4
V
⋅
V
⎞
⎟
⎠
2
4
κ −1
⎞
⎟
⎠
κ −1
74
Formel 44
Formel 45
Formel 46
Formel 47

4 Stromerzeuger
Abb. 48 Wirkungsgrade beim Diesel-Prozeß
Der Dieselmotor als Option der Stromerzeugung stellt sich betriebswirtschaftlich als
mögliche Variante dar. Die Investitionskosten eines solchen Motors liegen bei rund 1,5 Mio.
€ inklusive Montage. Die Stromgestehungskosten belaufen sich auf 16,54 ct/kWh. Der
Kraftstoff wird mit 360.401 €/a in Rechnung gestellt. Auf der folgenden Seite werden die
einzelnen Positionen des Richtpreises aufgelistet.
Weiterführende Daten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung sind im Anhang dieser
Diplomarbeit zu finden.
Die Amortisationszeit beträgt rund 5 Jahre und wurde durch die anerkannte
Berechnungsmethode der DIN 2067, Blatt 1, Kapitel 8, ermittelt.
( q − r)
⎡ A0
⋅
ln⎢1
−
⎣ E − AV
1 − AB1
− A
TA =
ln⎜
⎛ r ⎟
⎞
⎝ q⎠
75
K1
− A
S1
⎤
⎥
⎦
für q ≠ 0
Formel 49

4 Stromerzeuger
Der von uns gewählte Maschinentyp hat folgende Spezifikationen; ein detailliertes
Datenblatt und das entsprechende Angebot befinden sich im Anhang.
• Hersteller DEUTZ ENERGY GmbH, 68167 Mannheim
• Typ BV9M 628
• Hubraum 114,0 dm³
• Dauerleistung 2.025 kW bei 1.000 U/min
• Kraftstoffverbrauch 196 g/kWh zzgl. 5%, bei 100% Last
• Gewicht Motor: 13.400 kg – Aggregat: 36.000 kg
Die angebotenen Richtpreise wurden gemäß der verlangten Spezifikation bewertet. Bei
denjenigen Anbietern, die auf Kostenpositionen „verzichtet“ hatten, wurde dort ein mit einer
Kostenfunktion berechneter Preis eingesetzt. Bei Maschinen, die mit Emissionswerten
oberhalb der geforderten Grenzwerte operieren, wurden die Zusatzkosten für eine
verbesserte Abgasreinigung auf den Preis aufgeschlagen. Alle Preisangaben erfolgen ohne
MWSt. [10]
Für Pos. 5 (Fernüberwachung) wurden unterschiedliche Kosten erhoben, die nicht abhängig
von der installierten Modulleistung sind. Da hierfür keine einheitliche Spezifikation vorliegt,
wurde diese Position bei der Preisermittlung nicht berücksichtigt. Bei Anbietern, die Pos. 5
bereits im Modulpreis anbieten, wurde eine Gutschrift in Höhe der mittleren Kosten für die
Fernüberwachung berücksichtigt. Diese Angaben beziehen sich auf die Ermittlung des
Richtpreises. [10]
In der folgenden Tabelle sind die statistisch ausgewerteten Preise für Pos. 5 dargestellt:
Maximal Minimal Mittel
6.850 € 244 € 1.988 €
Tab. 4 Statistische Preise für den Remote-Zugriff [10]
Der angegebene Richtpreis für das Dieselaggregat in Höhe von 753,− €/kW beinhalten die
folgenden Positionen: [10]
76

4 Stromerzeuger
• POS 1: Modul, inkl. Schalldämpfung
• POS 2: Schmierölver- und entsorgung
• POS 3: Schaltschrank
• POS 4: Be- und Entlüftung
• POS 5: Remote-Steuerung
• POS 6: Transport und Montage
• POS 7: Inbetriebnahme, Probebetrieb und Abnahme
Abb. 49 spezifische Preise lt. Energiereferat Frankfurt am Main
77

