gwf Gas/Erdgas Wir können mehr als Gas und Wasser (Vorschau)

3/2013
Jahrgang 154
Pipeline -
technologie
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH
www.gwf-gas-erdgas.de
ISSN 0016-4909
B 5398
k
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Antwort
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Diese Erklärung kann ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.
PARN762013

STANDPUNKT
Pipelines – Lebensadern
industrialisierter Gesellschaften
Die Nachfrage nach Energie wächst
weltweit beständig, trotz der Bemühungen
um eine verstärkte Nutzung
regenerativer Energien wird in der nächsten
Zukunft ein Großteil des Bedarfs nach wie vor
von fossilen Energieträgern gedeckt werden
müssen. Da die Förderregionen insbesondere
auch bei Erdgas nicht die Regionen des höchsten
Verbrauchs sind, muss der Energieträger
dorthin transponiert werden. So verwundert
es nicht, dass weltweit jährlich mehr als
25 000 km Hochdruckleitungen verlegt werden.
Der Bedarf ist in den globalen Wachstumsregionen
am höchsten, vornehmlich in
China, Indien und weiteren asiatischen Staaten,
aber auch in Südamerika. In Europa und
Nordamerika steht eher die Verdichtung und
Optimierung des bestehenden Netzwerks im
Vordergrund. Neben der Neuverlegung spielt
die Rehabilitation überalterter und/oder
schlecht gewarteter Leitungen eine immer
größere Rolle. Die achte Pipeline Technology
Conference vom 18.–20. März in Hannover
bietet einen Überblick über neueste Technologien
und Entwicklungen der internationalen
Pipeline-industrie. Unsere Vorschau ab
Seite 126 informiert über das vollständige
Programm und lässt in einem Interview Veranstalter
und Chairman des Advisory Committee
zu Wort kommen.
Der europäische Energiebinnenmarkt soll
2014 Realität werden. Welche Rolle Erdgas
und das europäische Ferngasleitungsnetz
dabei aus Sicht eines großen Netzbetreibers
spielen können, erfahren Sie auf Seite 136 ff.
Der Schutz erdverlegter Stahlrohrleitungen
gegen Außenkorrosion durch kathodischen
Korrosionsschutz (KKS) ist heute
Stand der Technik. Wie KKS-Messdaten in eine
bestehende IT-Infrastruktur integriert und
dabei neue Mess- und Regelungsmöglichkeiten
realisiert werden können, zeigt der Beitrag
ab Seite 142.
Die Qualität von Rohrleitungsumhüllungen
beim Leitungsneubau ist besonders bei
grabenlosen Verlegungen wichtig, da eine
nachträgliche Sanierung von Schäden gar
nicht oder nur mit hohem Aufwand möglich
ist. Ein neues Verfahren zur Prüfung von Rohrleitungsumhüllungen
mittels eines elektrolytischen
Messverfahrens wird auf Seite 150 ff.
vorgestellt.
Biogas wird zunehmend in Erdgasnetze
eingespeist. Inwieweit die auftretenden Kosten
als Funktion des Durchmessers der Biogas-
Verbindungsleitung betrachtet werden können,
erläutert der umfangreiche Fachbericht
ab Seite 156.
Eine informative Lektüre wünscht Ihnen
Volker Trenkle
März 2013
gwf-Gas Erdgas 105

INHALT
▲ Rohrnetz: Leitungsbau, Open Grid Europe. Ab Seite 136
Biogas: Typische Feuchte sensoren an Biogasanlagen.
Ab Seite 179 ▶
Fachberichte
Rohrnetz
136 St. Kamphues
Weiter gedacht: Die Zukunft des
europäischen Binnenmarktes
Thinking ahead: The future of the European
internal market
Korrosionsschutz
142 R. Deiss und M. Müller
Smart KKS: Integration von
KKS-Daten in die bestehende
Infrastruktur eines Netzbetreibers
Smart CCP : Integration of CCP data into an
existing network provider infrastructure
150 M. Brecht, Th. Löffler, K. Blotzki und H. Jansen
Prüfung der Qualität von
Rohrleitungsumhüllungen mittels
elektrolytischem Messverfahren
Biogas
Quality control of pipeline coatings using an
electrolytic measurement technique
156 J. Mischner
Ermittlung des optimalen
Durchmessers von Biogas-
Verbindungsleitungen
Determination of the optimal diameter of
biogas interconnecting lines
179 U. Lubenau und H. Schreck
Erfahrungen aus Gasqualitätsmessungen
an Biogaseinspeiseanlagen
Experiences from quality measurements
at biogas plants
Odorierung
172 K. Kröger und F. Graf
Einfluss des Grundgases auf
olfaktorische Charakteristika von
Odoriermitteln
The influence of basic gas composition on
olfactory characteristics of odorants
Nachrichten
Märkte und Unternehmen
110 MT-BioMethan nach DVGW 493-1
zertifiziert
110 EnviTec bietet Konzept für Biogasanlagen
als Speicher von Wind- und Solarenergie
112 Methanisierungsreaktor von MAN
produziert Audi e-gas
112 EnBW und Landis+Gyr kooperieren bei
Smart Meter Lösungen
114 Finnische Behörden erhalten russischen
Umweltmonitoring – Bericht der Nord
Stream
115 PSI erhält von MITNETZ STROM Auftrag
über die Erneuerung der Netzleittechnik
März 2013
106 gwf-Gas Erdgas

INHALT
Sonderteil:
ptc 8. Pipeline Technology
Conference mit Programm.
Ab Seite 126
▲ Aus der Praxis: Verfahrensskizze zur Entgasung von
Kohleflözen in Australien. Seite 186
Interview mit Alexander Lehmann,
Geschäftsführer der Meteomind
GmbH.
Seite 132 ▶
116 Forschung und Entwicklung
Verbände und Vereine
118 dena entwickelt Leitfaden für mit
Biomethan betriebene Blockheizkraftwerke
Veranstaltungen
120 E-world energy & water 2013 mit
neuen Rekorden
122 DBI-Fachforum Kraft-Wärme-Kopplung
124 Wiesbadener Kunststoffrohrtage 2012
125 EGATEC 2013 –
European Gas Technology Conference
133 Personen
Sonderteil
126 ptc 8. Pipeline Technology
Conference
Interview
132 Interview mit Alexander Lehmann,
Geschäftsführer der Meteomind GmbH
Technik Aktuell
188 Erster Gasströmungswächter DN15 mit
1,6 m 3 /h Nenndurchfluss für Flüssiggas
189 Präzisierte Ergebnisse durch gleichzeitige
Temperaturmessung bei der Gasdruckprüfung
190 Externe Über-/Unterdrucksicherung
und externe Rührwerksbedienung für
Biogas anlagen
190 Regelwerk
Firmenporträt
193 Schütz GmbH Messtechnik
Rubriken
105 Standpunkt
108 Faszination Gas
192 Termine
194 Impressum
Aus der Praxis
184 Fernheizwerk setzt auf den klassischen
Kessel mit modernen Brennern
186 HDD-Bohranlagen für Entgasungsbohrungen
von Kohleflözen in Australien
März 2013
gwf-Gas Erdgas 107

FASZINATION GAS

Typische Flammbildung der Freiflammtechnologie
eines Brennertyps Nextron7 im Inneren einer
erdgasbetriebenen Kesselanlage des Heizkraftwerks Langen.
© elco

NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
MT-BioMethan nach DVGW 493-1 zertifiziert
Die MT-BioMethan GmbH, Zeven,
wurde im Anwendungsbereich
Gas-Druckregel-/ Messanlagenbauunternehmen
nach DVGW G 493-1
zertifiziert. Nach dem derzeitigen, in
Novellierung befindlichen Regelwerk
fallen darunter auch Hersteller
von Gasaufbereitungs- und Gaseinspeisetechnik.
Der Zevener Spezialist
für Biomethananlagen gehört
damit zu den etwa 30 Fachfirmen in
Deutschland, die den hohen Kriterien
des Deutschen Vereins des Gasund
Wasserfachs e.V. (DVGW) entsprechen.
Das Know-how aus dem Bereich
Biogastechnologie bringt MT-Bio-
Methan zudem in die aktuelle
Überarbeitung des Arbeitsblattes
G 493-1 ein: Der Anwendungsbereich
wird um das Thema Biogaseinspeiseanlagen
ergänzt. Damit werden
auch klare Kriterien für die Zertifizierung
dieses Aufgabenfelds
definiert. Die Veröffentlichung des
Entwurfes wird bis Ende des Jahres
erwartet.
Auf die qualitätsorientierte Weiterentwicklung
von Prozessen und
Produkten legt MT-BioMethan größten
Wert. So wurde die gesamte
Organisation 2012 bereits durch ein
Wiederholungsaudit des TÜV-Rheinland
geprüft und ohne Beanstandungen
nach ISO 9001 rezer tifiziert.
Darüber hinaus ist das Unternehmen
ein qualifizierter Schweißfachbetrieb
nach EN ISO 3834-3. In diesem
Jahr wurde MT-BioMethan darüber
hinaus erstmalig gemäß
Druckgeräterichtlinie (DGRL 97/23/
EG Modul H) zertifiziert. Somit ist
das Unternehmen nach der zweithöchsten
Stufe der Druckgeräterichtlinie
von einer benannten Stelle
zugelassen und kann seine Aufbereitungsanlagen
sowie andere
Eigenproduktionen selbstständig
prüfen und mit einem CE-Kennzeichen
nach Modul H versehen.
EnviTec bietet Konzept für Biogasanlagen
als Speicher von Wind- und Solarenergie
Die EnviTec Biogas AG hat ein
Modell entwickelt, wie Biogasanlagen
als Systemenergieträger
zur Netzstabilität beitragen und
gleichzeitig Wind- und Solarstrom
kostengünstig speichern können.
Gegenüber einer klassischen Biogasanlage
reduziert das Konzept
gleichzeitig die für den Anlagenbetrieb
benötigten Substratmengen
um 10 %. Indem die Infrastruktur
bestehender Biogasanlagen ge -
nutzt wird, lässt sich die Stromerzeugung
von Windstrom vergleichmäßigen
und die Herausforderungen
der Power-to-Gas-Lösung
reduzieren.
„Die herkömmliche Power-to-
Gas-Lösung ist mit Energieverlusten
und hohen Kosten verbunden.
Überschüssiger Strom wird hierbei
dazu verwendet, um per Wasserelektrolyse
Wasserstoff zu produzieren
und bei Bedarf in einem
zweiten Schritt unter Verwendung
von Kohlenstoffdioxid dann in synthetisches
Methan umzuwandeln,
welches in das Erdgasnetz eingespeist
wird,“ so Jürgen Tenbrink,
technischer Vorstand des niedersächsischen
Biogasanlagenbauers.
Viel kostengünstiger sei hier vielmehr
die Nutzung des über Windstrom
in der Elektrolyse erzeugten
Wasserstoffs direkt in den Biogas-
Blockheizkraftwerken (BHKW), so
Tenbrink weiter.
„Schon heute werden die Potenziale
von Bestandsanlagen zur Netzstabilisierung
nicht ausgeschöpft“,
sagt Alfred Gayer, Geschäftsführer
der EnviTec Energy GmbH & Co.KG
und verantwortlich für die Integration
der Biogasanlagen in das energiewirtschaftliche
Umfeld. „Die
benötigte Regelenergie von 2500
MW in der Minutenreserve könnte
alleine von Biogasanlagen übernommen
werden“ setzt Gayer die
Zahlen ins Verhältnis.
Biogas sei ein speicherbarer
Energieträger, dessen Vorzüge im
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
2012 nicht voll zum Tragen kämen,
untermauern Tenbrink und Gayer
die Erweiterung der Bewertung.
Abhilfe schaffen könnte hier der
Zubau von Elektrolyseuren, Vorrichtungen,
in der mit Hilfe von Strom
eine Stoffumwandlung, Elektrolyse,
stattfindet. Der dort produzierte
Wasserstoff kann so der Biogasanlagenverstromung
zugeführt werden.
Durch die Integration der Elektrolyseure
in das Regelenergiekonzept,
könnte die Regelleistung des
März 2013
110 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
Power-to-Biogas zudem die erforderlichen
Leistungen für die Sekundärregelenergie
übernehmen.
Tenbrink und Gayer sind sich
sicher, dass „Power-to-Biogas somit
einen wesentlichen und kostengünstigen
Beitrag zur Stabilisierung
des Stromnetzes leisten kann“, allerdings
seien die Voraussetzungen für
die praktische Umsetzung noch zu
schaffen. „Ohne die Integration
bestehender Biogasanlagen als kostengünstige
Zwischenspeicher wird
es keine regenerative Stabilisierung
des Stromnetzes geben,“ so Gayer
weiter. Mit dem Ansatz für Biogas
als Systemenergieträger und weniger
als Stromerzeugungsquelle
wird Biogas eine wichtige Rolle im
Rahmen der Energiewende übernehmen.
Bayerngas führt Gespräche mit NABUCCO nicht weiter
Bayerngas GmbH führt die Gespräche
mit Nabucco Gas Pipeline
International GmbH (NIC), Wien,
nicht weiter. Im Oktober 2011 hatte
das kommunale Gasunternehmen
aus München Gespräche mit NIC
über die Voraussetzungen für eine
mögliche Beteiligung an dem europäisch-asiatischen
Pipelineprojekt
aufgenommen. Bayerngas GmbH
begründet den Schritt mit einer
angepassten strategischen Ausrichtung.
Demnach bleiben Pipelineinvestitionen
für die Unternehmensgruppe
wichtig, sollen zukünftig
aber von der unabhängigen Gasnetzgesellschaft
bayernets GmbH,
München, vor allem im deutschen
Markt getätigt werden. Die bayernets
GmbH leistet als einer der Gründungsgesellschafter
der NetConnect
Germany (NCG) bereits heute im Verbund
mit den Partnern einen erheblichen
Beitrag zur Versorgungssicherheit
mit Erdgas in Deutschland.
Mit der Neufokussierung wendet
sich die Unternehmensgruppe netzseitig
verstärkt den Herausforderungen
bei der Umsetzung der deutschen
Energiewende zu.
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ständig weiterentwickelt und
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März 2013
gwf-Gas Erdgas 111

NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
Methanisierungsreaktor von MAN produziert
Audi e-gas
Ab Sommer dieses Jahres wird
der Automobilhersteller Audi
synthetisches Erdgas (Audi e-gas)
selbst produzieren und ins öffentliche
Netz einspeisen. Kernstück der
neuen Anlage, die mit dem Anlagenbauer
SolarFuel GmbH in Werlte
(Emsland) errichtet wird, ist ein
Methanisierungsreaktor von MAN
Diesel & Turbo. Konstruktion und
Fertigung des etwa 16 Meter hohen
Moduls der e-gas-Anlage erfolgte
durch die Spezialisten für chemische
und physikalische Reaktoren
von MAN am Standort Deggendorf.
Im Dezember 2012 brachte ein
Schwertransport den anschlussfertigen
Turm bereits ins 782 km
entfernte Werlte.
Das Besondere an dieser Anlage
ist, dass sie aus regenerativ erzeugtem
Strom klimaneutralen Treibstoff
produziert – der mit bereits vorhandener
Infrastruktur sowohl
speicherbar wie transportabel ist.
Denn das Audi e-gas ist chemisch
nahezu identisch mit gewöhnlichem
fossilen Erdgas. Es kann
dadurch völlig problemlos über das
Erdgasnetz verteilt sowie an CNG-
Tankstellen ausgeliefert werden.
Die Strom-Gas-Kopplung des
Audi e-gas-Projektes ist ein Musterbeispiel
dafür, wie vor allem das an
windreichen Tagen oft überschüssige
Angebot an Windenergie mangels
derzeit fehlender Stromnetzkapazitäten
sinnvoll genutzt werden
kann. Allein mit dem e-gas aus
Werlte können 1500 erdgasbetriebene
Pkw jedes Jahr 15 000 Kilometer
CO 2 -neutral fahren.
EnBW und Landis+Gyr kooperieren bei
Smart Meter Lösungen
Die EnBW Energie Baden-Württemberg
AG und die Landis+
Gyr AG sind eine Partnerschaft eingegangen.
Beide Unternehmen
wollen gemeinsam Smart Meter
Lösungen für den Energiemarkt von
morgen entwickeln, um die Energiewende
aktiv mitzugestalten und
voranzutreiben. Auch die Kompetenz
von Toshiba, dem Mutterkonzern
von Landis+Gyr, fließt in die
Kooperation mit ein. Die Partnerschaft
ist eine der ersten, die die
neuen regulatorischen Rahmenbedingungen
für Smart Meter nutzt.
Festgeschrieben sind diese u.a.
durch das Energiewirtschaftsgesetz
und das BSI-Schutzprofil.
Die EnBW wird künftig ihr Leistungsspektrum
für Netzbetreiber
und Energielieferanten weiter ausbauen.
Als Dienstleister für energiewirtschaftliche
Abwicklung umfasst
das Angebot die Einführung und
den gesamten Betrieb intelligenter
Messsysteme. Dabei erweitert die
EnBW auch ihre Zusammenarbeit
mit Stadtwerken. Gleichzeitig werden
die Voraussetzungen für neue
Angebote für den Endverbraucher
geschaffen und der Ausbau von
Smart Grids und Smart Markets vorangetrieben.
ITC AG und Power Plus Communications AG
unterzeichnen Kooperationsvertrag
ITC und Power Plus Communications
(PPC) unterzeichneten eine
Kooperationsvereinbarung, mit dem
Ziel, Energieversorgern neue und
bessere Lösungen im Bereich Smart
Metering anzubieten. Weitere
Schritte sehen beide Unternehmen
in den Bereichen Smart Home und
Smart Energy – den großen Wachstumsbereichen
im Energiemarkt.
Beide Unternehmen konzentrieren
sich auf unterschiedliche Bereiche
der Smart Metering Infrastruktur.
Während ITC mit über 200 Portal-Kunden
der führende Anbieter
von professionellen Internet-Portalen
für Energieversorger (Vertriebs-,
Service-, Smart-Metering- und
Smart-Home-Portale) ist, fokussiert
PPC die notwendige leistungsfähige
Kommunikationsinfrastruktur.
PPC ist führend in der Entwicklung
und Herstellung von Breitband-
Powerline-Systemen (BPL), der
breitbandigen Technologie für
Datenübertragung über das Stromnetz.
Beide Unternehmen setzen
auf modulare Lösungen und offene
Schnittstellen, was eine starke Ausgangsbasis
für die Zusammenarbeit
bildet. Die Kooperation dient dazu,
Energieversorgungsunternehmen
getestete und geprüfte Lösungen
anzubieten und gemeinsam neue
zukunftssichere Produkte zu entwickeln.
März 2013
112 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
Vaillant erhält Innovationspreis Baka Award 2013
für Zeolith-Gas-Wärmepumpe zeoTHERM
Die neuartige Zeolith-Gas-Wärmepumpe
„zeoTHERM“ von
Vaillant ist ein Hybridsystem und
kombiniert dabei Gas-Brennwerttechnik
mit regenerativer Umweltwärme
in Form von Solarthermie.
Die Jury würdigt diese Neuentwicklung
und zeichnet einstimmig die
Gas-Wärmepumpe zeoTHERM von
Vaillant als konsequente Weiterentwicklung
der Gas-Brennwerttechnologie
als eine fortschrittliche
Wärme- und Warmwasserversorgung
von Einfamilienhäusern aus.
Das Unternehmen bringt die
Technologie des „Sorptionsprozesses“
mit Zeolith und Wasser zu Heizzwecken
zum ersten Mal zur Marktreife.
Zeolith wird als mineralischer
Stoff eingesetzt, der Wasser aufnimmt
und bei Erhitzung wieder
abgibt. In den Hohlräumen der Zeolithstruktur
wird Wasserdampf energiereich
absorbiert. Bei der Einbindung
der Wasser-Moleküle in die
Kristallstruktur wird Wärmeenergie
freigesetzt und direkt zum Heizen
genutzt. Dieser Vorgang ist durch
Wärmezufuhr umkehrbar, wobei in
dieser Phase die Kondensation des
Wasserdampfes ebenfalls nutzbare
Wärme für das Heizsystem erzeugt.
Der Vorteil der zeoTHERM-Wärmepumpe
zeigt sich unmittelbar in der
ökologischen Betrachtung der CO 2 -
Emissionen und des Primärenergieaufwandes
im Vergleich mit Gas-
Brennwertsystemen. Der Gesamtjahresnutzungsgrad
wird gegenüber
konventioneller Gas-Brennwerttechnik
um mehr als 30 % gesteigert.
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NACHRICHTEN
Märkte und Unternehmen
Finnische Behörden erhalten russischen
Umweltmonitoring-Bericht der Nord Stream
Wie zwischen dem russischen
Ministerium für Naturressourcen
und Umwelt und dem finnischen
Umweltministerium vereinbart,
hat die finnische Behörde jetzt
den Umweltmonitoring-Bericht für
den russischen Pipelineabschnitt
für das Jahr 2012 erhalten.
Der Bericht, der von der Nord
Stream AG veröffentlicht wurde,
präsentiert die Ergebnisse der
Untersuchung des vergangenen
Jahres sowie die vergleichende
Analyse zum Zustand der Umwelt
vor und nach dem Beginn der Baumaßnahmen.
Wie erwartet bestätigen
die Ergebnisse der Umweltüberwachung
des Jahres 2012 die
Ergebnisse der Überwachung der
beiden vorangegangenen Jahre:
die Umweltauswirkungen, so sie
überhaupt vorkamen, waren minimal,
lokal und zeitlich begrenzt.
Diese Ergebnisse konnten durch
wirksame Minderungsmaßnahmen
erzielt werden, die Nord
Stream in Zusammenarbeit mit
den zuständigen Behörden entwickelt
und erfolgreich umgesetzt
hat.
Der Bericht beinhaltet Daten
über die Wasserqualität und die
Beschaffenheit des Meeresbodens
sowie die Geologie und maritime
Flora und Fauna. Im Bericht werden
zudem Satellitendaten über die
Wassertrübung und eine Analyse
der thermischen Auswirkungen
während des Betriebs sowie mögliche
grenzüberschreitende Auswirkungen
präsentiert. Die Ergebnisse
der Untersuchung ergeben, dass
die Umweltauswirkungen des Baus
und Betriebs der Pipeline die erwarteten
Werte nicht übersteigen.
Genauere Informationen unter:
www.nord-stream.de
Bild: Nord Stream AG
Görlitz bietet Unterstützung bei Umsetzung
der Technischen Richtlinie TR 03109
Nach einigen Iterationsrunden
wurde in Berlin das Ergebnis
der Kommentierung zur TR03109
des BSI in der nun vorliegenden Version
1.0 bekanntgegeben. Jetzt
steht fest, welche grundlegenden
Inhalte in der Technischen Richtlinie
enthalten sein werden. Das schafft
Klarheit für alle Marktteilnehmer.
Görlitz arbeitet schon seit dem
Inkrafttreten des neuen EnWG im
Jahre 2011 als Experte beim BSI und
DKE an den technischen Konzepten
für diese Messsysteme mit. Neben
den Smart Meter Gateways, die
zukünftig für das Erfassen und Tarifieren
von Verbrauchsdaten zuständig
sind, kommt auch die notwendige
Systeminfrastruktur für die
Administration und das Verarbeiten
der abrechnungsrelevanten Daten
aus dem Unternehmen.
Für Kunden, die die Aufgabe des
Gateway-Administrators aufgrund
der hohen Anforderungen an System
infrastruktur wie IT-Grundschutz
und ISO27001-Zertifizierung
nicht selbst übernehmen wollen,
wird GÖRLITZ dies als Dienstleistung
in ihrem Rechenzentrum
anbieten. Daher bietet GÖRLITZ
jetzt schon seinen Kunden an, im
Dialog mögliche Übergangsszenarien
zu begutachten und mit Knowhow
bei der Umsetzung dieses
Wandels zur Seite zu stehen.
März 2013
114 gwf-Gas Erdgas

Märkte und Unternehmen
NACHRICHTEN
Mehr nutzbares Gas
im Erdgasspeicher Rehden
Seit dem 1. Januar 2013 bietet
astora ihren Kunden zusätzliche
Kapazitäten im Erdgasspeicher Rehden
an. Das Arbeitsgasvolumen
erhöht sich von 4,2 auf 4,4 Mrd. m 3 ,
das Kissengasvolumen wird entsprechend
von 2,8 auf 2,6 Mrd. m 3
gesenkt. Das im Speicher vorhandene
Volumen unterteilt sich in
Arbeitsgas- und Kissengasvolumen.
Das Arbeitsgasvolumen ist
das nutzbare Gasvolumen, während
das Kissengas den Mindestdruck
im Speicher aufrecht erhält
und in der Formation verbleibt.
Möglich ist die aktuelle Erhöhung
des Arbeitsgasvolumens durch die
langfristige Durchmischung des
ursprünglich niederkalorischen Kissengases
(L-Gas) der nicht komplett
ausgeförderten Gaslagerstätte
mit dem hochkalorischen
Arbeitsgas (H-Gas). Dank umfangreicher
technischer Tests und entsprechender
Umbaumaßnahmen
an den Verdichteranlagen des Speichers
kann nun mehr Arbeitsgas in
den Speicher eingelagert werden.
Die zusätzliche Speicherkapazität
von 200 Mio. m 3 Arbeitsgasvolumen
bietet astora ab sofort als
astora-add an. Dabei handelt es
sich um ein ungebündeltes Speicherprodukt
mit einer festen Speicherkapazität
und einer Mindestlaufzeit
von einem Tag.
PSI erhält von MITNETZ STROM
Auftrag über die Erneuerung
der Netzleittechnik
PSI wurde von der MITNETZ
STROM, einem Tochterunternehmen
der enviaM-Gruppe, dem
mehrheitlich zum RWE-Konzern
gehörenden führenden ostdeutschen
Energiedienstleister, mit der
Lieferung eines neuen Netzleitsystems
für die Führung der Stromund
Gasverteilnetze der MITNETZ
beauftragt. Das neue Leitsystem
wird die bisher getrennten Lösungen
der Sparten Strom und Gas in
einem Verbundsystem auf Basis der
aktuellen PSIcontrol-Version zusammenfassen.
Der Auftrag hat ein
Volumen im mittleren einstelligen
Millionenbereich und wurde zum
Jahresende 2012 vergeben. Neben
der Zusammenlegung der bisher
getrennten Leittechniksparten stehen
für die MITNETZ STROM vor
allem das Upgrade auf die aktuelle
PSIcontrol-Softwareversion, die Er -
neuerung der Hardware nach einem
Virtualisierungskonzept und die
Erfüllung der gestiegenen Sicherheitsanforderungen
des RWE-Konzerns
im Vordergrund der Beschaffung.
Die neue PSIcontrol-Version
bietet umfangreiche integrierte
Funktionen für die Unterstützung
des Managements der Einspeisung
erneuerbarer Energien und berücksichtigt
außerdem die Sicherheitsvorgaben
des BDEW Whitepapers
Security. Nach dem Mitte 2012
erteilten Auftrag der Rhein-Ruhr
Verteilnetz GmbH hat sich mit der
MITNETZ STROM ein weiterer großer
Netzbetreiber aus dem RWE-
Konzern für die Migration auf die
aktuelle PSI-Leittechnik entschieden.
PSI kann damit erneut seine
gute Marktposition in der Netzleittechnik
für große Netzbetreiber festigen.
Wiesbadener
Kunststoffrohrtage
17. Internationales Forum
für Rohrsysteme aus polymeren
Werkstoffen
18. – 19. April 2013, Wiesbaden
Beim diesjährigen Forum liegen,
neben Praxisberichten, Schweiß- und
Prüftechniken, weitere Schwerpunkte
auf Alternativen Verlegetechniken
sowie Anwendungen bei Alternativen
Energien. Profitieren Sie von der technischen
Expertise und dem Knowhow
von Anwendern sowie Rohstoff-,
Halbzeug- und Rohrherstellern.
Veranstaltungspreis:
650,00 € zzgl. gesetzlicher USt.
Medienpartner:
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Tagungen und Kongresse
Telefon +49 89 5791-2410
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März 2013
gwf-Gas Erdgas 115

NACHRICHTEN
Forschung und Entwicklung
ZSW entwickelt Power-to-Gas-Elektrolyse
im Megawatt-Maßstab
Eine neuartige Elektrolyse-Technik
soll künftigen P2G-Anlagen
den Weg in eine größere Leistungsklasse
ebnen. Das Zentrum für Sonnenenergie-
und Wasserstoff-Forschung
Baden-Württemberg (ZSW)
koordiniert die Entwicklungsarbeiten
an einer 300-Kilowatt-Elektrolyse
mit einem Zellstapel, dessen
Leistung bei entsprechender Vergrößerung
auf mehr als ein Megawatt
steigerbar ist. Dieser so ge -
nannte Kurz-Stack setzt sich aus
etwa 70 Zellen zusammen, die über
vergrößerte Flächen und eine er -
höhte Gasleistung verfügen. Da -
durch kann der Elektrolyse-Prototyp
kompakter gebaut werden als seine
Vorgänger. Zahlreiche weitere technische
Neuerungen werden er -
probt, darunter eine 1-MW-Gleichrichteranlage,
eine innovative Elektrodenbeschichtung
sowie ein
mo dularer Aufbau der Gesamtanlage.
Zugleich wollen die Projektpartner
aufzeigen, wie sich die Kosten
für derartige Elektrolyseure senken
lassen. Die beiden Firmen
SolarFuel und ENERTRAG stehen als
Partner für das zukunftsweisende
Vorhaben zur Seite.
Das Bundesministerium für Um -
welt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(BMU) fördert das über
drei Jahre laufende Projekt zur
Weiterentwicklung der alkalischen
Druckelektrolyse mit insgesamt
rund 3,3 Mio. €.
Erst Ende Oktober 2012 hat das
ZSW eine P2G-Anlage mit einer
elektrischen Anschlussleistung von
250 kW zur Wasserstoff- und
M ethanherstellung in Betrieb ge -
nommen. Die Anlage in Stuttgart
gilt als die weltweit größte ihrer Art.
Die neue, leistungsstärkere Elektrolyse
soll nun in der direkten Umgebung
dieser Anlage entstehen.
Das maßgeblich am ZSW entwickelte
P2G-Konzept sieht vor, überschüssigen
Ökostrom aus Sonne
oder Wind per Elektrolyse zunächst
in Wasserstoff umzuwandeln und in
einem weiteren Schritt zusammen
mit Kohlendioxid zu methanisieren.
Das so erzeugte Methan lässt sich
einerseits ins Erdgasnetz einspeisen
und dort über Monate verlustfrei
speichern, um bei Stromknappheit
wieder zurück verstromt zu werden.
Andererseits kann es direkt als Kraftstoff
für Erdgasfahrzeuge genutzt
werden und somit einen Beitrag zur
CO 2 -neutralen Mobilität leisten.
Neue Helmholtz-Energie-Allianz erforscht
„Technologien für das zukünftige Energienetz“
Das Stromnetz für die verstärkte Nutzung erneuerbarer Quellen fit zu machen, ist Ziel der vom KIT koordinierten
Helmholtz-Energie-Allianz „Technologien für das zukünftige Energienetz“. Gemeinsam mit Universitäten
und Energieversorgern erarbeiten Helmholtz-Forscher Lösungen für ein flexibles und stabiles Stromnetz, das
der fluktuierenden Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien standhält. Auch geht es darum, bestehende
Gasnetze als Energiespeicher zu nutzen sowie das Strom- und Gasnetz zu koppeln. Die Helmholtz-
Gemeinschaft fördert die Allianz 2013 und 2014 mit insgesamt 3,2 Mio. € aus ihrem Impuls- und Vernetzungsfonds.
Die Energiewende und die damit
verbundene verstärkte Nutzung
regenerativer Quellen erfordern
einen Umbau des elektrischen
Energienetzes. Angesichts der
zunehmenden Einspeisung aus
Windenergie- und Photovoltaikanlagen
und der aufkommenden Elektromobilität
ist absehbar, dass das
heute bestehende Stromnetz den
künftigen Anforderungen nicht
gewachsen sein wird.
„Der Aus- und Umbau des
Stromnetzes ist äußerst relevant für
eine zuverlässige und bezahlbare
Energieversorgung der Zukunft“,
erklärt Professor Thomas Leibfried,
Leiter des Instituts für Elektroenergiesysteme
und Hochspannungstechnik
(IEH) des KIT. Zusammen
mit Professor Mathias Noe, Leiter
des KIT-Instituts für Technische Physik,
fungiert Leibfried als wissenschaftlicher
Sprecher der Allianz.
Der Umbau sei aber nicht nur aus
deutscher Perspektive wichtig, sondern
habe auch einen europäischen
März 2013
116 gwf-Gas Erdgas

Forschung und Entwicklung
NACHRICHTEN
Aspekt: „Das heutige 400-kV-Verbundnetz
wird europaweit betrieben,
und Fragen der Netzstabilität
lassen sich nicht rein regional oder
national beantworten“, so Leibfried.
Als Partner in der Allianz ergänzen
Institute der Technischen Universität
Darmstadt, der Technischen
Universität Dortmund und der
RWTH Aachen die am KIT vertretenen
Kompetenzen. Das Forschungszentrum
Jülich sowie die Energieversorgungsunternehmen
EnBW
Energie Baden-Württemberg AG,
MAINOVA AG und Stadtwerke Karlsruhe
Netze GmbH fungieren als
assoziierte Partner.
Neben der Entwicklung und vergleichenden
Bewertung von Technologien
geht es in der neuen
Helmholtz-Energie-Allianz auch da -
rum, den dringend erforderlichen
wissenschaftlichen Nachwuchs zu
fördern und besonders den Frauenanteil
unter den geförderten Doktoranden
zu erhöhen. Dazu richten
die Partner ein gemeinsames Doktorandenkolleg
ein.
Die Allianz behandelt vier zentrale
Themenfelder: „Systemführung
im Verteilnetz“ betrifft die intelligente
Steuerung des Verteilnetzes
angesichts der zunehmenden Einspeisung
aus dezentralen und fluktuierenden
Quellen. Im Themenfeld
„Systemführung und Stabilität eines
Hybrid-Transportnetzes“ geht es
darum, wie ein dem bestehenden
AC-Höchstspannungsnetz überlagertes
Höchstspannungs-Gleichstromnetz
(HVDC) aufgebaut sein
muss und wie es betrieben werden
kann. Hochspannungs-Gleichstromnetze
existieren bis jetzt noch nicht,
daher werden neue Technologien
für ihre Realisierung und ihre Systemführung
erforderlich sein. Weitere
Aspekte in diesem Themenfeld
sind die Entwicklung von Betriebsmitteln
auf Basis neuartiger Technologien,
beispielsweise Supraleiter,
sowie die Entwicklung innovativer
Technologien zur Sicherung der
Netzstabilität. Denn mit dem zunehmenden
Wegfall der klassischen
Kraftwerke verringern sich die rotierenden
Massen der Turbinen und
Synchrongeneratoren, die heute die
sogenannte Momentanreserve zum
Ausgleich einer Differenz zwischen
erzeugter und verbrauchter Leistung
stellen.
Bei „Integration von Speichern in
das zukünftige Energienetz“ liegt
ein besonderer Schwerpunkt auf der
Kopplung von Stromnetz und Gasnetz,
wobei das Gasnetz als Speicher
für überschüssig bereitgestellte
elektrische Energie dient, beispielsweise
von Windenergieanlagen.
Schließlich befasst sich die Allianz
mit der „Vergleichenden Technologiebewertung“
nach verschiedenen
Kriterien, etwa Wirtschaftlichkeit
und Beitrag zur Energiewende.
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März 2013
gwf-Gas Erdgas 117

NACHRICHTEN
Verbände und Vereine
Bundesverband Energiespeicher BVES gegründet
Die derzeitige Energiewende
erfordert neben dem Ausbau
der Netze den gezielten Einsatz von
Energiespeichern, um die Versorgungssicherheit
zu garantieren und
die Kosten für die Industrieunternehmen
und Verbraucher in
Deutschland möglichst gering zu
halten. Um die wachsende Branche
der Energiespeicherunternehmen
kompetent zu vertreten, hat sich
Ende September der Bundesverband
Energiespeicher (BVES) mit Sitz
in der Bundeshauptstadt Berlin
gegründet. Ziel ist es, die relevanten
Entscheidungsträger der Branche
unter einem Dach zu vereinen und
durch ein starkes Kontaktnetzwerk
die Marktentwicklung zu beschleunigen.
Prof. Dr. Eicke R. Weber, Sprecher
der Fraunhofer-Allianz Energie
und Leiter des Fraunhofer Instituts
für Solare Energiesysteme in Freiburg,
hat das Amt des Gründungspräsidenten
des BVES übernommen.
„Unser Verband sieht seine Mission
darin, die Energiespeicherung als
Energieressource neben der konventionellen
und erneuerbaren Erzeugung
zu etablieren, um eine effizientere,
verlässlichere, preisgünstigere
und sicherere Energieversorgung zu
fördern. Um diese Vision zu erfüllen,
wollen wir den Aufbau eines stabilen
Energiespeichermarkts in Deutschland
fördern, der dann auch als
Modell für weitere Märkte in Europa
und anderen Länder weltweit dienen
wird“, so Prof. Dr. Weber.
Als Mitgliedsunternehmen sind
sämtliche Firmen eingeladen, die
sich mit der Herstellung, Planung,
dem Verkauf und dem Betrieb von
Energiespeicherlösungen beschäftigen.
Die von ihren Mitgliedern
getragene Interessengruppe hat
sich der Weiterentwicklung der
Energiespeicherung über die Bereiche
Politik, Bildungsarbeit, Beratung
und Forschung verschrieben.
Dazu zählt auch, dass der BVES
Unternehmen firmenübergreifend
informiert und die Koordination
gemeinsamer Entwicklungsaktivitäten
zur Nutzung und Anwendung
von Energiespeichern vorantreibt.
Als einen der nächsten Arbeitsschritte
plant der Verband die
Erstellung einer „Energiespeicher
Roadmap“, in dem eine klare Position
zur Rolle der Energiespeicher
bei der Energiewende in Deutschland
definiert wird. Weitere Aufgaben
werden anlässlich der ersten
Mitgliederversammlung am 19.
März 2013 in Düsseldorf, im Rahmen
der Energy Storage Konferenzmesse,
abgestimmt.
Geschäftsführer des Bundesverbandes
Energiespeicher ist Dr.
Harald Binder, der in diversen internationalen
Führungspositionen, zu -
letzt als Vice President und General
Manager von Applied Materials
tätig war. In 2010 gründete Dr. Binder
eine Beratungsfirma und ist derzeit
verantwortlich für verschiedene
Mandate in der Solar-, Energiespeicher-
und Halbleiterindustrie. Darüber
hinaus ist Dr. Harald Binder aktives
Mitglied des Kuratoriums des
Instituts für Mikroelektronik (IMS) in
Stuttgart sowie Vorsitzender der
SEMI Europe PV Group.
dena entwickelt Leitfaden für mit Biomethan
betriebene Blockheizkraftwerke
Gemeinsam mit den Fraunhofer-
Instituten IWES (Windenergie
und Energiesystemtechnik) und
UMSICHT (Umwelt-, Sicherheits- und
Energietechnik) erarbeitet die dena
im Rahmen eines neuen vom Bundesumweltministerium
geförderten
Projekts einen Leitfaden für Blockheizkraftwerke
(BHKW), in denen Biomethan
gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz
2012 zum Einsatz kommt.
Der Leitfaden befasst sich mit
technischen, rechtlichen und wirtschaftlichen
Fragen zur vermehrten
Nutzung von Biomethan in Kraft-
Wärme-Kopplungsanlagen. Besondere
Schwerpunkte liegen im
Bereich der Direktvermarktung und
der bedarfsgerechten Erzeugung.
Die Publikation, die Ende 2013
erscheinen soll, bietet damit eine
wichtige Orientierungshilfe für Entwicklung
und Betreiber von mit Biomethan
betriebenen BHKWs.
Das im Dezember 2012 gestartete
Projektvorhaben beabsichtigt die
Entwicklung, Umsetzung und Kommunikation
eines Leitfadens für mit
Biomethan betriebene Blockheizkraftwerke
(BHKWs) gemäß EEG 2012.
Ein Schwerpunkt liegt dabei auf den
mit dem EEG 2012 neu geschaffenen
Möglichkeiten der Direktvermarktung
und der bedarfsgerechten
Erzeugung, insbesondere durch Inanspruchnahme
der Marktprämie nach
§ 33g und der Flexibilitätsprämie
nach § 33i EEG 2012, sowie sonstiger
Formen der Direktvermarktung wie
z. B. Bereitstellung von Regelleistung.
Der Leitfaden bietet eine umfassende
Analyse aus rechtlicher, ökonomischer
und technischer Perspektive
mit dem Ziel, durch eine vermehrte
Nutzung von Biomethan in Kraft-
Wärme-Kopplungsanlagen (KWK)
einen effizienten Beitrag zum Klimaschutz
zu leisten.
Der Leitfaden richtet sich an Projektentwickler
von Biomethan-BHKWs,
Hersteller, Contractoren und Betreiber
von Blockheizkraftwerken sowie
an Stadtwerke, Energieversorger und
Handelsunternehmen. Die Publika-
März 2013
118 gwf-Gas Erdgas

Verbände und Vereine
NACHRICHTEN
tion soll eine Orientierungshilfe für
die Projektentwicklung und den
Betrieb von Biomethan-BHKWs bieten,
um zur Zielsetzung der Bundesregierung
aus dem IEKP von 6 Mrd.
Nm 3 Substitution von Erdgas durch
Biomethan im Jahr 2020 beizutragen.
Das Projekt „Leitfaden Biomethan
BHKW – direkt“ wird vom
Bundesministerium für Umwelt,
Naturschutz und Reaktorsicherheit
gefördert und von der dena im Verbund
mit den Fraunhofer-Instituten
UMSICHT und IWES durchgeführt.
Es endet am 31. Dezember 2013.
Netzwerk erdgas mobil bündelt Leistungen
für Erdgastankstellen-Betreiber
Für Energieversorger und Stadtwerke
hat erdgas mobil pünktlich
zum Jahreswechsel eine neue
Plattform an den Start gebracht: das
Netzwerk erdgas mobil. Es richtet
sich an alle Unternehmen, bei
denen Erdgas und Bio-Erdgas als
Kraftstoff ein fester Bestandteil des
Portfolios ist und die maximal zwei
Erdgastankstellen betreiben. Mitgliedern
wird ein umfangreiches
Servicepaket geboten, das den
Absatz des alternativen Kraftstoffes
gezielt fördert. Unternehmen, die
dem Netzwerk erdgas mobil beitreten,
steht die gesamte Branchenkompetenz
und Beratung der erdgas
mobil-Experten offen – sei es,
um die Vertriebsstrategie ihrer Erdgastankstelle
zu optimieren oder
den alternativen Kraftstoff effektiver
zu vermarkten. Mitglieder erhalten
unter anderem umfassende Unterstützung
bei der Presse- und Öffentlichkeitsarbeit
sowie im Marketing.
Mit der lizenz- und kostenfreien Einbindung
von Service-Tools, wie beispielsweise
der Tankstellendatenbank
oder einem Kraftstoffrechner,
kann auch die eigene Internetpräsenz
verbessert werden. Zudem
gibt es schnelle Hilfe im Schadensfall,
denn als Besonderheit ist in der
Jahresgebühr auch die Risikoübernahme
beim Schlauchabriss an
einer Erdgaszapfsäule enthalten.
Weitere Informationen finden
Interessierte unter :
www.erdgas-mobil.de/ueber-uns/netzwerk
8th Pipeline Technology
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Pipeline Technology
Conference 18.-20. März 2013, Hannover 2010
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für neue Pipelinetechnologien
Mehr Informationen und Programm unter www.pipeline-conference.com
Euro Institute for Information
and Technology Transfer

NACHRICHTEN
Veranstaltungen
E-world energy & water 2013 mit neuen Rekorden
Erneutes Wachstum in allen Bereichen
prägte die 13. E-world
energy & water. Über 22 000 Fachbesucher
– ein Plus von 7 % – trafen
sich vom 5. bis 7. Februar in der
Messe Essen, um Kontakte zu knüpfen,
sich auszutauschen und über
Innovationen und Trends zu informieren.
Mit 610 Ausstellern präsentierten
sich so viele Firmen den
Besuchern wie noch nie in der
Geschichte der E-world. Aus 22 Na -
tionen waren die Aussteller angereist,
um ihre Dienstleistungen und
Produkte aus den Bereichen Strom-,
Gas- und Wasserwirtschaft, Energietechnik
und Energieeffizienz vorzustellen.
Erstmals mit dabei waren
unter anderem Gazprom Energy,
Total Energie Gas und GE Energy
Germany. Auch flächenmäßig war
die E-world 2013 die größte in ihrer
Geschichte. Über 50 000 m 2 belegte
die Fachmesse. Dabei präsentierte
sich die Messe erneut als die Plattform
der Entscheider. 80 % der
Besucher sind an Einkäufen und
Beschaffungen in ihren Unternehmen
beteiligt. Vor allem Fachbesucher
von Energieversorgern, Dienstleistern
und Industrieunternehmen
nutzten die Messe; sie interessierten
sich besonders für die Bereiche
Energiehandel, Erneuerbare Energien
und Energieeffizienz. Bestnoten
erhielt die E-world 2013 von
Besuchern und Ausstellern. Sie lobten
das Angebot der Messe und die
sehr hohe Qualität der Besucher.
Bereits jetzt gaben 93 % der Besucher
und 95 % der Aussteller an,
dass sie auch bei der nächsten
E-world, die vom 11. bis 13. Februar
2014 in der Messe Essen stattfindet,
mit dabei sein werden.
„Führungstreffen Energie“
Bereits am Vortag der E-world fand
in Zusammenarbeit mit der Süddeutschen
Zeitung das zweite „Führungstreffen
Energie“ statt, auf dem
europäische Perspektiven für die
Energiewelt von morgen im Fokus
standen. Bundesumweltminister
Peter Altmaier war per Videokonferenz
zugeschaltet und bezog Stellung
zum Thema „Energiewende –
das Zukunftsprojekt für den Wirtschaftsstandort
Deutschland“.
Führungskräfte aus Konzernen, Verbänden
und der Politik beleuchteten
Europa als Energie- und Wirtschaftsstandort.
Internationaler Treffpunkt
Die Anzahl von Gästen aus dem
Ausland stieg erneut; die am stärksten
vertretene Nation war Großbritannien.
Am „Tag der Konsulate“
informierten sich Konsuln, Diplomaten
sowie Mitarbeiter von Außenhandelskammern
und Energieinitiativen
über die aktuelle Situation der
Energie- und Wasserwirtschaft.
Zudem hatten die Teilnehmer die
Möglichkeit, direkt mit Unternehmen
in Kontakt zu treten und sich
auszutauschen. Zwei thematische
Messerundgänge gaben den Teilnehmern
einen Überblick über die
Aussteller.
Eigene Messehalle für
„smart energy“
Dass die E-world energy & water seit
Jahren konsequent auf marktnahe
Themen setzt, ist das Erfolgsrezept
der Fachmesse. Die intelligente
Energieversorgung und -steuerung
von morgen – die „smart energy“ –
belegte zum ersten Mal eine eigene
Messehalle. Über 50 Aussteller präsentierten
in der Halle 4 auf einer
Fläche von 3000 Quadratmetern
Anwendungstechnologien wie vernetzte
Haustechnik und intelligente
Stromzähler. In der ergänzenden
Sonderschau „Future of Mobility“
stellten Fahrzeughersteller alternative
und klimafreundliche Mobilitätskonzepte
der Zukunft vor.
Dieser ausgeweitete Messebereich
wurde sehr stark frequentiert.
Zukunftsthemen „Energiewende“
und „Contracting“
Das Modell themenbezogener Ge -
meinschaftsstände ist nach wie vor
ein Erfolgsgarant der E-world. Nach
der erfolgreichen Premiere 2012 fand
zum zweiten Mal das „Forum Energiewende“
statt. 20 Aussteller zeigten
auf einem Stand in der Halle 7
Lösungen für Erzeugung, Transport
und Speicherung von Energie.
Ergänzt wurde das „Forum Energiewende“
durch ein umfangreiches
Vortragsprogramm. Eine Podiumsfläche
bot Platz für Diskussionen und
Wissensaustausch. Auch das Thema
„Contracting“ wurde auf einem
Gemeinschaftsstand präsentiert.
Synergien von Messe und
Kongress
Gefragt war bei den Besuchern der
dreitägige Fachkongress, der mit
marktnahen Themen die E-world
energy & water 2013 begleitete. In
rund 20 Konferenzen und Seminaren
lieferten renommierte Experten
Antworten auf aktuelle Fragestellungen
der Energiewirtschaft. Die
Rolle der Kommunen in der Energiewende
bildete in diesem Jahr einen
thematischen Schwerpunkt. Am „Tag
der Bürgermeister“, der zum zweiten
Mal stattfand, hatten Städte- und
Gemeindevertreter die Möglichkeit,
überregional in den Dialog zu treten.
Dem Thema vernetzte Sicherheit
im Bereich kri tischer Infrastrukturen
der Energie- und Wasserwirtschaft
wurde erstmals eine eigene
Konferenz gewidmet.
März 2013
120 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen
NACHRICHTEN
Recruiting
Auch in einem weiteren Bereich
wächst die E-world weiter: Immer
mehr Aussteller präsentieren sich
Nachwuchskräften vor Ort als Ar -
beitgeber. Beim Karriereforum, das
am letzten Messetag stattfand, stellten
sich Unternehmen Studenten
und Absolventen vor. Offene Stellenanzeigen
in innovativen Bereichen
und die Möglichkeit, direkt mit
potenziellen Arbeitgebern in persönlicher
Atmosphäre ins Gespräch
zu kommen, sprachen die jungen
Besucher an.
Connect Award
Die Messestände vieler Aussteller
waren wieder Kompositionen aus
Innovation, Kreativität und Perfektion.
Honoriert wurde das Engagement
mit der Verleihung des Connect
Award, der während des Ausstellerabends
in drei Kategorien
vergeben wurde. Den Connect
Award Design für das beste Design
eines Messestandes erhielt die Repower
AG. Die EWE Aktiengesellschaft
wurde mit dem Connect Award
Communications für gelungene
Kommunikation, Kundenansprache
und Medieneinsatz ausgezeichnet.
Der Connect Award Specialties für
besondere Ideen rund um den Messeauftritt
ging an die Enervie – Südwestfalen
Energie und Wasser AG.
„Energiemanagement“
Auf der Veranstaltung „Energiemanagement“
der TÜV SÜD
Management Service zeigen Experten,
wie Firmen beispielsweise mit
der Einführung eines Energiemanagementsystems
bares Geld sparen
und gleichzeitig die Umwelt
schonen können. Die Veranstaltungen
sind kostenlos und für alle Interessierten
zugänglich, die Plätze
sind jedoch begrenzt. Sie finden
von März bis Oktober in Essen,
Friedrichshafen, München, Leipzig
und Stuttgart statt.
Weitere Informationen und
Anmeldung unter
www.tuev-sued.de/kundenforum
„Very interesting conference with a well-balanced diverse
mix of representatives from the CCGT industry”
Annraoi Caffrey, Project Manager, ESB International
Learn how to increase economic
efficiency in future energy
market design
2 nd international conference
Gas Power Generation –
Flexible Energy Market Design 2020
Cogeneration, Balancing Power & Small Efficiencies
New strategies for CCPP Operators to enhance ROI and decrease maintenance costs
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NACHRICHTEN
Veranstaltungen
DVGW-Intensivschulung „Gas-Druckregel- und
Messanlagen“
Diese Intensivschulung stellt die
rechtlichen und technischen
Grundlagen für eine ordnungsgemäße,
wirtschaftliche und auf
Eigensicherheit ausgerichtete Fertigung
und Errichtung von Gas-
Druckregel- und Messanlagen dar.
Darüber hinaus werden Aspekte der
Anlagenmodernisierung und -er-
tüchtigung angesprochen. Sie findet
am 9. und 10. April 2013 in Leipzig
statt.
Die Intensivschulung ist ein Bildungsbaustein
im DVGW Fortbildungsprogramm
zum Thema „Gas
Druckregelung“. Die Schulung wendet
sich in erster Linie an Fachkräfte
und verantwortliche Fachleute der
Hersteller von Gas-Druckregel- und
Messanlagen gemäß DVGW-Ar -
beitsblatt G 493 1 sowie Werksachverständige
und zukünftige DVGW-
Sachverständige.
Die Themen:
##
Rechtliche Grundlagen –
Gesetze, Verordnungen und
Regeln der Technik
##
Beim Bau von Gas-Druckregelund
Gasmengenmessanlagen
zu beachtende Regeln der
Technik
##
Aufbau und Unterbringung von
Gas-Druckregel- und Gasmengenmessanlagen
##
Aspekte der Anlagenmodernisierung
und Ertüchtigung
##
Prüfung und Zertifizierung der
Hersteller von Gas-Druckregelund
Messanlagen
##
Regelwerksgerechte Materialbeschaffung,
Fertigung, Montage
und Errichtung
##
Prüfung der fertig montierten
Anlage am Aufstellungsort und
Inbetriebnahme
##
Vom Hersteller zu übergebende
Dokumentation
Weitere Informationen und Anmeldung:
DVGW-Hauptgeschäftsführung,
Silke Splittgerber,
Tel. (0228) 9188-607,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de
DBI-Fachforum Kraft-Wärme-Kopplung
Die Bundesregierung hat sich
ambitionierte Ziele zur Reduktion
von 80 % des Primärenergieverbrauches
bis 2050 im Sektor der
Wohngebäudeenergieversorgung
vorgenommen. In diesem Kontext
kann der Energieträger Gas eine
Schlüsselrolle in der Energiewende
spielen, aber die Gaswirtschaft
muss ihre Position erst finden. Der
Übergang vom fossilen Zeitalter in
eine Zukunft mit Erneuerbaren
Energien ist auf ein wirtschaftliches,
politisches und technisches Umfeld
angewiesen.
Im DBI-Fachforum Kraft-Wärme-
Kopplung am 16.–17. April 2013 in
Berlin werden Prämissen und aktuelle
Rahmenbedingungen für eine
effiziente Energienutzung mit Kraft-
Wärme-Kopplung diskutiert. Unter
anderem wird vorgestellt, welche
Auswirkungen die Energiewende
sowohl auf den Einsatz von KWK-
Anlagen als auch auf Gasbeschaffenheitsänderungen
hat.
Im Bereich der KWK-Technologien
finden Entwicklungen und
Feldtests statt. Durch erfahrene
Referenten werden einzelne Projekte
und Betriebserfahrungen vorgestellt,
Ergebnisse analysiert und
bewertet.
Die Veranstaltung richtet sich
sowohl an Mitarbeiter von kommunalen
und überregionalen Energieversorgen,
Verbänden und Behörden,
beratenden und planenden
Ingenieurbüros als auch an Betreibergesellschaften
und Forschungseinrichtungen.
Kontakt und Anmeldung:
DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH
Freiberg,
Anneliese Klemm,
Tel. (03731) 4195–338,
E-Mail: anneliese.klemm@dbi-gti.de,
www.dbi-gti.de
März 2013
122 gwf-Gas Erdgas