5 Gasexpansionsanlagen
Im Hinblick auf die aus dem Kyoto-Protokoll hervorgehende Verpflichtung, die Emissionen
von Treibhausgasen wie z.B. CO 2 drastisch zu senken, ist die Möglichkeit der Nutzung des
Druckgefälles in Gas-Druckregelanlagen ein nicht zu vernachlässigendes Potential zur
umweltschonenden Energiegewinnung. Dieses Leistungsvermögen der Energieausnutzung
trägt dazu bei, mit wenig Primärenergie viel Nutzenergie zu erzeugen unter gleichzeitiger
Reduzierung von CO 2 -Emissionen. Durch die Ressourcenverknappung und die weltweite
Umweltbelastung bei der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen ist ein effizienterer und
vernünftiger Umgang mit unseren Energieträgern unabdingbar. In Deutschland werden pro
Jahr ca. 14.500 Petajoule an Primärenergie verbraucht, davon sind über 90 Prozent fossile
Energieträger. Die privaten Haushalte sind beim Endenergieverbrauch mit 30 Prozent
Spitzenreiter, gefolgt vom Verkehr mit ca. 28 Prozent sowie der Industrie mit rund 25
Prozent. An vierter Stelle liegen mit ca. 16 Prozent Gewerbe, Handel und Dienstleistungen.
Die in der Erde lagernden Vorräte an fossilen Brennstoffen (fossile Energieträger), die
nachgewiesen, sicher verfügbar und mit heutiger Technik wirtschaftlich gewinnbar sind,
bezeichnet man als Energiereserven. Gleichbleibenden Energiebedarf und gleichbleibende
Nutzung unterstellt, reichen die derzeit bekannten Welt-Energiereserven an Erdöl und Erdgas
43 bzw. 66 Jahre und bei Kohle ca. 170 Jahre.
Deswegen sollte man alle Möglichkeiten in Betracht ziehen die zur Energieeinsparung
führen, auch wenn sie unkonventionell sind, sich wirtschaftlich jedoch rechnen.
Abb. 50 Primärenergieverbrauch nach Energieträgern

5 Gasexpansionsanlagen
5.1 Grundlagen der Gasentspannung
Für den Transport von Erdgas werden in Deutschland die Leitungsnetze mit einem
Überdruck von bis zu 84 bar betrieben. Diese hohen Drücke sind erforderlich, um den
Erdgastransport wirtschaftlich zu gestalten. An den Abnahmestellen des
Erdgastransportsystems benötigen die Verbrauchernetzte jedoch nur relativ geringe Drücke,
die zwischen 2 bar und 30 bar liegen.
Die Energie, die sich aus dem Druckpotential gewinnen läßt, kann nur soweit gewonnen
werden, wie sie in gespeicherter Form im Gas vorhanden ist.
Die Gasentspannung innerhalb des Erdgasversorgungssystems erfolgte bis in die siebziger
Jahre ausschließlich über adiabate Drosselung. Diese Art von Drosselung ist eine isenthalpe
Zustandsänderung ohne Arbeitsentzug und ohne Wärmeaustausch, bei der die Enthalpie des
zu entspannenden Gases konstant bleibt. [11]
Bei der adiabaten Entspannung von realen Gasen kommt der Joule-Thomson-Effekt zum
Tragen. Dieser sorgt für eine Temperaturabsenkung zwischen 0,4 K/bar und 0,5 K/bar. Zum
Ausgleich dieses Effektes muß das Gas daher vor der Entspannung entsprechend vorgewärmt
werden, um unzulässige Unterkühlungen, die zu Kondensat-, Gashydratbildung und
Vereisung führen, zu vermeiden. Die Gastemperatur muß deshalb nach der
Druckreduzierung oberhalb 5°C liegen.
µ
JT
⎛ δT
⎞
= ⎜ ⎟
⎝ δp
⎠
H = konst
Tab. 5 Auszug aus der Kav-Software, Berechnungsblatt für den JTE
79
Formel 50