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execuves from 15 European countries
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organisaons representaves
• Social networking opportunies on cocktail
pares
CONFERENCE TOPICS:
• Possible direcons in the development of the
gas industry
• Gas supply routes and possible gas producon
for the available market (Croaa and the wider
region)
• New more efficient technologies for ulisaon
of gas and renewable energy
• LNG terminal and peak gas storage construcon
project in Croaa
• Problems regarding gas supply and distribuon
(prices, ROI, opening of gas market)
• Legislaon in the gas (energy) industry
• Technical regulaons and rules of the
profession for safe and efficient gas usage
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of the gas market in Croaa and region”
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NACHRICHTEN
Veranstaltungen
Innovationsforum „Stromspeicherung und
-transport über Gasspeicher und Gasnetze
– Power-to-Gas-to-Power“
Bis zum Jahr 2020 wird Deutschland
vermutlich schrittweise
vollständig auf die Erzeugung von
Strom aus Kernkraftwerken verzichten.
Dafür soll der Anteil der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien
auf mindestens 35 % steigen.
Das Konzept Power-to-Gas ist eine
mögliche Systemlösung für den
Weg in das neue Energiezeitalter.
Mit der Umwandlung von Strom in
Gas – Wasserstoff oder Methan –
könnte eine technisch machbare
und vor allem politisch und gesellschaftlich
akzeptierte Lösung zur
saisonalen Speicherung von Energie
im Erdgasnetz geschaffen werden.
Aus diesem Grund findet vom
24.–25. April 2013 das Innovationsforum
„Stromspeicherung und
-transport über Gasspeicher und
Gasnetze – Power-to-Gas-to-Power“
in Leipzig statt.
Das Forum hat sich zum Ziel
gesetzt, Akteure dieser Speicherund
Netztechnologie für die sichere
Stromversorgung der Zukunft
zusammenzuführen und das Konzept
weiter zu entwickeln. Der
industrielle Stand der gesamten
Power-to-Gas-to-Power-Technologien
sowie der erforderliche Entwicklungsbedarf
in einzelnen Techniken
werden debattiert. Dazu wurden
drei Arbeitskreise gebildet:
H 2 -Elektrolyse und CO 2 -Lieferung,
Gasspeicherung und Gastransport
sowie Methanisierung und Gaskraftwerke.
Das im Innovationsforum
gebildete Kompetenz-Netzwerk
bündelt industrielle und wissenschaftliche
Tätigkeiten für die
gesamte Technologiekette.
Die Veranstaltung richtet sich
sowohl an Mitarbeiter von kommunalen
und überregionalen Energieversorgern,
Behörden, Ingenieurbüros,
Forschungseinrichtungen
und Interessenten. Darüber hinaus
werden vor allem Strom- und Gasnetzbetreiber
sowie Betreiber von
Windenergieanlagen angesprochen.
Weitere Informationen zum aktuellen
Programm sowie das Anmeldeformular:
www.dbi-gti.de
Kontakt:
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH,
Steffen Schmitz,
Tel. (03731) 4195-341,
E-Mail: steffen.schmitz@dbi-gut.de
17. Wiesbadener Kunststoffrohrtage 2013
Innovative
Herstellungskonzepte,
alternative Verlegetechniken und
aktualisierte Regelwerke – das
Anwendungsgebiet von Kunststoffrohren
wird kontinuierlich erweitert.
Einen Überblick über die aktuellsten
Entwicklungen auf dem dynamischen
Markt geben die 17. Wiesbadener
Kunststoffrohrtage. Bereits zum
dritten Mal wird die Fachtagung von
TÜV SÜD veranstaltet und bietet den
Branchenexperten am 18.–19. Ap -
ril 2013 Gelegenheit zu einem intensiven
Erfahrungsaustausch.
Zu Beginn der Wiesbadener
Kunststoffrohrtage rücken in den
Vorträgen die Rohstoffe in den
Fokus – die Erfolgsgeschichte von
Druckrohren aus PE-HD wird ebenso
vorgestellt wie innovative Konzepte
zur Werkstoffentwicklung und neuentwickelte
PP-Typen für den Rohrmarkt.
Mit Berichten aus der Praxis
zur grabenlosen Installation einer
PE 100 Trinkwasserleitung und zu
Doppelrohrlösungen für Abwasserleitungen
durch Trinkwasser-
Schutzzonen wird anschließend der
Bogen zu neuen, zukunftsweisenden
Entwicklungen wie der grabenlosen
Gashausanschlusstechnik für
den Gebäudebestand gespannt.
Vorträge über Neuerungen in der
Schweiß- und Prüftechnik runden
den ersten Veranstaltungstag ab.
Alternative Verlegetechniken
und Anwendungen im Bereich der
regenerativen Energien stehen am
zweiten Veranstaltungstag auf dem
Programm: Informationen über das
Verlegen von Kunststoffrohrleitungen
nach aktuellem Regelwerk und
ein Kostenvergleich von grabenloser
Neuverlegung und offener Neuverlegung
werden vorgestellt. Bei
den alternativen Verlegetechniken
wird insbesondere über den aktuellen
Stand bei HDD- und Berstlining-
Verfahren informiert. Die Anforderungen
an Schutzrohre im Bereich
der Hochspannungskabelsysteme
stehen ebenso auf dem Programm
wie die Möglichkeiten zur thermischen
Aktivierung der Verkehrsinfrastruktur
durch Kunststoff-Rohrsysteme.
Der abschließende Vortrag
zur Rolle von Kunststoffrohren als
PE-Wärme tauschersystem richtet
den Blick auf bestehende und
zukünftige Entwicklungen und
Anwendungen.
Weitere Informationen, Programm und
Anmeldung unter:
www.tuev-sued.de/
wiesbadener-kunststoffrohrtage.
März 2013
124 gwf-Gas Erdgas

Veranstaltungen
NACHRICHTEN
EGATEC 2013 –
European Gas Technology Conference
Am 30. und 31. Mai 2013 findet
die 2. EGATEC-Konferenz, diesmal
unter dem Motto „Imagine gas
innovation“ in Paris statt. Im Mittelpunkt
der Konferenz steht Gas als
eine der besten wettbewerbsfähigen
und innovativen Optionen
rückerneuernden Energiewelt.
##
Die Rolle von Gas in einem
kohlenstoffarmen Energiemix,
##
intelligente Energiemessung
und Nachfragesteuerung,
##
Energiemarkt und
Energie systeme,
##
Energieeffizienz und
Gasanwendung,
##
sicherer Betrieb der
Infrastrukturen,
##
Mobilität, einschl. LNG als
Kraftstoff,
##
Biomethan und Ökogas,
##
Power-to-Gas
##
Gasqualitäten.
Eines der Highlights der Konferenz
ist eine Info-Ausstellung zum
Thema Innovation.
Experten aus Europa und der
ganzen Welt gewähren Einblicke in
zukünftige Trends in einem sich
schnell ändernden wirtschaftlichen
und geopolitischen Umfeld, in dem
Energiequellen, darunter Gas, eine
maßgebende Rolle spielen. Internationale
Sachverständige präsentieren
technische Entwicklungen.
Für eine begrenzte Anzahl von
Teilnehmern sind Besichtigungen
vor Ort für den 29. Mai 2013 angesetzt.
Diese bieten eine gute Möglichkeit,
innovative und energieeffiziente
Dienstleistungen und Lösungen
kennenzulernen, und das in
ganz unterschiedlichen Gebäudetypen
und für verschiedenste Anwendungszwecke.
Die Konferenz-Teilnehmer kommen
u. a. aus dem europäischen
Energiesektor, aus Forschungsorganisationen,
von Hochschulen und
aus Regierungskreisen. 2011 trafen
sich bei der EGATEC über 250 Teilnehmer
aus der Gaswelt zum Austausch:
Technologiemanager, Ingenieure
und Forscher sowie Wirtschaftsfachleute.
Die EGATEC 2013 wird gemeinsam
von Marcogaz www.marcogaz.
org, GERG www.gerg.eu, GDF SUEZ
– Research and Innovation Division
– www.gdfsuez.com und AFG www.
afgaz.fr organisiert. In Kürze stehen
weitere Informationen unter www.
egatec2013.com zur Verfügung.
Instandhaltungsstrategien für Gasverteilungsnetze
Am 23. April 2013 findet die
DVGW-Veranstaltung „Instandhaltungsstrategien
für Gasverteilungsnetze“
in Würzburg statt. Mit
dieser Informationsveranstaltung
möchte der DVGW Projektkreis
„Instandhaltungsstrategien“ alle in
Versorgungunternehmen und Planungs-
bzw. Ingenieurbüros ansprechen,
die sich mit Betrieb und
Instandhaltung von Gasverteilungsnetzen
befassen. Sie stellt die
Inhalte der genannten Regelwerke
vor, zeigt die grundsätzliche Vorgehensweise
zur Ermittlung, Erfassung
und Auswertung instandhaltungsrelevanter
Daten auf, und beispielhaft
wird die Entwicklung einer
langfristigen Instandhaltungsstrategie,
einer mittelfristigen Instandhaltungsplanung
und daraus abzuleitenden
Instandhaltungsmaßnahmen
vorgestellt. Die Veranstaltung
wendet sich an technische Fachund
Führungskräfte von Versor-
gungsunternehmen, an Experten
aus Planung und Betrieb sowie von
Planungs- und Ingenieurbüros.
Gasverteilungsnetze müssen
durch rechtzeitige und kontinuierliche
Maßnahmen in einem Zustand
gehalten werden, der die technische
Sicherheit und Zuverlässigkeit
gewährleistet. Für die Planung der
Vollständige Funktionalität unter
WINDOWS, Projektverwaltung,
Hintergrundbilder (DXF, BMP, TIF, etc.),
Datenübernahme (ODBC, SQL), Online-
Hilfe, umfangreiche GIS-/CAD-
Schnittstellen, Online-Karten aus Internet.
Instandhaltungsmaßnahmen und
die Entwicklung unternehmensinterner
Strategien ist die Erhebung
wesentlicher Netzdaten notwendig.
Weitere Informationen und Anmeldung:
DVGW-Hauptgeschäftsführung,
Silke Splittgerber, Tel. (0228) 9188-607,
E-Mail: splittgerber@dvgw.de
Gas, Wasser,
Fernwärme, Abwasser,
Dampf, Strom
Stationäre und dynamische Simulation,
Topologieprüfung (Teilnetze),
Abnahmeverteilung aus der Jahresverbrauchsabrechnung,
Mischung von
Inhaltsstoffen, Verbrauchsprognose,
Feuerlöschmengen, Fernwärme mit
Schwachlast und Kondensation,
Durchmesseroptimierung, Höheninterpolation,
Speicherung von
Rechenfällen
I NGE N I E U R B Ü R O FIS C H E R — U H R I G
WÜRTTEMBERGALLEE 27 14052 BERLIN
TELEFON: 030 — 300 993 90 FAX: 030 — 30 82 42 12
INTERNET: WWW.STAFU.DE
März 2013
gwf-Gas Erdgas 125

8. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE
Pipeline Technology Conference 2013
Die beiden Leiter der Pipeline Technology Conference, ptc, Herr Dr. Klaus Ritter, Präsident Euro Institute for
Information and Technology Transfer, EITEP und Herr Heinz Watzka, Technischer Geschäftsführer der Open
Grid Europe, OGE stellen sich den Fragen der Redaktion.
INFO zur ptc
gwf: Herr Dr. Ritter, nach Schätzungen,
die anlässlich der 6ten ptc vorgetragen
wurden, werden weltweit jährlich
über 25 000 km neue Hochdruck-
Pipelines verlegt. Wo sind derzeitig die
Verlege-Schwerpunkte und was
schätzen Sie, wie lange dauert dieser
Boom noch an?
Ritter: Einerseits liegen die Reserven
z. B. der fossilen Energieträger selten
in den Schwerpunkten des Ölund
Gasverbrauchs. Andererseits ist
weltweit die Konzentration von
Menschen und Produktionsstätten
in Ballungszentren unübersehbar.
Gepaart mit einem deutlichen Wirtschaftswachstum
wird in diesen
Zentren immer mehr Energie benötigt.
Auch wenn die Nutzung von
regenerativen Energien, der Einsatz
von Kernenergie sowie die Nutzung
von Kohle in modernen Kraftwerken
einen Teil des Verbrauchsanstiegs
übernehmen können, so wird
dennoch ein erheblicher Teil über Öl
und insbesondere Erdgas abgedeckt
werden müssen. Der Bedarf
Die Pipeline Technology Conference, ptc, die seit
sieben Jahren in Hannover durchgeführt wird, hat
sich in dieser Zeit zu einem der wichtigsten Events
in diesem Fachbereich weltweit entwickelt. Insbesondere
seit sich die ptc von der Hannover Messe
gelöst hat und in das in der Innenstadt gelegene
Hannover Congress Centrum, HCC mit angeschlossenem
Hotel gewechselt ist und zeitgleich Heinz
Watzka, Technischer Geschäftsführer des größten
deutschen Pipeline Betreibers „Open Grid
Europe“, OGE, Co Chair des hochrangigen, internationalen
Advisory Committees der ptc geworden
ist, verzeichnet die ptc Zuwachsraten von
über 20 % (Sponsoren, Aussteller, Teilnehmer).
Die beiden Herren, Dr. Ritter und Watzka leiten
gemeinsam das 35-köpfige Advisory Committee.
Dr. Klaus Ritter, Euro Institute for
Information andTechnology
Transfer, EITEP.
ist überall da hoch, wo wir ein hohes
Wirtschaftswachstum haben – also
in China, Indien sowie in Zentralund
Südostasien. Weitere Schwerpunkte
liegen in Südamerika sowie
in Nord- und Westafrika. Auch die
Verdichtung und Optimierung der
Netze in Nordamerika, Europa und
Middle East sind nicht zu vernachlässigen.
Heute kann man deshalb
sagen, dass 25 000 km Jahresbedarf
für die nächsten Jahre wohl noch
konservativ geschätzt ist.
Zukünftig werden neben dem
Bedarf für Neuverlegung noch der
steigende Bedarf für die Rehabilitation
überalterter, schlecht verlegter
und gewarteter Öl- und Gaspipelines
sowie Pipelines für den Transport
von weiteren Fluiden (z. B. Wasser,
Raffinerieprodukten) und Gasen
(z. B. CO 2 ) hinzukommen. Ich sehe
deshalb, dass der Bedarf an Hochdruckpipelines
noch lange so hoch
sein wird wie derzeit.
gwf: Herr Watzka, wo liegt das Interesse
für einen deutschen Betreiber an
der ptc?
Heinz Watzka, Open Grid Europe.
Watzka: Wir sind stets daran interessiert,
weltweit den neuesten Stand
aus Wissenschaft und Technik zu
erfahren und mitzugestalten, um
unsere Pipelines nach den modernsten
Erkenntnissen sicher und wirtschaftlich
betreiben zu können.
Eine derartige Veranstaltung in
Deutschland zu haben, erspart Reisekosten
und Zeit. Ich glaube, dass
meine anderen Betreiberkollegen
im Advisory Committee das genau
so sehen, da wir gerade in Deutschland
mit unseren technischen und
umweltrelevanten Standards weltweit
Benchmarkführer sind.
Zugleich sehen sich die deutschen
und europäischen Gastransporteure
durch den 3. Binnenmarktpakt
der Europäischen Union und
durch die in Deutschland beschlossene
Energiewende vor neue Herausforderungen
gestellt. Waren die
Netze ursprünglich nur für den
Transport vom Produktionsstandort
in das Zielland ausgelegt, so müssen
sie heute auch auf die veränderten
europäischen und deutschen
Anforderungen eingestellt werden.
März 2013
126 gwf-Gas Erdgas

8. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE
Dies bedeutet z. B. für den
Gastransport bei der Schaffung
des europäischen Energiebinnenmarktes
##
einen diskriminierungsfreien
Transport über Grenzen hinweg
zu ermöglichen
##
eine abgestimmte, zukunftsorientierte
Planung und solide
technische Entwicklung des
Netzes zu gewährleisten (NEP
Netzentwicklungsplan www.
netzentwicklungsplan-gas.de)
##
ausreichend Kapazitäten zwischen
den Ländern zu schaffen
samt Reverse Flow Möglichkeiten
##
ein fairer Partner für alle
Marktteilnehmer zu sein.
Dieser Aufgaben hat sich insbesondere
die Vereinigung der europäischen
Ferngasbetreiber, ENTSOG
angenommen, die diese Aspekte
der Umsetzung des geforderten
europäischen Gasbinnenmarktes
entwickelt.
Die deutsche Energiewende an -
dererseits fordert Konzentration auf
##
Biogaseinspeisung sowie
Methan aus regenerativen
Quellen
##
Optimierte Nutzung der
Speicherkapazität der Transportnetze
auch für synthetisches
Erdgas (P2G Power to Gas)
##
Intelligente Lösungen für
Kapazitäten bei der Erdgasspeicherung
und der
Versorgung von Kraftwerken.
EITEP/Pipeline Technology Conference
EITEP organisiert weltweit internationale Konferenzen und Messen
im Bereich Infrastruktur. Eine von diesen, die Pipeline Technology
Conference (ptc) mit begleitender Fachausstellung, ist Europas führende
Konferenz im Bereich Pipeline-Technologie.
Die 8. Pipeline Technology Conference wird vom 18. bis 20. März 2013 in Hannover
stattfinden. Seit 2006 liegt der Fokus der ptc auf den neuesten Technologien und Entwicklungen
der internationalen Pipeline-Industrie. Neben einem Überblick über internationale
Schlüsselprojekte, neue Konstruktionsmethoden und einen Einblick in neue
Betriebs-, Instandhaltungs-, Rehabilitations-, In-line-Inspektion und Integritäts-Management-Studien
und Technologien, wird die ptc 2013 einen speziellen Fokus auf „Materials
– Steel Line Pipe“, „Stations & Components“ und „Public Perception“ legen.
Die ptc wird abgerundet durch:
• Company Workshops (Siemens, Rosen und Krohne haben bereits zugesagt.)
• Training Seminars (Dr. Michael Beller und Dr. Konrad Reber werden einen tieferen
Einblick geben zum Thema „In-Line Inspection of Transmission Pipelines“.)
Um die Pipeline Technology Conference zu optimieren,
• hat EITEP das neue elektronische Pipeline Technology Journal (ptj) entwickelt. Die
erste Ausgabe wird im Februar 2013 veröffentlicht werden und enthält News zu aktuellen
Projekten, neuen Technologien und andere Pipeline relevante Informationen.
(www.pipeline-journal.com)
Das Erdgasverteilungsnetz bildet
eine Lebensenergieader der
europäischen Wirtschaftsstandorte.
Von ihrer Funktionsfähigkeit hängt
auch die Wettbewerbsfähigkeit
Europas ab. Zukünftig wird dem
optimalen Zusammenspiel von
Energienetzen (Strom- und Gastransport)
eine wesentliche Bedeutung
im Energiemix zukommen. Um
die Funktionsfähigkeit unserer
Netze zu erhalten oder sie durch
Neuentwicklungen zu verbessern,
haben wir großes Interesse, den
internationalen Erfahrungsaustausch
auf hohem Niveau bei uns in
der Mitte von Europa zu haben. Dieses
technische Forum wird über die
ptc optimal gewährleistet.
gwf: Herr Dr. Ritter, es sind noch
wenige Wochen hin bis zur Konferenz.
Welche Trends zeichnen sich ab?
Ritter: Es ist schon beeindruckend,
wie schnell die Pipelinebranche auf
unser Call for Papers und First
Announcement reagiert hat. Letztendlich
haben über 60 Vorträge die
Qualitäts- und Relevanzprüfung
überstanden und in das Programm
Eingang gefunden.
Den Anforderungen der Teilnehmer
früherer ptc’s folgend, haben
sich aus dem Advisory Committee
drei Arbeitsgruppen zu den Themen
##
Steel Line Pipe Materials
##
Stations and Components
##
Public Perception
gebildet.
▶▶
Ausstellungsgespräche
während der
ptc 2012.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 127

8. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE
Diskussion
während der
ptc 2012.
Die Open Grid Europe GmbH
Die internationale Pipelinebranche
hat positiv auf die Anregungen
aus den Gruppen reagiert, so dass
diese Schwerpunkte auch im Rahmen
der nächsten ptc entsprechend
berücksichtigt werden.
Interessant ist auch, dass eine
überproportionale Zunahme von
Vortragsangeboten aus Nord- und
Südamerika festzustellen ist – ein
Ausdruck von steigendem Bekanntheitsgrad
und der hohen Qualität
der ptc-Konferenz.
Nach jetzigem Stand ergibt sich
der aus der Box ersichtliche Programmaufbau.
Der jeweils aktuelle
Stand ist unter www.pipeline-conference.com
nachzulesen.
Wir gehen heute davon aus, dass
die Konferenz von 400 Teilnehmern
besucht wird und dass 40 Aussteller
ihre Produkte zeigen werden. Der
Ausländeranteil wird bei den Teilnehmern
voraussichtlich bei 60 %
liegen.
Die ptc wird in zunehmendem
Maße von Unternehmen in ihre
Marketingstrategie eingebunden.
So nutzen z. B. Siemens, Rosen und
Krohne den Rahmen der ptc um zu
Kundenschulungen einzuladen.
Als Veranstalter nehmen wir den
internationalen Informationstransfer
sehr ernst und bieten zu Spezialthemen
tiefgehende Weiterbildungsseminare
an, z. B. „In-Line Inspection
of Transmission Pipelines“.
Andererseits suchen wir die
##
Kooperation mit den Veranstaltern
von PPIM in Houston, von
IPC in Calgary und von Rio Pipeline
in Rio de Janeiro um den
Austausch der Konferenzergebnisse
zu gewährleisten.
##
Wir veröffentlichen seit zwei Jahren
alle Vorträge in unserer Auf-
Die Open Grid Europe ist Deutschlands führender Erdgastransporteur. Das Unternehmen
betreibt mit seinen rund 1.600 Mitarbeitern ein Ferngasleitungsnetz von 12.000 km
Länge. Als erstes deutsches Unternehmen hat sich Open Grid Europe als unabhängiger
Transportnetzbetreiber (Independent Transmission Operator, kurz ITO) aufgestellt. Die
Kerntätigkeiten des Unternehmens sind:
• Planung und Bau von Leitungen von der Konzepterstellung, dem Projektmanagement
und Engineering bis zur Umsetzung
• Der Betrieb des Leitungssystems, zu dem die Wartung und Instandhaltung sowie die
Steuerung und Überwachung des Netzes und der Speicherstationen gehören
• Das Management der Kapazitäten von der Ermittlung bis hin zur Entwicklung neuer
Standards
• Die Vermarktung der Kapazitäten und Betreuung der Kunden
• Mengenermittlung und Abrechnung
satz Data Base – www.pipelineconference.com/abstracts
##
Seit Februar 2013 verfügen wir
darüber hinaus über ein elektronisches
Pipeline Technology
Journal, in dem wir richtungsweisende
Aufsätze der Branche
2× jährlich veröffentlichen.
gwf: Herr Watzka, gibt es objektive
Gründe, weshalb gerade die ptc so
viel internationale Nachfrage erfährt?
Watzka: Viele Pipeline Events sind
in den zurückliegenden Jahren rund
um den Globus entstanden. Keine
andere Veranstaltung konzentriert
sich jedoch so eindeutig auf die
technologische Entwicklung und
die Diskussion von maßgeschneiderten
technischen Lösungen, wie
die ptc.
Damit ist die ptc speziell auch für
Betreiber interessant, die sich mit
technischen Herausforderungen konfrontiert
sehen, obwohl ihre Anlagen
teilweise noch relativ jung sind. Diese
Betreiber kommen nach Hannover,
um zu erfahren, warum Hochdruckpipelines
bei uns selbst nach 80
Jahren Standzeit noch immer ohne
Probleme gefahren werden.
gwf: Herr Dr. Ritter, wo liegt nach
Ihrer Meinung das Interesse für Technologie-
und Serviceanbieter an der ptc?
Ritter: Das Pipeline Business ist in
hohem Maße grenzüberschreitend.
Deshalb ist es für Technologie- und
Serviceanbieter von großer Wichtigkeit,
zu sehen, an welchen Entwicklungen
international gearbeitet
wird und welche Anforderungen
Betreiber aus verschiedenen Ländern
an ihre Leistungen und Lieferungen
stellen.
Bei europäischen Technologieund
Serviceanbietern kommt noch
die Einstellung hinzu, die das ehemalige
Mitglied im Advisory Committee,
Herr Eginhard Vietz folgendermaßen
ausdrückte: „Warum soll
ich mit meinen Angeboten weltweit
herumreisen, wenn es auch möglich
ist, die Pipelinebranche an einem
Ort, zur gleichen Zeit in Europa
zusammenzuführen.“
März 2013
128 gwf-Gas Erdgas

8. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE
Advisory Committee der Pipeline Technology Conference
Chairmen:
• Dr. Klaus Ritter, President, EITEP – Euro Institute for Information and Technology Transfer, Germany
• Heinz Watzka, Managing Director Technical Services, Open Grid Europe GmbH, Germany
Members:
• Waleed Al-Shuaib, Manager Support Services Group (South & East Kuwait), Kuwait Oil Company (KOC), Kuwait
• Juan Arzuaga, Executive Secretary, IPLOCA, Switzerland
• Manfred Bast, Managing Director, GASCADE – Gastransport GmbH, Germany
• Maik Bäumer, Head of Strategic Business Segment Infrastructure, TÜV NORD Systems GmbH & Co. KG, Germany
• Arthur Braga, CEO, CTDUT, Brazil
• Uwe Breig, Member of the Executive Board , BU Utility Tunnelling, Herrenknecht AG, Germany
• Filppo Cinelli, Senior Marketing Manager, GE Oil & Gas, Italy
• Hans-Joachim de la Camp, Head of Dept. Pipelines, Authorized Inspector, TÜV SÜD Industrie Service GmbH, Germany
• Ricardo Dias de Souza, Oil Engineer – Senior Advisor, Petrobras/Transpetro, Brazil
• Jens Focke, Head of Sales & Marketing, GEOMAGIC GmbH, Germany
• Andreas Haskamp, Pipeline Joint Venture Management, BP Europa SE, Germany
• Dr. Hans-Georg Hillenbrand, Director Sales, EUROPIPE GmbH, Germany
• Maximilian Hofmann, Managing Director, MAX STREICHER, Germany
• Mark Iden, Director, Charterford House , United Kingdom
• Dirk Jedziny, Vice President - Head of Cluster Ruhr North , Infracor GmbH, Germany
• Cliff Johnson, President, PRCI - Pipeline Research Council International, USA
• Dr. Gerhard Knauf, Head of Division Mechanical Engineering, Salzgitter Mannesmann Forschung GmbH , Germany
• Reinhold Krumnack, Divisional Head, DVGW, Germany
• Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, Head of Department Gas Supply, TU Clausthal, Institut für Erdöl- und
Erdgastechnik, Germany
• Frank Rathlev, Manager of Network Operations, Thyssengas GmbH, Germany
• Uwe Ringel, Managing Director, ONTRAS – VNG Gastransport GmbH, Germany
• Hermann Rosen, President, ROSEN Swiss AG, Switzerland
• Dr. Werner Rott, Deputy Project Director Engineering, Nord Stream AG, Switzerland
• Ulrich Schneider, Executive Vice President Business Unit Services EMAA, NDT Systems & Services, Germany
• Dr. Kurt Schubert, Senior Advisor, OMV Refining & Marketing GmbH, Austria
• Sanjeev Sinha, Head of the Focus Market Segment Pipelines , Siemens AG, Germany
• Carlo Maria Spinelli, Technology Planner, eni Gas & Power, Italy
• MuhammadAli Trabulsi, General Manager Pipelines, Saudi Aramco, Saudi Arabia
• Dr. Manfred Veenker, Shareholder, Dr.-Ing. Veenker Ingenieurgesellschaft mbH, Germany
• Tobias Walk, Director Instrumentation, Automation & Telecom/IT-Systems, ILF Consulting Engineers, Germany
• Prof. Thomas Wegener, Member of the Board, IRO – Institut für Rohrleitungsbau Oldenburg, Germany
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle
Tel. 089 / 203 53 66-56
Fax 089 / 203 53 66-99
trenkle@di-verlag.de
Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung
Claudia Fuchs
Tel. 089 / 203 53 66-77
Fax 089 / 203 53 66-99
fuchs@di-verlag.de
März 2013
gwf-Gas Erdgas 129

8. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE
Programm der
Pipeline Technology Conference 2013
18.–20. März 2013, Hannover
Montag, 18. März 2013
10.00–17.00 PLENARY SESSION
""
Technical Challenges for
an European Pipeline Operator
Mr. Heinz Watzka, Open Grid Europe, Germany
""
Overall simulation of
German natural gas transmission systems
Mr. Bo Li, Institut für Erdöl- und Erdgastechnik –
Technische Universität Clausthal, Germany
""
Pipeline Leak Detection Technologies and
Emergency Shutdown Protocols
Prof. Dr. Gerhard Geiger,
Westphalian University Gelsenkirchen, Germany
""
Stepwise approach to implement a PIMS for a
European offshore pipeline operator
Mr. Peter Baar, GDF SUEZ E&P Nederland B.V.,
The Netherlands
""
Pipelines Integrity Management Plans:
an Initiative toward Collaboratively Managing
Pipelines Integrity
Mr. Yaser S. Al-Qahtani, Saudi ARAMCO, Saudi Arabia
""
Third party damage prevention:
the human factor and the Integrity of Pipeline
Installations, an urbanization proposal
Mr. Mauricio Terada Vaz, PETROBRAS TRANSPORTE SA
– TRANSPETRO, Brazil
""
Public Perception of Pipeline Projects
NN, TÜV NORD, Germany
""
The German Safety System for
Gas Infrastructure (tbc)
NN, DVGW – German Technical and Scientific
Association for Gas and Water, Germany
""
Enhance Pipeline Safety
NN, National Transportation Safety Board (NTSB), USA
""
Technology in Today‘s Natural Gas Pipeline
Industry (tbc)
Jesus Soto, Senior Vice President Gas Transmission
Operations, PG&E Pacific Gas and Electric Company,
USA
Ab 17.00
GET TOGETHER IN DER AUSSTELLUNG
Dienstag, 19. März 2013
9.00–12.00 SESSION 1 – STEEL LINE PIPES
""
View of a Pipe Manufacturer to the Developments
for Linepipe Material
Dr. Christoph Kalwa, EUROPIPE GmbH, Germany
""
High Strength Large Diameter UOE Line Pipes
Optimised for Application in Remote Areas and
Low-Temperature Service
Mr. Charles Stallybrass,
Salzgitter Mannesmann Forschung GmbH, Germany
""
X80 Pipelines in Arctic Environment: Prediction of
the Long-Distance Ductile Fracture Propagation/
Arrest
Mr. Alexey Gervasyev, Russian Research Institute of
the Tube and Pipe Industries, JSC, Russia
""
HAZ Physical Simulation of API5L X80
Pipeline Steel
Prof. Ivani de S. Bott, Pontifical Catholic University of
Rio de Janeiro/PUC-Rio, Brazil
9.00–12.00 SESSION 2 – STATIONS AND COMPONENTS
""
Gas Turbine Air Inlet Cooling for Gas Pipeline
Compressor Stations
Dr. Klaus-Dieter Kaufmann,
ILF Consulting Engineers GmbH, Germany
""
Compressor Station Considerations
Mr. Thorsten Wulff,
Solar Turbines Europe S.A., Belgium
""
Integrated maintenance practices for
rotating equipments
Mr. Alberto Rostagno, GE Oil and Gas, Italy
""
Four Ultra Large Surge Relief Systems for an Asian
40” Crude Oil Pipeline Project – A Case Study
Mr. Trilochan Gupta, Daniel Measurement &
Control Business Unit of M/s Emerson Process
Management Asia Pacific Pte Ltd, Singapore
09.00–12.00 SESSION 3 – INLINE INSPECTION
""
UT-ILI and Fitness-for-Purpose Analysis for
Severely Internally Corroded Crude Oil Pipeline
Mr. Shabbir Safri, Kuwait Oil Co., Kuwait
""
Reliable sizing of complex metal loss through
combined ILI data sets for internal & external
anomalies in gaseous & liquid
Mr. Johannes Palmer, ROSEN Technology & Research
Center GmbH, Germany
""
On the Application of Statistical Methods in Inline
Inspection – An Overview
Mr. Peter Smorscek,
NDT Systems & Services GmbH & Co. KG, Germany
""
EMAT for detection of axially aligned cracks
at girth welds
Mr. Stephan Tappert, GE Oil & Gas – PII Pipetronix
GmbH, Germany
""
Mechanical Damage Assessment Using Multiple
Data Sets in Inline Inspection
Mr. Abel Lopes, T. D. Williamson, United Kingdom
12.00–13.30 MITTAGSPAUSE INMITTEN DER AUSSTELLUNG
13.30–16.30 SESSION 4 – PLANNING AND CONSTRUCTION
""
Challenges in the Construction and Installation
of Pipeline System of Dispatch of Refinery Abreu E
Lima Northeast – Petrobras
Mr. Flavio Alexandre Silva, PETROBRAS S/A, Brazil
""
Pipeline Seismic Design and Potential Mitigation
Measures
Dr. Prodromos Psarropoulos,
Hellenic Air-Force Academy, Greece
""
Pipe Express® – An innovative method for
environmentally friendly and economical pipeline
installation
Mr. Andreas Diedrich, Herrenknecht AG, Germany
""
Applying Offshore Pipe-in-Pipe Technologies on
Onshore Projects
Mr. Christian Geertsen, ITP InTerPipe SA, France
""
CoiFlatLine – A game changing approach to
ultradeepwater pipeline
Mr. Philippe Nobileau, MARINOVATION, France
März 2013
130 gwf-Gas Erdgas

8. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE
""
Efficient application of the Horizontal Directional
Drilling technology in pipeline construction
Dr. Hans-Joachim Bayer, TRACTO-TECHNIK GmbH &
Co. KG, Germany
13.30–16.30 SESSION 5 – OPERATIONAL IMPROVEMENTS
""
Example of the Effect of Sudden Overpressure in
Piping System
Mr. Ahmed R. AlMutairi, Saudi ARAMCO, Saudi Arabia
""
A comprehensive approach to integrity of DN 400
high pressure pipeline
Mr. Ales Brynych, CEPS a. s., Czech Republic
""
Crude Oil Network Modeling,
Simulation & Optimization –
Novel approach and Operational Benefits
Mr. Mohamed Rizwan, Kuwait Oil Company, Kuwait
""
Integrated Cyber and Plant Security Supports
Operational Safety
Mr. Jochen Frings, ILF Consulting Engineers GmbH,
Germany
""
Total Drag Reduction Solutions from Opportunity
to Operation
Mr. Yung N. Lee, Phillips Specialty Products, Inc, USA
""
Smart solutions for pipeline safety
after a natural disaster
Dr. Gillian Kendrick, Ubisense, United Kingdom
13.30–16.30 SESSION 6 – INTEGRITY MANAGEMENT
""
Application of risk based methodology to
onshore & offshore pipelines
Ms. Gundula Stadie-Frohbös,
Germanischer Lloyd SE, Germany
""
Qualitative pipeline risk assessment principles
using Geographical Information Science and
Remote Sensing
Mr. Emil Bayramov,
British Petroleum (BP), Azerbaijan, Azerbaijan
""
How to prioritize gas pipeline threats?
An example of an ASME B31.8S approach related
to transporting non-conventional gases
Mr. Martin Hommes,
DNV KEMA Energy & Sustainability, Netherlands
""
Pipeline Integrity Analysis Using a 3D Laser
Scanner Method
Mr. Pierre-Hugues Allard, CREAFORM DEUTSCHLAND
GmbH, Germany
""
Reasons to implement an enterprise Work
Management solution for proving auditing
acceptability
Mr. Jens Focke, GEOMAGIC GmbH, Germany
""
Apply Non Destructive Testing for Assessment
Hydrogen Cracking in Joining Procedure of Split
Tee to Pipeline in Hot Tapping.
Mr. Meysam Rasooly,
National Iranian Gas Company, Iran
Ab 18.00 Uhr
EINLADUNG ZUM ABENDESSEN
IM DEUTSCHEN ERDÖLMUSEUM
Mittwoch, 20. März 2013
9.00–12.00 SESSION 7 –
PRODUCT PIPELINES – SPECIAL REQUIREMENTS
""
Risks of Underground Pipelines Transporting
Chemicals
Dr. Margreet Spoelstra, RIVM (National Institute for
Public Health and the Environment), Netherlands
""
FRP-reinforced Liner Pipes for the Safe and
Reliable handling of corrosive media in chemical
industry and metallurgy
Dr. Mirko Lotz, Quadrant EPP AG, Switzerland
""
Internal Corrosion Mitigation Strategies for
Naphtha Transportation through Pipelines
Mr. Cherian P. Varghese,
Indian Oil Corporation Limited, India
""
Field Experience with Interior Pipe Coatings from
High Performance Polyurethane Elastomers
Mr. Michael Magerstädt, Rosen Swiss AG, Switzerland
9.00–12.00 SESSION 8 –
CORROSION PROTECTION/REHABILITATION
""
Maximizing Transportation Capacity of an
Aged Crude Oil Pipeline
Mr. Hesham A. M. Abdou,
Agiba Petroleum Company, Egypt
""
Analysis of Microstructure and Mechanical
Properties Patching Result on Flowline Pipe
Mr. Ari Antono, Kondur Petroleum S.A, Indonesia
""
Composite Repair Performance at Elevated
Temperatures
Mr. Jim Souza, Pipe Wrap LLC, USA
""
A Revolution in Cathodic Protection Assessment
Mr. Willem Vos, Baker Hughes|Pipeline Inspection
Eastern Hemisphere, United Kingdom
""
Cathodic Protection (CP) System Design
with Direct Electrical Heating (DEH) System
on Subsea Pipelines
Mr. Patrick Rabindran, Wood Group Integrity
Management/JP Kenny Norge, Norway
""
SCC Direct Assessment on 16”gas line and
considering the coating defect as primary factor
to determine SCC
Mr. Shamsedin Shamsaee, TWI Persia, Iran
09.00–12.00 SESSION 9 – MONITORING
""
Remote Sensing based automated Change
detection of Oil and Gas Pipeline corridors
Mr. Santanu Sur, Tata Consultancy Services, India
""
realSensTM Airborne Pipeline Leak Detection
Field Plume Mapping Results
Mr. Adrian Banica, Synodon Inc., Canada
""
Continous Real-Time Pipeline Deformation,
3D Positioning and Ground Movement
Monitoring Along The Sakhalin-Khabarovsk-
Vladivos
Mr. Adrian Garrow, Omnisens S.A, Switzerland
""
Fiber Optic Based Pipeline Monitoring
Mr. Alexander Rauscher, PiMON GmbH, Germany
""
Performance of the ThreatScan system in
different operational and environmental
conditions
Mr. Thierry Romanet, PII Pipeline Solutions, a GE Oil &
Gas & Al Shaheen joint venture, United Kingdom
12.00–13.30 MITTAGSPAUSE INMITTEN DER AUSSTELLUNG
13.30–17.00 KROHNE – WORKSHOP
""
“Pipeline leak detection”
13.30–17.00 KROHNE – WORKSHOP
(Themen werden noch bekannt gegeben)
13.30–17.00 ROSEN – WORKSHOP
(Themen werden noch bekannt gegeben)
13.30–17.00 SIEMENS – WORKSHOP
(Themen werden noch bekannt gegeben)
Donnerstag, 21. März 2013
09.00–17.00 SEMINAR:
""
„In-Line Inspection of Transmission Pipelines“,
Dr. Michael Beller und Dr. Konrad Reber
März 2013
gwf-Gas Erdgas 131

INTERVIEW
„Am Ende bedeuten zuverlässige Prognosen
schlicht bares Geld“
gwf-Gas|Erdgas im Gespräch mit Alexander Lehmann, Geschäftsführer der Meteomind GmbH, über die
Bedeutung von Wetterprognosen für die Energiewirtschaft
Zur Person
Alexander Lehmann.
Alexander Lehmann ist Diplom-Meteorologe und
ausgewiesener Spezialist für die Anforderungen
der Energiebranche. Über sechs Jahre lang leitete
er den Bereich „Energieservices“ bei einem der
führenden Wetterdienstleister Europas. Anfang
2012 gründete er das unabhängige meteorologische
Beratungsunternehmen Meteomind GmbH.
Das Unternehmen berät EVU im Themenkomplex
Wetterabhängigkeit und Prognosesysteme. Ein
anderer Schwerpunkt besteht in der Vermittlung
von energiemeteorologischem Know-how im
Rahmen von Seminaren, Schulungen und Konferenzen.
gwf: Herr Lehmann, Anbieter von
meteorologischen Beratungsleistungen
gibt es einige. Was war das Motiv,
ein eigenes Unternehmen in diesem
Markt zu gründen?
Lehmann: Meteorologische Beratungsdienstleistungen
gibt es zwar,
aber diese sind meist nicht unabhängig,
weil die entsprechenden
Unternehmen gleichzeitig auch als
Datenanbieter auftreten. Selbst der
staatliche Wetterdienst agiert als
Wettbewerber der privaten Anbieter
und damit nicht unabhängig.
Auf die Art fehlen transparente und
vor allem unabhängige Qualitätsaussagen.
Der Wettermarkt war
sozusagen bis vor kurzem eine
komplette Blackbox.
Diese Situation hat in meinen
Augen der Qualität von meteorologischen
Dienstleistungen geschadet.
Und dies ausgerechnet jetzt, da
die Wetterabhängigkeit von Unternehmen
stetig zunimmt – im Energiebereich
vor allem getrieben durch
die Energiewende.
Meteomind hat das Ziel, diese
Lücke zwischen Wettermarkt, Forschung
und Wirtschaft zu schließen.
gwf: Was sind die besonderen Stärken
von Meteomind?
Lehmann: In unserem Unternehmen
wird tiefgreifendes meteorologisches
Fachwissen auf der einen mit
energietechnischem Markt-Knowhow
auf der anderen Seite kombiniert.
Daneben besitzt Meteomind
ein Partnernetzwerk, welches es uns
ermöglicht, nahezu jede energiemeteorologische
Fragestellung
kompetent zu lösen, von der Produktauswahl
über Seminare und
Workshops bis hin zum Aufsetzen
von In-house-Prognosesystemen –
und zwar anbieterunabhängig. Das
ist in dieser Form einmalig im deutschen
Wettermarkt.
gwf: Welche Bedeutung haben aus
Ihrer Sicht zuverlässige Wetterprognosen
für die Energiewirtschaft?
Lehmann: Am Ende bedeuten
zuverlässige Prognosen schlicht
bares Geld. Wetterumschwünge
besser und früher zu erkennen, ist
gleichbedeutend mit dem Früherkennen
von möglichen Preissprüngen
oder –einbrüchen an der Börse,
hierbei profitieren Handel und
Beschaffung. Außerdem wird das
finanzielle Risiko durch Regelenergie
vermindert.
gwf: Wird diese Bedeutung von den
Energieversorgern erkannt, oder gibt
es dort noch Aufklärungsbedarf?
Lehmann: Bei meinen Gesprächen,
zuletzt auch auf der E-world in
Essen, habe ich festgestellt, dass
man sich der Bedeutung von
Wettervorhersagen zwar durchaus
bewusst ist. Dennoch fehlt es bei
spezifischen Fragestellungen oft am
nötigen Know-how, wie man dieses
Wissen in entsprechende auf das
eigene Unternehmen zugeschnittene
Handlungen übersetzen kann.
Insofern gibt es durchaus Aufklärungsbedarf.
gwf: Wagen Sie einen Blick in die
Zukunft: wird es in zehn Jahren
genauere Wettervorhersagen geben?
Lehmann: Auf alle Fälle, da bin ich
mir ganz sicher. Allein die Möglichkeiten,
welche sich durch noch größere
und schnellere Computer ergeben,
sind enorm. Allerdings werden
die Fortschritte nicht gleichverteilt
sein. Im Day-ahead-Bereich erwarte
ich vor allem im vergleichsweise
März 2013
132 gwf-Gas Erdgas