5 Gasexpansionsanlagen
Die obige Tabelle ist ein Auszug aus der Kav-Software und zeigt ein Rechenmuster für die
Ermittlung des Joule-Thomson-Effekts. Der Fall p 2 =140 bar und p 3 =55 bar wurde
vorausgesetzt. Diese Berechnung bestätigt den Literaturwert von µ JT ≈0,4K/bar.
5.2 Funktionsweise von Expansionsmaschinen
In einem Expansionsprozeß muß deutlich mehr vorgewärmt werden als bei der isenthalpen
Drosselung, da ein zusätzlicher Anteil technischer Arbeit entzogen wird. Die technische
Arbeit, die dem Erdgas bei der Entspannung in einer Expansionsmaschine entnommen wird,
reduziert dabei dessen Temperatur und sorgt damit für die Abkühlung. Diese Reduzierung
der Temperatur ist wesentlich größer als beim Joule-Thomson-Effekt. Daher ist bei der
Entspannung grundsätzlich eine Vorwärmung des Erdgases erforderlich. Die Gasvorwärmung
kann unter anderem durch Heizkessel oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erfolgen. Die
dem Erdgas zugeführte Wärme entspricht bei idealem Wärmeaustauscher der
Enthalpieerhöhung des Gasstromes. Bei isentroper wie auch bei polytroper Expansion
verbleibt eine Restenthalpie im Gasstrom, die nicht zurückgewonnen werden kann und der
bei einer Drosselung aufzuwendende Wärme entspricht.
Der polytrope Verlauf der Expansion sorgt dafür, daß dem isentropen Wirkungsgrad der
Expansionsmaschine eine entscheidende Bedeutung zukommt. Je höher dieser ist, um so
besser wird das Energiepotential ausgeschöpft. Dies führt aber dazu, daß eine stärkere
Vorwärmung des Gasstromes erforderlich ist. Infolgedessen ist eine mehrstufige Expansion
sinnvoll, weil dadurch die Expansionsmaschine in einem besseren Wirkungsgradbereich
betrieben werden kann und somit die Wärmeverluste gering gehalten werden können. [11]
80

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5.3 Auslegung
Bei der Auslegung von Entspannungsanlagen kann zur schnellen überschlägigen
Leistungsermittlung ein Nomogramm verwendet werden.
Abb. 51 Nomogramm zur Bestimmung der elektrischen Leistung einer Gasexpansionsanlage
Die Benutzung des Nomogramms erfordert diverse Parameter. Für die verschiedenen
Erdgasbeschaffenheiten wurde ein Mittelwert der Stoffeigenschaften verwendet, die
verbundenen Abweichungen liegen innerhalb der Marge ± 3%. Der Gesamtwirkungsgrad
der Entspannungsmaschine wurde mit einem unteren Wert von 70% angenommen (möglich
sind bis zu 85%), der Generatorenwirkungsgrad mit 94%.
81

5 Gasexpansionsanlagen
Bei höheren Gesamtwirkungsgraden kann die elektrische Leistung proportional umgerechnet
werden. Eine Veränderung des spezifischen Wärmeverbrauchs ergibt sich praktisch nicht. Die
Vorwärmung wurde so angesetzt, daß die Gastemperatur nach der Entspannung 5°C
beträgt. [11]
5.4 Expansionsmaschinen
Als Expansionsmaschinen können grundsätzlich alle thermischen Arbeitsmaschinen
verwendet werden. Die wichtigsten Maschinen, die in der Praxis eingesetzt werden, sind
Hubkolbenmaschinen, Schraubenmaschinen und Turbinen.
5.4.1 Hubkolbenmaschinen
Der Hubkolbenmotor ist für die Entspannung von Gasen geeignet.
In einem Kolbenraum wird das unter Druck stehende Gas entspannt, so daß seine
Druckenergie in mechanische Energie umgewandelt wird, die über den Kurbeltrieb
(bestehend aus doppelt wirkendem Kolben, Kreuzkopf und Pleuelstange) an die Kurbelwelle
der Maschine weitergeleitet wird. Letztere ist mit einem Schwungrad und einer direkten
elastischen Kupplung verbunden, so daß die Motoren sowohl zum direkten Antrieb von
Arbeitsmaschinen als auch zum Antrieb von Generatoren zwecks Bereitstellung elektrischer
Energie verwendet werden können. Der Ladungswechsel der Motoren wird über eine
Steuerwelle, die von der Kurbelwelle mit gleicher Drehzahl angetrieben wird, gesteuert. Sie
ist je Zylinder mit einem festen und losen Exzenter ausgerüstet. Ersterer bestimmt bei einer
Mehrzylindermaschine die Reihenfolge, in der die Arbeitszylinder mit Gas beaufschlagt
werden. Der lose Exzenter, der sich auf einer Kreisbahn um den festen Exzenter bewegt,
übernimmt mit Hilfe eines Schieberpleuels und einer Schieberstange die Steuerung des
Gasein- und -austritts in den jeweiligen Zylinder ober- und unterhalb seines Arbeitskolbens.
82

5 Gasexpansionsanlagen
Abb. 52 Längsschnitt eines Hubkolben- Expansionsmotors
Bei Gasexpansions-Kraftanlagen ist eine Vorwärmung des Gases vor dem Eintritt in die
Kraftmaschine notwendig. Bei großen Druckverhältnissen, die in einstufigen Betrieb
entspannt werden, sind Gasvorwärmtemperaturen von etwa 100°C notwendig. Wird eine
zwei- bzw. dreistufige Expansion zum Abbau hoher Druckverhältnisse verwendet, die auch
mit dem Entspannungsmotor realisierbar ist, so ist die Zwischenerwärmung des entspannten
Gases üblich.
Die Vorteile der Hubkolbenmaschine sind der hohe Gütegrad des Geräts sowie ihr gutes
Teillastverhalten, ermöglicht durch eine Füllungsregelung bei variierenden Gasdurchsätzen.
Als Nachteile sind die pulsierenden Gassäulen, welche den Einsatz von Pulsationsdämpfern
erforderlich machen, die aufgrund der oszillierenden Massen notwendigen starken
Fundamente, die Ölzugabe zum Gasstrom sowie der im Vergleich zu einer Turbine gleicher
Leistung größere Raumbedarf zu nennen.
Im Gegensatz zu den thermischen Strömungsmaschinen werden Hubkolbenmaschinen
meistens im unteren Leistungsbereich der Gasentspannung (≤ 800kW el ) eingesetzt. [11]
83

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5.4.2 Schraubenmaschinen
Schraubenmaschinen, die sich als Verdichter etabliert haben, können bei umgekehrter
Durchströmung prinzipiell auch als Gasentspannungsmaschinen eingesetzt werden. Sie
gehören wie die Hubkolbenmaschinen zur Gruppe der Verdrängungsmaschinen.
Hinsichtlich der Gasentspannung ist zu erwähnen, daß zur Vermeidung von
Verunreinigungen des zu entspannenden Gasstromes durch Schmieröl Schraubenmaschinen
des Typs Trockenläufer eingesetzt werden müssen. Diese Maschinen besitzen im Gegensatz
zu den öleinspritzenden Varianten keine interne Schmierung und Kühlung der Haupt- und
Nebenläufer, was wiederum den Einsatz eines Gleichlaufgetriebes erfordert. Basierend auf
den technischen Voraussetzungen dieses Maschinentyps ist sein Einsatz als
Gasentspannungsmaschine im unteren Leistungsbereich grundsätzlich möglich. Allerdings
haben sie sich bis dato in der Praxis nicht durchgesetzt, so daß mangels realisierter Anlagen
im weiteren Verlauf dieser Ausführungen keine Kostenfunktionen für diesen Maschinentyp
erstellt werden können. [11]
5.4.3 Turbinen
Zur Gasentspannung können sowohl Radial- als auch Axialturbinen eingesetzt werden. Im
Bereich der Erdgasentspannung bestehen sie maximal aus zwei Stufen. Eine Stufe ist aus
einem Leit- und einem Laufrad aufgebaut. Häufig werden so genannte Gleichdruckturbinen
verwendet, wo im Leitrad das Gas beschleunigt wird. D.h., die Druckenergie wird derart in
kinetische Energie umgewandelt, daß hinter dem Leitrad bereits annähernd der
Austrittsdruck erreicht wird. Im nachgeschalteten Laufrad erfolgt nur noch eine Umlenkung
der Gasströmung, wodurch ein Drehmoment am Laufrad erzeugt wird. Bild 53 zeigt das
Laufrad einer Radialturbine zur Gasentspannung.
Das Turbinenlaufrad wird in diesem Fall von außen nach innen durchströmt. Vor dem
Laufrad ist das Leitrad der Turbinenstufe zu erkennen, in der die Gasströmung beschleunigt
und so die Druckenergie in kinetische Energie umgewandelt wird.
84