INTERVIEW
jungen Feld der Globalstrahlungsund
Solarleistungsprognose große
Verbesserungen. Bei der Temperatur
gehe ich davon aus, dass sich vor
allem die Mittelfrist verbessert, also
der Bereich zwischen drei und zehn
Tagen. Auch die Klimamodelle werden
besser und irgendwann werden
wir dann auch wissen, ob wir
Ende des Jahrhunderts wirklich
keine kalten Winter mehr erleben
werden.
gwf: Herr Lehmann, wir danken
Ihnen für dieses Gespräch.
Personen
NACHRICHTEN
Dr. Karl Roth neuer DVGW-Präsident
Dr. Karl Roth ist mit Wirkung zum
15. Januar 2013 zum neuen Präsidenten
des Deutschen Vereins des
Gas- und Wasserfaches (DVGW)
gewählt worden. Die Wahl erfolgte
einstimmig durch den Vorstand des
DVGW. Der bisherige DVGW-Vizepräsident
löst Prof. Dr. Matthias
Krause im Amt des Präsidenten ab.
Dieser hatte das Ehrenamt seit Juli
2011 bekleidet.
Dr. Roth ist seit 2002 Technischer
Geschäftsführer der Stadtwerke
Karlsruhe und leitet seit 2005 die
DVGW-Landesgruppe mit ihren
rund 240 Unternehmen in Baden-
Württemberg. Bevor er Technischer
Geschäftsführer und Werkleiter der
Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm und
Worms wurde, war er bei den Stadtwerken
Mainz sowie bei der Kraftanlagen
AG Heidelberg tätig. Der
gebürtige Gelsenkirchener wurde
im Bereich der Ingenieurwissenschaften
promoviert.
Matthias Steiner ist Markenbotschafter bei AFRISO
Der Gewichtheber und Olympiasieger
Matthias Steiner und
AFRISO arbeiten in Zukunft zusammen.
Der ehemalige Weltgewichtheber
und Deutschlands Sportler
des Jahres 2008 wirbt seit Anfang
2013 für das traditionsreiche Familienunternehmen.
Auf der ISH in
Frankfurt vom 12. bis 16. März 2013
wird der gelernter Zentralheizungsbauer
und Gas-Wasser-Installateur
Matthias Steiner in Halle 10.2 auf
dem AFRISO Stand B25 täglich ab
10:30 Uhr eine Autogrammstunde
abhalten und ab 13 Uhr jedem
Besucher die Chance geben, gegen
ihn in einem fachbezogenen Wettstreit
anzutreten.
Oliver Hill neuer Direktor der VNG im Bereich
Gasverkauf Deutschland
Zum 1. März 2013 übernahm Oliver
Hill für die VNG – Verbundnetz
Gas Aktiengesellschaft (VNG)
die Leitung des Bereichs Gasverkauf
Deutschland. Er folgt auf Olaf
Schneider, der in die Führungsposition
eines ostdeutschen kommunalen
Energieversorgungsunternehmens
wechselt. Seit dem Eintritt bei
VNG vor 16 Jahren hat der 43-jährige
Pfälzer vielfältige Aufgaben in
unterschiedlichen Bereichen der
VNG bekleidet. Er war maßgeblich
am erfolgreichen Aufbau der
Geschäftsaktivitäten in Italien und
Norwegen beteiligt und hat unter
anderem bereits den Auslandsverkauf
von VNG geleitet. Hill wird an
Prof. Dr. Klaus-Dieter Barbknecht,
Vorstand Gasverkauf/Personal, be -
richten.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 133

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Standardwerke der Gasversorgungstechnik
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Mischner | Fasold | Kadner
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Wernekinck | Burger
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gas2energy.net – Systemplanerische
Grundlagen der Gasversorgung
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FACHBERICHTE Rohrnetz
Weiter gedacht: Die Zukunft
des europäischen Binnenmarktes
Rohrnetz, Gasinfrastruktur, Gasverteilung
Stephan Kamphues
Der europäische Binnenmarkt für Energie wird nur
dann zur Realität, wenn Europas Regierungen den
Ausbau einer gemeinsamen Infrastruktur konsequent
verfolgen. Erdgas und Fernleitungsnetze spielen
dabei eine wichtige Rolle, denn Gas- und Stromnetze
werden durch die Zukunftstechnologie „Power-to-
Gas“ noch enger vernetzt sein. Deutschlands Lage im
Herzen Europas prädestiniert das Land als Energie-
Drehscheibe. Deshalb kommt der Bundesregierung
eine besondere Rolle bei der Schaffung politischregulativer
Rahmenbedingungen zu, um ausreichend
Investitionsanreize für Unternehmen zu bieten. Es
muss jedoch auch die Frage erlaubt sein: Bedarf es
als einem ersten Schritt eventuell eines „Energie-
Kern europas“?
Thinking ahead:
The future of the European internal market
The European internal energy market will only
become a reality if Europe’s governments rigorously
pursue expansion of a joint infrastructure. Natural
gas and transmission networks will play a major role
in that, since gas and power grids will be networked
even more closely as a result of the technology of the
future “power to gas”. Germany’s location at the
heart of Europe makes it predestined as an energy
hub. Consequently, its government has a special part
to play in creating the political and regulatory conditions
to offer companies sufficient incentive to invest.
However, a permissible question must also be: Might
a “core Europe” in the field of energy be necessary as
a first step?
Die Europäische Kommission um Energiekommissar
Günther Oettinger fordert eine Vollendung des europäischen
Energiebinnenmarktes im Jahre 2014. Doch
muss Brüssel in seiner Mitteilung „Ein funktionierender
Energiebinnenmarkt“ konstatieren, dass man zum
gegenwärtigen Zeitpunkt „nicht auf Kurs“ ist [1]. Der
geplante Einbau eines Phasenschiebertransformators
als Sperre gegenüber deutschem Windstrom durch
Polen und Tschechien, die immer noch einseitige
Fokussierung Frankreichs auf Atomstrom, die einzig
von Deutschland ausgerufene, „grüne“ Energiewende
sowie diverse Vertragsverletzungsverfahren gegen Mitgliedstaaten
– diese Punkte sind symptomatisch für die
innereuropäische Fragmentierung in Fragen der Energiepolitik.
Doch wie kann dieser energiepolitische, gordische
Knoten gelöst werden? Die Europäische Union
braucht für die künftige Versorgungssicherheit neben
einer langfristig ausgerichteten Energiepolitik vor allem
einen verlässlichen Energiepartner sowie eine funktionierende
Infrastruktur. Erdgas und das europäische
Ferngasleitungsnetz haben das Potenzial, diese Rolle zu
erfüllen.
1. Energie kennt keine Ländergrenzen
Ein Blick auf die Leitungsnetzübersicht einer Europakarte
zeigt, dass gerade Fernleitungsnetzbetreiber wie
Open Grid Europe ihren Planungsfokus erweitern müssen.
Sie sind nicht nur wichtige Energie-Akteure in
Deutschland, sondern müssen künftig verstärkt für die
Versorgungssicherheit des gesamten Kontinents mehr
Verantwortung tragen. Ihr Netz bildet eine der wichtigsten
energieinfrastrukturellen Grundlagen des Wirtschaftsstandortes
Deutschland sowie im europäischen
Verbundsystem. Die gesamte Energiebranche erreicht
somit im 21. Jahrhundert eine neue Stufe des Versorgungshorizontes:
Der Planungsfokus wird sich nach der
Beschränkung auf die lokale Versorgung oder das nationale
Blickfeld auf Europa erweitern müssen.
Diese Erkenntnis hat Konsequenzen für die Netzstruktur
an sich – um nun Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit
und Wettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten,
müssen die nationalen Grenzen stärker überwunden
werden. Wie schwierig sich jedoch die Situation gestaltet,
zeigt die Tatsache, dass die notwendigen europäischen
Netzkodizes in den kommenden zwei Jahren
erarbeitet, abgestimmt und verrechtlicht werden sollen.
Weder die Voraussetzungen in den europäischen Staaten
sind dafür wirklich einheitlich genug, noch herrscht
in vielen Aspekten ein gemeinsames Verständnis über
die Inhalte. Es ist absehbar, dass die gemeinsame
Umsetzung der europäischen Regeln ein langer und
schwieriger Weg wird.
März 2013
136 gwf-Gas Erdgas

Rohrnetz
FACHBERICHTE
Konkret bedeutet dies für die wichtigsten Player in
der Energieversorgung: Stärkere Koordination zwischen
den europäischen Staaten, engere Abstimmung der
Energieversorger untereinander und letztlich der Bedarf
nach einer Europäischen Kommission, die auf politischer
Ebene mit Nachdruck die tatsächliche Umsetzung
der „Energiestrategie 2020“ zur Verwirklichung eines
gemeinsamen Binnenmarktes verfolgt. Wir brauchen
insgesamt mehr Netze, intelligente Produkte und damit
mehr Transportmöglichkeiten in Europa. Gerade für
Deutschland liegt in seiner Drehscheibenfunktion eine
große wirtschaftliche Chance. Der Ausbau der Infrastruktur
muss konsequenterweise europäisch gedacht
werden.
2. Drehscheibe Deutschland
Deutschland kommt aufgrund seiner europäischen Mittellage
eine zentrale Rolle bei der Verwirklichung des
europäischen Energiebinnenmarktes zu. Die ersten
Konsequenzen aus der eilig ausgerufenen Energiewende
decken jedoch schonungslos das Fehlen eines
ganzheitlichen Energie-Ansatzes bei Politik und Regulierungsbehörden
auf. Der enorme Zuwachs von regenerativen
Energien und der unzureichende Status-Quo
beim Infrastrukturausbau bringen das deutsche Stromnetz
an die Grenzen der Belastbarkeit. In Folge dessen
sucht sich der überschüssige Öko-Strom seinen Weg als
unerwünschter Energieexport in die Netze der Nachbarländer
und erzeugt dort eine Destabilisierung. Zugleich
besteht in Deutschland ein gravierendes Flaschenhalsproblem
und verhindert einen ausreichenden Energiefluss
von Nord nach Süd. Diese Herausforderungen können
nur durch einen konzentrierten Netzausbau erfolgreich
bewältigt werden. Die Bundesregierung und die
deutsche Regulierungsbehörde Bundesnetzagentur
müssen ein regulatives Umfeld schaffen, das einerseits
Rechtssicherheit und Planbarkeit schafft sowie andererseits
Investitionsanreize für Unternehmen und Investoren
setzt. Zugleich sind auch die Unternehmen gefordert.
So hat Open Grid Europe im Jahre 2012 bereits
zwei Leitungsprojekte zur Stärkung des Nord-Süd-
Transportes von Gas erfolgreich abgeschlossen. Bis
2022 hat sich das Unternehmen laut dem aktuellen
Netzentwicklungsplan Gas verpflichtet, weitere 911 Millionen
Euro zu investieren und trägt damit den Großteil
aller geplanten Investitionen in das deutsche Gasnetz
[2].
Bild 1. Verdichterstation Werne, Open Grid Europe.
3. Funktionierende Infrastruktur ist
für Energieversorgung entscheidend
Vieles ist für den modernen Menschen eine Selbstverständlichkeit
und er denkt gar nicht darüber nach, wie
ein Produkt den Weg zu ihm findet. So ist es auch mit
Erdgas – doch ohne entsprechende Leitungen käme es
nie in den Häusern und Wohnungen an. Gaspipelines
sind die Energieadern, die der Bevölkerung und Wirtschaft
die Nutzung der immensen Vorteile von Erdgas
erst ermöglichen. Erst durch Pipelines wurde Gas überall
verfügbar, wirtschaftlicher und somit in vielen Bereichen
nutzbar gemacht. Aber: Was uns heute selbstverständlich
erscheint, ist das Ergebnis einer über Jahrzehnte
ausgeklügelten Infrastruktur. Denn Erdgas ist ein
komplexes Naturgas, das sowohl an Förderer als auch
Transporteure Herausforderungen stellt. So ist kaum
bekannt, dass Erdgas erst „getrocknet“ und von anderen
Substanzen gereinigt werden muss, um die hohen Qualitätsanforderungen
zu erfüllen. Ferngasnetze erfordern
für einen verlustarmen Erdgastransport über große Entfernungen
einen hohen Betriebsdruck. Zur Aufrechterhaltung
des Drucks reihen sich Verdichterstationen im
Abstand von jeweils 100 Kilometer entlang der Transportleitungen
auf, die mit modernsten Maschinen ausgestattet
sind. Bis zum Endverbraucher hin in den Regional-
und Verteilnetzen wird der Druck in Mess- und
Regelstationen stufenweise abgesenkt. In diesen Anlagen
erfolgt auch die hochgenaue Messung der transportierten
Energiemenge.
Erdgas ist bekanntlich geruchlos. Aus Sicherheitsgründen
werden dem Erdgas in der Gasverteilung Spuren
eines Geruchstoffs beigemischt, der von Menschen
als Warngeruch wahrgenommen wird. Diese Faktoren
führen zu einem beträchtlichen Anspruch an Mess- und
Steuerungstechnik, bei zugleich hohen Kosten für Wartung,
Instandsetzung und Sicherheit. Nicht zuletzt ist
die Flexibilität, mit der Netzbetreiber auf Engpässe
reagieren, für eine sichere Energieversorgung entscheidend.
In Deutschland ist der Februar 2012 in Erinnerung
geblieben: Durch reduzierte Erdgaslieferungen aus
Russland wurde die Stabilität des Gasnetzes in Süddeutschland
erheblich beeinträchtigt. Durch geschicktes
supranationales Umleiten der Erdgasflüsse wurde
am Ende im Stromnetz ein Blackout vermieden.
Wie wichtig der Netzausbau ist, zeigt sich besonders
am deutschen Beispiel. Damit der regenerativ erzeugte
März 2013
gwf-Gas Erdgas 137

FACHBERICHTE Rohrnetz
Bild 2. Leitungsbau, Open Grid Europe.
Strom im Land transportiert werden kann, müssen teilweise
erst „Stromautobahnen“ gebaut werden – und
das so schnell wie möglich. So gingen 2011 laut einer
aktuellen Studie des Beratungsunternehmen Ecofys
aufgrund fehlender Netze bis zu 407 Gigawattstunden
Windstrom verloren, während es 2010 „nur“ 150 Gigawattstunden
waren. Mit dieser Strommenge hätte man
116 000 Haushalte ein Jahr lang versorgen können [3].
Deshalb sollen bis Mitte 2020 allein in Deutschland ca.
2800 zusätzliche Kilometer realisiert werden: Kostenpunkt
geschätzte 20 Milliarden Euro [4].
4. Erdgas ist ein zentraler Baustein
der europäischen Energieversorgung
Befeuerte Kohle im 19. Jahrhundert die Industrialisierung
und war Erdöl der Schmierstoff der Weltwirtschaft
im 20. Jahrhundert, so wird Erdgas zum wichtigsten
Energieträger des 21. Jahrhunderts. Vor allem zwei
Gründe sprechen für diese These: Erstens wurden in
Nordamerika in den vergangenen zehn Jahren neue
Bohrtechnologien entwickelt, die es ermöglichen, bisher
schwer erreichbares Schiefergas aus tiefen Gesteinsformationen
zu lösen. Als Konsequenz wurde der
gesamte nordamerikanische Gasmarkt revolutioniert:
Die nun verfügbaren Erdgasreserven sollen für die
nächsten 200 Jahre reichen. Waren die USA bis vor wenigen
Jahren von Erdgasimporten abhängig, förderten sie
2011 über 651 Milliarden Kubikmeter des flüchtigen
Energieträgers und wurden selbst zum Exporteur. Die
Preise für Erdgas fielen durch den nun reichlich verfügbaren
Rohstoff um knapp 25 Prozent. Amerikanische
Unternehmen haben deshalb aktuell einen Wettbewerbsvorteil
insbesondere gegenüber ihren exportorientierten
deutschen Wettbewerbern, die für Energie
kontinuierlich steigende Preise bezahlen müssen [5].
Auch in Europa gibt es Potenzial für die Erschließung
von Schiefergas. Prognosen gehen davon aus, dass auf
dem europäischen Kontinent 14 Billionen Kubikmeter
lagern, eine Menge, die den Gasbedarf der europäischen
Staaten für fast 30 Jahre decken würde [6]. Die
Abhängigkeit von russischem Erdgas würde damit
wesentlich relativiert. Aufgrund der innovativen Fördertechnologien
und neu entdeckten Erdgasfelder geht
auch die Internationale Atomenergiebehörde (IAEA)
davon aus, dass bis zum Jahre 2080 Erdgas mit einem
Anteil von über 50 Prozent zum wichtigsten fossilen
Energieträger wird [7]. Die Zahlen zeigen, dass Erdgas in
den nächsten Jahren allein schon aufgrund seines ausreichenden
Vorkommens und der technischen Fördermöglichkeiten
Garant für unsere Versorgungssicherheit
sein wird. Nicht zuletzt stellen die von den Witterungsbedingungen
abhängigen regenerativen Energiequellen
die Stromversorgung vor eine große Herausforderung.
Gaskraftwerke sind die ideale Ergänzung für die
erneuerbaren Energien. Sie sind besonders geeignet,
wenn es darum geht zur Stabilisierung des Stromnetzes
Kapazitäten schnell und effizient hoch zu fahren. Voraussetzung
hierfür ist allerdings eine verlässliche Absicherung
durch ausreichendes Erdgas in den Speicheranlagen.
Das zweite Argument für Erdgas ist dessen Umweltfreundlichkeit.
So hat es von sämtlichen fossilen Energieträgern
den geringsten Gehalt an Kohlenstoff und
den höchsten Anteil an Wasserstoff. Bei der Verbrennung
wird bis zu 25 Prozent weniger CO 2 ausgestoßen
als vergleichsweise bei Heizöl. Heutzutage ist bekannt,
dass CO 2 einen wesentlichen Anteil an der Erderwärmung
hat. Die Substitution von anderen fossilen Brennstoffen
wie Erdöl und Kohle durch Erdgas trägt somit
maßgeblich dazu bei, globale Umweltprobleme zu
bewältigen. Neue Technologien eröffnen zudem immer
weitere Möglichkeiten für die Verwendung von Erdgas.
So ist der Verkehrssektor ein interessanter Einsatzbereich.
Die Deutsche Energie-Agentur (DENA) hat in ihrer
Studie „Erdgas und Biomethan im zukünftigen Kraftstoffmix“
aufgezeigt, dass durch den Einsatz von Erdgas
in Kraftfahrzeugen 24 Prozent der dort anfallenden
Treibhausgase eingespart werden könnten [8]. Erdgas
ist somit schon alleine aufgrund seines bedeutenden
Beitrages zum Umweltschutz ein weltweit unverzichtbarer
Energieträger geworden.
5. Stärkere Kohärenz von Gas- und
Stromnetzen durch Zukunftstechnologie
„Power-to-Gas“
In Zukunft wird die Infrastruktur für Strom und Erdgas
für eine sichere Energieversorgung stärker ineinandergreifen.
Bestes Beispiel hierfür bieten die Windparks im
Norden Deutschlands. Hier wird eine große Menge an
regenerativem Strom produziert. Doch so wichtig die
erneuerbaren Energien auch für die Zukunft sein werden.
Ihre Speicherfähigkeit ist bis heute eingeschränkt.
Findet sich kein Abnehmer für den grün erzeugten
März 2013
138 gwf-Gas Erdgas

Rohrnetz
FACHBERICHTE
Strom, geht dieser ungenutzt verloren – auch wenn er
trotzdem vergütet wird. Erschwerend kommt hinzu,
dass der Ausbau von Hochspannungsleitungen zum
Abtransport des Stromes stockt. Viele Bürger wollen
keine Strommasten in ihrer Nähe, lokale Bürgerinitiativen
leisten zum Teil jahrelangen Widerstand („Not in my
backyard“). Unterirdische Möglichkeiten kosten teilweise
das Fünffache und sind somit zu teuer. Die Genehmigungsverfahren
für überregionale Hochspannungstrassen
dauern im Schnitt mehr als 15 Jahre – oft mit
ungewissem Ausgang.
Die Konsequenzen sind bereits heute sichtbar. Wie
der aktuelle „Monitoringbericht 2012“ der Bundesnetzagentur
und des Bundeskartellamtes zeigt, mussten die
Betreiber von Stromübertragungsnetzen häufiger denn
je in den Netzbetrieb eingreifen, weil die Sicherheit und
Zuverlässigkeit der Versorgung gefährdet war. Ein Beispiel
verdeutlicht die Brisanz: Zwischen dem niedersächsischen
Sottrum und dem hessischen Borken summierten
sich brenzlige Situationen in den Stromleitungen
im vergangenen Jahr auf 319 Stunden. Das
bedeutet eine Zunahme um 1242 Prozent gegenüber
dem Vorjahr [9].
Die Lösung des Problems der mangelnden Speicherfähigkeit
heißt synthetisches Erdgas (SNG). Dieses wird
mittels Elektrolyse und Methanisierung aus dem per
Windkraft oder Photovoltaik gewonnenen Strom
erzeugt. Das SNG kann schließlich wie herkömmliches
Erdgas in die Pipelines eingespeist werden. Das bereits
existierende Gasnetz wird damit durch seine Speicherfähigkeit
zum entscheidenden Back-up-Partner für die
erneuerbaren Energien. Auf lange Sicht kann dadurch
der ökologisch erzeugte Strom nicht nur zu Spitzenzeiten
ins Netz eingespeist werden, sondern zur Absicherung
der zentralen Grundlast beitragen. Klingt zu gut,
um wahr zu sein? Ganz und gar nicht. Das Zentrum für
Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-
Württemberg (ZSW) koordiniert aktuell die Entwicklungsarbeiten
an einer neuartigen 300-Kilowatt-Elektrolyse-Technik.
Dadurch soll künftigen P2G-Anlagen der
Weg in eine größere Leistungsklasse geebnet werden
[10].
Ein weiterer Bonus: In Europa existiert bereits ein
Erdgasnetz mit einer Gesamtlänge von knapp 2 000 000
Kilometer sowie eine Vielzahl an Untertagegasspeichern.
Um das außerordentliche Speicherpotenzial dieser
Infrastruktur nutzen zu können, sind keine milliardenschweren
Investments notwendig. Die Rolle der
Erdgasnetze wird in Zukunft noch wichtiger [11.]
6. Investitionen priorisieren,
intelligente Produkte integrieren
Die Schaffung eines europäischen Energiebinnenmarktes
ist neben seiner politischen Dimension vor allem
eine gewaltige Investitionsaufgabe. Schätzungsweise
wird allein die Modernisierung der existierenden Energiesysteme
eine Billion Euro kosten [12]. „Die Energiewirtschaft
hat doch das Geld“, hört man die Kritiker
rufen. „Falsch“, entgegnen Realisten dieser Behauptung.
Das derzeitige Marktumfeld bedingt eine niedrige Profitabilität
von Investitionen im Energiesektor. So rentiert
sich der Bau neuer Gaskraftwerke heutzutage weder für
den Betreiber noch als Geldanlage für potenzielle Investoren
wie beispielsweise Pensionsfonds. Es bedarf deshalb
dringend eines neuen Marktdesigns, das primär
das gesamtwirtschaftliche Optimum statt Einzelinteressen,
Investitionsanreize statt Regulierung, Unterstützung
statt Kontrolle, Fokussierung auf Leuchtturmprojekte
statt Gießkannenprinzip, in den Vordergrund stellt.
Aus Gründen der Belastbarkeit der Bevölkerung und der
Wirtschaft müssen die Investitionen zudem dringend
priorisiert werden. Zudem gilt es auf intelligente Produkte
zu setzen, die es erlauben, Energie effizient einzusetzen.
In dieser Hinsicht fehlen auf deutscher Ebene
klare Worte seitens der Bundesregierung und eine realistischere
Haltung der Bundesnetzagentur als federführender
Behörde. Ein konkretes Konzept seitens der Politik
und die Herstellung von Planungssicherheit in der
Energiebranche wären hilfreich. Sobald die politischregulativen
Rahmenbedingungen stimmen, finden sich
auch weitere Interessenten, die in den Netzausbau
investieren wollen.
7. Exkurs: Ist ein „Energie-Kerneuropa“
notwendig?
Insgesamt ist das Ziel, bis 2014 einen funktionierenden
Energiebinnenmarkt implementiert zu haben, schlichtweg
unrealistisch. Vielmehr muss man nach Sichtung
der Kommissionsmitteilung eher von (nationalstaatlicher)
Abschottung als von (europaweiter) Integration
sprechen. Vor dem Hintergrund dieser eher dürftigen
Bilanz muss die Überlegung erlaubt sein, ob es bei
mangelndem Umsetzungswillen der EU-Vorgaben
durch einige Regierungen nicht eines „Energie-Kerneuropa“
bedarf. In diesem würden sich die Staaten zusammenschließen,
die gemeinsam bei der Verwirklichung
des Energiebinnenmarktes schneller vorangehen wollen.
Die aus dieser einheitlichen Infrastruktur entstehenden
Synergie-Effekte – geringere Energiekosten für
Verbraucher und Wirtschaft, Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit
der Unternehmen, stabilere Netz, leichterer
Zugang zu Transportnetzen – hätte letztlich für
zögernde Regierungen eine Magnetwirkung, sich dem
einheitlichen Binnenmarkt anzuschließen. Diese Idee
bedeutet natürlich keine Abkehr vom Idealtypus eines
Energiebinnenmarktes, der sich über die komplette EU
erstreckt.
8. Energiepolitische Integration
beschleunigen
Die Tür zu einem integrierten europäischen Binnenmarkt
steht noch offen. Damit in Zukunft ein ungehin-
März 2013
gwf-Gas Erdgas 139

FACHBERICHTE Rohrnetz
derter Energiefluss über Staatsgrenzen möglich ist,
muss
##
die europäische Dimension noch stärker fokussiert
werden: Die europäischen Staaten sind (schon jetzt)
keine isolierten Inseln mehr. Es gilt künftig in enger
Abstimmung mit der EU-Kommission einheitliche
Standards zur Vollendung des europäischen Binnenmarktes
zu schaffen.
##
in den Netzausbau investiert werden: Bevölkerung
und Wirtschaft haben ein Anrecht auf Versorgungssicherheit.
##
Innovation gefördert werden: Die Zukunftstechnologie
Power-to-Gas bietet eine Möglichkeit, um regenerativ
erzeugten Strom zu speichern. Zu ihrer Vollendung
müssen erhebliche Investitionen getätigt
werden. Die Politik kann auf diesem Gebiet für Fernleitungsnetzbetreiber
und Investoren entsprechende
Anreize setzen.
Erdgas war schon immer ein wichtiger Eckpfeiler in
der europäischen Energieversorgung. Seine ausreichende
Verfügbarkeit, optimale Transportstabilität und
umweltfreundliche CO 2 -Bilanz sowie das dazugehörige
Leitungsnetz als Basis für das Power-to-Gas-Konzept
bieten für die energiepolitische Integration Europas
eine einmalige Gelegenheit.
Literatur
[1] Europäische Kommission: Ein funktionierender Binnenmarkt.
Brüssel 2012, Zitat S. 3.
[2] www.open-grid-europe.com; 18.01.2013.
[3] ECOFYS: Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements
nach EEG 2009. Oktober 2011.
[4] www.sueddeutsche.de; 06.12.2012.
[5] www.handelsblatt.com; 08.01.2013.
[6] www.euobserver.com; 12.01.2013.
[7] www.manager-magazin.de; 17.01.2013.
[8] Deutsche Energie-Agentur: Erdgas und Biomethan im künftigen
Kraftstoffmix. Handlungsbedarf und Lösungen für
eine beschleunigte Entwicklung im Verkehr. Berlin 2011.
[9] www.handelsblatt.com; 05.12.2012.
[10] www.zsw-bw.de; 08.01.2013.
[11] www.bdew.de; 17.01.2013.
[12] Europäische Kommission: Ein funktionierender Binnenmarkt,
S. 2.
Autor
Stephan Kamphues
Open Grid Europe GmbH |
Essen |
Tel. +49 201 3642-12620 |
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Parallelheft gwf-Wasser | Abwasser
In der Ausgabe 3/2013 lesen Sie u. a. fol gende Bei träge:
Grün u. a.
Telgmann / Frechen
Schöpke u. a.
Wasserwirtschaftliche Auswirkungen der Kanalsanierung im Emschergebiet
Schäume in Abwässern und Gewässern – chemische Analyse und Faktoren
für die Schaumbildung
Entwicklung eines Sanierungsverfahrens für potenziell saure Kippengrundwässer
im Lausitzer Braunkohlenrevier
Metzger u. a. Mit Aktivkohle gegen Spurenstoffe im Abwasser –
KomS Baden-Württemberg: Plattform für Wissenstransfer und Erfahrungsaustausch
März 2013
140 gwf-Gas Erdgas

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WIssen für DIe
Zukunft

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
Smart KKS: Integration von KKS-Daten
in die bestehende Infrastruktur
eines Netzbetreibers
Korrosionsschutz, Smart Metering, Smart KKS, Eingebettete Systeme, Schutzstromgerät,
Fernüberwachungssensor
Rainer Deiss und Matthias Müller
Der immer stärker wachsende Stellenwert des kathodischen
Korrosionsschutzes (KKS) verlangt eine
deutlich stärkere Integration der KKS-Daten in die
bestehende Infrastruktur eines Netzbetreibers. Die
damit zusammenhängenden erforderlichen technischen
Anpassungen bei KKS-Schutzstromgeräten
und -Fernüberwachungssystemen können vergleichsweise
einfach mit Hilfe von „Eingebetteten Sys temen“
erfolgen.
Smart CCP: Integration of CCP data into an existing
network provider infrastructure
The growing importance of cathodic corrosion protection
(CCP) demands a much stronger integration
of CCP data into an existing network provider infrastructure.
Related to this fact is the necessity of a
technical adjustment which can be executed easily
by using “embedded systems”.
1. Einleitung
Der Schutz erdverlegter Stahlrohrleitungen gegen
Außenkorrosion durch den kathodischen Korrosionsschutz
(KKS), in Verbindung mit einer hochohmigen
Rohrleitungsumhüllung, stellt heutzutage den Stand
der Technik dar. Für Gashochdruckleitungen der öffentlichen
Gasversorgung mit einem Betriebsdruck > 5 bar
ist die Einrichtung dieses Schutzverfahrens sogar vorgeschrieben.
Neben seiner eigentlichen Aufgabe, dem zuverlässigen
Schutz erdverlegter Stahlrohrleitungen gegen
Außenkorrosion, bietet dieses Verfahren darüber hinaus
weitere Einsatzmöglichkeiten, wie z.B. die Möglichkeit
der Qualitätskontrolle bei der Verlegung von Rohrleitungen
oder die Verwendung der im Rahmen der regelmäßigen
messtechnischen Überprüfung der Wirksamkeit
des KKS gewonnenen Messdaten zur Zustandsbewertung
erdverlegter Stahlrohrleitungen.
Für die Netzbetreiber erlangt der KKS einen immer
höheren Stellenwert, da dieses Verfahren heutzutage
einen weit über seinen ursprünglichen Zweck hinausgehenden
Mehrwert bietet. Die Entwicklung der Daten-
Übertragungstechnik auf dem Fachgebiet des KKS sollte
deshalb eng an die Entwicklung der im IT-Bereich gängigen
Datenübertragungs-, Datenverwaltungs- und
Datenverarbeitungs-Verfahren gekoppelt und ihre Integrierbarkeit
in die Unternehmens-IT des Netzbetreibers
selbstverständlich sein. Hierbei spielen offene Softwarestandards
eine wesentliche Rolle, da diese jedem
Gerätehersteller die Möglichkeit geben, seine Systeme
über offen zugängliche Schnittstellen an eine bestehende
IT-Infrastruktur anzubinden.
Auf Basis solch moderner netzwerkbasierter Kommunikationsstrukturen
lassen sich KKS-Schutzstromgeräte
und -Fernüberwachungssensoren miteinander vernetzen.
Die Datenübertragung an eine auf einem Server
befindliche Datenbank oder ein Leitsystem kann permanent
und mit großen Übertragungsraten erfolgen.
Auf die Schutzstromgeräte und Fernüberwachungssensoren
kann jederzeit von der Ferne aus zugegriffen werden,
um Steuerbefehle zu senden oder Messwerte
abzufragen.
Der nachfolgende Artikel beschreibt die prinzipielle
Vorgehensweise bei der Integration von KKS-Messdaten
in eine bestehende IT-Infrastruktur und zeigt anhand
von zwei Beispielen auf, wie, darauf basierend, neue
innovative Mess- und Regelungsmöglichkeiten realisiert
werden können.
2. Aktueller Stand der KKS-Schutzstromgeräte-
und -Fernüberwachungstechnik
Die aktuell auf dem Markt erhältlichen KKS-Schutzstromgeräte
bestehen im Wesentlichen aus einem Brückengleichrichter
und einer Steuereinheit (im Normalfall
ein Schalter oder ein Stell-Transformator, in selteneren
Fälle eine moderne SPS-Steuereinheit). Über den
Transformator und den Brückengleichrichter wird aus
der Netzspannung der vollweggleichgerichtete KKS-
März 2013
142 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
Schutzstrom erzeugt. Die Höhe der Schutzstromeinspeisung
wird dann i.d.R. vor Ort manuell eingestellt.
Der Fernüberwachungssensor misst täglich eine
bestimmte Anzahl von KKS-Messgrößen, die dann im
Normalbetrieb einmal pro Tag als SMS an eine Zentrale
gesendet werden. Die Messdaten können nur über eine
proprietäre, d.h. herstellerspezifische Software gespeichert,
verwaltet und verarbeitet werden. Ein Zugriff auf
die Daten über kundenspezifische Software ist nicht
möglich.
Verfügt das KKS-Schutzstromgerät über eine
moderne SPS-Steuereinheit, erfolgt der Fernzugriff auf
das Schutzstromgerät von der Zentrale aus per SMS
über die Verknüpfung der Steuereinheit mit dem KKS-
Fernüberwachungssensor. Dieser dient in diesem Fall
nur zur Übermittlung der Befehle von der Zentrale an
die SPS-Steuereinheit des Schutzstromgeräts. Auf
Grund der Tatsache, dass der Fernüberwachungssensor
nur zu bestimmten Zeiten pro Tag empfangsbereit ist
(maximal ein Mal pro Stunde), kann der Zugriff auf das
Schutzstromgerät auch nur zu diesen Zeiten erfolgen.
Bild 1 verdeutlicht den Zusammenhang.
Alternativ hierzu besteht jedoch schon heute die
Möglichkeit, von der Zentrale aus direkt mit dem
Schutzstromgerät zu kommunizieren, wenn dieses über
eine moderne SPS-Steuereinheit verfügt. Die Anbindung
kann dabei über GSM, GPRS oder auch über Kabel
erfolgen. In diesem Fall besteht zu jeder Zeit die Möglichkeit,
auf das Gerät zuzugreifen, Bild 1 zeigt auch
diesen Fall.
Während die momentan zur Verfügung stehende
Schutzstrom-Gerätetechnik eine zeitnahe Einstellung
der Betriebsgrößen heute schon zulässt, ist die aktuell
gängige KKS-Fernüberwachungstechnik hierzu nicht in
der Lage. Vor allem die im Rahmen des 2. DVGW-Forschungsvorhabens
zur Wechselstrom-Korrosion erforderliche
zeitnahe Anpassung der Schutzstromeinspeisung
auf Basis der jeweils an der Rohrleitung gemessenen
KKS-Messgrößen ist mit den aktuell zur Verfügung
stehenden KKS-Fernüberwachungssensoren praktisch
nicht durchführbar.
3. Neue Kommunikationsstruktur
3.1 Anbindung an die IT-Infrastruktur
des Netzbetreibers
3.1.1 Allgemeines
Die Integrationsfähigkeit der KKS-Daten in die bestehende
IT-Infrastruktur eines Netzbetreibers stellt eine
zentrale Forderung dar. An erster Stelle steht dabei die
Aufnahme der KKS-Daten ins Leitsystem und/oder in
das Datenbankserver-System des Betreibers. Hierfür ist
die Fähigkeit der Kommunikation der Schutzstromgeräte
und Fernüberwachungssensoren über offene, im
jeweiligen Unternehmen üblicherweise verwendete
Schnittstellen untereinander und mit dem Leitsystem
und/oder dem Datenbankserver-System einzufordern.
Bild 1. Istzustand der Übertragung von KKS-Messwerten und
Steuersignalen.
In diesem Fall bilden dann die Schutzstromgeräte und
Fernüberwachungssensoren ein im gesamten Unternehmensnetzwerk
verankertes Teil-Netzwerk, wie es
z. B. grundsätzlich auch im Internet anzutreffen ist.
Für die Kommunikation in einem Netzwerk mit diesen
Anforderungen ist der Einsatz von netzwerkbasierenden
Kommunikationsverfahren notwendig. Hierfür
ist ein Kommunikationsprotokoll gefordert, das es
erlaubt, Daten einzelner Teilnehmer gezielt mit anderen
Teilnehmern austauschen zu können. Der TCP/IP-Protokoll-Standard
stellt deshalb hierfür die erste Wahl dar.
Die für Computernetzwerke verwendeten Technologien
Ethernet, WLAN, Lichtwellenleiter, das Internet sowie
die Datenübertragungstechnologien GPRS/UMTS und
LTE im Mobilfunknetz basieren auf der TCP/IP-Protokollfamilie.
TCP/IP bezeichnet zwei aufeinander aufbauende
Schichten im ISO/OSI-Referenzmodell, siehe Bild 2. Das
IP-Protokoll befindet sich in der so genannten Vermittlungsschicht,
der dritten Schicht des Referenzmodells
und das TCP-Protokoll in der Transportschicht, der vierten
Schicht des Referenzmodells. Durch den Aufbau des
Kommunikationsmodells in unterschiedliche Schichten,
Bild 2. ISO/OSI-Referenzmodell.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 143

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
muss für die Verwendung eines Protokolls einer Schicht
die Funktionsweise der darunter liegenden Schichten
nicht bekannt sein. Das bedeutet, dass bei der Verwendung
von TCP/IP der physikalische Übertragungskanal
aus Schicht 1, die sogenannten Bitübertragungsschicht,
wie auch die Sicherungsschicht (Schicht 2) nicht
bekannt sein müssen. Für die KKS-Datenübertragung
basierend auf TCP/IP kann somit jede damit arbeitende
Technologie wie GPRS/UMTS und LTE, Ethernet oder das
Internet verwendet werden. Die höher liegenden
Anwendungsschichten wie das Internetprotokoll HTTP
verwenden TCP/IP, ohne speziell ihr Augenmerk auf die
Eigenheiten dieses Transport- und Vermittlungsprotokolls
zu legen.
Die Teilnehmer eines TCP/IP-Netzwerkes tauschen
Daten gezielt mit anderen Teilnehmern aus, indem sie
den Empfänger direkt adressieren. Die Daten erreichen
daher nur den gewünschten Empfänger. Die Kommunikation
eines Schutzstromgerätes oder Fernüberwachungssensors
mit einer beliebigen z. B. über das Internet
erreichbaren Gegenstelle kann somit über die Verwendung
des TCP/IP-Protokolls realisiert werden.
Bild 3. Kommunikation zwischen Schutzstromgeräten,
Fernüberwachungssensoren und einer Zentrale über TCP/IP.
3.1.2 Anbindung an ein Leitsystem
Viele Energieversorger und Betreiber von Rohrleitungsnetzen
setzen Leitsysteme für die Steuerung und Entgegennahme
von Messdaten und Zustandsinformationen
ihrer Anlagen ein. In einem Leitsystem laufen alle relevanten
Netzdaten zusammen. Warnmeldungen, Störungsmeldungen
und aktuelle Zustandsmeldungen
werden gebündelt und über ein Verwaltungs- und
Anzeigesystem dargestellt. Ein Leitsystem bietet die
Möglichkeit, über standardisierte Schnittstellen neu
hinzukommende Komponenten fernwirktechnisch einzubinden,
sofern diese über dieselben Schnittstellen
verfügen. Eine im europäischen und asiatischen Raum
weit verbreitete Schnittstelle ist das Fernwirkprotokoll
IEC 60870-5-104, über das die meisten Leitsysteme
kommunizieren können. Es stellt ein allgemeines Übertragungsprotokoll
zwischen Netzleitsystemen und
deren Unterstationen dar. Hierbei werden die Daten per
TCP/IP-Protokoll übertragen und über das darauf aufsetzende
IEC 60870-5-104 Protokoll können die Teilnehmer
miteinander kommunizieren. Das Fernwirkprotokoll
IEC 60870-5-104 ist in Deutschland als [1] veröffentlicht.
3.1.3 Kommunikationswege
Die räumliche Trennung zwischen den Schutzstromgeräten
und Fernüberwachungssensoren einerseits und
der Betreiber- bzw. Dienstleisterzentrale andererseits
verlangt im Regelfall eine Kommunikation über unterschiedlichste
Wege, wie z. B. das Mobilfunknetz, interne
wie externe kabelgestützte Netze und das Internet.
Als netzwerkbasierendes Kommunikationsprotokoll
kommt dabei wieder TCP/IP zum Einsatz.
Der Verbindungsaufbau zwischen dem Schutzstromgerät
bzw. Fernüberwachungssensor und dem Server
erfolgt z. B. bei einer Paketdatenübertragung, wie sie
bei GPRS/UMTS und LTE üblich ist, über das Internet. Ein
Schutzstromgerät sendet z. B. über ein GPRS/UMTS/LTE-
Modem die Daten an einen Mobilfunkmast, der die
Daten an den Server des Mobilfunkproviders weiterleitet.
Von dort aus werden sie über das Internet an den
Zielserver versendet. Um eine Datenverbindung zwischen
zwei Teilnehmern im Internet aufzubauen, muss
der Client, also das Schutzstromgerät oder der Fernüberwachungssensor,
die IP-Adresse des Servers kennen.
Diese IP-Adresse muss fest zugeordnet und statisch
sein. Bei einem Wechsel der IP-Adresse kann der Client
die Verbindung nicht mehr aufbauen, da er die aktuelle
Adresse des Servers nicht kennt. Dies bedeutet, dass der
Netzbetreiber oder Dienstleister einen Server mit fester
IP-Adresse betreiben bzw. über einen Provider mieten
muss. Die Kosten hierfür sind heutzutage überschaubar
und betragen wenige Euro pro Monat. Viele Energieversorger
betreiben heutzutage eigene Internetseiten, die
sie auf ihrem eigenen oder angemieteten Server zur
Verfügung stellen. Diese Server sind über feste IP-Adressen
erreichbar und können prinzipiell für die KKS-Datenübertragung
verwendet werden. Bild 3 verdeutlicht die
Kommunikation der Schutzstromgeräte und Fernüberwachungssensoren
mit einem solchen Server.
3.1.4 Datensicherheit
Bedenken wegen der Datensicherheit beim Betrieb
eines Webservers können ausgeräumt werden. Ein nicht
autorisierter Fremdzugriff über das verwendete HTTP-
Protokoll kann durch eine entsprechende Nutzerauthentifizierung,
VPN-Tunnelverfahren und so genannten
Gateways verhindert werden.
3.2 Datenverwaltung und Zugriffsrechte
Ein effizientes Datenmanagement trägt wesentlich dazu
bei, eine sichere und zuverlässige Verarbeitung der
Daten zu gewährleisten. Jeder Netzbetreiber und KKS-
Dienstleister hat eigene Anforderungen, wem und in
welchem Umfang die Daten zur Verfügung stehen sollen.
Die Mitarbeiter einer Leitwarte z. B. benötigen keine
KKS-Messdaten, da sie diese sowieso nicht interpretie-
März 2013
144 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
ren können, für sie sind lediglich Stör- und Gefahrenmeldungen
relevant. Andererseits muss das KKS-Fachpersonal
auf die Daten in vollem Umfang zugreifen
können, während das Asset-Management nur Daten
benötigt, die für die Zustandsbewertung relevant sind.
Wenn ein KKS-Dienstleister die Betriebsführung des
KKS für einen Netzbetreiber komplett übernimmt, ist es
sinnvoll, dem Dienstleister den vollen Zugriff auf die
KKS-Daten und alle Anlagenteile wie z. B. Schutzstromgeräte
und Fernüberwachungssensoren zu geben. Die
Verantwortlichkeit im Hinblick auf die Datenarchivierung
sowie die Zugriffsmöglichkeiten des Netzbetreibers
auf die Daten im Falle der Archivierung durch den
KKS-Dienstleister sind dann noch zu klären. Bild 4 verdeutlicht
den Zusammenhang.
Mit heutzutage im Einsatz befindlichen modernen
Datenbank-Systemen lassen sich unterschiedliche
Zugriffs- und Berechtigungsszenarien problemlos
umsetzen. Weit verbreitet sind SQL-Datenbank-Systeme.
Die kostenlose Variante My-SQL wird bereits von
vielen Unternehmen eingesetzt. Ist beispielsweise in
einem Unternehmen bereits eine SQL-Datenbank vorhanden,
kann diese zur Aufnahme der KKS-Daten problemlos
erweitert werden.
3.3 Anwendungssoftware und Datenformate
Zur Weiterverarbeitung der KKS-Daten müssen diese aus
der Datenbank heraus extrahiert und in gängige Dateiformate
umgewandelt werden können. Gängige SQL-
Datenbank-Systeme sind z. B. in der Lage, die Datensätze
im CSV-Format zu extrahieren, das wiederum für einschlägige
Anwenderprogramme wie z. B. Microsoft
Excel®, OpenOffice CALCTM oder MATLAB® lesbar ist.
Mit Softwareprodukten dieser Art hat das KKS-Fachpersonal
die Möglichkeit, eigene auf seine Anforderungen
zugeschnittene Auswertealgorithmen einzusetzen.
Die häufig von Hardwareherstellern zur Verfügung
gestellten proprietären Softwareprodukte und ihre
i. d. R. eingeschränkten Möglichkeiten würden dann
keine Rolle mehr spielen.
4. Eingebettete Systeme
Zur Erfüllung der im letzten Abschnitt dargelegten
Anforderungen sind auch entsprechende Anforderungen
an Schutzstromgeräte und Fernüberwachungssensoren
zu stellen. Zum Aufbau eines aus Schutzstromgeräten
und Fernüberwachungssensoren be stehenden
Teil-Netzwerks müssen diese Geräte die netzwerkbasierenden
Kommunikationsverfahren beherrschen. Eine
Implementierung des TCP/IP-Protokolls und des Fernwirkprotokolls
IEC 60870-5-104 setzt voraus, dass die
Schutzstromgeräte und Fernüberwachungssensoren
eine Steuereinheit besitzen. Des Weiteren ist es empfehlenswert,
dass die Kommunikationsschnittstellen dieser
Geräte an die IT-Infrastruktur des jeweiligen Netzbetreibers
oder KKS-Dienstleisters anpassbar sind.
Bild 4. Exemplarische Darstellung der Organisation der Datenverwaltung
eines Datenbanksystems.
Bild 5. „Eingebettetes System“, welches die Messwertaufnahme,
Messwertverarbeitung, Regelung der KKS-Betriebsgrößen sowie
die Messdatenübertragung zur Datenbank und die Kommunikation
mit einem Benutzer organisiert.
Für die Umsetzung dieser Anforderungen bieten sich
die in der IT-Welt bekannten sogenannten „Eingebetteten
Systeme“ an. Unter einem „Eingebetteten System“
versteht man eine aus Hard- und Software bestehende
Einheit, die z. B. in der Lage ist, Schutzstromgeräte oder
Fernüberwachungssensoren mit der entsprechenden
Intelligenz auszustatten, damit diese in einem IT-Netzwerk
entsprechend kommunizieren und integriert werden
können.
Die Hardware eines „Eingebetteten Systems“ besteht
aus einem Mikroprozessor, der mit zahlreichen Komponenten
für die Signalverarbeitung und Kommunikation
ausgestattet ist. Die auf diesem Prozessor arbeitende
Software verleiht diesem die erforderliche Funktionalität.
Als Grundlage hierfür dient ein Betriebssystem wie
z. B. das frei verfügbare Linux-System. Dieses sorgt für
die Kommunikation zwischen den Schutzstromgeräten
und Fernüberwachungssensoren untereinander sowie
zwischen diesen und der Zentrale. Für die Messwertauf-
März 2013
gwf-Gas Erdgas 145