5 Gasexpansionsanlagen
Die mechanische Energie des Laufrades kann zum Antrieb von Arbeitsmaschinen und
Generatoren verwendet werden. Bei hohen Druckverhältnissen führt die einstufige
Entspannung zu unzulässig niedrigen Gastemperaturen, die zu Kondensat- und
Gashydratbildung und Vereisungen führen können. In diesen Fällen kommen zweistufige
Turbinen zum Einsatz, wobei eine Zwischenerwärmung des Gases erfolgt.
Gasentspannungsturbinen können ohne große bauliche Änderungen von kleinen bewährten
Dampfturbinenbaureihen abgeleitet werden.
Abb. 53 Radiallaufrad einer Gasexpansionsturbine
Geringfügige Änderungen beim Gasdurchsatz können z.B. über eine Düsengruppenregelung
unter Beibehaltung eines guten Teillastwirkungsgrades der Maschine abgefangen werden.
Die Vorteile des Einsatzes von Turbinen liegen in dem kleineren Bauvolumen, der fehlenden
Pulsationen und der ölfreien Gasexpansion. Demgegenüber stehen als Nachteile der im
Vergleich zum Hubkolbenmotor geringere Gütegrad und das schlechtere Teillastverhalten.
85

5 Gasexpansionsanlagen
Thermische Strömungsmaschinen werden vorzugsweise bei hohen Gasmassenströmen und
größeren elektrischen Leistungen (≥300kW el ) eingesetzt. Allerdings kommen derzeit verstärkt
auch kleinere Einheiten als sogenanntes Expansion Power Module (EPM) im Bereich von
elektrischen Leistungen ≤200kW el zum Einsatz. Ebenfalls gibt es Axialturbinen, die fluchtend
auf der Generatorwelle angebracht sind. Auf Grund ihrer konstruktiven Ausführung kann eine
solche Einheit direkt in die Rohrleitung eingebunden werden. [11]
5.5 Resümee
Die Gasentspannung ist ein noch wenig verbreitetes Verfahren, auch die Anzahl von
Unternehmen, die sich mit dieser Technik befassen, ist gering. Deswegen muß die
Betrachtung für jedes Projekt separat erfolgen.
Während der Entstehung dieser Diplomarbeit wurde ein reger Kontakt mit diversen
Herstellern gepflegt. So kann eine fundierte Aussage über den Einsatz von
Expansionsmaschinen getroffen werden. Angefragt wurden alle Maschinentypen, die bereits
in diesem Kapitel beschrieben wurden.
Es kann festgestellt werden, daß der Einsatz einer Entspannungsmaschine zwar
energiebilanztechnisch Sinn ergibt. Die Energie, die bei der Entspannung entsteht, wird
umgewandelt und genutzt. Betriebswirtschaftlich gesehen ist ein Einsatz unter den
gegebenen Bedingungen jedoch unrentabel. Grund dafür sind die ggf. hohen Drücke von
bis zu 140 bar und eine nicht ausreichende Anzahl von Betriebsstunden. Als Grenzwert für
den Einsatz kann eine Betriebsstundenzahl von b va ≥ 8.000 Stunden angenommen werden.
Dieser Wert wurde von den Fachleuten der oben genannten Hersteller bestätigt.
Die hohen Volumenströme stellen ein Problem dar, da zu hohe Anforderungen an die
Maschinen gestellt werden.
Die genannten Probleme sind beispielsweise durch eine By-Pass-Installation zu umgehen.
Sollte eine Expansionsmaschine in Reckrod zum Einsatz kommen, ist eine Spezialanfertigung
notwendig.
86