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
nahme und -verarbeitung sowie die Erfüllung entsprechender
Steuerungs- und Regelungsaufgaben können
dann die Software-Algorithmen verwendet werden, die
für die jeweilige Aufgabenstellung adäquat sind.
Das „Eingebettete System“ stellt somit de facto ein
Computersystem innerhalb des Schutzstromgerätes
oder Fernüberwachungssensors dar, das in Bild 5 nochmals
dargestellt ist. Bei der Ausstattung der Schutzstromgeräte
und Fernüberwachungssensoren mit „Eingebetteten
Systemen“, die über das netzwerkbasierende
Kommunikationsprotokoll TCP/IP kommunizieren,
entsteht ein intelligentes Sensor-Aktor-Netzwerk,
das als Smart KKS-System bezeichnet wird.
Bild 6. Elektrotechnisches Ersatzschaltbild für eine kathodisch
geschützte Rohrleitung mit zusätzlicher, temporär wirksamer und vergleichsweise
hochohmiger Umhüllungsfehlstelle.
I S = Schutzstrom ohne neu hinzugekommene Umhüllungsfehlstelle
U S = Ausgangsspannung am Schutzstromgerät ohne neu hinzugekommene
Umhüllungsfehlstelle
R A = Ausbreitungswiderstand der Anodenanlage
U aus = Ausschaltpotential an der Rohrleitung ohne neu hinzugekommene
Umhüllungsfehlstelle
R U = Umhüllungswiderstand der Rohrleitung ohne neu hinzugekommenen
Umhüllungsfehlstelle
R F = Ausbreitungswiderstand der neuen Umhüllungsfehlstelle
U F = Potential der neuen Umhüllungsfehlstelle
I F = Strom in die neue Umhüllungsfehlstelle
Bild 7. Schematische Darstellung der aktuell im KKS verbreiteten
Messtechnik.
Bild 8. Schematische Darstellung des Messaufbaus eines schnellen
digitalen Speicheroszilloskops.
5. Anwendungsbeispiele: Innovative Messund
Regelungsaufgaben
Die Messtechnik im KKS steht vor einem weiteren
grundsätzlichen Wandel. In immer höherem Maße werden
schnelle hochauflösende Messungen benötigt, um
z. B. schnelle zeitkritische Steueralgorithmen zeitnah
mit aktuellen Messwerten versorgen zu können oder
möglicherweise gefährliche Fremdeinwirkungen auf
erdverlegte Rohrleitungen rechtzeitig und sicher zu
erkennen. In den nachfolgenden beiden Beispielen werden
Lösungen für derartige Anforderungen ausführlich
vorgestellt. Die Verwendung „Eingebetteter Systeme“
und die entsprechende, in den vorherigen Kapiteln
beschriebene Einbindung dieser Systeme in die IT-Infrastruktur
des Netzbetreibers ist dabei unabdingbar.
5.1 Zeitnahe Erkennung kurzzeitig wirksamer
und vergleichsweise hochohmiger Umhüllungsfehlstellen
an Rohrleitungen
Die ursprüngliche Aufgabe der KKS-Fernüberwachung
bestand darin, die Vorgabe aus [2] und [3] zu erfüllen.
Hierfür werden Ein- und Ausschaltpotentiale, Wechselspannungen
zwischen Bezugserde und Rohrleitung
und Ströme gemessen. Dabei reicht es aus, diese Werte
einmal pro Tag zu ermitteln und an eine Zentrale zu versenden.
Diese Anforderungen erfüllt die momentan zur
Verfügung stehende Messtechnik schon seit Jahren
zufriedenstellend.
Da sich die Hersteller der aktuell auf dem Markt
erhältlichen KKS-Fernüberwachungssensoren bisher
ausschließlich an der o. g. Aufgabenstellung orientiert
haben, sind diese Sensoren nicht in der Lage, KKS-Messgrößen
permanent zu erfassen und zeitnah an die Zentrale
zu übermitteln.
Allerdings ergeben sich seit einiger Zeit Anforderungen
an KKS-Fernüberwachungssysteme, die über die in
[2] und [3] definierten Anforderungen deutlich hinausgehen.
Im Wesentlichen handelt es sich um das zeitnahe
Erkennen von temporär wirksamen, vergleichsweise
hochohmigen Umhüllungsfehlstellen, die durch
externe Einflüsse wie z. B. durch einen Baggerangriff
entstehen können.
März 2013
146 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
Die grundsätzlich zu lösende Aufgabe macht Bild 6
deutlich. Dieses zeigt schematisch das elektrotechnische
Ersatzschaltbild einer kathodisch geschützten
Rohrleitung. Kurzzeitig kommt dann eine weitere
Umhüllungsfehlstelle U F hinzu, deren Ausbreitungswiderstand
R F gegenüber R U vergleichsweise hochohmig
ist, so dass die Auswirkungen auf das Einschaltpotential
und den Schutzstrom vergleichsweise gering sind. Die
Aufgabe besteht nun darin, diese sehr klein ausgeprägten
Effekte zeitnah und sicher zu erkennen und zwar
auch dann, wenn nennenswerte externe Störgrößen
wie z. B. eingekoppelte Wechselspannungen oder Streuströme
gegeben sind.
In Bild 7 ist die aktuell im KKS verwendete Messtechnik
bei der Messung von Gleichspannungen schematisch
dargestellt. Das Eingangssignal wird zuerst über
einen Tiefpassfilter von den AC-Anteilen mit einer Frequenz
≥ 16,7 Hz weitgehend befreit. Über einen A/D-
Wandler wird dieses Signal dann digitalisiert und weiter
verarbeitet. In umfangreichen Untersuchungen hat sich
herausgestellt, dass diese Form der Messwerterfassung
zur Lösung des o. g. Problems grundsätzlich nicht geeignet
ist, da durch die Tiefpassfilterung des ursprünglichen
Messsignals wichtige Informationen verloren
gehen, die bei der Erkennung einer solchen Umhüllungsfehlstelle
benötigt werden.
Stattdessen wurde in unserem Hause zur Messwertaufnahme
eine Technik eingesetzt, die allgemein als
schnelles digitales Speicheroszilloskop bezeichnet wird
und die in Bild 8 schematisch dargestellt ist. Über einen
schnellen 24-Bit-A/D-Wandler werden die Messdaten
mit einer Abtastrate von 1 MHz praktisch ohne Informationsverlust
erfasst und digitalisiert. Die Daten werden
dann einem digitalen Signalprozessor (DSP) übergeben.
Hier können nun beliebige, komplexe und an die jeweilige
messtechnische Aufgabe angepasste Software-
Algorithmen zur Verarbeitung der Messdaten implementiert
und ausgeführt werden.
Die Bilder 9, 10 und 11 stellen exemplarisch mit
einem schnellen digitalen Speicheroszilloskop mit Ab -
tast rate 1 MHz aufgenommene Einschaltpotentialverläufe
an unterschiedlichen Rohrleitungen dar. Im Rahmen
dieser Messungen konnte u. a. aufgezeigt werden,
dass induzierte Störanteile mit den Frequenzen 50 Hz
von Hochspannungsfreileitungen und 16,7 Hz von
Bahnanlagen an nahezu jeder Rohrleitung zu finden
sind. Die Störgrößen sind nicht deterministisch und in
ihrer Ausprägung stets so, dass sie die extrem geringe
Signaländerung der in Bild 6 beschriebenen Effekte
deutlich überlagern.
Für die Erkennung einer temporär wirksamen und
vergleichsweise hochohmigen Umhüllungsfehlstelle
müssen die Messgrößen U ein und I S über Methoden der
digitalen Signalverarbeitung ausgewertet werden. Hierfür
ist sowohl die Betrachtung der vom Schutzstrom
verursachten Frequenzanteile als auch sämtlicher ande-
Bild 9. U ein ohne Beeinflussung.
Bild 10. U ein mit Wechselspannungsbeeinflussung.
Bild 11. U ein mit Wechsel- und Streustrombeeinflussung.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 147

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
Bild 12. Schematisch
Darstellung
des im Rahmen
des 2. DVGW-
Forschungsvorhabens
zur Wechselstromkorrosion
realisierten
grundsätz lichen
Aufbaus einer
messwertbasierten
intelligenten
Schutzstromeinspeisung.
rer im Gesamtsignal enthaltenen Frequenzanteile notwendig.
Über spezielle Software-Algorithmen und die
Fourier-Zerlegung der Messsignale in ihre Frequenzanteile
konnten bei geringer Wechselspannungsbeeinflussung
neu hinzukommende Umhüllungsfehlstellen im
Verhältnis
RF
v = ≈100
R
U
sicher erkannt R werden.
F
Das
v = ≤15
Rin DVGW GW 16 Kategorie 2c geforderte Erkennen
einer RF
v = ≈
U
neuen
100
nicht vollständig kathodisch geschützten
Umhüllungsfehlstelle RU
im Verhältnis
RF
v = ≤15
R
U
kann somit problemlos erfüllt werden.
Momentan wird daran gearbeitet, die Empfindlichkeit
der Erkennung derartiger Ereignisse weiter zu erhöhen
und ein sicheres Erkennen auch bei stark wechselspannungsbeeinflussten
Rohrleitungen zu gewährleisten.
5.2 Intelligente Schutzstromeinspeisung für
wechselspannungsbeeinflusste Rohrleitungen
Ein weiteres Beispiel, bei dem eine moderne Kommunikationsinfrastruktur
und leistungsfähige, intelligente
Mess- und Regelungstechnik Anwendung finden muss,
ist die Vermeidung von Korrosion erdverlegter Rohrleitungen
durch Wechselspannungsbeeinflussung mit
Hilfe intelligenter Schutzstromeinspeisung. In [4] wurde
die Auswirkung der Betriebsbedingungen des KKS auf
die Korrosionsgeschwindigkeit von Rohrleitungen unter
Wechselspannungsbeeinflussung untersucht. Hierbei
wurde festgestellt, dass durch geeignete Einstellung
des Einschaltpotentials die Korrosionsgefährdung
durch Wechselspannungsbeeinflussung deutlich reduziert
werden kann. In [5] wurden Untersuchungen zur
Auswirkung zeitlich variierender Schutzstromeinspeisungen
auf die durch Wechselstromkorrosion verursachte
Korrosionsrate durchgeführt.
Bei all diesen Untersuchungen hat sich herausgestellt,
dass bei wechselspannungsbeeinflussten Rohrleitungen
für Uein eine sehr scharf definierte Grenze von
–1,2 V existiert. Diese darf auch nicht geringfügig unterschritten
werden. Moderne Schutzstromgeräte müssen
deshalb in der Lage sein, die Ausgangsspannung in sehr
feinen Stufen einstellen zu können. Auch muss das System
sehr zeitnah darauf reagieren können, wenn dieser
Grenzwert örtlich doch einmal unterschritten wird. Deshalb
bedarf es auch hierfür einer permanenten Überwachung
der entsprechend relevanten KKS-Messwerte an
mehren Punkten an der Rohrleitung, damit ein zentral
implementierter Steuerungsprozess in die Lage versetzt
wird, derartige Grenzwertunterschreitungen zeitnah zu
korrigieren.
Bild 12 zeigt den im Rahmen des 2. DVGW-Forschungsvorhabens
zur Wechselstromkorrosion realisierten
grundsätzlichen Aufbau einer messwertbasierten
intelligenten Schutzstromeinspeisung. Leider kann
März 2013
148 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
dabei eine der zentralen Voraussetzungen, nämlich die
permanente Überwachung relevanter KKS-Messgrößen,
noch nicht umgesetzt werden, da die momentan zur
Verfügung stehenden KKS-Fernüberwachungssensoren
dies nicht erlauben.
6. Fazit
Die vollständige Integration von KKS-Daten in die IT-
Umgebung von Netzbetreibern ist ein Ziel, das sicherlich
nicht mehr lange auf seine Realisierung warten
muss. Momentan werden bereits vielversprechende
Hard- und Softwaresysteme erprobt, einige davon stehen
kurz vor der Markteinführung und die entsprechenden
Protokolle und Schnittstellen, die benötigt werden,
stehen schon seit langer Zeit für jeden offen zugänglich
zur Verfügung.
Der Wunsch der Netzbetreiber, in größerem Maße als
bisher auf die KKS-Daten zuzugreifen, zeugt von der
deutlich gestiegenen Wahrnehmung, die der KKS insgesamt
verzeichnet. Dies wird auf Seiten des KKS-Fachgebiets
einen weiteren Entwicklungsschub auslösen, um
den gestiegenen Wünschen und Anforderungen der
Netzbetreiber auch nachkommen zu können.
Eine zentrale Forderung an zukünftige KKS-Schutzstromgeräte
und -Fernüberwachungssensoren stellt die
echtzeitfähige Messdatenaufnahme und Datenverarbeitung
dar. Hierbei wird unter Echtzeit die im Kontext
der Messaufgabe erforderliche Datenverarbeitungsgeschwindigkeit
verstanden. Die dargestellten Anwendungsbeispiele,
zeitnahe Erkennung von kurzzeitig auftretenden
Umhüllungsfehlstellen, wie sie z.B. durch
Baggerangriffe verursacht werden können, und die
intelligente Schutzstromeinspeisung zur Reduzierung
der Wechselstromkorrosionsgefährdung an wechselspannungsbeeinflussten
Rohrleitungen untermauern
die Notwendigkeit dieser Forderung. Die Messdatenaufnahme,
Datenverarbeitung und Datenübertragung
müssen an diese unterschiedlichen Bedingungen flexibel
angepasst werden können.
„Eingebettete Systeme“ stellen dabei das Schlüsselelement
dar. Mit ihnen lassen sich die gestiegenen
Anforderungen problemlos erfüllen. So wie in anderen
Bereichen gehört auch im KKS „Eingebetteten Systemen“
die Zukunft. Nur mit ihnen ist ein „Smart KKS-System“
überhaupt realisierbar.
Literatur
[1] DIN EN 60870-5-104 „Fernwirkeinrichtungen und -systeme -
Teil 5-104: Übertragungsprotokolle - Zugriff für IEC 60870-5-
101 auf Netze mit genormten Transportprofilen (IEC 60870-
5-104:2006)“ (2007-09).
[2] DVGW-Arbeitsblatt GW 10 „Arbeitsblatt für den Kathodischen
Korrosionsschutz (KKS) erdverlegter Lagerbehälter
und Stahlrohrleitungen aus Stahl – Inbetriebnahme und
Überwachung“ (2008-05).
[3] DVGW-Arbeitsblatt GW 16 „Arbeitsblatt für den Kathodischen
Korrosionsschutz (KKS) erdverlegter Lagerbehälter
und Stahlrohrleitungen aus Stahl – Fernüberwachung“
(2008-05).
[4] DVGW-Forschungsprojekt G 2/01/08: Feldversuche zur Prüfung
des Einflusses von Wechselspannung und Einschaltpotential
auf die Wechselstromkorrosion. Schweizerische
Gesellschaft für Korrosionsschutz, M. Büchler, C.-H. Voûte.
Juni 2010.
[5] Büchler, M.; Voûte, C.-H.; Joos, D.: Einfluss von zeitlich variierendem
kathodischen Korrosionsschutz auf die Wechselstromkorrosion,
3R (2011), Nr. 6.
Autoren
INGENIEURBAU FÜR VERFAHRENSTECHNIK
Mitglied im NACE, DVGW, VDI
Der erste ISO-Flansch 44" RTJ
ISO-Flansche für den KKS
auch für den Erdeinbau zugelassen
● bis ISO-Sets PN 500 bis für PN Flansche 500 für Flansche API 10000 API 10000
● auch Einzelteile für die Nachrüstung
● Bolzenisolierung 2 mm, Glasflies und Kunstharz
gewickelt
● Spezialkonstruktionen für alle Dichtflächen
● Fachbetrieb nach § 19 l WHG
● Zertifiziert nach Druckgeräterichtlinie 97/23/EG
Ingenieurbau für Itagstraße 20 Telefon: 0 51 41/2 11 25
Verfahrenstechnik 29221 Celle Telefax: 0 51 41/2 88 75
e-mail: info@suckut-vdi.de
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Dipl.-Phys. Rainer Deiss
EnBW Regional AG |
Stuttgart |
Tel. +49 711 289-47414 |
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Dipl.-Ing. Matthias Müller
RBS wave GmbH |
Stuttgart |
Tel. +49 711 289-42668 |
E-Mail: m.mueller@rbs-wave.de
März 2013
gwf-Gas Erdgas 149

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
Prüfung der Qualität von
Rohrleitungsumhüllungen mittels
elektrolytischem Messverfahren
Korrosionsschutz, Spezifischer Umhüllungswiderstand, Stromeinspeisemessung,
elektroly tisches Messverfahren
Michael Brecht, Thomas Löffler, Klaus Blotzki und Hilmar Jansen
Beim Bau von neuen Rohrleitungen wird verstärkt
Wert auf die Qualität der Rohrleitungsumhüllung
gelegt. Besonders bei grabenlos verlegten Rohrleitungsabschnitten
ist eine nachträgliche Sanierung von
Umhüllungsschäden zur Gewährleistung der Leitungsintegrität
gar nicht oder nur mit unvertretbar
hohem Aufwand möglich. Mit dem elektrolytischen
Messverfahren ist eine einfache, reproduzierbare und
effektive Methode entwickelt worden, mit der elektrolytisch
leitfähige Umhüllungsschäden, die mit herkömmlichen
Verfahren (z. B. Hochspannungsprüfung)
oder visuell nicht detektierbar sind, erkannt werden
können. So wird vor Einzug von Rohrleitungsabschnitten
eine bestmögliche Umhüllungsqualität erreicht.
Quality control of pipeline coatings using an electrolytic
measurement technique
The quality of pipeline coating is of increasing focus
for new pipeline constructions. Especially for trenchless
laid pipeline sections, a later refurbishment of
coating defects to ensure pipeline integrity is impossible
or only possible with unjustifiable large efforts.
With the electrolytic measurement technique a simple
reproducible and effective method has been developed
to detect electrolytic conductive coating defects,
which are not detectable with conventional procedures
(e.g. holiday detection) or visually. Thus prior to
pipeline pull in the best reachable coating quality can
be achieved.
1. Einleitung
Für die dauerhafte korrosionsschutztechnische Integrität
einer neu verlegten Rohrleitung sowie für das wirtschaftliche
Erreichen der angestrebten technischen
Nutzungsdauer ist die Qualität der Korrosionsschutzumhüllung
maßgeblich verantwortlich.
Die Leistungsfähigkeit und Langzeitbeständigkeit
der beim Bau von Rohrleitungen eingesetzten Werksund
Nachumhüllungen hat einen hohen Standard
erreicht. Moderne Kunststoffumhüllungen erreichen bei
Prüfung im Labor ohne weiteres spezifische Umhüllungswiderstände
von mehr als 10 10 Ωm 2 . Unter praktischen
Gesichtspunkten ist beispielsweise im Rahmen
eines Leitungsbauprojektes ein mittlerer spezifischer
Umhüllungswiderstand von größer 10 8 Ωm 2 als realistisch
anzusehen und hat bereits in den entsprechenden
Regelwerken als Kriterium Einzug gehalten.
Ein besonderer Anspruch an die Umhüllungsqualität
von Rohrleitungen ist bei grabenlosen Verlegungen
zu stellen. Hier werden durch die erhöhten
mechanischen Beanspruchungen bei Verlegung
sowohl speziell geeignete Umhüllungssysteme eingesetzt
als auch ein erhöhtes Augenmerk auf die Umhüllungsqualität
gelegt. Dies liegt darin begründet, dass
eine nachträgliche Fehlstellenbeseitigung bei grabenlos
verlegten Rohrleitungsabschnitten häufig überhaupt
nicht oder nur mit sehr großem Aufwand realisierbar
ist. In diesen Fällen ist es empfehlenswert, mittels
baubegleitender Messung die Umhüllungsqualität
festzustellen und einen grabenlos zu verlegenden
Rohrleitungsabschnitt erst einzuziehen, wenn die fehlerfreie
Umhüllung durch Erreichen eines vorher definierten
Kriteriums (spezifischer Umhüllungswiderstandswert
von ≥ 10 8 Ωm 2 ) nachgewiesen ist.
Neben der Qualität der eingesetzten Umhüllungsmaterialien
und der Beanspruchung beim Rohreinzug
spielt die Qualität der Verarbeitung der Nachumhüllung
eine zentrale Rolle.
Dieser Artikel stellt ein neues Verfahren vor, dass die
Prüfung von Rohrleitungsumhüllungen mittels eines
elektrolytischen Messverfahrens ermöglicht.
2. Hintergrund zur Entwicklung des
elektrolytischen Messverfahrens
Neben der Prüfung der Umhüllung mittels Hochspannungsprüfung
(„ISO-Test“) unmittelbar vor Absenken
der Leitung in den Rohrgraben bzw. Rohreinzug bei
grabenloser Verlegung, stellt die Stromeinspeisemes-
März 2013
150 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
sung ein wichtiges Instrument zur Qualitätssicherung
beim Neubau von Rohrleitungen dar. Mit diesem Verfahren
lassen sich frühzeitig sowohl Fehler erkennen,
die bei der Hochspannungsprüfung unentdeckt geblieben
sind, als auch Fehler, die erst bei der Grabenverfüllung/Rohreinzug
entstanden sind.
An grabenlos verlegten Rohrleitungsabschnitten
wird die Stromeinspeisemessung als verlegebegleitendes
Messverfahren eingesetzt. Praxisbeispiele belegen,
dass mit diesem Verfahren auch kleinste Umhüllungsfehlstellen
detektiert werden können. In Tabelle 1 ist
das Ergebnis einer Strom-einspeisemessung an einem
gepressten Produktenrohr dargestellt. Aus den Daten ist
die Polarisation der Leitung bei gleichzeitiger Nichterfüllung
des Umhüllungswiderstandskriteriums er -
kennbar.
Mittels intensiver Fehlstellenortung konnte eine
Umhüllungsbeschädigung in 25 m Entfernung zur Zielgrube
eingemessen werden. Nach Herauspressen der
betreffenden Rohrlängen wurden die in Bild 1 dargestellten
Umhüllungsbeschädigungen festgestellt. Dabei
handelt es sich um Verunreinigungen, die in die
Schweißnahtnachumhüllung einlaminiert worden sind.
Bei einer anschließenden provisorischen Einspeisemessung
mit einer Referenzelektrode (siehe Bild 2)
zeigten diese Bereiche eine erhöhte Stromaufnahme.
Zu erwähnen ist, dass eine Hochspannungsprüfung dieser
objektiv fehlerhaften Bereiche nicht zu einem Funkendurchschlag
führte. Allerdings hätten die Fehlstellen
bei einer sorgfältig durchgeführten visuellen Prüfung
erkannt werden können.
Nach Durchpressen dieser hinsichtlich des spezifischen
Umhüllungswiderstandes fehlerhaften Schweißnaht
wurde eine erneute Stromeinspeisemessung mit
dem in Tabelle 2 dargestellten Ergebnis durchgeführt.
Wie bei einer völlig fehlstellenfreien Umhüllung zu
erwarten ist, zeigt der Rohrstrang nun keinerlei Stromaufnahme
und damit einen gegen unendlich gehenden
Umhüllungswiderstand.
Ein weiteres Beispiel für eine mittels Einspeisemessung
festgestellte, fehlerhafte GfK-Schweißnahtumhüllung
ist in Bild 3 dargestellt. Hier wurde das Glasfasergewebe
im unteren Rohrsegment nicht ausreichend mit
Epoxidharz getränkt. Auch dieser Fehler konnte mittels
Hochspannungsprüfung nicht detektiert werden, hätte
jedoch bei sorgfältiger visueller Prüfung entdeckt werden
können.
Mittels des hier vorgestellten elektrolytischen Messverfahrens
ist der Schritt von der Entwicklung des Prototypen
zu einem standardisierten, reproduzierbaren
Verfahren unter Baustellenbedingungen gelungen. Mit
dieser Methode als zusätzliche qualitätssichernde Maßnahme
erhöht sich die Verfahrenssicherheit eines Rohrverlegeverfahrens
hinsichtlich der Qualität der baustellenseitig
aufgebrachten Umhüllung um ein beträchtliches
Maß. Es soll nicht unerwähnt bleiben, dass dieses
Tabelle 1. Ergebnis der ersten Stromeinspeisemessung an einem gepressten
Rohrleitungsabschnitt DN 800 (Länge im Erdreich = 83 m).
Zeit
[min]
U ein
[V]
U aus
[V]
ΔU‘
[mV]
I sges
[μA]
J s
[μA/m]
R A
[Ω]
r u
[Ωm 2 ]
3 –1,50 –0,75 750 4,48 0,023 154 959 3,23 E + 07
6 –1,50 –0,79 710 4,72 0,023 150 424 3,14 E + 07
9 –1,50 –0,82 680 4,80 0,023 141 667 2,96 E + 07
12 –1,50 –0,87 630 3,08 0,015 204 545 4,27 E + 07
Tabelle 2. Ergebnis der zweiten Stromeinspeisemessung an einem gepressten
Rohrabschnitt DN 800 (Länge im Erdreich = 83 m) nach Durchpressen
einer fehlerhaften Schweißnahtnachumhüllung.
Zeit
[min]
U ein
[V]
U aus
[V]
ΔU‘
[mV]
I sges
[μA]
J s
[μA/m]
R A
[Ω]
r u
[Ωm 2 ]
3 –1,50 0 1500 0 0,000 gegen ∞ gegen ∞
Bild 1. Durch einlaminiertes Erdreich verursachte Fehlstelle
in Epoxy-GfK-Schweißnahtumhüllung.
Bild 2. Qualitative Stromeinspeisemessung an fehlerhafter
Epoxy-GfK-Schweißnahtumhüllung.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 151

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
zerstörungsfreie Prüfverfahren einen in Bezug auf die
Gesamtkosten des Verlegeverfahrens unmerklichen Einfluss
hat.
Bild 3. Ausschnitt einer mangelhaft mit Harz getränkten
Epoxy-GfK-Schweißnahtumhüllung. Der Fehler führte zu einer
unzulässig hohen Stromaufnahme und damit zu einem unzulässig
niedrigen, spezifischen Umhüllungswiderstand bei der Stromeinspeisemessung.
Bild 4.
Schematische
Darstellung der
Schweißnahtumhüllung.
Bild 5.
Schematische
Darstellung
der angelegten
Manschette um
den Bereich
der
Schweißnahtumhüllung.
Bild 6.
Auffüllen des
Zwischenraums
zwischen
Manschette
und Rohrleitung
mit
Leitungswasser.
3. Beschreibung des elektrolytischen
Messverfahrens
3.1 Vorbereitung
Zunächst wird eine flexible Kunststoffmanschette um
den Nachumhüllungsbereich gelegt. Diese Manschette
ist derart vorgeformt, dass um die gesamte Nachumhüllung
ein Zwischenraum entsteht, der später mit Wasser
befüllt wird. Die Länge der Manschette berechnet sich
aus dem Rohrdurchmesser und sollte im oberen Bereich
der Rohrleitung etwas überlappen. Für die Abdichtung
der Manschette zur Rohrleitung wird ein geschlossenporiger
Schaumstoff verwendet, wobei die Abdichtung
in jedem Fall auf der Werksumhüllung abschließen
muss, um auch den Übergangsbereich zwischen Nachund
Werksumhüllung in die Prüfung einzubeziehen. Der
nötige Anpressdruck der Manschette wird durch Spannbänder
erreicht. Der obere überlappende Bereich der
Manschette wird im Bereich des Manschettenrandes
mit Butylkautschukmasse abgedichtet, die vor dem
Anlegen der Manschette auf der Rohrleitung aufgebracht
wird (Bild 4 und Bild 5).
Nach dem Anlegen der Manschette kann die Befüllung
mit Leitungswasser mit einem spezifischen Widerstand
von maximal 100 Ωm erfolgen. Die Befüllung findet
vorzugsweise über einen Schlauchanschluss mit
Hahn statt, der in der 6-Uhr-Position angebracht ist. Zur
Vermeidung von fehlerbehafteten Messungen ist der
Schlauch während der Messung von der Manschette zu
trennen. Eine Metallplatte (Durchmesser ca. 2 cm), die
mit einer von außen zugänglichen Polklemme versehen
ist, dient als Anode für die Stromeinspeisung. Die Metallplatte
hat einen Ausbreitungswiderstand im Halbraum
(bei einem spezifischen Widerstand von Leitungswasser
der üblicherweise bei 25 Ωm liegt) von
ρ 25 Ωm
R = = = 625 Ω ,
2d
2002 ⋅ , m
der bei Umhüllungswiderständen
r R A U von R > 107 Ω (siehe
M2
Tabelle
u
= 3) ⋅ vernachlässigt = ⋅A
werden kann.
I
M1
3.2 Messaufbau
Der Messaufbau ist gemäß Bild 7 derart durchzuführen,
dass Kriechströme zum Erdreich vermieden werden.
Dafür müssen sowohl die Werksumhüllung im Bereich
der Manschette als auch die Messausrüstung sauber
und trocken sein und es dürfen keine Mess- oder Einspeisekabel
auf dem Erdreich liegen.
Anforderung an die Messausrüstung:
##
G1: Akkumulator mit einer Spannung von 24 V
Es dürfen keine Netzgeräte oder Bordnetze von
Fahrzeugen eingesetzt werden, da hierbei die
Gefahr von Masseverschleppung besteht.
März 2013
152 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
##
Rs: Shunt mit einem Widerstandswert von 10 kΩ
und einer Genauigkeit ≤ 1 %
##
M1: Mikrovoltmeter mit einem Innenwiderstand von
1 MΩ oder mehr. Der kleinste Messbereich muss
≤ 100 µV sein.
##
M2: Voltmeter mit einem Innenwiderstand von
≥ 10 MΩ.
##
S1, S2: Nur symbolisch; Öffnen der Stromkreise wird
durch das Ziehen der Stecker erreicht.
3.3 Messablauf
Wie der Tabelle 3 zu entnehmen ist, liegt der Grenzstrom
bei der Nachumhüllung einer Leitung DN 25 bei
3,8 nA, der zu einem Spannungsfall an Rs von 38 µV
führt. Diese Größenordnung liegt durchaus im Bereich
von Thermospannungen verschiedener Kontaktmaterialien
der Stecker und Buchsen und muss messtechnisch
kompensiert werden. Außerdem haben µV-Meter in diesen
Messbereichen keinen langzeitstabilen Nullpunkt.
Deswegen muss vor Beginn der Messung der Nullpunkt
von M1 im kleinsten Messbereich bei geöffnetem Schalter
S1 eingestellt werden. Nach Abschluss der Messung
ist der Nullpunkt erneut zu kontrollieren.
Durch das Schließen von S1 (die Schaltung befindet
sich jetzt im Status nach Bild 7) und bei vollständig
intakter Nachumhüllung wird mit dieser Prüffläche ein
kaum oder nicht messbarer Strom fließen. Ausgehend
von einem spezifischen Umhüllungswiderstand von
10 13 Ωm 2 und einer Fläche von 0,1 m ergibt sich ein
Umhüllungswiderstand von 10 14 Ω. Der Speisestrom
beträgt dann 0,24 pA, der einen Spannungsfall an Rs
von 24 nV erzeugt. Dieser Spannungswert führt auch im
Messbereich von 10 µV zu keinem erkennbaren Zeigerausschlag.
Die Speisespannung kann jetzt durch das Schließen
von S2 mit M2 gemessen werden. Da der Messstrom durch
das Messinstrument M2 bei einem Innenwiderstand von
10 7 Ω größer ist als der zulässige Grenzwert der Nachumhüllung,
ρwird 25 nach Ωmder Spannungsmessung S2 wieder
R = = = 625 Ω
geöffnet. 2dMit 2002 dem ⋅ , jetzt m angezeigten Strom (Bild 8) kann
nun der spezifische Umhüllungswiderstand mit
r R A U M2
u
= ⋅ = ⋅A
IM1
berechnet werden.
Als Fläche A wird für die Berechnung nur die vorher
blanke Stahlfläche herangezogen, da man bei der
Werksumhüllung davon ausgehen kann, dass sie als
elektrolytisch ‚dicht’ zu betrachten ist. Das Ausschaltpotential
wird nicht berücksichtigt, da bei einer Pore oder
Fehlstelle, an der eine Polarisation festzustellen ist, der
Grenzwert für den Umhüllungswiderstand bereits um
ein vielfaches überschritten wäre.
3.4 Messaufbau Funktionstest
Ein Funktionstest der Schaltung kann nach Bild 9 derart
durchgeführt werden, dass bei geschlossenem S2 und
Tabelle 3. Grenzwerte bei verschiedenen Rohrdurchmessern.
Innerer
Rohrduchmesser
Äußerer
Rohrduchmesser
Länge des
Schweißnahtbereiches
Fläche des
Schweißnahtbereiches
Widerstand bei
r u = 10 E – 08 Ωm 2
einem in den Elektrolyten eingetauchten Drahtende
über M2 ein Messstrom erzeugt wird, der zu einem
deutlichen Stromanstieg führen muss. Schaltungstechnisch
entspricht das einer Fehlstelle/Pore in der
Nachumhüllung mit einem Ausbreitungswiderstand
von R F = R M2 + R AF .
Grenzstrom bei
24 V Einspeisung
Spannungsfall an
Rs = 1000 Ω
DN [mm] Da [mm] L [cm] A [m 2 ] R [Ω] I [nA] Urs [mV]
25 25,4 20 0,015959 6,266 E + 09 3,8 0,04
50 50,8 20 0,031919 3,133 E + 09 7,7 0,08
100 114,3 20 0,071817 1,392 E + 09 17,2 0,17
200 219,1 20 0,137665 7,264 E + 08 33,0 0,33
300 323,9 20 0,203513 4,914 E + 08 48,8 0,49
400 406,4 30 0,383024 2,611 E + 08 91,9 0,92
500 508 30 0,47878 2,089 E + 08 114,9 1,15
600 610 30 0,574913 1,729 E + 08 138,0 1,38
700 711 30 0,670103 1,492 E + 08 160,8 1,61
800 813 30 0,766236 1,305 E + 08 183,9 1,84
900 914 30 0,861427 1,161 E + 08 206,7 2,07
1000 1016 40 1,276746 7,832 E + 07 306,4 3,06
1100 1118 40 1,404924 7,118 E + 07 337,2 3,37
1200 1219 40 1,531844 6,528 E + 07 367,6 3,68
1400 1422 40 1,786942 5,596 E + 07 428,9 4,29
Bild 7. Messaufbau zur Durchfühung des elektrolytischen
Messverfahrens.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 153

FACHBERICHTE Korrosionsschutz
3.5 Messfehler
In Bild 10 ist ein Messfehler dargestellt, bei dem ein
Kriechstrom durch eine Verunreinigung auf der Rohrleitungsoberfläche
zurückzuführen ist. Die Werksumhüllung
muss zwischen der Manschette und dem Kontaktbereich
mit der Erde auf einer Länge von mindestens
0,5 m sorgfältig gereinigt und getrocknet werden.
Bei Regenwetter ist für eine Überdachung durch
Schirme oder Zelte zu sorgen. Weitere Messfehler
durch Kriechströme können durch bis zum Boden herunterhängende
Spannbänder oder Messkabel entstehen.
Die für die Messung erforderliche Ausrüstung –
dazu zählt auch der Akkumulator – sollte beispielsweise
in einer sauberen und trockenen Kunststoffbox
untergebracht sein.
Bild 8. Stromkreis mit einer Fehlstelle/Pore.
Bild 9. Funktionstest.
Bild 10. Messfehler durch Verunreinigung
4. Vorstellung eines Praxisbeispiels
Im Folgenden wird ein Praxisbeispiel vorgestellt, bei
dem dieses Verfahren an nachumhüllten Rundschweißnähten
eines später im Horizontalbohrverfahren (HDD)
verlegten Rohrleitungsabschnittes (DN 150) eingesetzt
wurde.
Als Werksumhüllung wurde eine Polyethylenumhüllung
mit einem zusätzlichen mechanischen Schutz
bestehend aus einem Polyester-GfK eingesetzt, als
Schweißnahtnachumhüllung ein PE-Butylkautschukband
und ein Vinylester/Polyester-GfK-Decklagensystem
(Bild 11).
Die Länge des später im Erdreich verlegten Rohrleitungsstranges
des HHD-Bauwerkes betrug 235 m. Das
Verfahren wurde an 19 nachumhüllten Rundschweißnähten
ausgeführt.
Die mit dem Verfahren bestimmten spezifischen
Umhüllungswiderstände lagen bis auf eine Ausnahme
in der Größenordnung von r u ~ 10 10 – 10 11 Ωm 2 . Die fehlerhaft
applizierte Nachumhüllung wies einen Wert für
ru von nur ~ 10 6 Ωm 2 auf. Visuell waren keine Unregelmäßigkeiten
an der Schweißnahtumhüllung zu erkennen.
Mittels Hochspannungsprüfung waren ebenfalls
keine Schäden (z. B. Poren) detektierbar.
Die Stromaufnahme des geprüften Bereiches lag bei
I = 4 µA (U Ein = –25,5 V). Die Nachumhüllung wurde daraufhin
komplett saniert und der spezifische Umhüllungswiderstand
betrug nach Sanierung und Wiederholung
der Messung r u = 1,1 · 10 10 Ωm 2 .
Der so geprüfte HDD wurde eingezogen und danach
mittels Stromeinspeisemessung geprüft. Der angestrebte
spez. Umhüllungswiderstand wurde mit r u ~2,1 ·
10 8 Ωm 2 überschritten. Die Stromaufnahme betrug bei
dem vorgegebenen Einschaltpotential (U Ein = –25,5V)
I = 12,5 µA.
Zur Erfüllung des Kriteriums von r u = 1 · 10 8 Ωm 2
wäre ein Strom von 26 µA tolerabel gewesen (15 %
des max. zulässigen Stromes wären durch die fehlerhafte
Umhüllung dieser einzelnen Nachumhüllung
geflossen).
März 2013
154 gwf-Gas Erdgas

Korrosionsschutz
FACHBERICHTE
Bild 11. Applikation des PE-Butylkautschukbandes (oben)
und fertig laminiertes GfK-Decklagensystem (rechts).
Ohne die Anwendung dieses Messverfahrens wäre
eine fehlerhafte Schweißnahtnachumhüllung eingezogen
worden.
5. Fazit
Dieses einfache Messverfahren liefert einen wirksamen
Beitrag die Qualität von Umhüllungen zerstörungsfrei
zu prüfen und zu bewerten. Dabei werden insbesondere
bei grabenlosen Rohrverlegungen mögliche Kosten
vermieden, die durch spätere Freilegungen oder
durch Weiterpressen von Rohren zur Beseitigung von
Umhüllungsschäden entstehen können. Die Leitungsintegrität
hinsichtlich des passiven Korrosionsschutzes in
schwer zugänglichen Leitungsbereichen wird gewährleistet.
Autoren
Dr. Michael Brecht
Open Grid Europe GmbH |
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Tel. +49 201 3642-18082 |
E-Mail: michael.brecht@open-grid-europe.com
Klaus Blotzki
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Dr. Thomas Löffler
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März 2013
gwf-Gas Erdgas 155

FACHBERICHTE Biogas
Ermittlung des optimalen Durchmessers
von Biogas-Verbindungsleitungen 1
Biogas, Biogaseinspeisung, Verbindungsleitung, Kosten, Lebenszyklus, Barwert,
optimaler Durchmesser
Jens Mischner
Im vorliegenden Beitrag wird die Abhängigkeit der
Kosten (Barwert, Lebenszykluskosten) für die Einspeisung
von Biogas in ein Erdgasnetz als Funktion
des Durchmessers der Biogas-Verbindungsleitung
betrachtet. Erfasst werden alle Kosten für die Verdichtung
und den Transport des konditionierten
Gases bis zum Einspeisepunkt in das Gasnetz. Kosten
für die Konditionierung des aufbereiteten Biogases
werden nicht bilanziert. Es wird gezeigt, dass ein Kostenminimum
existiert. Der Verfasser schlägt einen
analytischen Algorithmus zur Berechnung des optimalen
Durchmessers der Biogas-Verbindungsleitung
vor und erläutert diesen exemplarisch.
Determination of the optimal diameter of biogas
interconnecting lines
In the contribution on hand the dependency of the
expenditures (cash value, life cycle expenditures) for
the feeding of biogas into a natural gas net as a function
of the diameter of the biogas interconnecting line
is considered. All expenditures for the compression
and the transport of the conditioned gas up to the
feeding point into the gas net are recorded. Expenditures
for the conditioning of the prepared biogas are
not assessed. It is shown that an expenditure minimum
exists. The author suggests an analytical algorithm
for the calculation of the optimal diameter of
the biogas interconnecting line and explains this
exemplarily.
1. Einleitung
Biogas wird in zunehmendem Maße in Erdgasnetze eingespeist.
Hierzu werden Biogasanlagen mit Hilfe von
Biogaseinspeiseanlagen in Erdgasnetze eingebunden
und an Erdgasleitungen angeschlossen. Hierfür wurden
entsprechende gesetzliche Grundlagen geschaffen [1]
bis [3]. In der Literatur finden sich mittlerweile viele Hinweise
zur Gestaltung und zum Betrieb von Biogaseinspeiseanlagen
einschließlich aller Fragen der Genehmigung
und sonstiger rechtlicher Prämissen; siehe [4–11].
Die Problematik der Konditionierung von Biogas soll
hier ausgespart bleiben. Mit [12] und [13] liegen erstmals
belastbare „amtliche“ empirische Daten zu den
Kosten der Biogaseinspeisung in Erdgasnetze vor. In
[15–20] werden insbesondere Fragen der Kostengestehung
und -optimierung in Biogaseinspeiseanlagen, also
im Bilanzkreis von Netzbetreibern, behandelt. Das ist
Teil der Bemühungen der Netzbetreiber, im Grundsatz
wälzbare Kosten betriebs- und volkswirtschaftlich zu
optimieren.
2. Kosten der Biogaseinspeisung
2.1 Kosten Biogaseinspeiseanlage – Beispiel
Geht man von den etablierten Zuordnungen bei einer
Biogaseinspeisung in ein Erdgasnetz aus, dann sind
diese Verhältnisse in Bild 1 dargestellt worden. Biogas
wird in einer Biogasanlage produziert und gemäß den
Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes G 262 aufbereitet
(Biogasaufbereitungsanlage = BGAA). Danach
wird es vom Netzbetreiber übernommen und in einer
Biogaseinspeiseanlage (BGEA), auf den erforderlichen
Einspeisedruck verdichtet und ggf. konditioniert, um
den Anforderungen an die Gasbeschaffenheit (DVGW-
G 260) bzw. die Gasabrechnung (DVGW-G 685) zu genügen.
Nach der Verdichtung („V“) und Konditionierung
Bild 1. Situationsskizze Biogaseinspeisung in Erdgasnetze;
Biogaseinspeiseanlage [(Verdichten – Messen/Konditionieren –
Transportieren des aufbereiteten Biogases) → Netzbetreiber].
1 Die vorliegende Arbeit ist im Rahmen des Forschungsprojekts
„Analytische Ermittlung der Grenzkosten des Anschlusses von
Biogasanlagen an Gasnetze [„Netzanschlusskosten“]“ im Auftrage
der Thüringer Energienetze GmbH (TEN)/E.ON Thüringer
Energie AG (ETE) entstanden.
März 2013
156 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
Bild 2. Situationsskizze Biogaseinspeisung mit Betriebsparametern
für die Verdichtung und den Transport des Biogases von der BGEA
zum Netzkopplungspunkt.
Bild 3. Zustandsänderungen des Biogases
im h,s-Diagramm für den Verfahrensablauf
gemäß Bild 2.
Bild 4. Situationsskizze Biogaseinspeisung mit Betriebsparametern
für die Verdichtung, die Kühlung und den Transport des Biogases
von der BGEA zum Netzkopplungspunkt.
Bild 5. Zustandsänderungen des Biogases
im h,s-Diagramm für den Verfahrensablauf
gemäß Bild 4.
(„K“) erfolgt der Transport („T“) des Gases über eine entsprechende
Verbindungsleitung bis zum gewählten
Anbindepunkt an das Gasnetz. Die im Bereich der Gasverdichtung
ablaufenden physikalischen Prozesse wurden
in den Abbildungen gemäß Bild 2 bis Bild 5 veranschaulicht.
Die o. a. Verbindungsleitungen werden häufig
in DN 100 und je nach Nenndruckstufe als PE- bzw.
Stahlleitung ausgeführt. Der Autor unterstellt, dass
direkte Biogaseinspeisungen in aller Regel – nicht
zuletzt auch aus wirtschaftlichen Gründen – in 16 barbzw.
25 bar-Systeme realisiert werden. Rückverdichtungen
in höhere Druckebenen sind natürlich nicht auszuschließen.
Erfasst man im Bilanzkreis des Netzbetreibers (NB)
alle hierbei anfallenden Kosten für einen bestimmten
Betrachtungszeitraum und bei einem bekannten Kalkulationszins,
dann kann der sog. Barwert für die BGEA
angegeben werden. Hierbei soll – zunächst aus akademischem
Interesse – untersucht werden, wie dieser Barwert
vom Nenndurchmesser der Biogasverbindungsleitung
abhängt. Dieser Gedanke liegt an und für sich
nahe: Das aufbereitete Biogas wird vom NB mit einem
bestimmten Druck p 1 übernommen und ist aus netztechnischen
Gründen mit dem Druck p 3 am Einspeisepunkt
anzustellen. Der Verdichterausgangsdruck (= Eingangsdruck
für die Transportleitung) p 2 hängt direkt
vom gewählten Durchmesser der Verbindungsleitung
ab und bestimmt maßgeblich den Leistungsbedarf und
Elektroenergieverbrauch des Verdichters. Außerdem
hängen auch die Herstellkosten für die Verbindungsleitung
von deren Durchmesser ab. Beide Effekte – steigender
Elektroenergiebedarf für den Verdichterbetrieb
bei geringerem Leitungsdurchmesser und gleichzeitig
geringere Herstellkosten für die Rohrleitung – sind also
März 2013
gwf-Gas Erdgas 157

FACHBERICHTE Biogas
Durchmesser nicht beeinflussen. 2 Die mathematische
Vorgehensweise soll nachfolgend grob angedeutet
werden:
##
Anschreiben des Barwerts für das Verdichten – Transportieren
des Biogases B VT als (analytische) Funktion
des Durchmessers D der Verbindungsleitung:
B VT = f (D)(1)
##
Bilden und Nullsetzen der ersten Ableitung dieser
Funktion:
Bild 6. Barwert Biogaseinspeisung als Funktion des Durchmessers der
Verbindungsleitung; Parameter: Abschreibungszeitraum Rohrleitung.
gegenläufige Faktoren und bedürfen der Optimierung.
Für ein ausgewähltes Beispiel (Bezeichnungen siehe
Bild 1; q n = 700 m 3 /h, p 1 = 300 mbar (Ü), p 3 = 23 bar (Ü),
L = 3000 m; Einspeisung in ein Erdgas H-Netz) ist der
Barwert (n = 10 Jahre, Kalkulationszins = 8 %/a, Elektroenergiepreis
= 12,5 ct/kWh) für die Biogaseinspeisung
als Funktion des Leitungsdurchmessers aufgetragen
worden.
Es erweist sich, dass die untersuchte Funktion einen
Extremwert (Kostenminimum → optimaler Durchmesser)
aufweist. Das gilt systematisch auch für andere
Parameterkonstellationen. Der gewählte Abschreibungszeitraum
für die Rohrleitung hat nur einen geringen
Einfluss auf den Barwert und praktisch keinen auf
die Lage des Kostenoptimums.
2.2 Optimierungsansatz – Grundidee
Der oben geschilderte Befund, dass bei der Ermittlung
der Kosten für die Fortleitung von Gasen in Rohrleitungen
mit Hilfe von Kompressoren in der Kostenberechnung
zwei gegenläufige Effekte auftreten und zu einem
Extremwert führen, ist nicht neu, sondern in der Vergangenheit
– in jeweils spezifischem Kontext – mehrmals
analysiert und untersucht worden; auf entsprechende
Literatur, siehe [21–25], sei exemplarisch verwiesen.
Ziel der nachfolgenden Betrachtungen wird es sein,
den Barwert der Biogaseinspeisung als Funktion des
Durchmessers der Verbindungsleitung anzuschreiben.
Es genügt, hierbei lediglich die Kostenbestandteile zu
erfassen, die vom Durchmesser der Rohrleitung als
unabhängiger Variablen abhängen. Das sind die Verfahrensschritte
Verdichtung und Transport des Biogases.
Alle anderen Kostengrößen, z. B. die Kosten für die Konditionierung
des Biogases und die Kosten für die Messung
der Gasbeschaffenheit etc., können unberücksichtigt
bleiben, da diese die Lage des Optimums über dem
März 2013
158 gwf-Gas Erdgas
dBVT
( D) = 0
dD
(2)
##
Ermitteln des optimalen Durchmessers gemäß einer
2
dBVT
( Dopt
(analytischen)
) > 0Bestimmungsgleichung:
2
dD
D opt = f (…) (3)
* *
BVT = IV + IR + KEE ⋅ d( + K d
EE)
WI , V⋅
WI
+ KWI , R⋅dWI
dBVT
( D) ##
Prüfung, = ob 0 es sich beim gefundenen Extremwert
dD
* *
tatsächlich KVT = BVT ⋅ a= um ( I ein
V
+ I Minimum
R
+ KEE ⋅ d handelt:
( )
+ K ⋅ d + K ⋅d
EE WI , V WI WIR , WI )⋅a
2
dBVT
( Dopt
)
n > 0 (4)
2
dD ( 1+
i) ⋅i
a =
n
Dem ( 1+
Verfasser
i) −1
* * ist klar, dass zur Durchführung von
BVT = IV + IR + KEE ⋅ d( K d
EE)
+
WI , V⋅
WI
+ KWI , R⋅dWI
Extremwertbetrachtungen
d = ( + i ) dieser Art eine Vielzahl entsprechender
1 Lehrbücher − 1 bzw. Nachschlagewerke exis-
n
n * *
tiert. KVT Der = ( 1BVerfasser + VTi⋅ ) a⋅= i ( IV selbst + IR + Kgreift EE
⋅ d( )
+ K ⋅ d + K ⋅d
EEgern WI auf , V [26–28] WI WIR , zurück. WI )⋅a
Nachfolgend sollen alle zu berücksichtigenden Kostengrößen
n n
n
( 1+
i) − ( 1+
e)
d
( 1+
i
zusammengestellt
) ⋅i
und in eine Gl. (1) entsprechende
a =
e)⋅
nForm gebracht n werden. Was die finanzmathematischen
Grundlagen angeht, sei hier lediglich auf
( 1+
i) −( 1
+ i) ⋅( i−e)
die entsprechende
€
dn
R= ( 177 + i,
) n
1 87 −
Literatur verwiesen ([29–35]).
1
n
+
m
3. Kosten ( 1 iBiogaseinspeisung ) ⋅i
– Barwert
3.1 Kostenstruktur
€
€
mR
= 0,
8340 n
( 1+
= 8340 n
Gemäß der üblichen
= ( + )⋅ mm i) − ⋅m( und 1+
e)
bewährten Vorgehensweise
d 1 e
m⋅m
der dB VDI VT ( D2067, ) n
= 0( 1+
Kosten
i) ⋅( i−
in
e)
kapital-, verbrauchs- und
betriebsgebundene dD
€
Kosten, ggf.
€
auch sonstige, aufzugliedern,
[ mV
]= soll 1075der , 30 = 1,
07530
€
Barwert kW für das WVerdichten und den
2
Transport ndB
R
= 177des , 87
VT ( Dopt
) Biogases wie folgt angeschrieben werden
> m0
2
(Bezeichnungen dD gemäß Bild 2 bzw. Bild 4):
€
€
mR
0* , 8340 *
B
= 8340
VT
= IV + IR + Kmm EE
⋅ d⋅
m( K md
EE)
+
WI , V⋅
WI ⋅m+ KWI , R⋅d
Die durchschnittlichen * € * jährlichen € Kosten der Biogaseinspeisung
(K VT ) lassen kW sich direkt W aus dem Barwert
[ Km
VT
=
V ]= B10
VT
⋅ 75 a= , 30 ( IV + IR=
+ 1K,
EE 07530 ⋅ d( )
+ K ⋅ d + K ⋅d
EE WI , V WI WIR , WI )⋅a
berechnen:
n
( 1+
i) ⋅i
a =
n
1+
i 1
( ) −
( )
n
−
1
= + i 1
2 Aus d formal mathematischer Sicht ist hier maßgebend, dass
n
beim Bilden ( 1+
i) und ⋅i
Nullsetzen der ersten Ableitung der Funktion
B VT = f (D) zum Aufsuchen des optimalen Durchmessers alle
Terme, die nicht vom n Durchmesser n abhängig sind, verschwinden,
d= resp. ( 1+
eNull )⋅ werden.
( 1+
i) − ( 1+
e)
n
1+
i i e
n
R
=
177,
87
( ) ⋅( − )
€
m
WI
(5)

dBVT
( D) = 0
dD
2
dBVT
( Dopt
) > 0
2
dD
Biogas
FACHBERICHTE
* *
BVT = IV + IR + KEE ⋅ d K d
K VT = B VT · a( +
EE)
WI , V⋅
WI
+ KWI , R⋅d
* *
KVT = BVT ⋅ a= ( IV + IR + KEE ⋅ d( )
+ K ⋅ d + K ⋅d
EE WI , V WI WIR , WI )⋅a
(6)
Der n Zeiger „
( 1+
i) ⋅i
* “ in Gl. (5)/(6) weist darauf hin, dass bei
a = den Investitionskosten n
für die Verdichteranlage (I
( + i) V ) und
1 −1
die Verbindungsleitung (I R ) ggf. Restwerte rechnungswirksam
+ i ) werden können und entsprechend zu berück-
d = ( n
sichtigen 1 − 1 sind. Die jährlichen Kosten für die Elektroenergie
( 1+
dB n
dB i(Verdichterantrieb) ) VT ⋅i
(K EE ) beinhalten formal sowohl
dBVT
VT
( D
D
) = 0
die jährlichen dD
dD = 0Zahlungen für den Leistungs- als auch
dD
den Arbeitspreis.
n
n
( 1+
i) − ( 1+
Beim e)
Betrieb von BGEA ist jedoch der
2
d= ( Arbeitspreis 1+
edB
)⋅ 2
dBVT
n
2
der ausschlaggebende Kostenbestandteil;
dBVT
( 1+
i) ⋅( i−e)
VT
der Leistungspreis ( D
opt
Dopt
opt
) > 0
2
dD
2
dD > 0 wird nachfolgend nicht berücksichtigt.
Geht dD man von einem Betrachtungszeitraum von n
2
€ * *
nR
= Jahren 177B , VT 87= bei I einer Verzinsung von i aus und berücksichtigt
m
zusätzlich
BVT V* + I
VT
= IV * R*
+ K
V
+
mögliche
IR *
EE
⋅ d
R
+ KEE (
K d
EE)
+ WI , V⋅
EE
⋅ d
EE Teuerungsraten
+ KWI V WI
+ K
,
d
EE)
WI , WI
WI , R⋅d
WI
+ KWI , R
WI
(e),
, R⋅dWI
dann lassen
sich der Annuitätenfaktor * *
K €
€ a und die erforderlichen Diskontierungssummenfaktoren
0,
8340 VT
mR
=
= B VT
⋅ a= * *
KVT = = * 8340 *
mm
BVT ⋅ a
⋅m
= V R m EE ⋅m
für sich regelmäßig EE wiederholende
Zahlungen wie folgt ermitteln:
VT VT ( IV + IR + KEE ⋅ d( )
+ K ⋅ d + K ⋅d
EE WI , V WI WIR , WI )⋅a
V R EE ( )
KWI , V
dWI KWIR ,
dWI
)⋅
EE WI , V WI WIR , WI )⋅a
n
n
n
€
€
[ mV
]= 1075 , ( 1+
i
30 i
) ⋅i
a =
n ⋅i
a
n = 1,
07530
( 1+
i
kW n
(7)
W
1+
i
) −1
1
( ) −
( )
n
−
n
( 1 ) n
= + i
− 1
d
n 1
( 1+
i n
(8)
n
1+
i
) ⋅i
i
( ) ⋅
n
( ) − ( + )
n
WI
1+
i n 1 e n
d= ( n
+
) − + n
d= ( 1+
e
)⋅
( ) (9)
1+
e)⋅
n
n
n
( 1+
i 1+
i ) ⋅ ⋅ ( i−e
i−e
)
In den o. a. Gleichungen wurden folgende Bezeichnungen
n
R
= 177 verwendet:
€
, 87 €
nR
177 87
R
= 177,
87 m
m
i Kalkulationszinssatz, Dezimalzahl
€
€
m (= R
= 0prozentuale , 8340 €
jährliche = 8340 Verzinsung/100
€
%)
mR
8340 8340
R
= 0,
8340 mm⋅m
mm = 8340 m⋅m
e Teuerungsrate, Dezimalzahl
mm⋅m
m⋅m
(= prozentuale jährliche Teuerung/100 %)
€
€
m
V
€
€
[ n Betrachtungszeitraum, ]= 1075, 30 = 1,
07530
mV
]= 1075 30 07530 a
V ]= 1075, 30 kW
kW = 1,
07530 W
kW W
3.2 Herstellkosten
3.2.1 Vorüberlegung
Im Zusammenhang mit der Ermittlung des optimalen
Durchmessers von Biogas-Verbindungsleitungen auf
analytischem Wege ist es sinnvoll und erforderlich, Kostenfunktionen
für die rechnerische Ermittlung der Herstellkosten
für relevante Baugruppen der technischen
Anlage zu erstellen. Hierbei kann auf diverse Erfahrungswerte
zurückgegriffen werden; siehe insbesondere
[36] bis [43]. Speziell im gasfachlichen Kontext
wurden u. a. in [43] einige Anhaltswerte zusammengetragen
bzw. methodische Fragen erläutert. Neben der
bloßen Erstellung der Kostenfunktionen, der damit verbundenen
Wahl der jeweiligen Referenzgröße ist in
besonderem Maße zu berücksichtigen, welche Funktionsklasse
als Regressionsfunktion verwendet werden
soll. Hier kommt es darauf an im Blick zu behalten, wozu
die Kostenfunktionen im Rahmen der durchzuführenden
Untersuchung genutzt werden sollen. 3 In unserem
Fall soll eine Extremwertbetrachtung durchgeführt werden.
Es kommt also darauf an, dass die verwendeten
Kostenfunktionen im gesamten Parameterbereich stetig
und monoton steigend/fallend sind, damit beim Bilden
von Ableitungen stets der tatsächliche Trend der
Gesamtfunktion sichtbar bleibt und dieser nicht lokal
„verfälscht“ wird. Außerdem wäre anzustreben, dass
sich die Ergebnisse der ersten Ableitung explizit nach
dem (optimalen) Durchmesser auflösen lassen. Gemäß
dem ersten Kriterium kommen daher keinesfalls Polynomfunktionen
in Frage; berücksichtigt man auch noch
das zweite, wären konsequenterweise lineare Kostenfunktionen
anzustreben. Beide Forderungen lassen sich
für Rohrleitungen und Verdichter (siehe unten) problemlos
erfüllen.
3.2.2 Rohrleitungen
Anhaltswerte für die Herstellkosten von Rohrleitungen
wurden systematisch u. a. in [41] erhoben; in [42] finden
sich einige ausgewählte Daten aus dem Bereich der
Gasverteilung. Ebenso wurden in [43] Kostenfunktionen
für Gastransportleitungen über recht große Durchmesser-
und Druckbereiche untersucht, die für Biogas-Verbindungsleitungen
bestenfalls ausschnittweise angewendet
werden müssten. Weitere detaillierte Untersuchungen
zu Herstellkosten für Rohrleitungen, die sich
im Ergebnis jedoch weitestgehend mit den in [43] angegebenen
Kostenfunktionen decken, wurden in [46] veröffentlicht.
Eine gewisse „Streubreite“ ist bei solchen
Untersuchungen ohnehin naturgegeben. Der Verfasser
verwendet daher im Weiteren die in [43] angegebenen
Daten und Kostenfunktionen für die weitere Ausarbeitung
der hier behandelten Problematik als Basiskostenfunktion
für Rohrleitungen; siehe hierzu Bild 7 bis
Bild 9.
Gemäß Bild 8 und Bild 9 ist es also gut möglich, die
spezifischen Herstellkosten für Rohrleitungen als lineare
Funktion des Durchmessers anzugeben und danach mit
Hilfe der Länge der Verbindungsleitung auf die eigentlichen
Herstellkosten zu schließen. Praktisch gehen die
Kurvenzüge für PN 70- und PN 16-Leitungen ineinander
über, so dass man, PN 25-Leitungen eingeschlossen, mit
einem einheitlichen Ansatz auskommen wird. „Zur Vorsicht“
wird auf die Kostenfunktion für PN 70-Rohrleitungen
zurückgegriffen. Es gilt für die Basiskostenfunktion
für die Rohrleitung somit folgender Ansatz:
I R_B = (n R + m R · D) · L(10)
3 Auf diese wichtige methodische Frage hat Glück [44, S. 134],
wenn auch in anderem Zusammenhang, verschiedentlich
hingewiesen. Auch Zschernig [45] muss diesen Umstand von
vornherein im Blick gehabt haben.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 159

FACHBERICHTE Biogas
Bild 7. Spezifische Kosten für Gas-Hochdruckleitungen;
Anhaltswerte, erhoben für Leitungen mit einer Mindestlänge
von 15 km nach [41], auch in [43].
Bild 8. Linearisierte Kostenfunktionen für
Gastransportleitungen PN 70 (MOP 70).
a =
a =
n
( ) ⋅
( ) −
( ) −
( )
n
−
1+
i i
n
( i) n
1+
i ⋅i1
n
1+
i 1
= 1
= + i
1
d
n
i n
d ( 1+
i) − ⋅i1
n
( 1+
i) ⋅i
Da man in aller Regel n versucht, n die Kostenfunktionen
( 1+
i) − ( 1+
e)
in bequem d= ( 1+
e)⋅handhabbaren n
n
( 1+
i) n− 1+
Einheiten zu formulieren,
sind d= die ( 1+
Parameter e)⋅
( 1+
i) ⋅( n der o.
)
a. Kostenfunktion in den
( 1+
i) ⋅( i−e)
jeweils „passenden“ Einheiten zu verwenden:
€
nR
= 177,
87
€
nR
= 177,
87
m
m
€
€
mR
= 0,
8340 = 8340
€
€
mR
= 0,
8340
mm⋅m
= 8340
m⋅m
mm⋅m
m⋅m
[ Der Verfasser schlägt €
vor, diesen €
Basisansatz stets
beizubehalten mV
]= 1075, und 30
€
ggf. = 1individuelle , 07530
€
Anpassungen zur
[ mV
]= 1075, 30
kW
= 1,
07530
W
Beachtung lokaler Verhältnisse
kW
(Preisniveau,
W
Armaturengruppen
etc.) über einen „Anpassungs- oder Korrekturfaktor
(f R, Korr. )“ in die Rechnung einfließen zu lassen.
Typischerweise ist der Anstieg der Kostenfunktion über
dem Durchmesser statistisch recht gut belegt, so dass
lediglich das Niveau der Funktion verändert werden
muss. 4 Unter diesen Prämissen gilt abschließend für die
Herstellkosten dBVT
( D) = 0der Biogas-Verbindungsleitung:
dD
I R = (f R, Korr. · n R + m R · D) · L (11)
2
dBVT
( Dopt
) > 0
2
3.2.3 Verdichteranlage
dD
Nunmehr bietet es sich an, die Herstellkosten für Verdichteranlagen
BVT = IV + IR + Knach EE
* *
⋅ d( derselben K d
EE)
+
WI , V⋅
WI Methodik + KWI , R⋅dWIaufzuberei-
ten. Auf der Grundlage eigener Erhebungen können
Angaben zu Herstellkosten * *
K
von Verdichteranlagen
VT
= BVT ⋅ a= ( IV + IR + KEE ⋅ d( )
+ K ⋅ d + K ⋅d
EE WI , V WI WIR , WI )⋅a
(jeweils 1 Verdichter einschl. Verdichterantriebsmotor,
Elektroenergieversorgung, Schaltschränken, Gaskühler,
n
Regelungstechnik ( 1+
i) ⋅i
a =
etc.) zunächst gemäß Bild 10 systematisiert
( 1+
werden. i) −1
Als unabhängige Variable wurde die
n
Verdichterantriebsleistung (= Kupplungsleistung), nicht
die Leistungsaufnahme des Motors, verwendet. Es
erweist
= ( + ) n
1 i − 1
d
sich, n
( 1+
i) dass
⋅i
sich auf diese Weise sowohl Hubkolbenverdichter
als auch Schraubenverdichter mit Hilfe
einer Kostenfunktion n erfassen n lassen; siehe Bild 11.
( 1+
i) − ( 1+
e)
Als d= Basiskostenfunktion ( 1+
e)⋅
für die Verdichter (1 Verdichter)
lässt sich nun ( 1+
schreiben i) ⋅( i−e)
(beachte: [P K ] =
n
kW):
I V, Basis = n V + €
n
m V · P K (12)
R
= 177,
87
m
mit
€
€
mR
= 0,
8340 = 8340
[n V ] = 392 273
mm
€
⋅m
m⋅m
€
€
[ mV
]= 1075, 30 = 1,
07530
kW W
Bild 9. Linearisierte Kostenfunktionen für
Gastransportleitungen PN 16 (MOP 16).
4
Praktisch wird mit Hilfe des Korrektur- oder Anpassungsfaktors
f R, Korr. eine Parallelverschiebung der Basis-Geraden der Kostenfunktion
erreicht. Für f R, Korr. > 1 wird die Kostenfunktion nach
oben verschoben, für f R, Korr. entsprechend nach unten. Beispielsweise
bewirkt der Ansatz f R, Korr. = 1,1 eine Verschiebung der
zugrunde gelegten spezifischen Basiskosten um 10 % nach
oben.
März 2013
160 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
Bild 12 illustriert den gewählten linearen Ansatz der
Kostenfunktion: Der Parameter m V stellt den Anstieg der
Kostenfunktion dar, n V den Schnittpunkt der Geradengeichung
mit der Ordinatenachse bei P K = 0.
Geht man bei der Anpassung der Kostenfunktion an
lokale Verhältnisse wieder so vor wie bei der Adaption
der Kostenfunktion für die Rohrleitung, dann ist Gl. (12)
wie folgt zu ergänzen: 5
I v = f V, Korr. · n V + m V · P K (13)
Bedenkt man nunmehr, dass in Biogasanlagen in
aller Regel aus Gründen der Gewährleistung einer
hohen Verfügbarkeit (mind. 96 % gemäß GasNZV) mehrere
Verdichter eingesetzt werden, so muss nur noch
deren Anzahl (n Verd. ) berücksichtigt werden. Die ab -
schließende Kostenfunktion für die Abschätzung der
Herstellkosten für die Verdichteranlage ergibt sich damit
zu:
Bild 10. Kostendaten für Bioerdgas-Verdichteranlagen;
Hubkolben- und Schraubenverdichter; eigene Erhebung.
I v = (f V, Korr. · n V + m V · P K ) · n Verd. (14)
In aller Regel wird n Verd. = 2 (redundante Verdichter)
sein.
3.3 Verbrauchsgebundene Kosten
3.3.1 Thermodynamisch-hydraulisches Modell
Eingangs wurde bereits darauf hingewiesen, dass der
Verdichterausgangsdruck p 2 (siehe Bild 2), der die notwendige
Verdichterantriebsleistung bestimmt, über
den Druckverlust der Verbindungsleitung mit dem
erforderlichen Einspeisedruck am Einbindepunkt der
Biogas-Verbindungsleitung in das Gasnetz p 3 über den
Durchmesser der Rohrleitung verknüpft ist. Diese Kopplung
gilt es nunmehr mathematisch zu beschreiben.
Aus strömungstechnischer Sicht – siehe beispielsweise
[42] oder [43] – lässt sich sofort Gl. (15) angeben:
Bild 11. Kostenfunktion für Bioerdgas-Verdichteranlagen.
p
L 16 Tm
pn
2
= p ⋅ 1+ λ⋅ ⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
2
D π ρ
T p
2 3 5 2
Bei der Berechnung der Kompressibilitätszahl gilt
3 3
bekanntermaßen 2 p2
− p3
pm
= ⋅ [43]:
2 2
3 p − p
2
3
K m = K (p m , T m ) L 16 Tm
pn
2
p2 = p3⋅ 16 1+ λ Tm
pn
2
C1 λ⋅L⋅ ⋅ V K
2 n
⋅ ⋅ ⋅
2 n
⋅
m
π
ρ ⋅ ⋅ ⋅
n
D
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
5 2
2
π ρ
Tn
p3
mit
Tn
p3
3 3
2 p2
− p3
pm
= ⋅ C
2 1 2
2 p3
⋅ p1+
2
− p5
3
D
Da für den Fall der hydraulischen Berechnung von
16 T
∆hs
∆h
m
p
s
P1 i
m
2= ⋅
n⋅Vn
η η ρ n
2
Biogas-Verbindungsleitungen C = λ⋅L⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅V
K
T p
2 n
⋅
m
π
ρ unterstellt werden darf,
dass sowohl der Volumenstrom
n 3
als auch der Einspeise-
s
s
n
3
m
m
(15)
C1
k−1
p
⎡ ⎤
2
= p3⋅ 1+
k 5 ⎛ p ⎞ k
∆hs
= ⋅ZD⋅R⋅T
⋅⎢
2
k − ⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
1 1
1 ⎢ ⎥
5
Siehe Fußnote 4.
1
⎣⎢
⎦⎥
∆hs
∆hs
Pi
= ⋅m
= ⋅
n⋅Vn
ηs
η ρ s
Pi
∆hs
PK
= = ⋅ρn⋅V
n
ηmech. ηs⋅
ηmech.
k−1
⎡ ⎤
Bild 12. Kostenfunktion für Verdichteranlagen; Parameter
der Kostenfunktion, schematisch.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 161

FACHBERICHTE Biogas
Bild 13. Effektive Wirkungsgrade und Liefergrade für verschiedene
Verdichtertypen als Funktion des L Verdichtungsverhältnisses; 16 Tm
pn
2
p2 = p3⋅ 1+ λ⋅ ⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
5 2
2 m
D π ρ entnommen
[62].
Tn
p3
L 16 Tm
pn
2
p2 = p3⋅ 1+ λ⋅ ⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
5 2
2 m
3 D3
π ρ
T
2 p2
− p
n
p3
3
druck pm
= bekannt ⋅
2 sind, 2 kann folgende Schreibvereinfachung
gewählt 3 werden: 3
3 p2
− p3
2 p2
− p3
pm
= ⋅
2 2
3 p16
2
− Tm
pn
2
C1 = λ⋅L⋅ ⋅ V K
2 n
⋅ ⋅ ⋅
2 n
⋅
m
π
ρ
p3
(16)
Tn
p3
16 Tm
pn
2
Gl. C1 = (15) λ⋅Llautet ⋅ ⋅
2 ndann ⋅ ⋅ wie ⋅V
2 folgt n
⋅Km
π
ρ
T
(p 2 : erforderlicher Verdichterausgangsdruck):
1
C
n
p3
p2 = p3⋅ 1+
5
D
C1
p2 = p3⋅ 1+
(17)
5
∆h
D
s
∆hs
Pi
= ⋅m
= ⋅
n⋅Vn
ηs
η ρ
Zur Vorausberechnung s
∆hs
∆hs
Pi
= ⋅m
= ⋅
n⋅Vn
ηs
η ρ
der notwendigen Verdichterantriebsleistung
gilt es, ein angemessenes thermodynamisches
Modell ⎡ ⎤
s
k−1
k
zu verwenden.
⎛ p ⎞ k Einzelheiten zur detaillierten
thermodynamischen 1 1
∆hs
= ⋅Z ⋅R⋅T
⋅⎢
2
k − ⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
1 ⎢ Modellierung ⎥ finden sich in
k−1
1
⎣
⎡
⎦
⎤
der Literatur; k siehe exemplarisch p
k
hs
= ⋅Z ⋅R⋅T
⋅⎢⎛
⎞
k − ⎝
⎜ p ⎠
⎟ − ⎥
[47–61]. In unserem
2
∆
1
Fall ist es nicht 1 das
1
Ziel,
1
⎢ ein möglichst ⎥ exaktes thermodynamisches
Pi
Prozessmodell ∆h
⎣⎢
s zu
1
PK
= = ⋅ρn⋅V
entwickeln, ⎦⎥
sondern es
n
geht lediglich ηmech. darum, ηs⋅
ηmech
die
.
zu erwartende Verdichterantriebsleistung
Pi
hs
PK
= im ∆
LRahmen 16⋅
n⋅V
T
einer Kostenberechnung
nm
pn
2
p2 = ηp3⋅ 1+ λ
mech P η⋅ i
∆sh⋅
η ⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
.
5
mech.
2
2 m
genügend sicher zu Ds
überschlagen. π ρ
PK
= = ⋅ρn
⋅V T In diesem Kontext
n
p3
sollte es n
ηausreichend mech. η sein, einem Vorschlag aus der Kältetechnik
Pi
hs
PK
= zu 3
eff .
= folgen ∆ 3
2 p ⋅ρ(siehe n
⋅V [62]) und sich damit zu
2
− p3
n
begnügen, pm
= ηP
⋅
mech den . 2 Verdichtungsvorgang ηeff
K
∆2
. hs
hs
PM
= 3 p=
⋅
n⋅ Vn
= ⋅
n⋅Vn
ηM
ηs⋅ηmech ⋅η ρ ∆als einstufige
M
ηeff
⋅η ρ
Verdichtung
zu modellieren und die Wirkungsgrade als
2
− p3
. . M
Rechengrößen PK
∆hs
hs
PM
=
n⋅ Vn
= ⋅
n⋅Vn
ηM
ηs⋅ηmech η ρ ∆
16
so anzusetzen,
T
dass eine wirklichkeitsnahe
C1Abschätzung = λ⋅L⋅ ⋅
M
k−1
⎡
ηeff
⋅η ρ
m
pn
2
2 n
⋅der ⋅
. Verdichterantriebsleistung ⋅V
2 n
⋅Km
. M ⎤ möglich
wird; Einzelheiten 1 1 siehe 2
π
ρ
T
k
PM
=
k − 1 ⋅ Z ⋅Rn
p
⋅T
3 ⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
⋅ ⋅ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ [62, 63, 64]. 6 Die innere
k−1
Leistung, die im Verdichter . M an den 1
k
⎣
⎡Gasstrom übertragen
⎦
⎤
PM
k − 1 ⋅ CZ ⋅R⋅T
⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
1
1 2
werden p muss, kann wie folgt
⋅ ⋅ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ berechnet werden (siehe
2
= p3⋅ 1+
5
D
auch Bild
. M
1
k
3):
Z R T
C2
=
n
Vn
k − ⋅ 1⋅ ⋅
1
⋅ ⋅
1 ηs⋅ηmech ⋅η ρ
⎣⎢
⎦⎥
∆hs
∆hs
. M
Pi
= k ⋅m
Z R T
C2
=
n
Vn
k − ⋅
=
1⋅ ⋅ 1
n⋅Vn
η
⋅ ⋅
1 k−1
⎡
ηs⋅ηmech ⋅
⎤
η ρ
s
η ρ (18)
s
. M
⎛ p ⎞ k
6 Der P Verfasser
M
= C ⋅⎢
ist 2Herrn 2
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −Prof. 1⎥
Dr.-Ing. k−1
W. Wienrich, Nordhausen, für
k⎢
⎡
k−1
⎥
⎤
verschiedene 1
h
⎡ Hinweise und
⎣⎛
pZ⎞
Rk
T ⎦
⎤⎛
p ⎞ k
s
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅⎢
2Auskünfte ∆
PM
= Ck⋅⎢
2
2 −
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
in diesem Zusammenhang
zu Dank 1 1
1 verpflichtet. ⎢ ⎥
1
⎢ ⎥
1
⎣⎢
⎦⎥
⎢ ⎦⎥
März 2013 ⎣
162 gwf-Gas Erdgas
Pi
PK
∆hs
= =
η η ⋅η
⋅ρ
n
⋅V
n
C
= λ3 ⋅Lp⋅ −⋅ n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
π
ρ p 3
T p
1 2 2
n
2
3
16 Tm
pn
2
C1 = λ⋅L⋅ ⋅
2 Cn
⋅ ⋅ ⋅V
2 n
⋅Km
1
π
ρ L 16
Tm
pn
2
p p
Tn
p
2
=
3⋅ 1+ λ⋅ ⋅ 3⋅ n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
5
5 2
2
D D π ρ
Tn
p3
C1
p2 = ∆ph
3⋅ 13
+
3
2 s p ∆h
Pi
= ⋅m2
− p5
s
=
3
p D ⋅
n⋅Vn
Die isentrope ηs
ηEnthalpieerhöhung ρ
m
= ⋅
2 2
3 p2
− p3
s
ist wie folgt zu
ermitteln: ∆hs
∆hs
Pi
= ⋅m
k−1
η
16
= ⋅
n⎡
⋅Vn
⎤
s k η
T ρ
m
pn
2
C
⎛ p ⎞ k
1
= λ⋅L⋅ ⋅ s
2 n
⋅ ⋅
∆hs
= ⋅Z ⋅R⋅ ⋅⎢
⋅V
2 2 n
⋅Km
π
ρ
k − ⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
1 T 1
(19)
n
p
1 ⎢
3
⎥
1
⎣⎢
k−1
⎦⎥
k L 16 ⎡
⎛ p ⎞ T ⎤
km
pn
2
∆p2h
=
s
= p3⋅ 1⋅+ Zλ
C
⋅R⋅T⋅⋅⎢
⋅ 2
Für die kPi
− Kupplungsleistung ∆h
⎝
⎜ p ⎠
⎟ − ⎥
1
1
n
⋅ ⋅1
⋅Vn
⋅K
5 2
2 m
1
2 3
5D
π⎢
ρ
Tn
(Verdichterantriebsleistung)
gilt:
p⎥
3
s
PK
= =
D
1
⋅ρn⋅V
⎣⎢
n ⎦⎥
ηmech. ηs⋅Lη
16 Tm
pn
2
p
mech.
2
= p3⋅ 13
+ λ⋅ 3 ⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
∆2
h p2
− p
5 2
Ps
∆h
i
∆s
P
h
i
= ⋅m
= ⋅s
K
P =
n⋅V
i
∆h
⋅ρn
n⋅V
η
n
(20)
PK
= s
η ρ
2 m
3
pm
= ⋅
D π ρ
Tn
p3
2 2
3 p2
− p3
= ⋅ρn
⋅V mech
ηs⋅s
.
η
3 3 mech.
n
η2
p
mech2
−
.
ηpeff
3 .
Das
pm
=
Produkt
⋅ 16 2 des Tm
inneren p k
Pi
∆h
⎡
n 2−
1 (isentropen) und des
C
⎤
1
= λ⋅L⋅ ⋅
s
mechanischen PK
= k
2 n
⋅ ⋅ ⋅V
P = Wirkungsgrades
K
∆h⋅ρ
V
s
n
⋅⎛ 2p
⎞n
k⋅Km
∆h
n
hs
PM
= =
⋅
n⋅ Vn
= ⋅
n⋅Vn
ηM
ηs⋅ηmech η ρ fasst
∆man η
M
ηeff
⋅η ρ
häufig zum
s
=
π
ρ
2
3 p2
− p3
⋅Z
mech. η
⋅R⋅ T
n ⋅⎢
p3
2
sog. effektiven k − Wirkungsgrad eff . ⎝
⎜ p ⎠
⎟ − ⎥
1 1
1
⎢ zusammen: ⎥
16
1
T 1
m. ⎣⎢
pn
2
. M
C
⎦⎥
1
= λ⋅L⋅ ⋅
2 n
⋅ ⋅ ⋅V
C
2 n
⋅Km
1
η
p2 = PK
∆hs
hs
PM
=
⋅
n⋅ Vn
= k−1
⎡
⋅
⎤n⋅V
n
ηkM
M
k − 1 ⋅
ηs⋅Zηmech ⋅R T⋅η ρ ∆
eff. p
η3⋅ π
ρ
s · η
1+
Tn
p3
mech (21)
5
M ⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
1 1 2
⋅ ⋅ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ
ηeff
⋅η ρ
P D
i
∆L
h 16
s
PK
= . V
Tm
pn
2
p2 = p3⋅ 1+ λ⋅ ⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅V
n
. M
η
n
⋅K
5 2
2 m
mech. ηC
s⋅D
η π ρ
1 mech.
Dann ∆
gilt h
für L 16 T
die Kupplungsleistung:
s
∆hs
. M
1
P
⎣⎢
k−1
i
= ⋅m
= ⋅
n⋅Vn
⎡ ⎦⎥
η
⎤
ks
M
kk
− 1 ⋅ Z ⋅R⋅T
⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
Pi
∆
η ρ
m
n p3
n 2
p2 = p3⋅ 1+ λ⋅5
⋅ ⋅
n
⋅ ⋅ ⋅Vn
⋅K
D
5 2
2 m
D π ρ
Tn
p3
3 3
h1 s
2 p s 1 2
Z R T
C2
n
Vn
k − ⋅
⋅
1⋅ ⋅ ⋅
1
⋅ ⋅
1 ηs⋅
mech
⋅η ρ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
P
V n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ
K
2
− p
=
3
p
⋅ρn
⋅
n
(22)
m
=
∆ηh
⋅
2
mech s .
ηeff
. . M
1
P
i
= 3
3 ∆h2
s
⋅m
= ⋅
n⋅V
k
⎡
n −1
⎣⎢
⎦⎥
η
⎤
s
Anhaltswerte k
η ρ
3
2 p2
− p
3
pm
= ⋅
2 2s
für den
. Mp
k
3 p ⎛ effektiven ⎞
∆h
Wirkungsgrad finden
sich in k − Bild 13. Dort ⎝
s
=
2
− p
P ⋅Z ⋅3R K
∆⋅h
⋅⎢
2
Z R T
2
k−1
k ⎡ ⎤
n
− ⋅ 1 s
h
⋅
M
1
1⎛
ps ⎞
kmech s
P
=
⋅ V
n
= ⋅
n⋅Vn
ηM
ηs⋅ηmech η ρ ∆
⎜
ist p ⎠
⎟ −1⎥
16
1 1
1 Tm
⎢pn
der
2
effektive ⎥
C
1
Wirkungsgrad
M
ηeff
⋅η ρ
1
= λ⋅L⋅ ⋅
2 n
⋅ ⋅
⎣⎢
⋅V
k
⎦⎥
als Funktion des Verdichtungsverhältnisses
.
⎡
2 n −⋅1
Km
π
ρ
. M
k 16 T
⎤
m
n p
. ⎛3
Mn
(p
PM
C ⋅⎢
2
2
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
p ⎞ 2k
2 /p 1 ) für
Ch
verschiedene
s
= ⋅Z ⋅R⋅ ⎢ 2
∆
k ⎢ (Kältemittel)-Verdichter ⎥
aufgetragen worden.
P Es kann ⎢⎣
k−1
⎡ ⎦⎥
⎡ ⎤
P −
i 1 ∆h
⎝
⎜ p ⎠
⎟ − ⎥
1
= λ⋅L⋅ ⋅
2 n
⋅ ⋅ ⋅V
1 1 2 n
⋅Km
π
ρ
1 T
1
n ⎢p
3 ⎥
s
1
k−1
K
=
k davon C ⎤
⎛ p ⎞ k
P
M
M
C
⎢ 2
2
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
k − 1 ⋅ Z R⋅ausgegangen ⎣⎢
⋅ρ
V
T
n⋅
⎦⎥
1
⎛ werden, ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k dass diese
mech s
1
mech
1 2
⎢ ⋅ ⋅⎥
⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ
n
p2 = ηp3⋅ 1+
.
η5⋅η
.
Angaben in erster DC
Näherung auch auf Biogas-Verdichter
1
p
. M
1
übertragen
2
= p3P⋅ 1+
i 1
⎢werden 5∆hkönnen.
s
P ⎣ ⎦⎥
⎣⎢
⎦⎥
K
= P = D
i
⋅ρn⋅V
n
s
Somit K
∆ηh
mech lässt = sich ηs⋅
ηdie ⋅ nLeistungsaufnahme ⋅
s . ∆hs
mech.
P
n
des Verdichters
k .
i
= ⋅m
=
mech
η ⋅
n⋅Vn
Z R T
C
wie
2
folgt η
n
Vn
k − ⋅
eff
vorausberechnen:
1⋅ .
s
η ⋅
ρ
∆hs
∆hs
s
1
⋅ ⋅
1 ηs⋅
mech
⋅η ρ
Pi
= P⋅m
=
i
∆h
⋅
n⋅Vn
s
P
. M
K
= η
P =
K
∆h⋅ρ
n
⋅V s
η ρ
s n
s
hs
PM
= η =
⋅
n⋅ Vn
= ⋅
n⋅Vn
ηM
ηs⋅ηk
−mech 1 ⋅η ρ ∆
mech. η
k−1
eff . ⎡ ⎤
M
ηeff
⋅η ρ (23)
k
p
k
. . M
hs
= ⎡ ⋅Z ⋅R⋅T
⋅⎢⎛
⎞
2
∆
⎤
⎛ p ⎞ k
C ⋅⎢
2
Setzt Pk
−
man
2
⎝
⎜
in
p ⎠
⎟
Gl. −(23) 1⎥
K
∆h
⎝
⎜
s den Term für hs
P
die isentrope
M
= ⎢=
⎥ ⋅
n⋅ Vn
= k−1
⋅
Enthalpieänderung
1
⎡ ⎤n⋅V
n
η M ⎢ η
⎣ ⎦⎥
PM
=
k − 1 ⋅
s⋅
Z
ηmech ⋅Rgemäß ⋅T
⋅η ρ ⎠
⎟ − ⎥
k−1
1 1
1
⎡ 1
⎤
k
∆
⎣
p1
k
h
⎦
M ⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
1 1 2
⋅ ⋅ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ
Gl. (19) ηein, eff
⋅ηerhält ρ
s
= ⋅Z ⋅R⋅T
⋅⎢⎛
⎞
2
∆
k − ⎝
⎜ p ⎠
⎟ − ⎥
1 1
1
1 ⎢ ⎥
. 1
. M man folgenden
Zusammenhang:
Pi
∆hs
P
. M
1
⎣⎢
⎦⎥
K
= = ⋅ρn⋅V
n
⎣⎢
k−1
η ⎡ ⎦⎥
⎤
mech
kP
η M
kk
− 1 ⋅ Zs⋅
⋅
η
i
. ∆Rhmech
⋅T
⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
1
s
.
P
1 2
Z R T
C2
n
Vn
k − ⋅
⋅
1 ⋅ ⋅
1
⋅ ⋅
1 ηs⋅ηmech ⋅η ρ
⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
K
= = ⋅ρn
n n
1
η ⎢ p ⎥
s
ηmech η ρ ⋅V
n
(24)
ηmech. ηs⋅
ηmech
.
.
M
1
P h
⎣⎢
⎦⎥
i
∆
s
PK
= = ⋅ρn
⋅V n
η
. M
mech P .
η
i
∆eff
hs
.
Die PK
= Kupplungsleistung, k Z R T
C2
=
k−1
V
k ⎡ ⎤
n n
− ⋅
=
1⋅ ⋅ρ⋅
n
⋅V n die
1
⋅ ⋅
1⎛
η
ps⋅⎞
ηk
mech
⋅η ρ
als Referenzgröße für die
η
mech. ηeff
.
Kostenfunktion P gewählt worden war und die Leistungsaufnahme
PM
=
K
∆hs
. M
hs
C ⋅⎢
2
2
des =
⎝
⎜ Motors
p ⎠
⎟ −1sind ⎥ ⋅auch n⋅ Vnwie = folgt verknüpft: ⋅
n⋅Vn
ηM
⎢ ηs⋅ηmech ⋅⎥η ρ ∆
M
ηeff
⋅η ρ
PK
∆h
. . M
1 s
hs
PM
= ⎢ k−1
⎣⎡
= ⎦⎥
⎤
⋅
n⋅ Vn
= ⋅
n⋅Vn
ηM
⎛ ηp
s⋅⎞
ηk
mech
⋅η ρ ∆
M
ηeff
⋅η ρ
. . M
P K =
M
η
C M ⋅
· ⎢P M (25)
2
2
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
k−1
k ⎢ ⎥
⎡ ⎤
1
PM
= ⎢⎣
⎦⎥
Es soll k − folgende 1 ⋅ Z ⋅R⋅T
⎛ ⎞
⋅ ⋅V
⋅⎢
p
k
1 1 2
⋅ Schreibvereinfachung ⋅ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n n
1
η gewählt s
ηmech η ρ
k−1
⎡ ⎤
k
. M
1
werden:
P
⎣
⎦
M
=
k − 1 ⋅ Z ⋅R⋅T
⋅ ⋅ ⋅⎢⎛
p ⎞ k
1 1 2
⋅ ⋅ ⎝
⎜
⎠
⎟ − ⎥
n
Vn
1
η ⎢ ⎥
s
ηmech η ρ
. M
p1
⎣⎢
⎦⎥
k Z R T
C2
=
n
Vn
k − ⋅ 1⋅ ⋅
1
⋅ ⋅
1 ηs⋅ηmech ⋅η ρ (26)
k Z R . T M
C2
=
n
Vn
Dann kist − die ⋅ 1⋅ ⋅
1
⋅ ⋅
1 ηsLeistungsaufnahme ⋅ηmech ⋅η ρ
. M
des Verdichters wie
k−1
folgt zu notieren: ⎡ ⎤
⎛ p ⎞ k
PM
= C ⋅⎢
2
2
⎝
⎜
⎠
⎟ −1⎥
k−1
⎡
⎤
⎛ 1
P C
p ⎞ k
⎣ ⎦
M
= ⋅⎢
2
2
⎝
⎜ p ⎠
⎟ −1⎥
(27)
⎢ ⎥
1
⎢⎣
⎦⎥
m
m

Biogas
FACHBERICHTE
3.3.2 Kosten Elektroenergie Verdichterantrieb
Kennt man die jährlichen Vollbenutzungsstunden des
Verdichters (B h ), dann kann die jährliche Elektroenergiemenge,
die zum Antrieb der Verdichter benötigt wird,
berechnet werden:
W EE, a = P M · B h (28)
Unter Berücksichtigung des Strompreises p EE
(Anmerkung: Im Rahmen der hier angestrebten Genauigkeit
genügt es nach Ansicht des Verfassers, lediglich
den Arbeitspreis zu berücksichtigen.) erhält man als
jährliche Kosten für die Elektroenergie, die zum Antrieb
der Verdichter erforderlich sind:
K EE = P M · B h · p EE (29)
3.4 Betriebsgebundene Kosten
Neben den kapital- und verbrauchsgebundenen Kosten
sind nunmehr noch die jährlichen betriebsgebundenen
Kosten zu berücksichtigen. Diese stellen im Wesentlichen
die Kosten für Wartung und Instandhaltung der
Verdichter- und Rohrleitungsanlage dar. Zur Abschätzung
dieser Kosten soll möglichst pragmatisch vorgegangen
werden. Im Hinblick auf die Erfassung der Kosten
für die Wartung der Verdichter soll eine grobe Näherung
in Form eines Erfahrungswertes, welcher Anteil an
den Herstellkosten jährlich für Wartung und Instandhaltung
aufzuwenden ist, verwendet werden:
K WI, V = f WI, V · I V (30)
Erfahrungsgemäß kann der Faktor f WI, V in folgenden
Größenordnungen angenommen werden.
Bild 14.
Zahlungsstrom zur Berechnung
des Barwertes; n < n L,V < n L,R .
Bild 15.
Zahlungsstrom zur Berechnung
des Barwertes; n = n L,V < n L,R .
4
6
f
für Schraubenverdichter
WI , V
= ...
3.5 Gesamtkosten – Barwert
100
100
Nunmehr sollen alle Kostenbestandteile als Barwert
zusammengefasst werden. Bislang wurden diese „in
6
10
fWI,
V
= ... für Hubkolbenverdichter
Preisen von heute“ erfasst, ohne dass künftige Änderun-
100
100
gen erfasst wären. Außerdem ist an dieser Stelle auch zu
Bei den o. a. Zahlenwerten handelt es sich um erste bedenken, dass der Betrachtungszeitraum, den man im
€
Orientierungswerte, kWI , R
= 25 , ... 50 ,
die in der Tendenz korrekt sein sollten.
Zukünftig, d. h. nach Vorliegen weiterer Erfahrungs-
typischerweise 4 kleiner 6
f
ist, als die Lebensdauer der Kom-
WI ,
V
=
...
Rahmen von Wirtschaftlichkeitsrechnungen wählt,
ma ⋅
daten, werden 4
n sich 6
f
LR−
ndiese Angaben besser absichern lassen.
RWR
= 100 IR
⋅ 100
Bild 14 und Bild 15). In diesen Fällen muss bei der
WI , V
= ...
ponenten 100 bzw. 100 deren Abschreibungszeitraum (siehe
,
n
LR
,
Für die Biogas-Verbindungsleitung soll von Erfahrungswerten
Ermittlung 6
des 10
f
Barwertes einer Zahlungsreihe zwin-
WI ,
V
=
...
6
für
10
f
die Wartung und Instandhaltung von
WI,
V
=
RW
I
n
...
gend der 100
Restwert 100
der jeweiligen Baugruppe berücksichtigt
werden. Das trifft hier auf die Rohrleitung zu,
LV ,
− n
Gasrohrleitungen V
= 100
V⋅
100
gemäß [41] ausgegangen werden:
n
LV
,
ggf. auch auf die Verdichter.
€
k
WI ,
R
=
25 , ... 50
,
€
kWI , R
= 25 , ... 50 , (31) Der jeweilige Restwert ma
⋅
ergibt sich wie folgt:
RW ma ⋅
n
* V
LV ,
− n 1
I I I I
V
=
V
− = − ⋅ ⋅ ( 1 + i ) n V V
( +
) = ⋅ ⎛
− n − n ⎞
LV , 1
I
n V ⎜1
⋅
⎝
n
( +
⎟
n
LR
,
−
n
Auf dieser Grundlage ergeben nLV
, 1sich i die jährlichen nLV
, 1 i)
RW
n n
⎠
LR ,
−
R
=
I
R
⋅ (33)
RWR
= IR
⋅
n
LR
,
Kosten für die Wartung und Instandhaltung der Verbindungsleitung
⎛
= n
nLR
,
zu.
LV ,
− n ⎞
f −
1
RW , V ⎜1
⋅
n
LV
,
−
n
n
⎝ n
i
⎟
n LV , n ( 1+
)
RW
LV ,
−
V
= I
V⋅
(34)
⎠
KRW
WI, V R = IkV
WI, ⋅ R · L(32)
n
LV
,
nLV
,
⎛
*
I
I
nLV
,
− n ⎞
1
I
V
=
V⋅⎜1−
⋅ f
V
⎝ n
i
⎟ = ⋅
* RW
n
V
LV
,
− n
1
RW,
V
* RW
LV , ( 1+
n
V ) LV , I I I I
⎠ − n 1 ⎛
n − n
⎞
V
=
V
− =
n V
−
V⋅
⋅ = I
n V ⋅ ⎜ −
LV , 1
1 ⋅
n ⎟
IV
= IV
− = I −I
⋅ ⋅ ( 1 + i ) n V V
( +
) = ⋅ − −
n
⋅
nLV
, 1 i ⎝
+
⎛ März n2013
gwf-Gas Erdgas LV
,
n
163
1
I
V ⎜
1
n
⎝
n
LV
, ( 1
i)
( )
⎞
⎟
⎠

FACHBERICHTE Biogas
März 2013
164 gwf-Gas Erdgas
Bei der Berechnung des Barwertes der Zahlungsreihe
ist zu beachten, dass die Restwerte erst am Ende
des Betrachtungszeitraumes rechnungswirksam werden
und entsprechend abgezinst werden müssen.
Somit lässt sich notieren:
f
k
ma
RW
WI V
WI R
R
,
,
...
, ... ,
=
=
⋅
=
6
100
10
100
25 50
I
n
n
n
RW
I
n
n
n
I
I
RW
i
I
I
n
R
LR
LR
V
V
LV
LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
= ⋅
−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
i
I
n
n
n
i
f
n
LV
n
V
LV
LV
n
RW V
LV
,
,
,
,
,
1
1
1
1
1
1
n
n
i
I
I
n
n
n
i
I
f
LV
n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
I I f
,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
LR
LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
VT V R EE EE WI V WI WIV WI
VT V R
* *
, ,
* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
=
m L D m p B d P
n f n f n
n
R V EE h EE M
V V Korr Verd V V
R
* *
*
, . .
*
f n k d
m n f m
m f m
RKorr RWR R WIR WI
V Verd V M V
R
RWR
, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
€
f
ma
...
...
, ... ,
⋅
0
6
100
0
10
100
5 50
n
n
n
n
n
n
RW
i
I
I
n
LR
LR
LV
LV
V
n V V
LV
⋅
−
⋅
−
+
( ) = − ⋅
,
,
,
,
,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
−
n
n
i
I
n
n
n
i
n
LV
n
V
LV
LV
n
LV
,
,
,
,
1
1
1
1
1
1
n
n
i
n
n
n
i
I
f
LV
n
LV
LV
n
V
,
,
,
⋅
+
( )
⎞
⎠
⎟
−
− ⋅ +
( )
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
Korr V V K Verd RWV
W R
n m P n f
,
, . . ,
,
⋅ + ⋅ )⋅ ⎤ ⎦ ⋅
= f n m D L f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
LR
LR
n
, . ,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
−
− ⋅ +
( )
1
1
1
⎞
⎠
⎟
+ + ⋅ + ⋅ + ⋅
+ ⋅
I K d K d K d
n
L
R EE EE WI V WI WIV WI
R
*
, ,
*
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
⋅ ⋅ ⋅
m L D m p B d P
n f n
R V EE h EE M
rr Verd V V
* *
. .
n k d
f
m
m
rr RWR R WIR WI
rd V M V
R
. , ,
.
,
⋅ ⋅ + ⋅
⋅ ⋅ ⋅
⋅
η
R
€
f
Der Klammerausdruck soll mit f RW,V abgekürzt werden:
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
=
=
⋅
=
4
100
6
100
6
100
10
100
25 50
I
n
n
n
RW
I
n
n
n
I
I
RW
i
I
I
n
R
LR
LR
V
V
LV
LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
= ⋅
−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
i
I
n
n
n
i
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n
LV
n
V
LV
LV
n
RW V
LV
,
,
,
,
,
1
1
1
1
1
1
n
n
i
I
I
n
n
n
i
I
f
LV
n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
I I f
,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
LR
LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
VT V R EE EE WI V WI WIV WI
VT V R
* *
, ,
* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
=
m L D m p B d P
n f n f n
n
R V EE h EE M
V V Korr Verd V V
R
* *
*
, . .
*
f n k d
m n f m
m f m
RKorr RWR R WIR WI
V Verd V M V
R
RWR
, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
€
f
(35)
Demgemäß gilt nun:
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
=
=
⋅
=
4
100
6
100
6
100
10
100
25 50
I
n
n
n
RW
I
n
n
n
I
I
RW
i
I
I
n
R
LR
LR
V
V
LV
LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
= ⋅
−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
i
I
n
n
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n
LV
n
V
LV
LV
n
RW V
LV
,
,
,
,
,
1
1
1
1
1
1
n
n
i
I
I
n
n
n
i
I
f
LV
n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
I I f
,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
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LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
VT V R EE EE WI V WI WIV WI
VT V R
* *
, ,
* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
=
m L D m p B d P
n f n f n
n
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* *
*
, . .
*
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m n f m
m f m
RKorr RWR R WIR WI
V Verd V M V
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, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
€
f
(36)
Unter Verwendung von Gl. (14) erhält man:
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
=
=
⋅
=
4
100
6
100
6
100
10
100
25 50
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n
n
n
RW
I
n
n
n
I
I
RW
i
I
I
n
R
LR
LR
V
V
LV
LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
= ⋅
−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
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n
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n
LV
n
V
LV
LV
n
RW V
LV
,
,
,
,
,
1
1
1
1
1
1
n
n
i
I
I
n
n
n
i
I
f
LV
n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
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V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
I I f
,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
LR
LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
VT V R EE EE WI V WI WIV WI
VT V R
* *
, ,
* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
=
m L D m p B d P
n f n f n
n
R V EE h EE M
V V Korr Verd V V
R
* *
*
, . .
*
f n k d
m n f m
m f m
RKorr RWR R WIR WI
V Verd V M V
R
RWR
, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
€
f
(37)
In analoger Weise lässt sich unter Verwendung von
Gl. (10) für die Rohrleitung Gl. (38) entwickeln:
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
=
=
⋅
=
4
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6
100
6
100
10
100
25 50
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n
n
n
RW
I
n
n
n
I
I
RW
i
I
I
n
R
LR
LR
V
V
LV
LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
= ⋅
−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
i
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n
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n
LV
n
V
LV
LV
n
RW V
LV
,
,
,
,
,
1
1
1
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1
1
n
n
i
I
I
n
n
n
i
I
f
LV
n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
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,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
LR
LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
VT V R EE EE WI V WI WIV WI
VT V R
* *
, ,
* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
=
m L D m p B d P
n f n f n
n
R V EE h EE M
V V Korr Verd V V
R
* *
*
, . .
*
f n k d
m n f m
m f m
RKorr RWR R WIR WI
V Verd V M V
R
RWR
, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
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f
(38)
mit
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
=
=
⋅
=
4
100
6
100
6
100
10
100
25 50
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n
n
n
RW
I
n
n
n
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RW
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I
I
n
R
LR
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LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
= ⋅
−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
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⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
i
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n
V
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LV
n
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,
,
,
,
,
1
1
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1
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n
n
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I
n
n
n
i
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LV
n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
I I f
,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
LR
LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
VT V R EE EE WI V WI WIV WI
VT V R
* *
, ,
* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
=
m L D m p B d P
n f n f n
n
R V EE h EE M
V V Korr Verd V V
R
* *
*
, . .
*
f n k d
m n f m
m f m
RKorr RWR R WIR WI
V Verd V M V
R
RWR
, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
€
f
(39)
Sich periodisch wiederholende Zahlungen werden
mit Hilfe der sog. Diskontierungssummenfaktoren als
Barwerte ausgewiesen. In den Diskontierungssummenfaktoren
sind gemäß Gl. (9) auch die Preisänderungen
enthalten. Somit folgt unter Beachtung aller maßgebenden
Kostengrößen für den Barwert zunächst:
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
=
=
⋅
=
4
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6
100
10
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25 50
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n
n
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I
n
n
n
I
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i
I
I
n
R
LR
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V
V
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LV
V
V
V
n V V
LV
⋅
−
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−
= − +
( ) = − ⋅
,
,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= −
−
n
n
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I
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n
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n
LV
n
V
LV
LV
n
RW V
LV
,
,
,
,
,
1
1
1
1
1
1
n
n
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I
I
n
n
n
i
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n
V
V
LV
LV
n
V
,
* ,
,
⋅
+
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
( )
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
⋅
1
1
1
1
1
RW V
V V Korr V V K Verd RWV
R R RW R
I f n m P n f
I I f
,
*
, . . ,
*
,
= ⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= ⋅ = f n m D L f
f
n
n
n
i
RKorr R R RWR
RW R
LR
LR
n
, . ,
,
,
,
⋅ + ⋅
⎡( )⋅
⎣
⎤
⎦ ⋅
= −
− ⋅ +
( )
⎛ 1 1
1
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
= + + ⋅ + ⋅ + ⋅
= + ⋅
B I I K d K d K d
B n n L
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VT V R
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* *
+ ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅
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= ⋅ ⋅ ⋅
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n
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V V Korr Verd V V
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*
, . .
*
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m n f m
m f m
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V Verd V M V
R
RWR
, . , ,
*
.
*
,
⋅ ⋅ + ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
η
R
€
f
(40)
Setzt man in Gl. (40) die früher abgeleiteten Einzelterme
für die Herstell-, die verbrauchs- und betriebsgebundenen
Kosten ein, folgt Gl. (41) mit den Beziehungen
gemäß Gl. (42) bis Gl. (46):
f
f
k
ma
RW
WI V
WI V
WI R
R
,
,
,
...
...
, ... ,
=
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⋅
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100
6
100
10
100
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n
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I
n
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I
I
RW
i
I
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V
V
V
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,
,
,
* ,
1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
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⎝
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V
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⎟
= ⋅ −
− ⋅ +
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⎛
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⎜
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1
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*
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n
n
n
i
RKorr R R RWR
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LR
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,
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⎣
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⎞
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⎟
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V Verd V M V
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(41)
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f
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k
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WI V
WI V
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,
,
,
...
...
, ... ,
=
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100
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100
6
100
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LV
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1
− ⋅ +
( ) = ⋅ − − ⋅ +
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− ⋅ +
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B I I K d K d K d
B n n L
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f
f
k
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RW
WI V
WI V
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,
,
...
...
, ... ,
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6
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n
n
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n
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LV
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V
V
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m n f m
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*
.
*
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= ⋅ ⋅ ⋅
= ⋅
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R
f
(46)
4. Optimaler Durchmesser der
Biogasverbindungsleitung
4.1 Grundansatz
Im Weiteren ist von Gl. (41) auszugehen. Die in Gl. (41)
enthaltene Leistungsaufnahme des Verdichterantriebsmotors
P M gehorcht auch Gl. (27). Desweiteren trifft
auch Gl. (17) zu. Setzt man alle o. a. Zusammenhänge in
Gl. (41) ein, folgt nach einigen arithmetischen Umformungen:
B n n L m L D C
C
D
C
C m p B
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k
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k
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C C p
C
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k
k
k
k
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⋅ ⋅ ⋅ −
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⎟
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D
C
D
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k
k
k
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k
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(47)
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η η η
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= + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
2
6 5
5 4 3
1
3
1
1
*
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
B
d
m
⋅
⋅
*
6
k−1
(50)
C 4 = C 2 · C 3 (51)
B n n L m L D C
C
D
C
C m p B
VT V R R
k
k
V
EE
= + ⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
= + ⋅
−
⋅
* * *
*
6
1
5
1
2
7
7
1
h
EE
V EE h EE
k
k
d
C
C m p B d C
C C p
C
p
⋅
( )⋅
= + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
2
6 5
5 4 3
1
3
1
1
*
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
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k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
B
d
m
⋅
⋅
*
6
(52)
Bildet man nunmehr zum Auffinden des optimalen
Durchmessers der Verbindungsleitung die erste Ableitung
von Gl. (47) nach dem Durchmesser und setzt
diese gleich Null, kann folgendes Zwischenergebnis
notiert werden:
B n n L m L D C
C
D
C
C m p B
VT V R R
k
k
V
EE
= + ⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
= + ⋅
−
⋅
* * *
*
6
1
5
1
2
7
7
1
h
EE
V EE h EE
k
k
d
C
C m p B d C
C C p
C
p
⋅
( )⋅
= + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
2
6 5
5 4 3
1
3
1
1
*
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
k
k
n
n
Z R T
p
V
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⎛ ⎜
⎞
⎟ ⋅ ⋅
−
1 1 3
1
2 3
ρ
(53)
Für die erste Ableitung des zweiten Summanden in
Gl. (53) findet man unter Anwendung der Kettenregel:
B n n L m L D C
C
D
C
C m p B
VT V R R
k
k
V
EE
= + ⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
= + ⋅
−
⋅
* * *
*
6
1
5
1
2
7
7
1
h
EE
V EE h EE
k
k
d
C
C m p B d C
C C p
C
p
⋅
( )⋅
= + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
2
6 5
5 4 3
1
3
1
1
*
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
( )
(54)
Setzt man Gl. (54) in Gl. (53) ein und versucht diese
Beziehung nach dem Durchmesser aufzulösen, stellt
man fest, dass Letzteres explizit nicht möglich ist. Man
erhält mit Gl. (55) einen leider nur iterativ lösbaren
Zusammenhang:
B n n L m L D C
C
D
C
C m p B
VT V R R
k
k
V
EE
= + ⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
= + ⋅
−
⋅
* * *
*
6
1
5
1
2
7
7
1
h
EE
V EE h EE
k
k
d
C
C m p B d C
C C p
C
p
⋅
( )⋅
= + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
2
6 5
5 4 3
1
3
1
1
*
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5 1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
C
k
k
k
k
opt *
1 6
6
1
⋅
⋅
C k −
(55)
Der optimale Durchmesser wäre der Durchmesser,
für den die linke Seite der Gl. (55) gleich der rechten
Seite von Gl. (55) ist. Diese Lösung ist, wie oben angemerkt,
nur iterativ angebbar. Der Verfasser strebt jedoch
an, eine explizite Gleichung für die Bestimmung des
optimalen Durchmessers einer Biogas-Verbindungslei-