5 Gasexpansionsanlagen
Diese Anfertigung ist jedoch mit Mehrkosten verbunden. Weiterhin bleibt die Anzahl der
Betriebsstunden als Störgröße für die Umsetzung hinderlich.
Im Anhang ist eine Erklärung der Firma AtlasCopco GmbH und Kühnle, Kopp + Kausch zu
finden, die unser Fazit bestätigt und manifestiert. Auch weitere Hersteller teilten dies
unabhängig mit.
87

6 Ausblick
Aus geologischer Sicht sind für die Einrichtung neuer Erdgasspeicher in weiten Teilen
Deutschlands günstige Bedingungen vorhanden. Im Norden existiert in den
Erdgaslagerstätten und Salzstöcken sowie in Aquiferen Speicherpotential in ausreichender
Höhe. Auch in den anderen Fördergebieten könnten existierende Erdöl- und
Erdgaslagerstätten, nach entsprechenden Eignungsuntersuchungen, in begrenztem Umfang
zusätzliches Speicherpotential bieten. Die künftige Entwicklung des verfügbaren
Arbeitsgasvolumens in Deutschland hängt daher nicht von geologischen Faktoren ab. Wie
sich das verfügbare Arbeitsgasvolumen und die Anzahl der Speicherbetriebe entwickeln, wird
künftig auch weiterhin vom Anstieg des Erdgasverbrauches, von spekulativen
Gesichtspunkten (schwankende saisonale Gaspreise) und von Fragen der Bezugsoptimierung
geprägt sein. Durch das derzeit hohe Speicherpotential, die Verteilung des Erdgasbezuges
auf mehrere Länder sowie günstige Bedingungen für die Schaffung neuer Speicher, ist unter
dem Aspekt einer Krisenvorsorge in Deutschland eine hohe Versorgungssicherheit für Erdgas
gegeben. Aufsetzend auf der hoch entwickelten Speichertechnologie – Deutschland ist hier
im internationalen Maßstab in einer Spitzenposition – sind künftig andere Arten der
Speicherung denkbar. Verschiedene Gremien und international tätige Organisationen sowie
Unternehmen beschäftigen sich derzeit mit den theoretischen Ansätzen einer Speicherung
von Kohlendioxid im tieferen Untergrund, um hierdurch den Ausstoß an Treibhausgasen zu
reduzieren. Alle Speicherprojekte werden auf dem bereits heute hoch entwickelten
technischen Stand der deutschen Bohr-, Förder- und Gasversorgungs-Industrie sowie den mit
dieser Industrie zusammenarbeitenden Servicefirmen und Ingenieurbüros betrieben.
Betrachtet man die beiden Abbildungen 54 und 55 perspektivisch, kann man davon
ausgehen, daß sich die Entwicklung weiterhin aufsteigend präsentieren wird. Die neue
Energieeinsparverordnung (EnEV) bewertet Erdgas mit einem niedrigen Primärenergiefaktor
als Strom, was zahlreichen Kunden zu einem Brennstoffwechsel bewegen wird. Auch der
zunehmende Vertrieb von Kraftfahrzeugen mit Erdgasantrieb und der Ausbau des
Erdgastankstellennetzes tragen zu einer positiven Entwicklung der Erdgasspeicherung bei.
Auch die Gas-Union wird sich der Bedarfsentwicklung für Erdgas anpassen. So befindet sich
zur Zeit eine weitere Kaverne im Solprozeß.