März 2013
gwf-Gas Erdgas 165
Biogas
FACHBERICHTE
tung zu entwickeln. Zu diesem Zwecke wird Gl. (55)
weiter umgeformt. Man erhält:
+
⎛
⎝
⎜
⎞
d
dD
C
D
1
5
1
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
opt
m
n
n
m
B
d
m
V
D
T
T
p
p
K
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
* ρ
π λ 2 3
6
2
3
2
3
1
40
k
k
s mech M
V EE h EE
R
n
n
opt
Z R T m p B d
m
V
D
−
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+ ⋅ ⋅
⋅
⋅
⎡
1
1 1 2 3
6
η η η
ρ
.
*
*
⎣
⎤
⎦ = ⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
1
2
3
2 3
3
2
6
6
6
Pa
kJ
kg K K
kg
m
m
m
kW
m
m
...
(56)
Es lässt sich – leider nur durch eine Vielzahl numerische
Untersuchungen, die hier im Einzelnen nicht dargelegt
werden können – zeigen, dass der zweite Faktor
in Gl. (56) für die auf Biogas-Verbindungsleitungen
zutreffenden Parameter in einem weiten Bereich gleich
Eins ist. Also gilt:
C
p
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
3
1
1
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
⋅
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
opt
m
n
n
m
B
d
m
V
D
T
T
p
p
K
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
* ρ
π λ 2 3
6
2
3
2
3
1
40
k
k
s mech M
V EE h EE
R
n
n
opt
Z R T m p B d
m
V
D
−
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+ ⋅ ⋅
⋅
⋅
⎡
1
1 1 2 3
6
η η η
ρ
.
*
*
⎣
⎤
⎦ = ⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
1
2
3
2 3
3
2
6
6
6
Pa
kJ
kg K K
kg
m
m
m
kW
m
m
...
Auf dieser Grundlage kann nunmehr die angestrebte
Bestimmungsgleichung für den optimalen Durchmesser
abgeleitet werden. Es gilt zunächst:
k
C C p
C
p
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
5 4 3
3
1
1
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
opt
m
n
n
m
B
d
m
V
D
T
T
p
p
K
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
* ρ
π λ 2 3
6
2
3
2
3
1
40
k
k
s mech M
V EE h EE
R
n
n
opt
Z R T m p B d
m
V
D
−
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+ ⋅ ⋅
⋅
⋅
⎡
1
1 1 2 3
6
η η η
ρ
.
*
*
⎣
⎤
⎦ = ⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
1
2
3
2 3
3
2
6
6
6
Pa
kJ
kg K K
kg
m
m
m
kW
m
m
...
(57)
Der Ausdruck unter der sechsten Wurzel kann weiter
vereinfacht werden. Es lässt sich zeigen, dass gilt:
V EE h EE
k
k
C C p
C
p
( )
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
6 5
5 4 3
1
3
1
1
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
opt
m
n
n
m
B
d
m
V
D
T
T
p
p
K
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
* ρ
π λ 2 3
6
2
3
2
3
1
40
k
k
s mech M
V EE h EE
R
n
n
opt
Z R T m p B d
m
V
D
−
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+ ⋅ ⋅
⋅
⋅
⎡
1
1 1 2 3
6
η η η
ρ
.
*
*
⎣
⎤
⎦ = ⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
1
2
3
2 3
3
2
6
6
6
Pa
kJ
kg K K
kg
m
m
m
kW
m
m
...
(58)
Setzt man Gl. (58) in Gl. (57) ein und fasst alle bloßen
Zahlenwerte zusammen, erhält man:
k
k
C C p
C
p
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
5 4 3
1
3
1
1
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
opt
m
n
n
m
B
d
m
V
D
T
T
p
p
K
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
* ρ
π λ 2 3
6
2
3
2
3
1
40
k
k
s mech M
V EE h EE
R
n
n
opt
Z R T m p B d
m
V
D
−
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+ ⋅ ⋅
⋅
⋅
⎡
1
1 1 2 3
6
η η η
ρ
.
*
*
⎣
⎤
⎦ = ⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
1
2
3
2 3
3
2
6
6
6
Pa
kJ
kg K K
kg
m
m
m
kW
m
m
...
(59)
Zur Sicherheit soll an dieser Stelle eine Einheitenanalyse
durchgeführt werden (siehe ausführlicher in
Abschnitt 4.5):
C m p B
V
EE
= + ⋅
7 h EE
V EE h EE
k
k
d
C
C m p B d C
C C p
C
p
⋅
( )⋅
= + ⋅ ⋅
( )⋅
= ⋅( )
= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
−
2
6 5
5 4 3
1
3
1
1
*
⎟
= ⋅ + ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ =
+
⎛
⎝
⎜
⎞
−
−
⋅
k
k
VT
R
k
k
dB
dB
m L C
d
dD
C
D
d
dD
C
D
1
6
1
5
1
2
1
5
1 0
1
*
⎠
⎟ =− ⋅
− ⋅ ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
−
⋅
−
+ ⋅
−
k
k
k
k
k
k
C
C
D
D
C
D
1
2
1
1
5
1
2
6
1
5
5
2
1
1
1
1
k
k
R
opt
R
D
m
L k
C C
k
D
C C
m
L
k
k
+
⋅
⋅ =
⋅
⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⋅ −
( )
= ⋅
⋅
⋅
⋅
−
1
2
6
1 6
1 6
6
1 2
5 1
5
2
1
*
* ⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
+
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
≈
= ⋅ ⋅
−
+ ⋅
− + ⋅
1
1 1
5
2
1
1
5
1
2
6
1
5
1
2
6
C
D
C
D
D
m
C
k
k
k
k
opt
R
*
1 6
6
1 6
2
3
2
1
1 16
⋅
⋅
−
⋅
⋅
− = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅ ⋅
C
L
k
k
C C
L
k
k
T
T
p
p
K
m p B d
m
n
n
m
V EE h E
λ π *
E
s mech M
k
k
n
n
opt
Z R T
p
p
V
D
( )
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅
−
1 1 3
1
1
2 3
2
40
η η η
ρ
π
.
λ
η η η
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
T
T
p
p
K
p
p
Z R T m p
m
n
n
m
k
k
s mech M
V
E
3
2
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
opt
m
n
n
m
B
d
m
V
D
T
T
p
p
K
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
* ρ
π λ 2 3
6
2
3
2
3
1
40
k
k
s mech M
V EE h EE
R
n
n
opt
Z R T m p B d
m
V
D
−
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+ ⋅ ⋅
⋅
⋅
⎡
1
1 1 2 3
6
η η η
ρ
.
*
*
⎣
⎤
⎦ = ⋅ ⋅
⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
1
2
3
2 3
3
2
6
6
6
Pa
kJ
kg K K
kg
m
m
m
kW
m
m
...
D
C
⋅ +
⎝
⎜
⎠
⎟
−
6
1
5 7
1
⎞
⎠
⎟ =
−
⋅
k
k
1
5
1
2
0
⋅ +
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
−
+ ⋅
k
k
C
C
D
D
1
1
5
1
2
6
1
1
L k
k
⋅
−
( )
1
+
⎞
⎠
⎟
−
+ ⋅
1
5
1
2
C
D
k
k
⋅
⋅
K
d
m
EE
k
k
n
n
p
p
V
)
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
−
3
1
1
2 3
ρ
η η η
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
⋅ ⋅
⋅
⋅
⋅
+
−
p
p
Z R T m p
k
k
s mech M
V
E
3
1
1
1 1
.
*
E h EE
R
n
n
B
d
m
V
p
p
⋅
⋅
⋅
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
* ρ 2 3
3
1
k
k
EE h EE
R
n
n
p B d
m
V
−
⋅
⋅
⋅
⋅
1
2 3
ρ
*
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ = = =
2
3
2 3
3
2
6
6
m
m
kW
m
m
...
Der analytische Ausdruck gemäß Gl. (59) ist noch
etwas unübersichtlich und soll daher durch Umordnen
und „Aufsplitten“ charakteristischer Terme neu strukturiert
angeschrieben werden. Folgende Bezeichnungen
sollen gelten:
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
η η η
T
T
p
p
K
p
p
Z R T
m
n
n
m
k
k
s mech M
(60)
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
η η η
T
T
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p
K
p
p
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m
n
n
m
k
k
s mech M
V EE h EE
R
opt n n
m
m p B d
m
D
V
K
Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
=
+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
Z
V
D
n
n
opt St
1
6
0 148
0 125
1 2
1
0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
η
ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
6 0 309 0 479
1
3
2
3
1
1
0
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
−
ρ n
n
m
n
n
k
k
opt St
V
T
T
p
p
p
p
D
, ,
,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
0 629
025
025 0 25
1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
−
η
ρ n
n
opt PE
D
V
D
,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
α
ρ
λ
α α α
n
n
opt n n
opt
V
D
V
D
, ,
Φ Φ
Φ
L
m
L
m
L
R
R
*
*
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
1
6
1
(61)
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
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m
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m
k
k
s mech M
V EE h EE
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m
m p B d
m
D
V
K
Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
=
+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
Z
V
D
n
n
opt St
1
6
0 148
0 125
1 2
1
0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
η
ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
6 0 309 0 479
1
3
2
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1
1
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⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
−
ρ n
n
m
n
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k
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V
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p
p
p
p
D
, ,
,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
0 629
025
025 0 25
1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
−
η
ρ n
n
opt PE
D
V
D
,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
α
ρ
λ
α α α
n
n
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opt
V
D
V
D
, ,
Φ Φ
Φ
L
m
L
m
L
R
R
*
*
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
1
6
1
(62)
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
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⋅ ⋅
⋅
⋅
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π
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m
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m
D
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Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
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+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
Z
V
D
n
n
opt St
1
6
0 148
0 125
1 2
1
0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
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ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
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1
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1
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⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
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n
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p
p
p
p
D
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,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
0 629
025
025 0 25
1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
−
η
ρ n
n
opt PE
D
V
D
,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
α
ρ
λ
α α α
n
n
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opt
V
D
V
D
, ,
Φ Φ
Φ
L
m
L
m
L
R
R
*
*
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
1
6
1
(63)
Mit den oben definierten Parametern kann die
Bestimmungsgleichung für den optimalen Leitungsdurchmesser
nunmehr wie folgt angegeben werden:
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
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p
p
K
p
p
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m
n
n
m
k
k
s mech M
V EE h EE
R
opt n n
m
m p B d
m
D
V
K
Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
=
+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
Z
V
D
n
n
opt St
1
6
0 148
0 125
1 2
1
0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
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ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
6 0 309 0 479
1
3
2
3
1
1
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⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
−
ρ n
n
m
n
n
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p
p
p
p
D
, ,
,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
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⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
0 629
025
025 0 25
1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
−
η
ρ n
n
opt PE
D
V
D
,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
α
ρ
λ
α α α
n
n
opt n n
opt
V
D
V
D
, ,
Φ Φ
Φ
L
m
L
m
L
R
R
*
*
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
1
6
1
(64)
Diese Gleichung ist einigermaßen bequem handhabbar.
Suboptimal ist jedoch, dass Gl. (64) die Rohrreibungszahl
als Rechengröße enthält. Nachfolgend soll
versucht werden, diesen Parameter, zugeschnitten auf
Stahl- und Kunststoffrohr, zu eliminieren. Der Stand der
Technik ist im gegenwärtigen Regelwerk ([65–68]; siehe
auch [43] und [69]) erfasst.
Folgende Vereinfachungen sollten für Biogas-Verbindungsleitungen
stets zulässig sein:
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
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k
k
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m p B d
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Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
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1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
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+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
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n
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1
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0 148
0 125
1 2
1
0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
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ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
6 0 309 0 479
1
3
2
3
1
1
0
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
−
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n
m
n
n
k
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p
p
p
p
D
, ,
,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
0 629
025
025 0 25
1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
−
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ρ n
n
opt PE
D
V
D
,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
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ρ
λ
α α α
n
n
opt n n
opt
V
D
V
D
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Φ Φ
Φ
L
m
L
m
L
R
R
*
*
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
1
6
1
(65)
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
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T
p
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K
p
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n
n
m
k
k
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m
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m
D
V
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Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
=
+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
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n
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1
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0 148
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1 2
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0 089
0 637
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= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
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,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
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1
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1
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⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
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=
−
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n
m
n
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p
p
p
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,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
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1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
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η
ρ n
n
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,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
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ρ
λ
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opt
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V
D
, ,
Φ Φ
Φ
L
m
L
m
L
R
R
*
*
⋅
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟
⋅
1
6
1
(66)
4.2 Stahlrohrleitungen
Ziel der nachfolgenden Betrachtungen ist es, für die
Rohrreibungszahl bequemer handhabbare Ausdrücke
zu finden und in Gl. (64) einzubauen. Für Stahlrohrleitungen
bietet sich hierfür eine Gleichung von Biel (siehe
[70–80]) 7 an, die sich für unsere Zwecke auch folgendermaßen
anschreiben lässt:
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
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p
p
K
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p
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m
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k
s mech M
V EE h EE
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opt n n
m
m p B d
m
D
V
K
Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
=
+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
Z
V
D
n
n
opt St
1
6
0 148
0 125
1 2
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0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
η
ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
6 0 309 0 479
1
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2
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1
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⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
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n
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n
n
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p
p
p
D
, ,
,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
0 629
025
025 0 25
1 2 3
01
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( )
−
η
ρ n
n
opt PE
D
V
D
,
, ,
,
,
,
Φ Φ Φ 74 0 304 0 478
1 1 2 3
2 3 4
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
⋅
ρ
α
ρ
λ
α α α
n
n
opt n n
V
D
V
D
, ,
Φ Φ
Φ
L
⎛
⎞
1
6
(67)
In Gl. (67) ist η die dynamische Viskosität des aufbereiteten
Biogases. Unterstellt man, dass diese im Bereich
9 · 10 6 Pa · s bis 12 · 10 6 Pa · s liegt und setzt die Bielsche
Beziehung für die Rohrreibungszahl in Gl. (64) ein, erhält
man folgendes auf Stahlrohr zugeschnittenes Ergebnis
(beachte auch Gl. (65) und Gl. (66)):
Φ
Φ
1 2
3
2
3
1
1
2
1 1
40
*
.
= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
⋅ ⋅
⋅
⋅
−
π
η η η
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T
p
p
K
p
p
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m
n
n
m
k
k
s mech M
V EE h EE
R
opt n n
m
m p B d
m
D
V
K
Φ
Φ Φ Φ Φ
Φ
3
1 2 3
6 2 3
6 6
6 1
=
+ ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
≈
*
*
*
ρ
λ
Z
V
D
n
n
opt St
1
6
0 148
0 125
1 2
1
0 089
0 637
≈
= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅
−
λ
η
ρ
,
,
,
,
,
Φ Φ
Φ
Φ
3
6 0 309 0 479
1
3
2
3
1
1
0
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞
⎠
⎟
=
−
ρ n
n
m
n
n
k
k
opt St
V
T
T
p
p
p
p
D
, ,
,
,
,
Re
,
, , ,
,
637
0 316
0 297
1 2 3
0 167 0 309 0 479
025
⋅ ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
=
=
Φ Φ Φ ρ
λ
λ
n
n
V
5
025
025 0 25
⋅ ⎛ ⎝ ⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅ ⋅
−
η
ρ n
n
D
V
,
, ,
(68)
7 Der Verfasser geht nach sorgfältiger Prüfung davon aus, dass
diese zugeschnittene, relativ alte Gleichung für den Gebrauch
unter den Bedingungen von Biogas-Verbindungsleitungen gut
geeignet ist; siehe auch [73–75]. Leider ist diesbezüglich kein
analytischer Nachweis der oben gemachten Aussage möglich,
jedoch haben eine Vielzahl von Vergleichsrechnungen mit
moderneren Gleichungen zur Ermittlung der Rohrreibungszahl
([66, 67]) zu überaus befriedigenden Ergebnisse geführt, so dass
die Bielsche Gleichung hier guten Herzens angewendet wird.

1
m 2V EE h EE n
FACHBERICHTE Φ
⎟2
m
3
= π T p p ⎠Biogas
6
Z1
≈1
D * 40
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= *
,
0Z,
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1⋅R⋅pT
1 Φ1⋅Φ2⋅Φ3
3
⋅ρ n
⋅V
Φ1 2
= Φ n
1⋅Φ⋅ 2⋅⋅Φ3
⋅ ⋅ ⎛ p ⎞ k
m n
K
2
2 m
πη mit
s⋅ηT
mech.
⋅3
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⎟
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1
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= 0 089 ⎞ k
p
⎛ ,
η ⎞
n
p
Vn
⎝ ⎜ −
λ , 6
,
6 2 3
2
T
3 ⎝ ⎜ n ⎠
⎟
6
Dopt = Φ
ρn ⋅V
*
n
⋅ λ
m Z
V
+ 1⋅pR ⋅T
EE⋅1Bh⋅
dEE
Φ
1 ⎠
⎟ (69)
23
=
n
p *
η p
s⋅ηmech m.
⋅η
R M
6
K
Für D
m
≈1
optdie St
= Größen 0,
637⋅ 6 0, 309 0 479
,
Φ 2 1und ⋅Φ2⋅
Φ
3 gelten ⋅ρ n
⋅weiter V
,
n
0, 167 0, 309 0,
479
Dopt,
St
= 0,
637
( Φ1⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρn
⋅V
Gl. (61) und
* *
Gl. (62).
= Φm1 V⋅Φ+ p
2⋅EE Φ⋅B 3 h⋅dEE
n
Φ6
3
=
Wenn Z1
≈1
*
k−1
man in m Gl. (68)
k−1
die sechste Wurzel durch einen
Potenzausdruck 0T,
316 ersetzt,
3
lautet diese in anderer Schreibweise
auch: Re T λ 1=
⋅ ⎛ R
* 40 T
⎞ k
m
p
p
n
p
3
Φ
D1 = 6 ⋅ 6⋅ 2
025 ,
3 ⎝ ⎜ ⋅ 3 6
opt
= Φ ⋅ ρn ⋅V
⋅ ⎛ p ⎞ k
m n
K
2
2 m
π
1 ⎠
⎟
n
p
T
n
⋅ λ
* p0 148
0 125
= 0 089⋅ ⎛ 3 ⎝ ⎜ , 1 ⎠
⎟
n
p p
Φ= Φ1⋅Φ2⋅Φη
Vn
⎝ ⎜ 3⎞
−
λ ,
025
025 0 25
λ = 0,
2975⋅ ⎛ n ⎠
⎟ ⋅ ,
6
K ρ
m
≈1Z1⋅R⋅T1
,
0, 167 0, 309 0,
479
Φ
Dopt,
St
= 0,
637η⋅( Φ⎞
⎝ ⎜
1⋅Φ2⋅Φ , 3) ⋅ρ
⋅
− , n
Vn
⎠
⎟ D ⋅V
2
= 6 6 2 3 6
(70)
opt
= Φ ⋅ ρn ⋅V
η n
⋅ λ
s⋅ηmech.
⋅ηM
n
D ρ n
opt St
= 0,
637⋅ 6 0, 309 0,
479
6
Z ,
Φ1⋅Φ2⋅Φ3
⋅ρ 4.3 Kunststoffrohrleitungen
n
⋅V
1
≈1
n
0,
316
6 *
λK=
m
≈m1
025 V
+ p
, EE⋅Bh⋅dEE
Für ΦKunststoffrohrleitungen 3
=
01 ,
D
Re
bietet
opt,
PE
= 0,
629⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3)
74 0sich , 304 0,
478
⋅ρn
⋅V
eine analoge
k−1
n
Vorgehensweise T an. Gemäß DVGW-G 617 [67] ist für
3
Φ1
= ⋅ 025
α025 2 α3 0 α4
Dλ
0
opt
= , 297 α1⋅( 5Φ1⋅Φ2⋅Φ
3) ⋅ρn ⋅V
25
⎛ ⋅ ⎛ 0 148
⎞ k
m
pn
p
0 125
= 0 089⋅ ⎛ *
m
,
ηR
⎞
,
Kunststoffrohrleitungen
2
T η ⎞ von hydraulisch glattem Verhalten
3 ⎝ ⎜ Vn
n
⎝ ⎜
1 ⎠
⎟
n
p ⎝ ⎜ −
λ ,
n ⎠
⎟ ⋅ ,
6
Z1
≈1
ρ
*
p
, − ,
⎠
⎟ ⋅D
⋅V
Φ= auszugehen
Φ1⋅Φ2⋅Φ3
n
ρ
und zur Berechnung der Rohrreibungszahl
kann die Beziehung 0, 167
n 0 148
D
nach 0, Blasius 309 0,
479 [42, 43, 81]
opt St
1
( 1⋅ 2⋅
3) ⋅ρn
⋅V
opt St
= 0,
637⋅ 6 0, 309 0,
479
,
Φ1⋅Φ2⋅0 Φ125
3
⋅ρ n
⋅V
= 0 089
⎛ ,
η ⎞
V
n
n
n
verwendet werden:
⎛ λ⋅L⎝ ⎞ 6
01 ,
Dopt,
PE
= 0,
629
⎜ −
λ ,
⎠
⎟
,
6 6 2 3 6
Dopt = Φ ⋅ ρn ⋅V
n
⋅ λ
⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3)
74 0, 304 0,
478
⋅ρn
⋅V
n
opt *
0,
⎝
⎜
316 mR
⋅L⎠
⎟ k−1
λ = T (71)
Φ 025 ,
3
1
= α2 α3 α4
Re ⋅ ⋅ ⎛ ⎞ k
6 m
pn
p
DK
opt St
= 0,
637
2
opt
= Tα1⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρn ⋅V
3 ⎝ ⎜ ⋅
6 0, 309 0 479
,
Φ
1 ⎠
⎟1⋅Φ2⋅Φ3
⋅ρ n
⋅V
,
m
≈1
n
n
p p
n
1
Ersetzt man
*
025
mR
⋅L
1
025 0 25
λ = 0,
⎛
297
λ⋅
5
L
⋅ ⎛ in dieser , Gleichung die Re-Zahl mit den
6
−
Z
k 1
1
≈1
expliziten Größen
η ⎞
⎞ 6
D ⎝ ⎜ (Strömungsgeschwindigkeit, , 0 − ,
D = 0
⎠
⎟ ⋅D
⋅V
, 167
T
0, 309 0,
479 Volumenstrom,
ρ
3
opt,
St
, 637⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3) n ⋅ρn
⋅Vn
Φ1
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎞
m
pn
p
k
2 n
opt T
*
⎝
⎜
Rohrleitungsquerschnitt,
mR
⋅L⎠
⎟
dynamische Viskosität,
Dichte), 316
3 ⎝ ⎜ 1 ⎠
⎟
n
p p0 148
dann lässt 0 125
= 0 089⋅ ⎛ ,
η ⎞
V sich in Anlehnung an die
n 01 ,
opt PE
629
1 2 3
74 0, 304 0,
478
Gleichungsstruktur 025 ,
⎝ ⎜ −
λ ,
n ⎠
⎟ ⋅ ,
ρ nach Biel folgende 0, 167 Darstellung
n
0, 309 D
entwickeln:
n
0,
479
opt 1 , St Re=
0,
637⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρn
⋅V
n
*
mR
⋅L
025 α2 α3 α4
D
opt
= α1⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρn ⋅V
025 0 25 n
, 2975⋅ ⎛ ,
opt0St
= 0,
637⋅ 6 0, 309 0 479
,
Φ
, 316
1⋅Φ2⋅Φ3
⋅ρ η ⎞
n
⋅V
,
n
⎝ ⎜
, − ,
λ =
⎠
⎟ ⋅D
⋅V
025 ,
n
(72)
Re
März 2013
166 gwf-Gas Erdgas
6
Z1=
≈1
6 2 3
D = η Φ⋅η⋅ ρ⋅η⋅V
⋅
Φ 2
6 6
opt s mech.
n Mn
0 148
0 125
= 0 089⋅ ⎛ ,
* 40*
T η ⎞
V
⎝ ⎜ − , 3
Φλ
6
K = , ≈m1
⋅+ p⋅ ⋅B ⋅ d⋅⋅
⎛ ⎞
m
pn
p
K
m
ρn
* 3⎠
⎝ ⎜ ⎟
n
1
R
ρ n
1
k−1
λ
k−1
k
k−1
Integriert T⎛
λ⋅man L ⎞ 6
Gl. 025 (72) wieder konsequent in Gl. (64),
01 ,
Dopt
*
⎝
⎜= m0 629
R
⋅L⎠
⎟
opt,
PE
, ⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3)
74 0, 304 0,
478
025 0 25
kann ⋅ρn
⋅V
λ = als 0,
297 endgültige 5⋅ ⎛ 3
Φ
,
1
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎞
m
pn
p
k
2
T η ⎞
3 Bestimmungsgleichung n nachfolgende
Beziehung ⎝ ⎜ ⎝ ⎜ 1 ⎠
⎟
n
p p
, −
angegeben ⎠
⎟ ⋅D
⋅V
,
n
ρ n
werden:
α2 α
0, 167
3 α 0, 309 0,
479
4
D 1
= α1⋅( Φ1⋅Φ2⋅
3) ⋅ρn ⋅V
opt,
St
= 0,
637⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρ
01 ,
n
D *
mopt R
⋅,
PE L = 0,
629⋅( 74 n
n
0, 304 0,
478
⋅ρn
⋅V
n (73)
0,
316 1
λ = ⎛ λ⋅L
⎞ 6
4.4
α2 α3 α4
D
Synopse 025 ,
Re
opt =
*
⎝
⎜
α1⋅( Φ1 mR
⋅L⎠
⎟
⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρn ⋅V
n
Es ist augenscheinlich, dass die Bestimmungsgleichungen
für den optimalen
025
1 Durchmesser von Biogas-Verbindungsleitungen
λ = 0,
2975⋅ ⎛ ,
025 0 25
1 ⎛ λ⋅L
⎞ 6
η ⎞
aus Stahl (Gl. (70)) und aus Kunststoff
Dopt
* *
(Gl. m(73)) R
⋅Ldieselbe ⎝
⎜ ⎝ ⎜
, −
mR
⋅L⎠
⎟ ⎠
⎟ ⋅D
⋅V
,
n
ρ n
Grundstruktur aufweisen und sich nur
in den Zahlenwerten der numerischen
01 ,
Parameter unterscheiden.
Dopt 1
, PE
=
Folglich
0,
629⋅ lässt ( Φ1⋅Φ sich 2⋅Φ verallgemeinernd 3)
74 0, 304 0 478
⋅ρn
⋅V
,
n schreiben:
*
mR
⋅L
α2 α3 α4
D = α ⋅ Φ ⋅Φ
⋅Φ
ρ V
(74)
( ) ⋅ ⋅
opt 1 1 2 3 n n
Die Parameter
1α ⎛ λ⋅L
⎞ 6 1 bis α 4 finden sich in Tabelle 1.
Auf D einen weiteren Umstand soll kurz hingewiesen
opt *
⎝
⎜ mR
⋅L⎠
⎟
werden: Die Länge der Biogas-Verbindungsleitung hat
offenbar keinen Einfluss auf deren wirtschaftlich optimalen
1 Durchmesser. Vollzieht man alle einzelnen
*
Schritte mR
⋅Lder Herleitung unter diesem Aspekt nochmals
nach, dann wird klar, dass im Zusammenwirken der
Druckverluste und der Kosten folgende Konstellation
besteht:
opt,
St 1 2
k−1
k
0 148
T
3
Φ1
= ⋅ ⋅ ⎛ ⎞
m
pn
p
2
T
3 ⎝ ⎜ 1 ⎠
⎟
= 0 089 n
p
⋅ ⎛ ,
η ⎞
λ ,
p
⎝ ⎜ ρ ⎠
⎟
0, 167 0, 309 0,
479
D
opt , St
= 0,
637⋅ Φ1⋅Φ2⋅Φ3
ρn
V
n
Dopt St
= 0,
637⋅ 6 0, 309 0,
479
Tabelle , 1. Zahlenwerte Φ1⋅der Φ2⋅Parameter Φ3
⋅ρ n α⋅V
1 n bis α 4 aus Gl. (74)
für Stahl-
0,
und
316
PE-Biogas-Verbindungsleitungen.
λ =
025 ,
k−1
Parameter Re
3
Φ1
= ⋅ ⋅ ⎛ α
T ⎞
m
pn
p 1 α
k
2 α 3 α 4
SI-Einheiten 2
T
3 025
025 0 25
λ = 0,
2975⋅ ⎛ ⎝ ⎜ 1 ⎠
⎟
n
p p ,
Stahlrohr η ⎞
⎝ ⎜
0,637 , − ,
⎠
⎟ ⋅D
0,167
⋅V
0,309 0,479
n
ρ
0 n
167
PE-Rohr , ,
Dopt,
St
= , 6370,629 0 309 0 479
⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ0,174 3) ⋅ρ
0,304
n
⋅V 0,478
n
Zugeschnittene Einheiten
01 ,
Dopt,
PE
= 0,
629⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3)
74 0, 304 0,
478
⋅ρn
⋅V
0,
316
n
Stahlrohr 12,61 0,167 0,309 0,479
λ =
025 ,
PE-RohrRe
12,55 0,174 0,304 0,478
α2 α3 α4
D = α ⋅ Φ ⋅Φ
⋅Φ
ρ V
3
( ) ⋅ ⋅
( ) ⋅ ⋅
opt 1 1 2 3 n n
025 ,
025 0 25
λ = 0,
2975⋅ ⎛ η ⎞
1
⎛
⎝
λ⋅L
⎜
, −
⎞ 6 ⎠
⎟ ⋅D
⋅V
,
n
ρ n
Dopt
*
⎝
⎜ mR
⋅L⎠
⎟
01 ,
Dopt,
PE
= 0,
629⋅( Φ1⋅Φ2⋅Φ3)
74 0, 304 0 478
⋅ρn
⋅V
,
n
Das bedeutet:
1
##
λ · L:
*
α2 α3 α4
je
Dmopt größer R
⋅L= α1⋅ die ( Φ1Leitungslänge ⋅Φ2⋅Φ3) ⋅ρn L,
⋅V
desto n höher der Druckverlust
über die Rohrleitung, desto höher der erforderliche
⎛ λ
1
Verdichterausgangsdruck:
⋅L
⎞ 6
Zur Minimierung
der Dopt
Gesamtkosten * somit wäre ein hoher Durchmesser
⎝
⎜ mR
⋅L⎠
⎟
optimal
##
6
Z
1
≈1
1
*
:
m ⋅L
R
n
⋅V
−0,
125
n
je größer die Leitungslänge L, desto höher die Herstellkosten
für die Leitung: Zur Minimierung der
Gesamtkosten wäre somit ein kleiner Leitungsdurchmesser
optimal
Beide Effekte heben sich gewissermaßen auf. Das
entspricht auch analogen Befunden von Dittmann/
Zschernig et al., die im Zusammenhang mit der Ermittlung
des optimalen Durchmessers von Wärmetransportleitungen
(Fernwärmeleitungen) gewonnen wurden
[82].
4.5 Einheitenanalyse, Beispiel
Bevor ein Zahlenbeispiel betrachtet wird, lohnt es sich,
eine kurze Einheitenanalyse durchzuführen. Alle Terme
der oben angegebenen Gleichungen sollen kurz analysiert
werden. Es gelten folgende Zusammenhänge,
wenn man SI-Einheiten verwendet:
K Pa Pa
[ ]= ⋅ ⋅ ⎛ 2
K Pa ⎝ ⎜ ⎞ 1 m
Φ1 Pa⎠
⎟ = =
2
Pa
N
J
[ Φ
2]=
kg K K J Nm Ws
⋅ = = =
⋅
kg
kg
kg
€ €
h
W Wh a a €
+ ⋅ ⋅
2
W
m
[ Φ3]=
= =
€ €
W
mm
⋅
m
2
Man kann, wenn auch 1mit etwas Mühe, zeigen, dass
diese [ ΦEinheitenkombination 1⋅Φ2⋅Φ 3 ]=
2 3
3
⎛ kg ⎞
3
⎝
⎜
⎠
⎟ ⋅ ⎛ kompatibel zur Verwen-
⎞
m ⎝ ⎜
m
s ⎠
⎟
Φ ⋅
Φ
⋅
Φ
1
n
n

[ Φ1]= ⋅ ⋅
K Pa ⎝
⎜
Pa⎠
⎟ = =
2
Pa N
J
Φ 2
kg K K J Nm Ws
J ⋅ = = =
[ Φ ⋅ kg kg kg
2]=
kg K K J Nm Ws
⋅ = = =
⋅ kg kg kg
€ € h
+ ⋅ ⋅
W Wh a a €
2
€ € h
W m
Φ3]=
= =
W Wh
dung mit den SI-Einheiten € a a €
+ ⋅ ⋅
2
W
für €
m
[ Φ
die W
3]=
= = Dichte und den Volumenstrom
ist. Es
2
mm €
ist:
⋅ m€
W
2
mm ⋅ m
1
Φ1⋅Φ2⋅Φ3]=
21
3
3
[ Φ ⎛ kg ⎞
3
⎝
⎜
⎠
⎟ ⋅ ⎛ 1⋅Φ2⋅Φ3]=
⎞
m ⎝ ⎜
m
2 3
3
⎛ kg ⎞ s ⎠
⎟
3
⎝
⎜
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
m ⎞
m s ⎠
⎟
also gilt letztlich
1
Φ1⋅Φ2⋅Φ3 2 3
ρ
1
Φ ⋅V
1⋅Φ2⋅Φ3 2 3
ρ ⋅V
was kJ
die Φ2]=
Grundstruktur ⋅
kg⋅K K kJ kNm kWs
= von = Gl. = (58) bzw. Gl. (59) widerspiegelt.
Unter diesen = Prämissen = = erhält man auch den
kJ
[ Φ
kg kg kg
2]=
⋅
kg⋅K K kJ kNm kWs
kg kg kg
optimalen Durchmesser in der SI-Einheit der Länge,
nämlich in m € (siehe € h
+ Abschnitt ⋅ ⋅
kW kWh a a € 4.1).
2
€ € h
In ]=
= kW m
Φdieser 3
Kombination + ⋅ ⋅ =
kW kWh
[ ]= € a a wären
€
auch 2 folgende Einheiten
für Φ 3 Φ 2 und Φ 3 kompatibel: = kW € = kW
m
2
mm € ⋅ m€
kW
2
mm ⋅ m
1 2
Φ ⋅
Φ
⋅
Φ
3
1Biogas
ρ
⋅
V
1 2 3 2 3
2 3
3
⎛
kg
⎞
3
⎝
⎜
⎠
⎟ ⋅ ⎛ ⎝ ⎜
m ⎞
m
s
⎠
⎟
kJ
[ Φ2]=
⋅
kg⋅K K kJ kNm kWs
= = =
kg
kg
kg
FACHBERICHTE
€ € h
+ ⋅ ⋅
kW kWh a [ a €
2
]=
= kW m
Φ 3 =
€
€
kW
2
mm
⋅
m
In der Praxis wird der Volumenstrom häufig in m 3 /h
(q n ) angegeben und der Durchmesser typischerweise in
mm gewünscht. Will man in diesem zugeschnittenen
Einheitensystem arbeiten, dann sind die entsprechenden
Parameter aus Tabelle 1 zu verwenden und in
Gl. (74) V·n gegen q n auszutauschen.
Nachfolgend soll eine kurze Beispielrechnung durch
geführt werden. Der Rechengang wird tabellarisch
erläutert (siehe Tabelle 2 und Tabelle 3).
Tabelle 2. Eingangsdaten und Annahmen für die Berechnung des optimalen Durchmessers einer
Biogas-Verbindungsleitung.
Größe Wert Rechenwert Kommentar
q n 700 m 3 /h 700 m 3 /h
V·n = q n /3600 8,904 · 10 –3 m 3 /s SI-Einheiten
p 1 300 mbar (Ü) 1,3 · 10 5 Pa Absolutdruck verwenden
p 3 22 bar (Ü) 23 · 10 5 Pa dito
t m 25 °C T m = 298,15 K
p EE 12,5 ct/kWh = 12,5/(10 2 · 10 3 ) €/Wh AP Elektroenergie, umrechnen
n 10 a 10 a Betrachtungszeitraum
n L,V 15 a 15 a Abschreibungszeitraum Verdichter
n L,R 25 a 25 a dito, Rohrleitung
i 8 %/a 8/100 = 0,08 Kalkulationszins
e EE 3 %/a 3/100 = 0,03 jährliche Teuerung Elektroenergie
e WI 1 %/a 1/100 = 0,01 dito, Wartung/Instandhaltung
η s 0,65 0,65 innerer Wirkungsgrad → Hubkolbenverdichter
η mech 0,98 0,98
η M 0,90 0,90
B h 8600 h/a 8600 h/a Vollbenutzungsstunden/Jahr
ρ n 0,755 kg/m 3 0,755 kg/m 3 Normdichte
R 492,5 J/(kg · K) 492,5 J/(kg · K) Gaskonstante
k 1,30 1,30 Isentropenexponent
n R 177,87 €/mm 177,87 €/m Durchmesser in m
m R 0,8340 €/mm 8340 €/m Durchmesser in m
f R, Korr. 1 1 Basiskostenfunktion zutreffend
n V 392273 € 392273 €
m V 1075,30 €/kW 1,0753 €/W Motorleistung in W, da R in J/(kg · K)
f V, Korr. 1 1 Basiskostenfunktion zutreffend
n Verd. 2 2 zwei Verdichter (redundant)
März 2013
gwf-Gas Erdgas 167

FACHBERICHTE Biogas
Tabelle 3. Berechnungsergebnisse bei der Ermittlung des optimalen
Durchmessers einer Biogas-Verbindungsleitung.
Größe Ergebnis Kommentar
d EE 7,777 a Diskontierungssummenfaktor Elektroenergie
d WI 7,046 a dito, Wartung, Instandhaltung
f RW, V 0,846
f RW, R 0,722
m V
*
2,319
m R
*
602,2
Φ 1 4,057 · 10 –8 Druckrandbedingungen (bei hohem Einspeisedruck
p 3 , resp. p 2 !) wenig entscheidend
Φ 2 2,604 · 10 5 Wirkungsgrade/Gasart sehr wichtig
Φ 3 0,018 Kosten wichtig
D opt,St 0,0636 m = 63,6 mm → DN 65
D opt,PE 0,0593 m = 59,3 mm → DN 65
Tabelle 4. Optimale Durchmesser von Biogas-Verbindungsleitungen für
typische Verhältnisse bei der Biogaseinspeisung in Erdgasnetze.
D opt
p 1 = 300 mbar (Ü)
Einspeisung in
PN 6-Netze PN 10-Netze PN 16-Netze PN 25-Netze
350 m 3 /h DN 80 DN 65 DN 50 DN 50
700 m 3 /h DN 100 DN 100 (80) DN 80 DN 65
1000 m 3 /h DN 125 DN 100 DN 100 (80) DN 80
p 1 = 2,5 bar (Ü)
Der optimale Durchmesser wurde bei den im Beispiel
analysierten Verhältnissen für eine Biogas-Verbindungsleitung
aus Stahl und PE übereinstimmend zu
DN 65 ermittelt. Das stimmt auch mit den verallgemeinerten
Angaben gemäß Tabelle 4 überein (siehe
Punkt 5).
5. Zusammenfassung
Im vorliegenden Beitrag wird die Abhängigkeit der Kosten
(Barwert, Lebenszykluskosten) für die Einspeisung
von Biogas in Erdgasnetze als Funktion des Durchmessers
der Biogas-Verbindungsleitung betrachtet. Erfasst
werden alle Kosten für die Verdichtung und den Transport
des konditionierten Gases bis zum Einspeisepunkt
in das Gasnetz. Kosten für die Konditionierung des aufbereiteten
Biogases werden nicht bilanziert. Es wird
gezeigt, dass ein Kostenminimum existiert. Der Verfasser
schlägt einen analytischen Algorithmus zur Berech-
350 m 3 /h DN 80 DN 65 DN 50 DN 50
700 m 3 /h DN 100 DN 80 (100) DN 80 DN 65
1000 m 3 /h DN 125 DN 100 DN 100 (80) DN 80
nung des optimalen Durchmessers der Biogas-Verbindungsleitung
vor und erläutert diesen exemplarisch.
Optimale Durchmesser von Biogas-Verbindungsleitungen
werden für typische Verhältnisse derzeitigen Preisbedingungen
entsprechend angegeben (Tabelle 4).
Tabelle 4 gilt sowohl für Stahl- als auch für PE-Rohrleitungen.
Falls Werte in Klammern angegeben wurden,
war in Abhängigkeit von den konkreten Randbedingungen
(in aller Regel vom Strompreis) keine völlig eindeutige
Angabe möglich. Tendenziell würde der Verfasser
den nicht in Klammern angegeben Wert vertreten.
Es wurde zudem festgestellt, dass der optimale
Durchmesser einer Biogasverbindungsleitung nicht von
deren Länge abhängt.
Es erweist sich, dass die kostenoptimalen Durchmesser
der Biogas-Verbindungsleitungen in aller Regel „um
die DN 100“ als derzeit gängige Praxis liegen. Der Verfasser
geht davon aus, dass diese Praxis beibehalten werden
darf. Insbesondere in den Fällen, in denen die formale
Rechnung kleinere Werte ergibt, ist die Wahl eines
größeren Durchmessers gerechtfertigt, da die Kostenverläufe
(siehe exemplarisch Bild 6) hin zu größeren
Durchmessern typischerweise recht flach verlaufen.
Außerdem sprechen weitere praktische Aspekte, wie
beispielsweise eine entsprechende mechanische Belastbarkeit
der Leitung, das Vorhalten von Standardbauteilen
für Rohrleitungsbauarbeiten, die kostengünstige
Ausführung von Schweißarbeiten (normale Wanddicken)
und nicht zuletzt die Möglichkeit von Anlagenerweiterungen
im Bereich der Biogasanlage selbst („Biogasanlagen-Repowering“)
für die mehr oder weniger
standardmäßige Ausführung einer Biogas-Verbindungsleitung
in ≥ DN 100. Sicherlich lassen sich hier weitere
Argumente für die vom Verfasser empfohlene Lesart der
gewonnenen Ergebnisse gemäß Tabelle 4 angeben.
Formelzeichen
a
B
C
d
D
e
f
h
i
k
K
L
m
n
p
P
R
RW
T
Annuitätenfaktor
Barwert, Vollbenutzungs-
Konstante
Diskontierungssummenfaktor
(innerer) Durchmesser
jährliche Teuerung
Faktor
spezifische Enthalpie
Kalkulationszinssatz
Isentropenexponent, spezifische Kosten
Kompressibilitätszahl, jährliche Kosten
Leitungslänge
Parameter (Anstieg) Kostenfunktion
Parameterkostenfunktion, Betrachtungszeitraum
Druck, Preis
Leistung
spezielle Gaskonstante
Restwert
Temperatur in K
März 2013
168 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
t Temperatur in °C
V·
Volumenstrom
W
Z
α
Δ
η
λ
ρ
Φ
Indizes
Arbeit
Realgasfaktor
Parameter
Differenz
dynamische Viskosität
Rohrreibungszahl
Dichte
Parameter
1 Verdichtereingang
2 Verdichterausgang, Rohrleitungsanfang
3 Rohrleitungsende
a
EE
eff.
h
Stundei
I
K
Jahr
Elektroenergie
effektiv
innere
Instandhaltung
Kupplung, Konditionierung
L
m
Lebensdauer
Korr. Korrektur-
Mittelmech.
mechanisch
M
n
opt
PE
R
s
St
T
W
V
Motor
Normzustand
optimal
PE-; Kunststoff-
Rohrleitung
isentrop
Stahl
Transport
Wartung
Literatur
Verdichter
[1] EnWG: Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung
(Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) Ausfertigungsdatum:
07.07.2005 (Vollzitat: „Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli
2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 2 des
Gesetzes vom 16. Januar 2012 (BGBl. I S. 74) geändert worden
ist“. Stand: Zuletzt geändert durch Art. 2 G v. 16.1.2012
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[2] GasNZV: Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen
(Gasnetzzugangsverordnung – GasNZV) Ausfertigungsdatum:
03.09.2010 (Vollzitat: „Gasnetzzugangsverordnung
vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261), die durch
Artikel 4 der Verordnung vom 30. April 2012 (BGBl. I S. 1002)
geändert worden ist“) Stand: Geändert durch Art. 4 V v.
30.4.2012 I 1002.
[3] GasNEV: Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu
Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung – Gas-
NEV) Ausfertigungsdatum: 25.07.2005 (Vollzitat: „Gasnetzentgeltverordnung
vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die
zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September
2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist“) Stand: Zuletzt
geändert durch Art. 5 V v. 3.9.2010 I 1261.
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März 2013
gwf-Gas Erdgas 169

FACHBERICHTE Biogas
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März 2013
170 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
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Technik 1990.
[64] Recknagel, H. und Sprenger, E. (Schramek, E.-R. (Hrsg.)):
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Warmwasser- und Kältetechnik. 75. Auflage. München:
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[67] DVGW-G 617: Berechnungsgrundlagen zur Dimensionierung
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[68] DVGW-G 2000: Mindestanforderungen bezüglich Interoperabilität
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verschiedene Fördermittel. gwf 70 (1927) H. 25, S. 623–628.
[72] Biel, R.: Die Formeln zur Berechnung des Druckabfalles in
Wasserrohrleitungen. gwf 76 (1933) Nr. 36, S. 676–679.
[73] Kurth, K.: Nennweitenberechnung für Niederdruck-Gasinstallationsleitungen
(Stadtgas, Erdgas A). Stadt- und Gebäudetechnik
(1981) Heft 3, S. 81–82.
[74] Gasversorgungstechnik: Brenngase. Grundlagen. Lehrbriefe
für das Hochschulstudium. 1. Lehrbrief. 1. veränderte Ausgabe.
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[75] TGL 10709/01 bis /04: Gasinstallationsanlagen. Textausgabe
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Berlin: Springer-Verlag 1944.
[78] Eck, B.: Technische Strömungslehre. Fünfte Auflage. Berlin;
Göttingen; Heidelberg: Springer-Verlag 1957.
[79] Richter, H.: Rohrhydraulik. Allgemeine Grundlagen, Forschung,
Praktische Berechnung und Ausführung von Rohrleitungen.
Berlin: Verlag von Julius Richter 1934.
[80] Richter, H.: Rohrhydraulik. Ein Handbuch zur praktischen
Strömungsberechnung. Berlin; Göttingen; Heidelberg:
Springer-Verlag 1954.
[81] Blasius, H.: Das Aehnlichkeitsgesetz bei Reibungsvorgängen
in Flüssigkeiten. In: Verein deutscher Ingenieure (Hrsg.): Mitteilungen
über Forschungsarbeiten auf dem Gebiete des
Ingenieurwesens insbesondere aus den Laboratorien der
technischen Hochschulen. Heft 131. Berlin: Kommissionsverlag
von Julius Springer 1913.
[82] Dittmann, A. und Zschernig, J. (Hrsg.): Energiewirtschaft.
Stuttgart: B.G. Teubner 1998.
Autor
Prof. Dr.– Ing. Prof. h.c. Jens Mischner VDI
Fachhochschule Erfurt |
Fakultät Gebäudetechnik und Informatik |
Fachrichtung Gebäude- und Energietechnik |
Erfurt |
Tel. +49 361 6700357 |
Email: mischner@fh-erfurt.de
März 2013
gwf-Gas Erdgas 171

FACHBERICHTE Odorierung
Einfluss des Grundgases auf
olfaktorische Charakteristika
von Odoriermitteln
Odorierung, Geruchsintensität, Olfaktometrie, Geruchscharakteristik,
Mindest-Odoriermittelkonzentration, Einfluss Grundgas auf Geruchswahrnehmung
Kerstin Kröger und Frank Graf
Die Odorierung von Erdgas stellt eine wichtige Sicherheitsmaßnahme
für den Endkunden dar. Im Rahmen
eines DVGW-Forschungsvorhabens wurde der Einfluss
des Grundgases auf die Geruchswahrnehmung und
-charakteristik für die in Deutschland verbreitetsten
Odoriermittel untersucht. Die olfaktorischen Messungen
wurden im institutseigenen Geruchslaboratorium
unter Berücksichtigung der relevanten Normen mit
einem dynamischen Olfaktometer durchgeführt. Die
Ergebnisse der Untersuchungen zeigen einen geringen
Einfluss des Grundgases auf die Geruchsintensität der
Odoriermittel. Weiterhin kann festgehalten werden,
dass die untersuchten Odoriermittel unabhängig vom
Grundgas als „unangenehm“ und alarmierend bewertet
werden und sich damit für die Odorierung von
Erdgas und eingespeistem Biogas eignen.
The influence of basic gas composition on olfactory
characteristics of odorants
The odorization of natural gas represents an important
security measurement for the consumer. Within a
DVGW research project the influence of the basic gas
composition on the smell-intensity and -characteristics
was examined for common odorants used in Germany.
The olfactory experiments were carried out
with a dynamic olfactometer in a smell laboratory
under consideration of the relevant standards. The
results of the investigation show no relevant influence
of the basic gas composition on the smell intensity of
the odorants. Furthermore, the smell of the odorants
is characterized as “extreme unpleasant“ and being
judged “alarmingly“ and therefore being suitable for
the odorization of natural gas and injected biogas.
1. Einleitung
Die Odorierung von Erdgas stellt weltweit eine wichtige
Sicherheitseinrichtung für den Endkunden dar. Durch
die gezielte Zugabe von zugelassenen Odoriermitteln
wird sichergestellt, dass Gasleckagen in Gebäuden von
der Bevölkerung wahrgenommen werden und Gegenmaßnahmen
eingeleitet werden können. In Deutschland
werden zur Odorierung von Erdgasnetzen der
öffentlichen Gasversorgung überwiegend drei Typen
von Odoriermitteln verwendet. Dabei handelt es sich
um Thiophene, Acrylate und Merkaptane sowie um
unterschiedlicher Gemische aus diesen Verbindungen.
Im Einzelnen sind dies Tetrahydrothiophen (THT), ein
Acrylatgemisch (Gasodor® S-Free®) ein THT/Acrylatgemische
(Spotleak® Z) sowie Merkaptangemische wie
Scentinel® E oder Merkaptan/THT-Gemische (Spotleak®
1005).
In den letzten Jahren ergaben sich neue Fragestellungen
zur Geruchsintensität und -charakteristik der
eingesetzten Odoriermittel bzw. deren Wahrnehmbarkeit
durch die Bevölkerung [1, 2, 3]. Es stellte sich u. a.
die Frage, ob die Erdgasbeschaffenheit einen signifikanten
Einfluss auf die Geruchsintensität und Geruchscharakteristik
der Odoriermittel hat. Im Rahmen des DVGW-
Forschungsvorhabens G 1/04/10 „Bestimmung weiterer
Charakteristika von ausgewählten Odoriermitteln in
Erdgasen“ sollte dieser Aspekt mittels olfaktorischer
Messungen für die Odoriermittel THT, Scentinel® E und
Gasodor® S-Free® in vier verschiedenen Grundgasen
untersucht werden. Mit Hilfe von normkonformen olfaktorischen
Untersuchungen wurden die Geruchsschwelle
und die Geruchsintensität bestimmt. Außerdem wurde
die hedonische Geruchswirkung (Geruchscharakteristik)
an ausgewählten Gasen ermittelt.
2. Anforderungen an die Odorierung von
Erdgas in Deutschland
Maßgeblich für die Odorierung von Erdgas in Deutschland
sind die Ausführungen im DVGW-Arbeitsblatt
G 280-1 „Gasodorierung“ [4]. In diesem sind sämtliche
für die Odorierung von Erdgas relevanten anlagen- und
betriebstechnischen Anforderungen festgelegt.
Für die Odorierung von Erdgas zugelassene Odoriermittel
müssen schon in sehr geringen Konzentrationen
März 2013
172 gwf-Gas Erdgas

Odorierung
FACHBERICHTE
in Luft wahrgenommen werden und dazu führen, dass
der gastechnische Laie gewarnt wird und ausreichend
Zeit erhält, Gefahr für sich und die Umwelt abzuwenden.
Um ein ausreichend hohes Sicherheitsniveau zu
erreichen, ist für Gas-Luft-Gemische in Innenräumen
festgelegt, dass austretendes Erdgas mit Erreichen von
20 % der unteren Explosionsgrenze (UEG) von Erdgas in
Luft sicher wahrgenommen werden muss. Für odoriertes
Erdgas mit einer unteren Zündgrenze von ca.
4 Vol.-% in Luft ergibt sich, dass die Warngeruchsstufe
bei einer Erdgaskonzentration von 0,8 Vol.-% in Luft
erreicht werden muss. Um die Warngeruchsstufe im
Falle einer Gasleckage in Luft sicher zu erreichen, ist
durch den Netzbetreiber sicherzustellen, dass die Mindest-Odoriermittelkonzentration
c n im Erdgas zu jedem
Zeitpunkt und an allen Stellen im Netz vorliegt.
Die Geruchsintensität von Odoriermitteln in Erdgas
bildet die Grundlage zur Bestimmung des odoriermittelspezifischen
K-Wertes und der anschließenden
Berechnung der Mindest-Odoriermittelkonzentration
cn. Je intensiver der Geruch des Odoriermittels vom
Menschen wahrgenommen wird, desto kleiner ist diese
Mindest-Odoriermittelkonzentration im Erdgas. Der
K-Wert gibt wiederum diejenige Odoriermittelkonzentration
in Luft an, die notwendig ist, um die Warngeruchstufe
zu erreichen [4]. In Tabelle 1 ist die siebenteilige
Geruchsstufenskalierung (0 bis 6) nach dem DVGW-
Arbeitsblatt G 280-1 aufgeführt. Die Grenze der Wahrnehmbarkeit
(Geruchsschwelle) ist die geringste, von
Menschen noch wahrnehmbare Geruchsintensität
(Stufe 1). Bei einer weiteren Verringerung dieser Intensität
kann ein Geruch nicht mehr festgestellt werden
(Stufe 0). Die für die Erdgasodorierung wichtige Größe
ist die Warngeruchsstufe (Stufe 3, deutlicher Geruch).
Diese entspricht der mittleren Geruchsintensität, bei der
jede Person mit durchschnittlichem Riechvermögen
und bei durchschnittlicher physiologischer Kondition
den Geruch mit Sicherheit wahrnimmt [4].
Das DVGW-Arbeitsblatt 280-1 unterscheidet in der
neu überarbeiteten Ausgabe 2012 erstmals zwischen
Odoriermittel mit „langjähriger Praxiserfahrung“ und
„neu eingeführten Odoriermitteln“. Für langjährig eingesetzte
Odoriermittel werden Mindest-Odoriermittelkonzentrationen
unabhängig von der Berechnung aus
K-Werten vorgeben (Tabelle 2).
Für neu eingeführte Odoriermittel lässt sich die Mindest-Odoriermittelkonzentration
mit Hilfe des K-Wertes
berechnen [1]:
c
n
=
K ⋅100
⋅
02 , ⋅UEG S
S: Sicherheitsbeiwert ≥ 4 (Gl. 2-1)
Tabelle 1. Einteilung der Geruchsintensität gemäß G 280-1 (2012) [4].
Geruchsstufen Definition Bemerkungen
0 nicht wahrnehmbar –
1 sehr schwach Grenze der Wahrnehmbarkeit
(Geruchsschwelle)
2 schwach –
3 deutlich Warngeruchsstufe,
mittlere Geruchsin-tensität
4 stark –
5 sehr stark –
6 extrem stark Obere Grenze der Intensitätssteigerung
Tabelle 2. Mindest-Odoriermittelkonzentration gemäß G 280-1 (2012) [4].
Odoriermittel
Der Sicherheitsbeiwert muss individuell festgelegt
werden und berücksichtig neben der olfaktorischen
Bewertung auch praxisrelevante Aspekte wie messtechnische
Nachweisbarkeit im Netz und Wechselwirkungen
mit der Gasinfrastruktur.
3. Grundlagen zur Olfaktometrie
Die Bestimmung des K-Wertes (der Geruchsintensität)
der Odoriermittel erfolgt mit Hilfe der dynamischen
Olfaktometrie (olfacere: lat. riechen) mit einem Probandenkollektiv
bzw. durch den menschlichen Geruchssinn.
Das Geruchsempfinden von Personen ist ein subjektiver
Eindruck. Gleiche Geruchseindrücke werden
von verschiedenen Personen unterschiedlich wahrgenommen
und unterschiedlich bewertet. Weiterhin ist
die individuelle Beurteilung von Gerüchen u. a. von der
jeweiligen Tagesform der durchführenden Personen
abhängig. Die Beurteilung der geruchsspezifischen
Parameter von Substanzen kann somit nur mit dem
menschlichen Geruchssinn und unter definierten Bedingungen
erfolgen. Aus diesem Grund wird die Durchführung,
Auswertung und Bewertung von olfaktorischen
Untersuchungen in Deutschland nach DIN EN 13725
„Luftbeschaffenheit – Bestimmung der Geruchsstoff-
Mindest-
Odoriermittelkonzentration
in mg/m³
Tetrahydrothiophen 10
Schwefelfreie Odoriermittel auf Acrylatbasis 8
Schwefelarme Odoriermittel auf
THT/Acrylatbasis
Merkaptane
6
3 (Erdgas)
8 (Flüssiggas)
info@axel-semrau.de
Kompetenz in Odorierungskontrolle
Handmessgeräte Stationäre Messgeräte Dienstleistung
März 2013
gwf-Gas Erdgas 173

FACHBERICHTE Odorierung
konzentration mit dynamischer Olfaktometrie“, nach
VDI-Richtlinie VDI 3882 Blatt 1 „Olfaktometrie - Bestimmung
der Geruchsintensität“ und nach VDI-Richtlinie
VDI 3882 Blatt 2 „Olfaktometrie - Bestimmung der hedonischen
Geruchswirkung“ durchgeführt [5, 6, 7]. Es handelt
sich bei der Olfaktometrie um eine quantitative
Erfassung der menschlichen Geruchsempfindung durch
kontrollierte Darbietung von unterschiedlichen
Geruchsstoffproben [8]. Dabei erfolgt die Beurteilung
eines Geruchsstoffes durch ein nach strengen Kriterien
(DIN EN 13725) ausgewähltes Probandenkollektiv am
Olfaktometer. Eine Standardisierung der Probanden findet
statt, indem Personen ausgewählt werden, deren
sensorische Empfindlichkeit gegenüber einer Referenzsubstanz
bekannt ist. Dabei wird angenommen, dass
die Empfindlichkeit gegenüber der Referenzsubstanz
ebenso groß ist, wie gegenüber anderen Substanzen
[5]. Die Durchführung wird mit Hilfe einer ausreichend
großen Anzahl von normkonformen Probanden und die
anschließende Auswertung mit statistischen Mitteln
nach VDI-Richtlinie VDI 3882 Blatt 1 und Blatt 2 durchgeführt
[6,7]. Damit sollen insbesondere statistische Messunsicherheiten
ausgeglichen werden. Das ausgewählte
Probandenkollektiv gilt als repräsentativ für die gesamte
Bevölkerung (Grundgesamtheit).
Die Prüferauswahl erfolgt, ebenso wie die Geruchsschwellenbestimmung
der Odoriermittel, nach DIN
EN 13725 [5]. Dabei müssen die Prüfer eine bestimmte
Konzentration der Referenzsubstanz n-Butanol in Stickstoff
reproduzierbar wiederfinden. Nur Prüfer die
n-Butanol innerhalb von in der Norm beschriebenen
Grenzen wahrnehmen – normkonform sind –, dürfen an
den weiteren olfaktorischen Messungen teilnehmen.
Zur Durchführung dieses Forschungsvorhabens wurden
ca. 50 Personen geprüft, wobei 15 Personen die Kriterien
der DIN EN 13725 erfüllten.
Bei der Geruchsschwellenbestimmung ordnet das
normkonforme Probandenkollektiv den dargebotenen
Geruch als gerade riechbar (Wahrnehmungsschwelle)
ein. Die Geruchsschwelle ist die Konzentration, bei der
die Probe mit einer Wahrscheinlichkeit von 0,5 unter
Prüfbedingungen wahrgenommen wird, d. h. bei der
von 50 % der Probanden gerade ein Geruch wahrgenommen
wird [5]. Die Geruchsschwelle von Geruchstoffproben
ist eine sehr gut reproduzierbare Größe, die
allerdings nicht für die Klassifizierung von Odoriermitteln
geeignet ist. Zur Geruchsintensitätsbestimmung
werden acht normkonforme Prüfer benötigt, die insgesamt
dreimal überschwellige Geruchstoffproben in
zufälliger Reihenfolge am Olfaktometer dargebotenen
bekommen und diese anhand der in Tabelle 1 genannten
Geruchsstufen einordnen müssen. Damit liegen pro
untersuchtem Prüfgas 24 Probandennennungen vor,
die nach VDI-Richtlinie 3882 Blatt 1 ausgewertet und
aus denen anschließend der K-Wert berechnet wird [6].
Zur Beurteilung der Geruchscharakteristik (hedonische
Untersuchungen) wurden die drei Odoriermittel in Erdgas
H (Russland) und in Erdgas L durch jeweils 15 Probanden
am Olfaktometer bewertet. Die hedonische Wirkung
wurde anhand einer neunteiligen Skala (Kategorien)
von –4 (extrem unangenehm) bis +4 (extrem
angenehm) beurteilt.
4. Rahmenbedingungen und
Untersuchungsprogramm
In vorangegangenen Studien und Forschungsvorhaben
wurden K-Wert-Bestimmungen von Odoriermitteln in
unterschiedlichen Laboratorien durchgeführt und die
Tabelle 3. Zusammensetzung der verwendeten Grundgase.
Komponente Formelzeichen Konzentration in Mol.-%
H (Russ) H (Verbund) L Biogas
Methan CH 4 96,90 87,53 86,17 93,18
Ethan C 2 H 6 1,51 7,18 1,17 0,04
Propan C 3 H 8 0,476 2,031 0,108 3,44
iso-Butan C 4 H 10 0,076 0,199 0,017 0,049
n-Butan C 4 H 10 0,078 0,275 0,019 0,009
n-Pentan C 5 H 12 0,011 0,033 0,004 n. n.
iso-Pentan C 5 H 12 0,015 0,042 0,005 n. n.
Kohlenstoffdioxid CO 2 0,132 2,026 2,571 3,29
Stickstoff N 2 0,78 0,64 9,86 n. n.
Sauerstoff O 2 < 0,01 < 0,01 < 0,01 n. n.
Schwefelverbindungen
Konzentration in mg/m³
Schwefelwasserstoff H 2 S < 0,2 1,3 < 0,2 n. n.
Carbonyloxidsulfid COS < 0,4 < 0,4 6,4 n. n.
Methanthiol CH 3 -SH < 0,3 < 0,3 < 0,3 n. n.
März 2013
174 gwf-Gas Erdgas

Odorierung
FACHBERICHTE
Tabelle 4. Untersuchte Odoriermittel-Prüfgase.
Nr. Grundgas Odoriermittel Zusammensetzung des
Odoriermittels in Mass.-%
1
Erdgas H
(Russland)
Gasodor® S-Free®
Methylacrylat: 37,4
Ethylacrylat: 60
Gesamt -
konzentration
in mg/m³
2 Tetrahydrothiophen THT: 100 10,3
3 Scentinel® E TBM: 1 75,5; IPM: 2 16; NPM: 3 8,5 3,7
4
Erdgas H
(Verbund)
Gasodor® S-Free®
Methylacrylat: 37,4
Ethylacrylat: 60
5 Tetrahydrothiophen THT: 100 10,1
6 Scentinel® E TBM: 1 75,5; IPM: 2 16; NPM: 3 8,5 3,2
7
Erdgas L
Gasodor® S-Free®
Methylacrylat: 37,4
Ethylacrylat: 60
8 Tetrahydrothiophen THT: 100 10,2
9 Scentinel® E TBM: 1 75,5; IPM: 2 16; NPM: 3 8,5 3,6
10
Biogas
Gasodor® S-Free®
Methylacrylat: 37,4
Ethylacrylat: 60
11 Tetrahydrothiophen THT: 100 9,6
12 Scentinel® E TBM: 1 75,5; IPM: 2 16; NPM: 3 8,5 3,8
1
Tert-Buthyl-Merkaptan; 2 Iso-Propyl-Merkaptan; 3 n-Propyl-Merkaptan
7,4
7,4
7,4
8,1
Messprogramm
Geruchsschwellenbestimmung
Intensitätsbestimmung (K-Wert)
– Hedonik – Hedonik
Ergebnisse veröffentlicht [8–12]. Die Untersuchungen
erfolgten weitestgehend nach den Vorgaben der
DIN EN 13725, allerdings wurden die olfaktorischen Messungen
meist mit den Trägergasen Stickstoff oder
Methan durchgeführt. Bereits in dem Forschungsvorhaben
G 1/03/07, dessen Ergebnisse in [2] veröffentlicht
wurden, wurde darauf hingewiesen, dass das Grundgas
einen Einfluss auf die Geruchsintensität und -charakteristik
der Odoriermittel haben kann. Die im Erdgas enthaltenen
Kohlenwasserstoffe führten bei den Messungen
zu niedrigen K-Werten, die allerdings nicht gravierend
von den anderen Literaturwerten abwichen [2]. Die
in diesem F&E-Vorhaben verwendeten Grundgase sollten
das in Deuschland übliche Spektrum der verteilten
Gase abbilden. Die drei Odoriermittel wurden jeweils in
Erdgas H (Russland), Erdgas H (Verbund), Erdgas L und in
konditioniertem Biogas angesetzt. Die beiden H-Gase
unterschieden sich im Wesentlichen durch den Gehalt
an Methan, Ethan und Propan, während das L-Gas neben
dem typischen Stickstoff und Kohlenstoffdioxidgehalt
einen geringen Anteil an Carbonyloxidsulfid enthielt.
Das Biogas wurde im Laboratorium aus Flaschengasen
hergestellt und enthielt keine höheren Kohlenwasserstoffe,
wie die Erdgase (Tabelle 3). In Tabelle 4 sind die
im Rahmen des F&E-Vorhabens olfaktorisch untersuchten
Odoriermittel in den verschiedenen Grundgasen
und das Untersuchungsprogramm aufgeführt.
wurden zwischen 0,019 µg/m³ (NTP) für Scentinel® E in
Erdgas H (Verbund) und 1,40 µg/m³ (NTP) für THT in Erdgas
L bestimmt. Erwartungsgemäß wurde das merkaptanhaltige
Odoriermittel Scentinel® E am besten wahrgenommen,
gefolgt vom schwefelfreien Odoriermittel
Gasodor® S-Free® und THT. Unabhängig vom Grundgas
wurde Gasodor® S-Free® eher wahrgenommen als THT.
Der Mittelwert der Geruchsschwelle dieser beiden Odoriermittel
lag bei Einbeziehung der vier Grundgase bei
0,7 mg/m³ (NTP) für Gasodor® S-Free® und bei 1,1 µg/m³
für THT. Während Gasodor® S-Free® in Erdgas H (Verbund)
die höchste Geruchschwelle aufwies, war dieses
beim THT in Erdgas L der Fall. Im Vergleich mit den olfak-
Geruchsschwelle in μg/m 3
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
S-Free THT Scentinel E
Mittelwert Geruchsschwelle
Gasodor S-Free: 0,7 μg/m 3
THT: 1,1 μg/m 3
1,23
0,57
0,7
1,04
0,69
1,4
0,5
1,03
0,33
1,2
5. Ergebnisse der olfaktorischen
Untersuchungen
In Bild 1 sind die ermittelten Geruchsschwellen für die
Odoriermittel in den unterschiedlichen Grundgasen
dargestellt. Die Geruchsschwellen der Odoriermittel
0,2
0,0
0,026
0,019
0,025
0,032
0,024
H (Russ) H (Verbund) Erdgas L Biogas H (Verbund) 2008
Bild 1. Geruchsschwellen der Odoriermittel in den unterschiedlichen
Grundgasen.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 175

FACHBERICHTE Odorierung
K-Wert in μg/m 3
K-Wert in μg/m 3
Mindest-Odoriermittelkonzetration in μg/m 3
35
30
25
20
15
10
5
0
70
60
50
40
30
20
10
0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0
S-Free THT Scentinel E
Mittelwert des K-Wertes
Gasodor S-Free: 19,1 μg/m 3
THT: 25,9 μg/m 3
Scentinel E: 0,56 μg/m 3
16,5
23,1
0,38
21,5 22,4 0,37
15,0
32,5
H (Russ) H (Verbund) Erdgas L Biogas H (Verbund) 2008
0,45
Bild 2. K-Werte der drei Odoriermittel.
S-Free THT Scentinel E
16,5
23,1
0,38
22,4
21,5
0,37
15,0
32,5
H (Russ) H (Verbund) Erdgas L Biogas H (Verbund) 2008
0,45
23,4
25,9
1,05
23,4 25,9 1,05
Bild 3. Schwankungsbreite bei der Bestimmung der K-Werte.
S-Free THT Scentinel E
4,1
3,2
2,9
2,9
2,7 2,8 2,4
2,1
1,9
1,5
0,05
0,05
0,06
0,13
0,14
H (Russ) H (Verbund) Erdgas L Biogas H (Verbund) 2008
Bild 4. Mindest-Odoriermittelkonzentration (berechnet nach
G 280-1 (2004)).
12
12
19
19
1,10
1,10
torischen Messungen von 2008 (F&E-Vorhaben
G 1/03/07) wurden die Geruchsschwellen der Odoriermittel
mit Ausnahme des schwefelfreien Odoriermittels
bestätigt [2]. Gasodor® S-Free® wurde in den vorangegangenen
Untersuchungen bereits bei einer Konzentration
von 0,33 µg/m³ wahrgenommen. Die neuen Untersuchungen
zeigen die niedrigste Geruchsschwelle dieses
Odoriermittels von 0,5 µg/m³ im synthetischen
Biogas.
Im nächsten Schritt wurden die K-Werte mittels Messung
der Geruchsintensität bestimmt. Für die Odoriermittel
in den unterschiedlichen Grundgasen ergaben
sich die in Bild 2 dargestellten K-Werte. Die Erkenntnisse
aus anderen Untersuchungen, dass im Vergleich
zu den in der alten Ausgabe des DVGW-Arbeitsblattes
G 280-1 aufgeführten K-Werten mit den geltenden Verfahren
niedrigere K-Werte gemessen werden, wurde
bestätigt [2, 8–12]. Auch hier war das merkaptanhaltige
Odoriermittel am geruchsintensivsten und wies unabhängig
vom Grundgas den niedrigsten K-Wert auf. Der
K-Wert von Scentinel® E wurde als Mittelwert der vier
Grundgase mit 0,56 µg/m³ (NTP) sehr niedrig bestimmt.
Der höchste K-Wert für das Merkaptangemisch ergab
sich mit 1,05 µg/m³ (NTP) im Biogas. Der K-Wert von THT
wurde im Erdgas L mit 32,5 µg/m³ (NTP) relativ hoch
bestimmt. Der hohe COS-Anteil im Erdgas L könnte in
Verbindung mit THT zu dieser Intensitätsverringerung
geführt haben. Der Wert lag aber immer noch deutlich
unter dem im DVGW-Arbeitsblatt G 280-1 (Ausgabe
2004) genannten Wert, und stellt damit keine Einschränkung
des hohen Sicherheitsniveaus dar. Als Mittelwert
über alle vier Gase ergab sich für THT ein K-Wert von
26,0 µg/m³ (NTP). Für Gasodor® S-Free® wurde aus den
vier Gasen ein Mittelwert von 19,1 µg/m³ (NTP)
bestimmt. Hier lagen die K-Werte zwischen 15,0 µg/m³
(NTP) im Erdgas L und 23,4 µg/m³ (NTP) im Biogas. Wird
vom hohen K-Wert des THT in Erdgas L abgesehen,
zeigte sich, dass die drei Odoriermittel im konditionierten
Biogas den höchsten K-Wert aufwiesen. Als Gründe
hierfür können die im Erdgas enthaltenen höheren Kohlenwasserstoffe
und der Einfluss von LPG-Komponenten
(z. B. Olefine) auf die Geruchswahrnehmung genannt
werden.
Um die Schwankungsbreite bei der Bestimmung der
K-Werte abschätzen zu können, wurden für jede Versuchsreihe
die höchsten bzw. niedrigsten Probandennennungen
der Intensitätsstufen entsprechend den
Vorgaben der VDI-Richtlinie ausgewertet. Insgesamt lag
die Schwankungsbreite für alle untersuchten Odoriermittel
und Grundgase bei Werten zwischen –50 und
+100 % bezogen auf den nach Norm bestimmten
K-Werten (Bild 3). Diese Schwankungsbreite wurde
auch bei vorangegangenen Messungen festgestellt.
In Bild 4 sind die Mindest-Odoriermittelkonzentrationen
der drei Odoriermittel, berechnet aus den neu
ermittelten K-Werten, aufgezeigt. Die Berechnung
März 2013
176 gwf-Gas Erdgas

Odorierung
FACHBERICHTE
relative Summenhäufigkeit
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
höchste Summenhäufigkeit bei:
Kategorie: –4 und 322 µg/m³
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3
Kategorie
Legende:
höchste Summenhäufigkeit
zweithöchste Summenhäufigkeit
dritthöchste Summenhäufigkeit
5,0
20,1
80,4
321,9
Konzentration
in µg/m³
relative Summenhäufigkeit
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
höchste Summenhäufigkeit bei:
Kategorie: –4 und 322 µg/m³
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3
Kategorie
5,0
20,1
80,5
321,9
Konzentration
in µg/m³
Bild 5.
THT:
Histogramme
zur
Auswertung
der Hedonik.
Erdgas H (Russland)
Erdgas L
relative Summenhäufigkeit
0,4
0,35
0,3
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
0
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3
Kategorie
höchste Summenhäufigkeit bei:
Kategorie: –1; 7,2 µg/m³
3,6
14,5
57,8
231,3
Konzentration
in µg/m³
relative Summenhäufigkeit
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
höchste Summenhäufigkeit bei:
Kategorie: –4 und 231 µg/m³
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3
Kategorie
3,6
14,5
57,8
231,2
Konzentration
in µg/m³
Bild 6.
Gasodor
S-Free:
Histogramme
zur
Auswertung
der Hedonik.
Erdgas H (Russland)
Erdgas L
relative Summenhäufigkeit
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
höchste Summenhäufigkeit bei:
Kategorie: –2 und 1,4 µg/m³
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3
Kategorie
0,2
0,7
2,8
11,3
Konzentration
in µg/m³
relative Summenhäufigkeit
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
höchste Summenhäufigkeit bei:
Kategorie: –2 und 1,4 µg/m³
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3
Kategorie
0,2
0,7
2,8
11,3
Konzentration
in µg/m³
Bild 7.
Scentinel E:
Histogramme
zur
Auswertung
der Hedonik.
Erdgas H (Russland)
Erdgas L
wurde nach der im DVGW-Arbeitsblatt G 280-1 (Ausgabe
2004) festgelegten Berechnungsvorschrift durchgeführt,
das heißt ohne den neu eingeführten Sicherheitsbeiwert
von mindestens 4, da dieser nur für neue
Odoriermittel gilt. Die berechneten Mindest-Odoriermittelkonzentrationen
liegen deutlich niedriger als die
in Tabelle 2 festgelegten Werte.
In Bild 5 bis Bild 7 sind die Auswertungen der hedonischen
Messungen in Form von Histogrammen für THT,
Gasodor® S-Free® und Scentinel® E jeweils in Erdgas H
und Erdgas L dargestellt. Die relative Summenhäufigkeit
der Probandennennungen ist in Abhängigkeit von
der dargebotenen Odoriermittelkonzentration und der
hedonischen Kategorie aufgetragen. Im Histogramm ist
die höchste relative Summenhäufigkeit der Meldungen
(Probandennennungen) in „grün“, die zweithöchste in
„gelb“ und die dritthöchste in „orange“ in Abhängigkeit
der hedonischen Kategorie und der Konzentration dargestellt.
Als Ergebnis wurde das Odoriermittel im Erdgas
dann als „extrem unangenehm“ beurteilt, wenn die
höchste relative Summenhäufigkeit der Probandennennungen
auf Kategorie –4 fällt.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 177

FACHBERICHTE Odorierung
Für THT wurde die höchste Konzentration unabhängig
vom Grundgas auch als „extrem unangenehm“ (-4)
beurteilt (grün, höchste relative Summenhäufigkeit).
Diese Konzentration entsprach etwa dem zehnfachen
des K-Wertes. THT ist für die Probanden eindeutig als ein
extrem unangenehm riechender Stoff einzuordnen.
Scentinel® E erhielt, ebenfalls unabhängig vom Grundgas,
bei einer Konzentration von 1,4 µg/m³ bereits die
höchste relative Summenhäufigkeit mit einer Kategorie
von –2 und wurde somit als „unangenehm“ beurteilt.
Diese Konzentration entspricht etwa dem dreifachen
des K-Wertes. Die Geruchsintensität dieses Merkaptangemisches
war so stark, dass die höheren Konzentrationen
durch die Probanden nicht mehr einheitlich beurteilt
werden konnte. Das schwefelfreie Odoriermittel
Gasodor® S-Free® konnte in Erdgas H für die Probanden
nicht eindeutig zugeordnet werden. Dies zeigte sich
daran, dass die Kategorie -1 bei der höchsten dargebotenen
Konzentration mit der höchsten relativen Summenhäufigkeit
(grün) genannt wurde. Das Odoriermittel
wurde damit auch hier mit mindestens „unangenehm“
eingestuft, zumal die Kategorie -4 (extrem
unangenehm) bereits als zweithöchste (gelbe) Summenhäufigkeit
genannt wurde. Im Erdgas L konnte das
schwefelfreie Odoriermittel eindeutig eingestuft werden.
Die höchste Konzentration wurde als „extrem
unangenehm“ mit den meisten Probandennennungen
(grün) beurteilt. Die Konzentration betrug ebenfalls
etwa dem zehnfachen des K-Wertes.
Bezüglich der Geruchscharakteristik haben die hedonischen
Untersuchungen gezeigt, dass die beiden
schwefelhaltigen Odoriermittel unabhängig vom Grundgas
und Gasodor® S-Free® in Erdgas L einen mindestens
„unangenehmen“ Geruchseindruck hervorrufen.
Literatur
[1] Graf, F.; Kröger, K.: Ändert sich die Geruchswahrnehmung der
Bevölkerung nach Umstellung auf schwefelfreie Odorierung.
EWP Energie/Wasser-Praxis 59 (2008) Nr. 9, S. 56–60.
[2] Graf, F.; Kröger, K.: Olfaktorische und analysetechnische
Untersuchungen von Odoriermitteln und von Odoriermittelmischungen.
gwf-Gas|Erdgas 150 (2009) Nr. 1, S. 58–67.
[3] Klaas, U.: Standpunkt zum Einsatz von Odoriermitteln. Hrsg.
DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.
Bonn, 2010.
[4] Arbeitsblatt G 280-1: Gasodorierung. Hrsg. DVGW Deutscher
Verein des Gas- und Wasserfaches e.V. Bonn, August 2012.
[5] DIN EN 13725: Luftbeschaffenheit – Bestimmung der
Geruchsstoffkonzentration mit dynamischer Olfaktometrie.
Deutsche Norm. Juli 2003.
[6] VDI 3882 Blatt 1: Olfaktometrie – Bestimmung der
Geruchsintensität. VDI-Richtlinien. Hrsg. Verein Deutscher
Ingenieure. Oktober 1992.
[7] VDI 3882 Blatt 2: Olfaktometrie – Bestimmung der hedonischen
Geruchswirkung. VDI-Richtlinien. Hrsg. Verein Deutscher
Ingenieure. September 1994.
[8] Krauß, S.; Maxeiner, B.; Goschin, M.: Vergleichende Bestimmung
der K-Werte für die Odoriermittel TBM und THT durch
Olfaktometrie. gwf-Gas|Erdgas 147 (2006) Nr. 9, S. 17–23.
[9] Heimlich, F.; Niebialik, S.; Schulz, C.: Odorierung mit Spotleak Z
– Erfahrungsbericht der RWE WWE AG. gwf-Gas|Erdgas 149
(2008) Nr. 3, S. 165–169.
[10] Kuhrmann, H.; Michael, S.; Rawe, R.; Schulz, K.: Erfassung und
Wahrnehmung von Leckgasmengen in der häuslichen Gasinstallation
- Einsatz des dynamischen Olfaktometers TO 6.
gwf-Gas|Erdgas 142 (2001) Nr. 1, S. 29–37.
[11] Goschin, M.; Kuhrmann, H.; Rawe, R.: Schwefelreduzierte Odorierung
durch Odoriermittelgemische. gwf-Gas|Erdgas 144
(2003) Nr. 10, 570–576.
[12] Goschin, M.; Kuhrmann, H.; Pockrandt, T; Rawe, R.: Erfahrungen
im Umgang mit Odoriermittelgemischen. gwf-Gas | Erdgas
144 (2003) Nr. 1, S. 44–51.
6. Zusammenfassung und Ausblick
Im Rahmen des F&E-Vorhabens wurde der Einfluss der
Gasbeschaffenheit auf geruchspezifische Parameter von
drei langjährig eingesetzten Odoriermitteln untersucht.
Es sollte ermittelt werden, inwieweit das Grundgas einen
Einfluss auf die Geruchsintensität und die Geruchscharakteristik
der Odoriermittel hat. Dazu wurden die drei Odoriermittel
THT, Gasodor® S-Free® und Scentinel® E jeweils
in Erdgas H (Russland), Erdgas H (Verbund), Erdgas L und
in konditioniertem Biogas olfaktorisch untersucht.
Auch in diesem Vorhaben wurden die in vorangegangenen
Untersuchungen gemessenen niedrigen
K-Werte von Odoriermitteln wieder bestätigt (Tabelle 4)
[6]. Es kann festgehalten werden, dass lediglich ein
geringer Einfluss des Grundgases unter Berücksichtigung
der verfahrensbedingten Messgenauigkeit festgestellte
werden konnte. Weiterhin haben die Messungen
gezeigt, dass die untersuchten Odoriermittel unabhängig
vom Grundgas als „unangenehm“ und alarmierend
bewertet werden und sich damit vorbehaltlos für die
Odorierung von Erdgas eignen.
Autoren
Dipl.-Ing. (FH) Kerstin Kröger
DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT) |
Gastechnologie |
Karlsruhe |
Tel.: 0721 96402-22 |
Email: kroeger@dvgw-ebi.de
Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.-Ing. Frank Graf
DVGW-Forschungsstelle am
Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT) |
Gastechnologie |
Karlsruhe |
Tel.: 0721 96402-21 |
Email: graf@dvgw-ebi.de
März 2013
178 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
Erfahrungen aus Gasqualitätsmessungen
an Biogaseinspeiseanlagen
Biogas, Einspeisung, Schwefel, Abgas, Gasqualität, Biogasaufbereitung
Udo Lubenau und Holger Schreck
Die Einspeisung von konditioniertem Biogas in das
Erdgasnetz ist Stand der Technik und erfolgt bundesweit
an ca. 100 Anlagen. Die Aufbereitung des Biogases
dient der Trocknung sowie der Entfernung von
Schwefelverbindungen und CO 2 . Inzwischen liegen
Betriebserfahrungen für die verschiedenen Aufbereitungsverfahren
vor. Während die Gaszusammensetzung
im Regelfall kontinuierlich mittels Gaschromatographen
überwacht wird, ist die Messung der Konzentration
von Spurenkomponenten Bestandteil von
Messkampangen. Diese zeigen, dass die Art und Konzentration
der von einer Biogasanlage in das Gasnetz
abgegebenen Gasbegleitstoffe anlagenspezifisch ist. Es
wurden Verbindungen erkannt, die alle Aufbereitungsschritte
passieren. Die Gastrocknung stellt im Regelfall
kein Problem dar. Die Konzentration an Gesamtschwefel
nach Biogasanlagen schwankt, die Werte des
Arbeitsblattes G 260 werden im Mittel eingehalten.
Experiences from quality measurements at biogas
plants
The supply of conditioned biogas into the natural gas
grid is state of the art and occurs nationwide at
approx. 100 facilities. The preparation of biogas is for
drying as well as for removing of sulphur compounds
and CO 2 . By now, experiences exist for all different
preparation processes. Whereas the gas composition
is continuously controlled by gas chromatography,
the concentration measurement of trace components
is part of measurement campaigns. These show that
nature and concentration of the gas substances
coming from the biogas plant into the gas grid are
plant-specific. Compounds that pass all preparation
steps were recognized. In general the gas drying will
not be an issue. The concentration of total sulphur
after biogas plants fluctuates. The values of G 260
have been observed.
1. Einleitung
Die Aufbereitung von Gasen spielt in der Gasindustrie
eine zentrale Rolle. Die Aufbereitung von Biogasen und
die nachfolgende Konditionierung unterscheiden sich
verfahrenstechnisch von den bisher bei der Förderung
und Gasspeicherung bekannten Prozessen. Gleichzeitig
werden mit dem Biogas für Erdgas untypische Komponenten
in das Gasnetz eingetragen. Diese Gasbegleitstoffe
hängen hinsichtlich ihrer Art und Konzentration
von der Biomasse und den nachfolgenden technischen
Prozessen ab.
Aus diesem Grund wurden von der DBI Gas- und
Umwelttechnik GmbH im Auftrag von Gasversorgern,
Betreibern von Biogasanlagen und im Rahmen der
DVGW-Biogasmessprogramme eine große Zahl von Biogaseinspeiseanlagen
beprobt. Diese Messungen betrafen
Rohbiogas, Reingas, konditioniertes Biogas und das
Abgas von Anlagen verschiedener Größe und Konfiguration.
Das DVGW-Forschungsvorhaben G 1/07/07-B (Biogasmessprogramm
Stufe 1) wurde initialisiert, um mangelnde
Kenntnisse hinsichtlich Konzentration und
Schwankungsbreite der Spurenkomponenten zu beheben.
Dieses Messprogramm wurde mit dem DVGW-Forschungsvorhaben
G 1/03/10 (Stufe 2) fortgeführt, um
u.a. Lücken in der beprobten Anlagentechnik und der
Siliziumanalytik zu füllen.
Die bisherigen Untersuchungen [1] zeigen allgemein,
dass jede Biogasanlage typische Merkmale hinsichtlich
Spurenkomponenten und Gaszusammensetzungen
aufweist. Dies ist vom biologischen Ausgangsmaterial
und der Gasaufbereitung abhängig. Während
die großtechnischen Anlagen der Erdgasindustrie bei
Förderung und an Untergundgasspeichern weitgehend
verfahrenstechnisch standardisiert sind, trifft dies auf
die Aufbereitung von Biogas nicht zu.
An Biogasanlagen sind folgende Komponenten von
Interesse:
##
Gasbestandteile Methan, CO 2 , Wasserstoff,
Sauerstoff, Stickstoff,
##
der Wassergehalt,
##
Schwefelwasserstoff, Schwefel gesamt, Merkaptane,
Ammoniak, Silizium gesamt sowie gelegentlich
##
Amine, organische Säuren, Alkohole, Aromaten und
kondensierbare Kohlenwasserstoffe
Für ein Teil der Komponenten existieren Grenzwerte
über das Regelwerk des DVGW, andere sind in Diskussion.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 179

FACHBERICHTE Biogas
Bild 1.
Typische
Feuchtesensoren
an
Biogasanlagen.
Von Vorteil ist, dass bei stabilem Betrieb einer Biogasanlage
z.B. für die Spurenkomponenten Ammoniak und Silizium
im Reingas weitgehend konstante Verhältnisse vorliegen.
Somit kann die Messung dieser Komponenten auf
gelegentliche Stichproben beschränkt werden. Auch die
Schwankungen der Gasqualität sind gering.
Aktuell startet allerdings eine Vielzahl von Forschungsprojekten,
die sich mit der Erhöhung der Methanausbeute,
der Steuerung der Leistung von Biogasanlagen
oder verfahrenstechnischen Prozessen beschäftigt.
Dies wird zu Veränderungen der Gasbeschaffenheiten
führen, so ist zukünftig mit einem Anstieg der Wasserstoffkonzentration
im Gas zu rechnen.
2. Abgasmessungen an Biogasanlagen
Aufgrund der Anlagengröße bei Biogaseinspeiseanlagen
sind diese genehmigungsbedürftige Anlagen nach
4. BImSchV (geä. 24.02.2012), da jede Einspeiseanlage
mehr als 1,2 Mio. m³ Rohgas im Jahr produziert. Unabhängig
von der Genehmigung nach BImSchV oder Baurecht
gilt für alle Anlagen das Gebot der Emissionsminderung
bzw.-vermeidung gefährlicher bzw. umweltschädlicher
Stoffe. Für Altanlagen gelten die
Festlegungen des Genehmigungsbescheides.
Im Rahmen des 2. Biogasmessprogramms erfolgten
Messungen des Abgases von Schwachgasbehandlungsanlegen.
Das Schwachgas umfasst das CO 2 -reiche Abgas
der CO 2 -Entfernung, Abgase von Schwefelentfernungsanlagen
und weitere Abgase, wie z.B die Absaugung der
Gärrestlager. Die TA Luft gibt Grenzwerte für diese
Abgasbehandlungen für TOC (gesamter organischen
Kohlenstoff), Formaldehyd, Ammoniak, SO 2 und NO x
vor.
Praktisch im Einsatz zur Schwachgasbehandlung
sind RTO (rekuperative thermische Oxidation), KatOx,
und der Flox-Brenner. Alternativ kann das Schwachgas
z. B. dem BHKW mit der Verbrennungsluft zugeführt
werden.
Die (bisher nicht repräsentativen) Messungen zeigen,
dass die Grenzwerte der TA Luft häufig nicht eingehalten
werden. Diese Grenzwertüberschreitungen
betreffen Methan (TOC), CO, Formaldehyd und/oder
SO 2 . Betroffen sind verschiedene Arten der Gasaufbereitung.
Eine Zuordnung zu einer bestimmten Technologie
oder einem definiertem Substrat war nicht möglich.
Konkrete Messwerte sind dem Forschungsbericht
G 1/03/10 des DVGW zu entnehmen.
Ergänzend ist zu vermerken, dass die laut TA Luft
vorgeschriebene Messstellen zum Teil nicht vorhanden,
falsch dimensioniert oder nur eingeschränkt zugänglich
waren.
3. Gastrocknung an Biogasanlagen
Mit dem Arbeitsblatt DVGW G 262 von September 2011
[2] wurden die Anforderungen an den zulässigen Wassergehalt
in regenerativen Gasen neu festgelegt. Definiert
sind maximale Wassergehalte in Abhängigkeit
vom Druck. Bei Einspeisung in Netze mit MOP ≤10 bar
muss der Wassergehalt 200 mg/m³ unterschreiten. Bei
Einspeisung des konditionierten Biogases in höhere
Druckstufen gilt ein Grenzwert von 50 mg/m³.
Standardverfahren an Biogasanlagen ist die Trocknung
des Gases mittels Adsorbentien. Dabei handelt es
sich um Molsieb oder Kieselgel. Die Trocknung mittels
Kühlung des Gases hat lediglich den Charakter einer
Vortrocknung, auf diesem Wege sind die Zielwerte des
Arbeitsblattes DVGW G 262 nicht erreichbar.
Wie die Messungen zeigen, erreichen die Adsorptionstrocknungen
bei korrekter Auslegung Wassergehalte
von ≤ 10 mg/m³, dies entspricht Taupunkten
< –40 °C. Damit ist der Wassergehalt von Biogas geringer
als der von Erdgas, der ca. 40 mg/m³ beträgt. Auch bei
Umschaltung auf einen anderen Adsorber, im Regelfall
sind zwei Adsorber zur Trocknung vorhanden, kommt
es zu keinem relevanten Anstieg des Wassergehaltes.
Ungetrocknetes Biogas enthält bei einer Temperatur
von 15 °C bei 0,3 bar Überdruck rund 10 700 mg/m³ Wasser,
nach der Trocknung fällt der Wert auf 2–3 mg/m³.
Mit diesen Wassergehalten werden die unteren und
oberen Messgrenzen der üblichen Taupunktsensoren
erreicht. Entsprechend sorgfältig ist der Punkt des Einbaus
der Taupunktsensoren zu wählen (Bild 1).
Häufig anzutreffen sind Sensoren zur Messung des
Wassergehaltes im Reingas vor der Trocknung. Bei Installation
direkt im Rohr, im Erdgasnetz die Methode der
Wahl, kommt es im Biogas allerdings zu Kontakt mit
Ammoniak, Ölen oder anderen Verbindungen, die das
März 2013
180 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
Sensorsignal verändern. Hier ist die Montage im Bypass
empfehlenswert.
60
Im getrockneten Reingas ist es relativ unerheblich,
40
ob der Taupunkt –50 oder –60 °C beträgt, so dass Messoder
Kalibrierfehler der Taupunktsensoren kaum Auswirkung
haben. Wichtig ist die Reaktion der Sensoren,
20
0
um einen Ausfall der Trocknung zu erkennen. Bei Messungen
im ungetrocknetem Gas können regelmäßig
–20
Taupunkte im Plusbereich vorliegen, die wenige Grad
–40
von einer Abschaltmatrix entfernt liegen. Hier sind größere
Toleranzen der Abschaltautomatik nötig. Gleichzeitig
sollte Sorge dafür getragen werden, dass diese Tau-
–60
–80
punktsensoren bis in den Messbereich bei +10 °C bis
+20 °C angepasst kalibriert sind.
–100
In Bild 2 ist zur Verdeutlichung eine typische Sensorkennlinie
dargestellt. Abweichungen von der Linearität
treten bei Taupunkten unterhalb von –60 °C und ab
+10 °C auf.
Erfahrungen zeigen, dass die Gastrocknung bzw. das
Kondensat aus der Trocknerregeneration als Indikator
für Probleme der vorgeschalteten Anlagen dienen.
Typisch für einen solchen Fall ist z. B. ein aufschwimmender
Ölfilm auf dem Kondensat, der auf Rapsöle oder
2,5
Verdichteröle hinweist.
2
4. Messung von H 2 S und weiteren
Schwefelverbindungen
1,5
Schwefelwasserstoff ist im Rohgas in Konzentrationen
von 100 ppmv bis in den Volumenprozentbereich anzutreffen.
Die verschiedenen Entschwefelungsverfahren
1
erfüllen im Regelfall ihre Aufgabe, die H 2 S-Konzentration
im Reingas betragen an den meisten Anlagen weniger
als 2 mg/m³.
0,5
Bei Probenahmen an konditioniertem Biogas konnten
neben Schwefelwasserstoff bisher folgende Schwe-
0
felverbindungen nachgewiesen werden:
##
Methylmerkaptan (MM), Ethylmerkaptan(EM),
iso-Propylmerkaptan (iPM)
##
Dimethylsulfid (DMS) und Dimethyldisulfid (DMDS)
##
COS und Schwefelkohlenstoff CS 2
???????????????????????????
Konzentration [mg/m³]
Arbeitskurve
Original
10091430
–120
805 810 815 820 825 830
nm
Bild 2. Kalibrierkurve eines Feuchtesensors mit Korrektur.
00:00:00 120:00:00 240:00:00 360:00:00 480:00:00 600:00:00 720:00:00 840:00:00 960:00:00
Messzeit [hh:mm:ss]
Bild 3. Konzentration an Dimethylsulfid (DMS) nach
chemischer Wäsche, Anlage 1.
Tabelle 1. Biogasanlagen mit Langzeitmessungen auf
Schwefelverbindungen.
Nr.
Einsatzstoffe Entschwefelung
im
Fermenter
1 Reststoffe +
Stroh
Gasaufbereitung
nein biologisch chemische
Wäsche
2 NaWaRo nein biologisch chemische
Wäsche
3 NaWaRo +
Gülle
4 NaWaRo +
Gülle
Externe
Entschwefelung
Eisenverbindung
Eisenverbindung
nein
nein
DWW
DWW
Konzentration [mg/m³]
1,8
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
00:00:00 240:00:00 480:00:00 720:00:00 960:00:00 1200:00:00
Messzeit [hh:mm:ss]
DMS
Bild 4. Konzentration an Dimethylsulfid (DMS) nach
chemischer Wäsche, Anlage 2.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 181