6 Ausblick
Die Solung begann im September 2003 und wird im November 2005 beendet sein. Das
Hohlraumvolumen wird bei der Fertigstellung rund 350.000 m³ betragen bei einem
maximalen Rohrschuhdruck von 132 bar.
Nach der Gaserstbefüllung im Spätsommer 2006 wird die Kaverne im Gaswirtschaftsjahr
2006/2007 verfügbar sein.
Die Ausspeicherkapazität des Gesamtspeichers (Kaverne 1 bis 3) wird sich mit der
Fertigstellung der Kaverne 3 nicht erhöhen, da eine Erweiterung der Gasanlage nicht erfolgt.
Wesentlich ist jedoch die Erhöhung des Arbeitsgases um 30 Mio. m³ auf 110 Mio. m³.
Dies gewährleistet, daß der Speicher frühzeitig eingesetzt werden kann. Auch längere
Kälteperioden stellen kein Problem dar.
Abb. 54 Veränderung des Primärenergieverbrauchs in der BRD, 1992-2002, [15]
Abb. 55 Entwicklung des Arbeitsgasvolumens [15]
89

7 Quellenverzeichnis
[1] Bohl, Willi
Strömungsmaschinen 1
7
1998 Vogel Verlag
[2] V. Khartchenko, Nikolai
Umweltschonende Energietechnik
1997 Vogel Verlag
[3] Cerbe, Günter
Grundlagen der Gastechnik
4
1992 Hanser Verlag
[4] Kuchling, Horst
Taschenbuch der Physik
16 1996 Hanser Verlag
[5] Lucas, Klaus
Thermodynamik
3 2001 Springer Verlag
[6] Cerbe, Günter
Hoffmann, Hans-Joachim
Einführung in die Thermodynamik
12
1999 Hanser Verlag
[7] Prof. Fritz Richarts
Manuskript der Vorlesung „Energiewirtschaft“
2001 FH-Gießen-Friedberg, Fachbereich Energie- und Wärmetechnik
[8] Langeheinecke, Jany, Sapper
Thermodynamik für Ingenieure

7 Quellenverzeichnis
2 1999 Vieweg Verlag
[9] Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung
[10] Energiereferat der Stadt Frankfurt am Main
[11] Institut für Energie- und Umwelttechnik e.V.
Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft /
Erdgasentspannungsanlagen
Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung
Projektträger: Stiftung Industrieforschung
[12] Internetauftritt http://www.gas-union.de
[13] Internetauftritt http://www.wikipedia.de
[14] Informationsbroschüre: „Der Erdgas-Kavernenspeicher Reckrod“
Herausgeber: Gas-Union GmbH
[15] Quelle: RWE Dea, 2003
[16] VDI 2067, Blatt 1 (Beiblatt)
[17] Internetauftritt http://www.inogate.org
91

8 Anhang
8.1 Gasleistung
V-B [m³/h]
10000,00
9000,00
8000,00
7000,00
6000,00
5000,00
4000,00
3000,00
2000,00
1000,00
0,00
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19
w [m/s]

8 Anhang
8.2 Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Stromerzeuger
93

8 Anhang
94

8 Anhang
95

8 Anhang
8.3 Angebot Gasmotor
96

8 Anhang
97

8 Anhang
98

8 Anhang
99

8 Anhang
100

8 Anhang
8.4 Datenblatt Dieselmotor
101

8 Anhang
102

8 Anhang
103

8 Anhang
104

8 Anhang
8.5 Kennwerte Erdgas-H
105

8 Anhang
8.6 Stellungnahmen bzgl. Realisierbarkeit eines Gasexpanders
Sehr geehrter Herr Lapp,
vielen Dank für Ihre Nachricht.
Aus den gegebenen Daten muß ich leider erkennen, daß wir wahrscheinlich
keine passende Turbine in unserem Programm haben.
Der Grund hierfür sind die hohen Drücke, Eingangs- wie auch Ausgangsseitig.
Wir haben den Typen AFA4 im Programm, dessen Maximaldaten 130 bara
Eingangsseitig und 26 bara Ausgangsseitig betragen, jedoch sind für diesen
Typen wiederum die Gasdurchsätze zu klein.
Als Basis habe ich Ihre Werte auf Stundenwerte heruntergebrochen und komme
so im Jahr 2003 auf einen (gemittelten) Wert von ca. 10.200 Nm³/h und im
Jahr 2004 auf einen Wert von ca. 1.800 Nm³/h. Beide Werte, und vor allem
der Letztere, reichen, in Verbindung mit dem Enthalpiegefälle, nicht aus,
um auf Leistung zu kommen.
Es tut mir leid, Ihnen keine andere Antwort geben zu können.
Wir würden uns aber sehr freuen, auch weiterhin Ihr Ansprechpartner bei
Projekten zu sein, bei welchen unsere Turbine geeigneter sind.
Mit freundlichen Grüßen / Best regards
D.T.
Aktiengesellschaft
Kühnle, Kopp & Kausch
Geschäftseinheit Turbinen
Abt. TTV
106

8 Anhang
Sehr geehrter Herr Lapp,
vielen Dank für die uns zugesandten Eckwerte für die Auslegung einer
Entspannungsturbine.
Nach einer ersten groben Abschätzung möchte ich die Vorgaben, bzw.
Ergebnisse wie folgt zusammen fassen:
Der anstehende Volumenstrom kann 45.000 Nm³/h (mit 140 bara) bis 100.000
(mit 65 bara) betragen.
Unter dieser Voraussetzung wird ein Design-Punkt der Einheit gewählt, der
bei ca. 75.000 Nm³/h (mit 100 bara) liegt. Hierbei beträgt die Gasleistung
ca. 1.030 kW.
Für das kleinste Volumen von 45.000 Nm³/h erwarten wir ca. 700 kW. Das
Volumen von 100.000 Nm³/h kann hierbei nicht verarbeitet werden, da das
tatsächliche Volumen sehr stark ansteigt (ca. 230% vom Design-Fall).
Die max. Generator-Nennleistung wird somit unterhalb 1.000 kW liegen. Aus
unserer bisherigen Erfahrungen mit Erdgas-Entspannungsprojekten hat sich
gezeigt, daß die abgegebene Leistung, um eine akzeptable Amortisationszeit
zu erreichen, min. 2.000 kW betragen sollte.
Weiterhin ergeben sich aufgrund der hohen Ein- und Austrittsdrücke
besondere Bedingungen für die mechanische Auslegung, die mit den
vorhandenen Standard-Baugruppen nicht abgedeckt werden können und somit
eine kostenintensive Sonderkonstruktion erfordern.
Als weiterer negativer Aspekt ist der zwingende Einsatz eines Synchron-
Generators anzusehen.
Hierbei ist die Generatordrehzahl bauartbedingt auf max. 1.500/min
begrenzt, was bei einer Turbinendrehzahl von ca. 20.000/min zu weiteren
Problemen, auch im Zusammenhang mit den zu erwartenden hohen Achsschüben,
führt.
Nach Bewertung der oben genannten Bedingungen müssen wir Ihnen leider
mitteilen, daß wir für dieses Projekt keine Expansionsturbinen-Einheit
anbieten werden.
Mit freundlichen Grüßen
D.J.
Application Engineer
Expansion Turbines
107

9 Eidesstattliche Erklärung
Hiermit erklären wir, daß wir die vorliegende Diplomarbeit selbständig und nur mit den
angegebenen Hilfsmitteln erstellt und weder in dieser noch in ähnlicher Form zuvor einer
Prüfungsbehörde vorgelegt haben.
Frankfurt am Main, 23. Dezember 2004
Paulo Sousa & Thore Lapp