FACHBERICHTE Biogas
Konzentration [mg/m³]
2
1,8
1,6
1,4
H 2
S MM DMS
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
960:00:00 1008:00:00 1056:00:00 1104:00:00 1152:00:00
Messzeit [hh:mm:ss]
Bild 5. Verhalten der Schwefelverbindungen nach AK-Adsorber
während Filterwechsel (Schwefelwasserstoff, Methylmerkaptan und
Dimethylsulfid).
Die Verfahrenstechnik der Gasaufbereitung beeinflusst
Art und Konzentration der Schwefelverbindungen
im Reingas. Bereits bei anderen Verbindungen (Ammoniak,
Siliziumverbindungen) war festgestellt wurden,
dass diese nahezu unverändert in ihrer Konzentration
Aufbereitungsschritte passieren [1]. Ähnliches gilt für
verschiedene Schwefelverbindungen.
Im Rahmen von Langzeitmessungen wurde das
Reingas an vier Biogasaufbereitungsanlagen über mehrere
Wochen gaschromatographisch auf Schwefelverbindungen
untersucht (Tabelle 1). Genutzt wurden
dafür Odor-Online der Firma Axel Semrau. An einer
Anlage wurden H 2 S Werte von 1,2 mg/m³ während
eines Teils der Messzeit gefunden, die nicht durch den
Anlagenbetrieb erklärt werden konnten.
Interessant erwies sich die Messung an den chemischen
Wäschen mit biologischem Wäscher und nachfolgendem
Aktivkohlefilter, nach beiden Anlagen
konnte Dimethylsufid (DMS) nachgewiesen werden.
Die Konzentration schwankte zwischen 1 und 2 mg/
m³. Schwefelwasserstoff war nicht nachweisbar (Bild 3
und 4).
Die Umschaltung der Aktivkohlefilter ist an den
Messwerten nachvollziehbar. Innerhalb von 80 Stunden
nach der Umschaltung bricht DMS durch den Aktivkohlefilter
durch.
In Bild 5 ist erkennbar, dass die Umschaltung rechtzeitig
mit dem Durchbruch von H2S und Methylmerkaptan
erfolgte. Die sich einstellende Konzentration an
DMS von rund 1 mg/m³ ist hinsichtlich des Gesamtschwefelgehaltes
und den Grenzwerten des Arbeitsblattes
DVGW G 260 unkritisch. Kritisch sind diese Verbindungen
dagegen z. B. für Entschwefelungsprozesse
u.a. an Brennstoffzellen. Die Entschwefelungspatronen
Bild 6–9.
Verschiedene
Rückstände
aus Biogasaufbereitungsanlagen.
März 2013
182 gwf-Gas Erdgas

Biogas
FACHBERICHTE
sind nicht in jedem Fall auf organische Sulfide vorbereitet,
die nachfolgenden Katalysatoren können geschädigt
werden.
Mit dem eingespeisten Biogas erhöht sich die Vielfalt
der potenziellen Schwefelverbindungen, in Erdgas sind
im Regelfall vor der Odorierung lediglich Spuren von
Merkaptanen, und H 2 S nachweisbar. Inzwischen sind
aus Langzeitmessungen einzelne Einspeiseanlagen
bekannt, an denen Methyl- und Ethylmerkaptan mit
dem Flüssiggas in relevanten Konzentrationen > 2 mg/
m³ eingetragen wurde. Dies verändert in jedem Fall den
typischen Geruch eines nachfolgend eingesetzten Odoriermittels.
Kritisch ist die Sensorik zur H 2 S-Messung an Biogasanlagen
zu bewerten. Bekannt sind Querempfindlichkeiten
auf Wasserstoff. Die Sensoren reagieren nicht auf
Merkaptane und Sulfide, so dass ein möglicherweise
erhöhter Gesamtschwefelgehalt nicht erfasst wird.
5. Ablagerungen und Rückstände
aus Biogasanlagen
Während das Aufkommen an Stäuben und Kondensaten
aus dem Erdgas-Leitungssystem in den letzten
Jahren konstant rückläufig war, kommen jetzt Filterrückstände,
sonstige Feststoffe oder Kondensate aus
Biogasaufbereitungsanlagen zur Untersuchung und
Herkunftsermittlung in das Labor. Allerdings ist die Zahl
der Proben überschaubar, so dass nicht von einer prinzipiellen
Problemlage gesprochen werden kann.
In den Anlagen und Filtern fallen u. a. an:
##
Korrosionsprodukte, betroffen sind Eisenund
Kupferbauteile
##
organische Bestandteile aus den Fermentern
(Mais, Mist, Gülle)
##
Öle verschiedener Herkunft.
Die Korrosionsgefahr ist prinzipiell hoch, da ein sehr
feuchtes Medium mit sauren Gasbestandteilen im System
transportiert wird (Bild 6–9).
6. Fazit
Die Einspeisung von konditioniertem Biogas in Erdgasnetze
ist Stand der Technik. Damit wächst die Erfahrungsbasis
der Gasnetzbetreiber. Mit dem Arbeitsblatt
DVGW G 262 [2] können konkrete und einheitliche
Abforderungen an die Biogasproduzenten gestellt
werden.
Betreiber von Einspeiseanlagen ist die genaue
Kenntnis der eigenen Anlage hinsichtlich Konzentration
von Gasbegleitstoffen zu empfehlen, da Erfahrungen
anderer Anlagen auf Grund der Substratvielfalt und verfahrenstechnischer
Unterschiede nur bedingt übertragbar
sind. Erkennbar ist dies deutlich an Art und Konzentration
der verschiedenen Schwefelverbindungen im
konditionierten Biogas. Die Vielfalt an Schwefelverbindungen
im Netz nimmt zu, wobei die Konzentration im
Regelfall im Rahmen der G 260 liegt. Im Mittel sind
1–2 mg/m³ Schwefel nachweisbar. Ausreißer treten bei
verschiedenen Schwefelverbindungen auf, wobei gelegentlich
auch die LPG-Dosierung Ursache dafür ist.
Literatur
[1] DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut der Universität
Karlsruhe, DBI Gastechnologisches Institut DBI-GTI
Freiberg: „DVGW-Forschungsbericht G 1/07/07: Messprogramm
„Biogaserzeugung und Biogasaufbereitung; Karlsruhe
03.02.2010.
[2] DVGW G 262:2011-09 (A), Nutzung von Gasen aus regenerativen
Quellen in der öffentlichen Gasversorgung.
Autoren
Dipl. Chem. Udo Lubenau
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel. +49 341 / 2457160 |
E-Mail: udo.lubenau@dbi-gut.de
Dr. rer.nat. Holger Schreck
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH |
Leipzig |
Tel. +49 341 / 2457167 |
E-Mail: holger.schreck@dbi-gut.de
März 2013
gwf-Gas Erdgas 183

AUS DER PRAXIS
Fernheizwerk setzt auf den klassischen Kessel mit
modernen Brennern
Mit der Modernisierung eines Heizkraftwerkes in Langen/Mörfelden hat der Brennerhersteller elco durch den
Einsatz der neuen Brennergeneration Nextron bewiesen, dass Wirtschaftlichkeit und Emissionsreduktion mit
Qualität vereinbar sind.
Vor rund einem Jahr begannen
die Umbauarbeiten im Langener
Fernheizwerk der RWE Energiedienstleistungen
GmbH. Mit dem
Einsatz eines Blockheizkraftwerkes
(BHKW) auf Bioerdgas-Basis sollte
das 50 Jahre alte Heizwerk weiter in
die Moderne und damit in einen
noch umweltgerechteren Betrieb
geführt werden.
Mehr Wirtschaftlichkeit, mehr
Effizienz, weniger Emissionen, so
die Anforderungen im Kurzen. Das
BHKW mit seiner thermischen Leistung
von 950 kW deckt umweltschonend
den Wärmebedarf von
rund 400 Haushalten. Zusätzlich
versorgt es aber auch rund 1200
Haushalte mit Strom.
Der elco Projektingenieur Ingo Hufermann und der Nextron7.
Im Hintergrund ein leistungsgleicher Brennertyp alter Generation mit
Schallschutzhaube.
Schaltschrank
inklusive:
Der neue
elco Brenner
kann direkt
am Gehäuse
gesteuert
werden.
Kessel trifft moderne
Brennertechnologie
Doch wer denkt, das BHKW würde
die Kesselanlage komplett ersetzen,
liegt falsch. Ronald Schwenn, Projektingenieur
der RWE, erklärt:
„Unser Ziel beim Modernisierungskonzept
war es, einen wesentlichen
Anteil der Wärmeerzeugung zu -
künftig aus dem Biogas-BHKW zu
gewinnen. Die Kesselanlage bleibt
unser Wärmegarant für Spitzenlastzeiten
und in puncto Versorgungssicherheit
das eigentliche Rückgrat
der Fernwärmeversorgung in Langen.“
Umso wichtiger war es, hier
auf modernste Brennertechnologie
Wert zu legen. Mit dem Einsatz
zweier elco Industriebrenner des
Typs Nextron7 mit 3800 und
4200 kW Feuerungswärmeleistung
erhält RWE sowohl emissionsarmen,
leisen Betrieb modernster Brennertechnologie
sowie eine wartungsarme
Konstruktion.
Brenner der Zukunft
Das schlanke, fast aerodynamische
Design ist das Ergebnis mehrerer
patentierter Innovationen. Im
Gegensatz zu herkömmlichen Brennern
kann der Nextron auf die
raumeinnehmende Schalldämmhaube
komplett verzichten. Das
erleichtert Wartungsarbeiten. Für
den Zugang zu den Mischkopfkomponenten
muss der Monteur lediglich
ein paar Handgriffe ausüben
und das Aluminiumgehäuse abnehmen.
Aufwendiges Abmontieren
der Schallhaube oder gar das
Abflanschen des Systems gehören
der Vergangenheit an. Dem Ge -
häuse ist auch das niedrige
Geräuschniveau zu verdanken. Zielgerichtet
wird die Ansaugluft am
Lüftermotor und an der integrierten
Bedien- und Kontrolleinheit zur
Kühlung vorbeigeführt. Das Ge -
häuse übernimmt dabei keinerlei
tragende Funktionen und ist so
komplett aus dem Resonanzbereich
März 2013
184 gwf-Gas Erdgas

AUS DER PRAXIS
Flamme/Zuluftstrom genommen.
Die Konstruktion des Nextron
basiert auf einer Art selbsttragender
„Wirbelsäule“, die vom Flansch
abwärts den Brennerkopf und das
Gebläse trägt. Die Nextron Brenner
in Langen entwickeln im Betrieb
damit gerade einmal 78 db (A),
etwas mehr als das Geräusch einer
gut gefüllten Kantine.
Sauberes Abgas –
lange Lebensdauer
Trotz hoher Energieausbeute arbeiten
die Brenner emissionsarm und
erfüllen darüber hinaus alle Eigenschaften
eines stickoxidarmen Brenners.
Selbst bei einem Regelverhältnis
von 1 : 7,59 bei Kessel 2 liegen
die NO x -Werte mit 0,08 g/m 3 unter
den von der RWE geforderten
0,10 g/m 3 bei 3 % O 2 und die CO-
Werte mit 0,001 mg/m 3 unter den
geforderten 0,04 g/m 3 bei 3 % O 2 .
Ein Erfolg der elco-Freiflammtechnologie.
Denn die Bildung von NO x
wird von drei Faktoren beeinflusst:
Flammentemperatur, Verweilzeit im
Bereich hoher Temperaturen und
O 2 -Partialdruck. Bei der von elco
patentierten Freiflammtechnologie
brennt die Flamme jedoch vor dem
eigentlichen Brennkopf. Ein Teil des
Abgases wird dabei der Flamme zur
Kühlung wieder zugeführt, eine Art
Rezirkulation der Abgase. Das senkt
die Flammentemperatur und den
O 2 -Partialdruck. Und weil Flammrohr
und Mischeinrichtung dabei
nicht direkt im Flammbereich liegen,
werden sie nur gering belastet,
was wiederum die Wartungsaufwendungen
gering hält und die
Lebensdauer um ein Vielfaches verlängert.
„Zweifelsohne spielt bei
jeder Kaufentscheidung auch die
Wirtschaftlichkeit eine Rolle. Aber
nicht nur hier in Langen stehen wir
in der Pflicht, unseren Kunden ein
Höchstmaß an Versorgungssicherheit
zu gewährleisten. Deshalb ist
die Anlagensicherheit, also das
Qualitätsversprechen von elco,
noch höher zu bewerten“, meint
Ronald Schwenn.
Steuerung inklusive
Via Gebäudeleittechnik können die
Betriebszustände der Brenner von
außerhalb der Heizzentrale eingesehen
werden. Auf einen Schaltschrank
vor Ort könnte dabei gänzlich
verzichtet werden, denn die
elco-Brennerserie verfügt über eine
integrierte Schalt- und Bedieneinheit
am Brennergehäuse. Ob Drehzahlsteuerung,
Luftüberschusssteuerung
oder auch Einstellungen am
Feuerungsautomat, menügeführt
lassen sich alle wesentlichen Parameter
unkompliziert einstellen.
Ebenso unkompliziert läuft die
Dokumentation und Anbindung an
hauseigene Firmennetzwerke. Über
ein Kommunikationsmodul wird
der Datenaustausch in alle gängigen
Bussysteme realisiert.
Sanierungskonzept
spart CO 2 und erhöht
Anlagensicherheit
Der Einsatz emissionsarmer elco-
Brenner sowie der des BHKW mit
gleichzeitiger Erzeugung von Strom
und Wärme aus Bioerdgas spart
jährlich über 3000 t CO 2 im Vergleich
zu getrennter Erzeugung von
Strom aus Kohlekraftwerken und
Eckdaten Fernheizwerk Langen
• Heizwerksgebäude aus dem Jahre 1962
• Drei Großraumwasserkessel
(15 000 kW thermisch)
• Bioerdgas-BHKW
(800 kW elektrisch, 950 kW thermisch)
• Wärmeverteilungsanlage mit 17 km langem
Fernwärmenetz
• Über 1200 angeschlossene Wärmekunden
Wärme aus gasbetriebenen Heizkesseln.
In Langen verlassen sich heute
über 700 Wohnungen, 500 Eigenheime
und über 20 gewerbliche
und öffentliche Abnehmer auf die
Wärme aus dem Fernwärmenetz
der RWE. Während die Wärmegrundlast
überwiegend durch das
Bioerdgas-BHKW in Kraft-Wärme-
Kopplung gewonnen wird, decken
während der Heizperiode die erdgasbetriebenen
Kessel den wesentlichen
Anteil des Wärmebedarfs der
angeschlossenen Kunden.
Der Blick ins Innere des Kessels zeigt die
Flammbildung der Freiflammtechnologie. Schön zu
sehen, wie sich die Flamme vom Brennerkopf
abhebt.
Über ELCO
ELCO wurde im Jahr 1928 gegründet, ist ein Unternehmen der Ariston
Thermo Group mit Sitz in Fabriano, Italien und vertreibt Wärmeerzeugungssysteme
für Haustechnik und Industrie (Brenner, Heizkessel
sowie Zubehör). Darüber hinaus bietet ELCO umfassende Service-Dienstleistungen
für die installierten Heizsysteme an. Partner
von ELCO sind Betriebe des SHK-Handwerks. Die Marke ELCO ist in
den Ländern Deutschland, Österreich, Schweiz, Holland, Belgien
und China und präsent.
Das RWE Heizkraftwerk in Langen setzt auf
Bioerdgas-BHKW und modernste Brenner zur
Kesselbefeuerung.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 185

AUS DER PRAXIS
HDD-Bohranlagen für Entgasungsbohrungen
von Kohleflözen in Australien
von Ralf Kiesow und Günter Naujoks
Die Menschheit ist wohl noch für
eine ganze Weile auf die Nutzung
fossiler Energieträger angewiesen.
Ständig werden weltweit
neue Rohstoffvorkommen erschlossen,
vor allem Erdöl, Gas und Kohle.
Australien ist damit „gesegnet“ und
eines der größten Bergbauländer
der Welt. 10 % aller Kohlevorräte
befinden sich in Australien. So verwundert
es nicht, dass der Kohlebergbau
in Australien ein bedeutender
Wirtschaftsfaktor des Landes
ist. Im Rechnungsjahr 2008/2009
wurden 487 Mio. t Kohle gefördert
und davon 261 Mio. t exportiert
(Quelle: Wikipedia).
In New South Wales und Queensland
gibt es große oberflächennahe
Lagervorkommen der hochwertigen
Steinkohle, die im Tagebau
abgebaut werden sollen. Bei der
Erschließung dieser Kohlelagerstätten
fällt Flözgas – ein auf Methan
basierendes Gas – an, welches in
Europa unter dem Namen Grubengas
bekannt ist und in seiner
Zusammensetzung dem Erdgas
sehr ähnlich ist. Kohleflözgas entsteht
bei der Zersetzung organischen
Materials in Kohlevorkommen.
In der Vergangenheit wurde es
nutzlos abgefackelt, jedoch in den
letzten 10 Jahren verstärkt zur
Erzeugung von Elektrizität verwendet.
Um das Gas fördern zu können,
muss zunächst das Wasser aus
dem Kohleflöz abgepumpt werden.
Dadurch fällt der Druck und das Gas
lässt sich extrahieren.
Gefördert wird es in der Regel
mittels vertikaler Bohrungen, die in
diesem Fall bis 350 m in das Kohleflöz
hineinreichen und dann durch
horizontale Bohrungen in der Deckschicht
des Kohleflözes miteinander
verbunden werden. Durch das so
geschaffene Leitungssystem kann
nahezu die gesamte Lagerstätte
entgast werden. Ziel ist einerseits
die Nutzung des Kohleflözgases zur
Stromerzeugung und andererseits,
den Gasgehalt in der Kohlelagerstätte
soweit zu reduzieren, dass die
Kohleförderung ohne Sicherheitsrisiken
ausgeführt werden kann. Die
Zeit für die Entgasung variiert je
nach Größe der Lagerstätte. Im vorliegenden
Projekt ist die Gasförderung
von mehr als 2 Jahren geplant.
Die Horizontalbohrungen sind
eine Herausforderung und erfordern
Spezialistenwissen. So erhielt
eines Tages der verantwortliche Vertriebs-
und Serviceleiter bei PRIME
DRILLING Ralf Kiesow einen Anruf
aus Australien und die Einladung zu
einem Gespräch. Mit einem 30 Seiten
umfassenden „Pflichtenheft“ an
speziellen Kundenwünschen im
Gepäck flog Ralf Kiesow wieder
nach Hause.
„Nachdem unser Konstruktionsteam
die Kundenanforderungen
mit den strengen Sicherheitsauflagen
geprüft und für umsetzbar
hielt, bekamen wir im Dezember
2011 grünes Licht für den Auftrag
von zwei Bohranlagen und entwickelten
eine Spezialversion auf der
Basis des bestehenden Bohranlagentyps
PD 100/80 RPC 45 mit
einer max. Zug- und Druckkraft von
100 Tonnen“, so Ralf Kiesow.
Verfahrensskizze zur Entgasung von Kohleflözen.
Bei der Konstruktion war unter
anderem Folgendes zu beachten:
Der Einstichwinkel musste zwischen
6–45° betragen, eine minimale
Bohrgeschwindigkeit von 25 mm/
min. realisiert werden sowie eine
Klemm- und Brechvorrichtung mit
einem Klemmbereich von 105 mm
bis 405 mm verbaut werden. Verlangt
wurde zudem ein selbstzentrierendes
Pipehandlingsystem ohne
Nachjustierung der Bohrgestänge
und Casingrohre. Gefordert war des
März 2013
186 gwf-Gas Erdgas

AUS DER PRAXIS
weiteren ein explosionsgeschützter
Arbeitsbereich im Radius von 3 m
um die Bohrwelle. Sämtliche tragende
Schweißkonstruktionen wurden
mittels einer zerstörungsfreien
Werkstoffprüfung getestet und
dokumentiert. Der Bohrmast für
zwei unterschiedliche Bohrgestängelängen,
misst eine Länge von
18 m. In einigen sicherheitsrelevanten
Optionen konnte das Team von
Prime Drilling die strengen australischen
Sicherheitsbedingungen
sogar übertreffen. So wurde z. B.
eine spezielle Federspeicher-Parkbremse
entwickelt, die selbst bei
Totalausfall der Hydraulik, ein Heruntergleiten
des mehreren Tonnen
schweren Kraftdrehkopfes verhindert.
Im Sommer 2012 konnten die
beiden Bohranlagen ab Hamburg
verschifft werden. 45 Tage dauerte
die Seereise bis nach Brisbane. Seither
sind die Bohranlagen im Einsatz.
Bei den Bohrungen handelt es sich
um horizontale Sacklochbohrungen
mit einem Durchmesser von 3 ½",
einer Bohrlänge bis zu 1800 m und
einer Bohrtiefe bis 350 m. Die zuvor
erstellten Vertikalbohrungen müssen
mit der Horizontalbohrung ver-
Über Prime Drilling GmbH
bunden werden und sind deshalb
mit Referenzsendern ausgestattet,
damit die Signale von der Horizontalbohranlage
erfasst und angesteuert
werden können. Um eine
Vertikalbohrung in beispielsweise
200 m Tiefe zu erreichen, muss der
Einstich unter 45° in 200 m Entfernung
von der Vertikalbohrung erfolgen.
Ist die Verlegetiefe in der Deckschicht
des Kohleflözes erreicht,
bohrt man sich von Vertikalbohrung
zu Vertikalbohrung bis zum Ziel.
Danach wird ein Überwaschgestänge
bis zum Bohrkopf eingeschoben.
Anschließend erfolgt im
Schutze des Überwaschgestänge
die Bergung des Bohrgestänges mit
dem Bohrkopf. Nun werden Filterrohre
in das leere Überwaschgestänge
eingefahren. Dies geschieht
mit speziellen Rollen, die am ersten
Rohr montiert und hydraulisch
angetrieben werden. Mit dem Herausziehen
des Überwaschgestänges
ist die Bohrung fertiggestellt.
Die geschlitzten Filterrohre nehmen
zunächst das Wasser auf und
„tranportieren“ es zu den Vertikalbohrungen,
wo es abgepumpt wird.
Nach der Entwässerung werden die
Rohre für die Entgasung genutzt
Entgasungsbohrung mit Prime Drilling Bohranlage.
und das Gas der Stromerzeugung
zugeführt.
Ralf Kiesow: „Wenn nichts dazwischen
kommt, dauert der gesamte
Bohrprozess bei einer Bohrlänge
von 1800 m ohne Arbeitsunterbrechungen
im Tag- und Nachtbetrieb
1,5 Wochen.“
Die Firma PRIME DRILLING GmbH aus Wenden bei Olpe wurde
1999 gegründet und hat sich auf den Bau von HDD Horizontal Spülbohranlagen
bis 6000 kN Zugkraft spezialisiert. Das Unternehmen
beschäftigt inzwischen 80 hochqualifizierte Mitarbeiter. Mehr als
150 HDD-Horizontal Spülbohranlagen sind derzeit von PRIME DRIL-
LING weltweit im Einsatz.
Kontakt:
Prime Drilling GmbH ,
Ralf Kiesow,
Tel. (0175) 585 7664,
E-Mail: kiesow@prime-drilling.de
Ihr Kontakt zur Redaktion
Volker Trenkle
Tel. 089 / 203 53 66-56
Fax 089 / 203 53 66-99
trenkle@di-verlag.de
Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung
Claudia Fuchs
Tel. 089 / 203 53 66-77
Fax 089 / 203 53 66-99
fuchs@di-verlag.de
März 2013
gwf-Gas Erdgas 187

TECHNIK AKTUELL
Erster Gasströmungswächter DN15
mit 1,6 m 3 /h Nenndurchfluss für Flüssiggas
Gehäuse
und Einsatz
des neuen
Gasströmungswächter
SENTRY
GS15H1,6AIZ
für flüssiggasbetriebene
Anlagen. © 2013
Mertik Maxitrol
GmbH & Co. KG
Auf der kommenden ISH wird
Mertik Maxitrol den neuen,
speziell für den Einsatz in Flüssiggasanlagen
entwickelten, SENTRY
GS15HH1,6AIZ präsentieren. Hierbei
handelt es sich um den ersten
Gasströmungswächter (GS) mit
einer Nennweite von DN15 und
einem Nenndurchfluss von 1,6 m 3 /h.
Der Mehrbereichs-Gasströmungswächter
kann sowohl waagerecht,
als auch senkrecht nach oben eingesetzt
werden und entspricht dem
geforderten Typ K. Der SENTRY GS
in der Ausführung Z verfügt über
ein einzigartiges patentiertes
Dämpfungssystem. Beim Zuschalten
von Gasgeräten, die in Volllast
zünden, kompensiert das System
weitgehend den entstehenden
Impuls, der ein Schließen des GS
bewirken kann. Diese Dämpfungsfunktion
ist für Zuleitungen zu
einem Gasgerät bis 67 kW Nennbelastung
von besonderer Bedeutung.
Die Zuverlässigkeit des GS, speziell
hinsichtlich des Verhaltens bei
Durchflussspitzen, wurde bereits in
unterschiedlichsten Flüssiggas-Versorgungsanlagen
und mit Druckregelgeräten
verschiedener Hersteller
getestet und bestätigt.
Das GS-Produktsortiment von
Mertik Maxitrol für Flüssiggas
umfasst Anschlussgrößen von
DN 15 bis DN 32 mit Nenndurchflüssen
von 1,6 m 3 /h bis 10 m 3 /h. SEN-
TRY GS bestehen aus hochwertigen,
formstabilen Materialien und garantieren
langfristig einen störungsfreien
Einsatz. Zudem entsprechen
sie den Anforderungen der TRF
2012 und sind vom DVGW zertifiziert.
Seit Erscheinen der novellierten
TRF hat sich der GS1,6 bereits
tausendfach in der Praxis bewährt.
Für die Absicherung von Kunststoffleitungen
ist dieser auch als Kombination
mit einer thermisch auslösenden
Absperreinrichtung (TAE)
lieferbar.
Ergänzend bietet das Unternehmen
eine kostenfreie Software zur
Auswahl des korrekten Gasströmungswächters
SENTRY GS und
der Leitungsdimensionierung einer
Hausinstallation an. Das praxisorientierte
Programm berücksichtigt
die nach der TRF 2012 für die
Dimensionierung der Gasleitungen
erforderlichen Eingaben. Darüber
hinaus sind durch die exakte
Berechnung kleinere Leitungsquerschnitte
als nach TRF möglich. Das
Programm kann über die Internetseite
von Mertik Maxitrol angefordert
werden.
Kontakt:
Mertik Maxitrol GmbH & Co. KG,
Tel. (03947) 400-241,
www.mertikmaxitrol.com
Neues Gasmotorenöl speziell für Biogasbetrieb
Eine Neuentwicklung in der Shell
Mysella Produktreihe hilft, die
Effizienz von Gasmotoren, die mit
Biogas oder anderen sauren Gasen
betrieben werden, zu steigern. Das
neue Shell Mysella S5 S ist auf den
Schutz des Motors und die Sauberkeit
der Motorenkomponenten ausgelegt.
Zu den Leistungsmerkmalen
des neuen Produkts zählt auch eine
lange Ölstandzeit – sie kann helfen,
Kosten zu senken, indem weniger
Ölwechsel durchgeführt werden
müssen und der Aufwand für Wartungen
reduziert werden kann. Das
Produkt wurde zudem entwickelt,
um Ablagerungen im Verbrennungsraum
zu minimieren und den
Ölverbrauch zu senken. Saure Gase
entstehen durch die Zersetzung
von organischen Stoffen in Kläranlagen,
Mülldeponien oder Biogasanlagen.
Die Zahl stationärer Gasmotoren,
die mit Biogas oder anderen
sauren Gasen betrieben werden,
steigt auch in Deutschland an. Und
viele Betreiber solcher Anlagen stehen
vor Herausforderungen, denn
Biogas kann saure Komponenten
enthalten. Sie können Korrosion an
Motorenbauteilen bewirken, wenn
sie nicht von alkalischen Additiven
im Motorenöl ausreichend neutralisiert
werden. Da sich diese Additive
dabei verbrauchen, müssen Motorenöle
in Biogasanwendungen häufiger
gewechselt werden als bei Erdgasanwendungen.
Shell Mysella S5 S
wurde speziell für stationäre Motoren
wie etwa Viertaktgasmotoren
entwickelt, die mit Biogas oder
anderen sauren Gasen betrieben
und zur Stromerzeugung oder in
der Kraft-Wärme-Kopplung genutzt
werden.
Kontakt:
Shell Deutschland Oil GmbH,
Cornelia Wolber,
Tel. (040) 6324-5650,
E-Mail: Cornelia.Wolber@shell.com,
www.shell.de/schmierstoffe
März 2013
188 gwf-Gas Erdgas

TECHNIK AKTUELL
Lichtstarke Kopflampe für den Ex-Bereich
Ecom instruments, die Experten
in Sachen Ex-Sicherheit haben
ihr Programm an mobilen, für den
Ex-Bereich zugelassenen Leuchten
um eine neue Kopflampe ergänzt.
Die Lite-Ex® PL 10 H ist eine Kopflampe
für den täglichen Einsatz in
Ex-Bereichen der Zone 0 und 20
(gemäß Richtlinie 1999/92/Ex, ATEX
137). Mittels ihres verstellbaren
Gummibandes lässt sie sowohl am
Helm als auch direkt auf dem Kopf
tragen. Das Band bietet durch seine
Beschaffenheit selbst bei Feuchtigkeit
guten Halt und trägt sich angenehm
auch bei direktem Hautkontakt.
Die von den Handlampen Lite-
Ex® PL 30 Und PL 10 des gleichen
Herstellers bekannten und seit Jahren
bewährten Features sind auch
in der kompakten und samt Befestigung
und Batterien lediglich 180 g
leichten Kopflampe integriert. Der
Einschaltring schaltet berührungslos,
auch mit Handschuhen lässt
sich die Lampe gut bedienen. Eine
kratzfest beschichtete Scheibe
schützt die LED, die je nach Präferenz
mit 3000 Lux und 10° Optik
oder 1800 Lux und 25° Optik den
Arbeitsbereich ohne Farbverfälschungen
ausleuchtet. Der Neigungswinkel
der Lampe lässt sich
verstellen, also optimal an die jeweiligen
Erfordernisse vor Ort anpassen.
Die Stromversorgung übernehmen
drei Batterien (AAA, typgeprüft),
deren Betriebsdauer mit ca.
55 h sechs Schichten abdeckt. Das
Batteriefach mit Führungsschiene
und solider Gewindeverschraubung
ist absolut dicht; ein Membranventil
zum Druckausgleich sorgt für
Sicherheit beim Batteriewechsel.
Kontakt:
ecom instruments GmbH,
Christian Uhl, Tel. (06294) 4224-990,
E-Mail: christian.uhl@ecom-ex.com
www.ecom-ex.com
Die Lite-Ex ® PL
10 H ist eine
Kopflampe für
den täglichen
Einsatz in Ex-
Bereichen der
Zone 0 und 20
(gemäß Richtlinie
1999/92/
Ex, ATEX 137).
Bild: ecom instruments
Präzisierte Ergebnisse durch gleichzeitige
Temperaturmessung bei der Gasdruckprüfung
Gasrohrleitungen müssen, be -
vor sie in Betrieb genommen
werden, von Gasversorgungsunternehmen
und Rohrleitungsbauern
auf ihre Dichtheit überprüft werden.
Deshalb werden Luftdruckmessungen
durchgeführt, mit
deren Hilfe sich Leckagen oder Einbaufehler
aufspüren lassen. Hierfür
hat die Esders GmbH den Druckprüfkoffer
„DruckTest GT“ entwickelt,
der die Anforderungen der
Technischen Regel G 469 an Druckprüfverfahren
nicht nur erfüllt, sondern
sogar übertrifft. Denn das
DruckTest GT kann für Leitungen
und Hausanschlüsse bis 10 bar verwendet
werden und misst durch
einen externen Fühler gleichzeitig
die Temperatur mit. Dies hat den
Vorteil, dass Temperatureinflüsse
auf den Druckverlauf erkannt werden.
Falsche Bewertungen und
unnötige Wiederholungsprüfungen
werden so vermieden, was
eine erhebliche Zeit- und Arbeitsersparnis
bedeutet.
Da sich die Kunden eine Dokumentation
heute überwiegend
papierlos wünschen, wurde der
interne Drucker beim DruckTest
GT eingespart. Der Datenaustausch
zwischen Baustelle und
Büro wird über eine USB-Schnittstelle
in Verbindung mit einem
Speicherstick ermöglicht. So können
die Daten ohne Mitnahme des
Koffers in einen PC und damit in
die entsprechende Software eingelesen
werden. Außerdem verfügt
das Gerät über eine Infrarotschnittstelle,
mit deren Hilfe ein
komplettes Messprotokoll auch
direkt auf der Baustelle an einen
externen Drucker gesendet und
ausgedruckt werden kann. Das
erstellte Prüfprotokoll umfasst alle
Mess- und Baustellendaten sowie
eine Grafik des Druck- und Temperaturverlaufs.
Durch das Fehlen des Druckers
bietet der geschlossen nach IP 68
geschützte Koffer Platz für Zubehör
wie den Temperaturanlegefühler,
der bis 30 °C auf 0,5 °C
genau misst, den Druckprüfadapter,
ein Kontrollmanometer und
den Anschlussschlauch. Das Messgerät
selbst ist bei –10 bis +40 °C
und Drücken von 0 bis 10 bar einsetzbar,
mit einer Abweichung von
maximal 10 mbar. Die Stromversorgung
erfolgt über ein NiMH
Akkupaket, das eine Betriebszeit
von mehr als 72 Stunden gewährleistet.
Kontakt:
Esders GmbH,
Tel. (05961) 9565 0,
E-Mail: info@esders.de,
www.esders.de
Das DruckTest
GT ist nach
G469 einsetzbar
für Druckprüfungen
an
Gasleitungen
und Hausanschlüssen.
Quelle:
Esders GmbH
März 2013
gwf-Gas Erdgas 189

TECHNIK AKTUELL
Externe Über-/Unterdrucksicherung und
Rührwerksbedienung für Biogasanlagen
Die aus den patentierten UTS
Service-Boxen bekannten Über-/
Unterdrucksicherungen sind nun
auch als externe, robuste Edelstahl-
Einheiten zum Nachrüsten bestehender
Anlagen erhältlich. Mit der
Montage der externen Über-/Unterdrucksicherung
Classic lassen sich
die neuen Sicherheitsregeln für Biogasanlagen
TI4 des Bundesverbands
der landwirtschaftlichen
Berufsgenossenschaften auch bei
Anlagen erfüllen, die nicht mit UTS
Service-Boxen ausgerüstet sind. Die
Classic-Variante kann zudem direkt
auf Betondecke oder an der Behälterwand
montiert werden. Die Pro-
Variante wird hingegen inline in die
Gasleitung (kein Frostschutzmittel
erforderlich) zwischen zwei Flansche
eingesetzt. Die TÜV Baumusterprüfung
für beide Produktvarianten
ist bereits in Arbeit; ein entsprechendes
Zertifikat wird in Kürze
erwartet.
Die neue externe Rührwerksbedienung,
für welche bereits ein
Patent angemeldet wurde, ermöglicht
Biogasanlagenbetreibern so -
wohl eine komfortable Bedienung
als auch einen gut erreichbaren Servicezugang
von elektrischen und
hydraulischen Rührwerken in Behältern
mit Foliendach. Die Höhenverstellung
und das Schwenken
(> 300°) von Rührwerken bis zu 300
kg wird über Hydraulikmotoren mit
gasdichten Getrieben realisiert. Der
Antrieb der Motoren erfolgt über
eine außerhalb des Behälters liegende
Hydraulik-Handpumpe. Im
Behälter selbst wird ein Podest mit
Absturzsicherung als Arbeitsplattform
für Wartungsarbeiten an den
Rührwerken installiert. Ein einfacher
Zugang zur Plattform und die Möglichkeit,
das Rührwerk zu entnehmen,
wird durch eine optional
erhältliche Revisionsöffnung im
Dach ermöglicht.
Kontakt:
UTS Biogastechnik GmbH,
Christian Steinhoff, Tel. (02923) 61094 131,
E-Mail: c.steinhoff@uts-biogas.com,
www.uts-biogas.com
REGELWERK
Regelwerk Gas
DVGW-Merkblatt G 403 „Entscheidungshilfen für die Instandhaltung von
Gasverteilungsnetzen“
Gasverteilungsnetze
müssen
durch rechtzeitige und kontinuierliche
Maßnahmen in einem
Zustand gehalten werden, der die
technische Sicherheit und Zuverlässigkeit
gewährleistet. Für die Planung
der Instandhaltungsmaßnahmen
und die Entwicklung unternehmensinterner
Strategien ist die
Erhebung wesentlicher Netzdaten
notwendig.
Das DVGW-Arbeitsblatt G 402
„Netz- und Schadenstatistik – Erfassung
und Auswertung von Daten
zum Aufbau von Instandhaltungsstrategie
für Gasverteilungsnetze“
beschreibt die Erfassung und Auswertung
von Netzdaten zum Aufbau
einer Instandhaltungsstrategie
für Gasverteilungsnetze und die
grundsätzliche Vorgehensweise für
die Entwicklung einer Instandhaltungsstrategie.
Das DVGW-Merkblatt G 403 „Entscheidungshilfen
für die Instandhaltung
von Gasverteilungsnetzen“ baut
inhaltlich auf dem DVGW-Arbeitsblatt
G 402 auf und stellt ergänzend dazu
dar, wie diese Netzdaten für den Aufbau
einer unternehmensindividuellen
Instandhaltungsstrategie verwendet
werden können.
Der Hauptteil des DVGW-Merkblatts
G 403 vermittelt die wesentlichen
Grundlagen und Arbeitsschritte,
die bei einer langfristigen
Instandhaltungsstrategie und einer
mittelfristigen Instandhaltungsplanung
zu beachten sind.
Anhand eines Beispielnetzes werden
in den Anhängen die langfristige
Instandhaltungsstrategie, die
mittelfristige Instandhaltungsplanung
und die sich daraus ergebenden
kurzfristigen Instandhaltungs-
März 2013
190 gwf-Gas Erdgas

REGELWERK
maßnahmen detaillierter entwickelt.
Hierbei wurde darauf geachtet, dass
die einzelnen Berechnungsschritte
für den Anwender nachvollziehbar
sind. Der langfristigen Instandhaltungsstrategie
liegen statistische
Verfahren (z. B. Ausfallfunktionen) zu
Grunde. Die Ableitung dieser Funktionen
aus den vorhandenen
Bestands- und Schadensdaten werden
im Beispiel ebenfalls erläutert.
Dipl.-Ing. Detlef Jagodzinski
Preis:
€ 45,72 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und
€ 47,87 für Nichtmitglieder.
Regelwerk Gas/Wasser
Beiblatt zu DVGW-Arbeitsblatt GW 335-B2 „Kunststoff-Rohrleitungssysteme in der Gasund
Wasserverteilung; Anforderungen und Prüfungen - Teil B2: Formstücke aus PE 80
und PE 100“ vom Februar 2013
Das Beiblatt beinhaltet vor allem
Anpassungen des Prüfumfangs
im DVGW-Arbeitsblatt GW 335-B2
vom September 2004. Hierbei hat
man sich insbesondere an CEN/TS
1555-7 „Kunststoff-Rohrleitungssysteme
für die Gasversorgung - Polyethylen
(PE) - Teil 7: Empfehlungen
für die Beurteilung der Konformität“
bzw. CEN/TS 12201-7 „Kunststoff-
Rohrleitungssysteme für die Wasserversorgung
und für Entwässerungs-
und Abwasserdruckleitungen
– Polyethylen (PE) – Teil 7:
Empfehlungen für die Beurteilung
der Konformität“ orientiert. Hinsichtlich
der Anforderungen gibt es
nur eine Ergänzung bei den elektrischen
Eigenschaften im Hinblick auf
die nun verfügbaren größeren
Durchmesser.
Bei Einhaltung von DVGW-
Arbeitsblatt GW 335-B2:2004-09 in
Verbindung mit dem Beiblatt kann
also weiterhin davon ausgegangen
werden, dass auch die entsprechenden
europäischen Normen eingehalten
werden: EN 1555-3 „Kunststoff-Rohrleitungssysteme
für die
Gasversorgung - Polyethylen (PE) -
Teil 3: Formstücke“ bzw. EN 12201-3
„Kunststoff-Rohrleitungssysteme
für die Wasserversorgung und für
Entwässerungs- und Abwasserdruckleitungen
– Polyethylen (PE) -
Teil 3: Formstücke“.
Dipl.-Phys. Dipl.-Wirtsch.-Phys.
Klaus Büschel
Preis:
€ 17,27 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und
€ 23,03 für Nichtmitglieder.
Arbeitsblattes GW 368 „Längskraftschlüssige Muffenverbindungen für Rohre, Formstücke
und Armaturen aus duktilem Gusseisen oder Stahl“ Ausgabe Februar 2013,
erschienen
Das Arbeitsblatt GW 368 gilt für die
Herstellung und den Einbau längskraftschlüssiger
Muffenverbindungsteile
zur Sicherung von Guss- oder
Stahlrohrleitungssystemen, bestehend
aus Rohren und Formstücken
nach GW 337 (P) bzw. VP 637 sowie
Armaturen. Es ist an wendbar für die
Wasserversorgung gemäß dem An -
wendungsbereich des DVGW-Ar -
beitsblattes W 400-1 und für die Gasversorgung
mit Gasen gemäß DVGW-
Arbeitsblatt G 260 und dient zur
Ermittlung der längskraftschlüssig zu
sichernden Rohrleitungslängen.
Das Arbeitsblatt stellt die Grundlagen
der Berechnung der zu sichernden
Rohrleitungslängen dar. Es gibt
zudem Hinweise zu längskraftschlüssigen
Muffenverbindungen und
deren Einsatz. Weiterhin enthält GW
368 Tabellen für häufige Anwendungsfälle
bei Gussrohr- und Stahlrohrsystemen.
Somit kann der
Anwender für viele Fälle die zu
sichernden Längen direkt aus GW 368
entnehmen.
Grundsätzlich können die dargestellten
formelmäßigen Zusammenhänge
auch auf Rohrsysteme anderer
Werkstoffe angewendet werden.
Dabei sind jedoch die jeweiligen
Werkstoffeigenschaften zu berücksichtigen,
insbesondere das spezifische
Gewicht und die Reibungszahl.
Gegenüber der Ausgabe vom
Juni 2002 wurden folgende Änderungen
vorgenommen:
a) Die detaillierte Darstellung der,
teils herstellerspezifischen, Bauarten
längskraftschlüssiger Verbindungen
wurde gestrichen
b) Die Tabellen im Anhang wurden
angepasst (z. B. für Gussrohre an
die neuen Druckklassen nach
DIN EN 545)
c) Die Beiblätter 1 bis 4 mit der Darstellung
typgeprüfter längskraftschlüssiger
Steckmuffenverbindungen
wurden gestrichen
GW 368 wurde vom DVGW-Projektkreis
„Metallische Werkstoffe in
Wasserversorgungssystemen“ im
DVGW-Technischen Komitee „Bauteile
Wasserversorgungssysteme“
erarbeitet.
Preis:
€ 29,87 + MwSt. und Versandkosten
für DVGW-Mitglieder und
€ 39,82 für Nichtmitglieder.
März 2013
gwf-Gas Erdgas 191

TERMINE
##
Seminarreihe „System- und Prozesslösungen in der Öl- und Gasindustrie“
5.3.2013, Gelsenkirchen, 7.3.2013, Karlsruhe und 26.3.2013, Hamburg
Krohne Messtechnik, Herr Holtmann, j.holtmann@krohne.com, http://de.krohne.com/de/unternehmen/
krohne-deutschland/krohne-academy-2013/system-und-prozessloesungen-in-der-oel-und-gasindustrie/
##
8. Pipeline Technology Conference
18.–20.3.2013, Hannover
www.pipeline-conference.com/
##
Hannover Messe
8.–12.4.2013, Hannover
www.hannovermesse.de
##
DVGW-Intensivschulung „Gas-Druckregel- und Messanlagen“
9.–10.4.2013, Leipzig
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
ZMP – Zählen-Messen-Prüfen
15.–16.4.2013, Leipzig
EW Medien und Kongresse GmbH, www.z-m-p.de
##
DBI Fachforum Kraft-Wärme-Kopplung
16.-17.4.2013, Berlin
DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH, Freiberg, Anneliese Klemm, Tel. 0049 (0) 03731/4195-338,
E-Mail: anneliese.klemm@dbi-gti.de
##
17. Wiesbadener Kunststoffrohrtage 2013
18.–19.4.2013, Wiesbaden
www.tuev-dued.de/wiesbadener-kunststoffrohrtage
##
Instandhaltungsstrategien für Gasverteilungsnetze
23.4.2013, Würzburg
DVGW, Silke Splittgerber, Tel. 0049 (0) 228/9188-607, Fax 0049 (0) 228/9188-997, E-Mail: splittgerber@dvgw.de,
www.dvgw.de
##
Innovationsforum „Stromspeicherung und –transport über Gasspeicher und Gasnetze –
Power-to-Gas-to-Power“
24.–25.4.2013, Leipzig
DBI – Gas- und Umwelttechnik GmbH, Steffen Schmitz, Tel. 0049 (0) 03731/4195-341,
E-Mail: anneliese.klemm@dbi-gut.de
##
6. Fachkongress smart energy 2.0
29.–30.4.2013, Essen
DIV Deutscher Industrieverlag GmbH, Frau Lenz, Tel. 0049 (89) 203 53 66-23, E-Mail: lenz@di-verlag.de,
www.gwf-smart-energy.de
##
Erster Europäischer Energiekongress
14.–15.5.2013, Brüssel
www.european-energy-congress.com
##
EGATEC 2013 European Gas Technology Conference
30.–31.5.2013, Paris
www.egatec2013.com
März 2013
192 gwf-Gas Erdgas

Schütz GmbH Messtechnik
FIRMENPORTRÄT
Schütz GmbH Messtechnik
▲ Das Gasmess- und Gasspürgerät GM 3100 ist mit
Infrarot-Messtechnik und chemischen Sensoren ausgestattet.
Bild: Schütz GmbH Messtechnik
Der Sonden-Geräte Koffer enthält die komplette Ausrüstung
für den Bereitschaftsdienst. Bild: Schütz GmbH Messtechnik ▶
Firmenname/Ort:
Geschäftsführung:
Geschichte:
SCHÜTZ GMBH MESSTECHNIK
Im Dornschlag 6
D-77933 Lahr
Dipl.-Ing. (FH) Volker Heimburger
Die Gründung im Jahre 1968 erfolgte unter
der Firmierung SÜROWA Süddeutsche
Rohrnetzüberwachung. Tätigkeitsschwerpunkte
in den Anfangsjahren waren Leitungs-
und Tiefbau sowie die Durchführung
von Rohrnetzbegehungen.
Seit 1975 werden Geräte zur Gasmess- und
Gasspürtechnik im Hause Schütz entwickelt
und selbst produziert. Seit rund zehn Jahren
ist Schütz in der digitalen Gasrohrnetzkontrolle
tätig und gehört in diesem Bereich
zu den Pionieren und Impulsgebern.
Der Name Schütz Messtechnik steht heute
für innovative Problemlösungen in der
Dienstleistung wie auch in der Gasmessund
Gasspürtechnik.
Mitarbeiterzahl: 40
Exportquote: 50 %
Produktspektrum:
Dienstleistungen:
Das Leistungsspektrum von Schütz gliedert
sich in die drei Bereiche:
Dienstleistungen, Gerätetechnik und
Service-Angebote.
Hauptsächliche Dienstleistungen von
Schütz sind:
• Überprüfung erdverlegter Gasleitungen
Überprüfung von Gasanlagen auf
Werksgeländen
• Messung von Odormittelkonzentrationen
• Überprüfung und Dokumentation von
Hausanlagen
• Wechsel von Gaszählern
• Anbringung und Lieferung von
Hausanschlussplaketten
Gerätetechnik:
Service-Angebote:
• Beschilderung
• Einmessung und Markierung von
Hausanschlussleitungen
• Ortung und Einmessung unbekannter
Leitungen
In der Gerätetechnik entwickelt, fertigt und
vertreibt Schütz:
• Gasspür- und Gasmessgeräte (wie etwa
das Universalgerät GM 3100 für die
Lecksuche und Netzkontrolle)
• Leckortungsgeräte
(z. B. der GasPen digital)
• Spezialgeräte (z. B. Sondensysteme)
• Personenschutzgeräte
Schütz Messtechnik bietet einen stationären
Geräteservice an den Standorten Lahr/
Schw. (Süd) Delbrück (Nord/West) und
Magdeburg (Nord/Ost) sowie einen mobilen
Wartungs-Service mit den Schütz Service-Fahrzeugen.
Wettbewerbsvorteile: Die Kernkompetenz von Schütz liegt in der
Entwicklung von innovativer Messtechnik.
Sämtliche Gasmess- und Gasspürgeräte
werden im Haus konzipiert, gefertigt und
weltweit vertrieben. Die Erfahrungen aus
der Netzkontrolle werden für die Geräteentwicklung
genutzt. Umgekehrt werden die
Geräte bei den Gasrohrkontrollen eingesetzt,
so dass die Erfahrungen aus der Praxis
optimal genutzt werden können.
Zertifizierung:
Internetadresse:
Ansprechpartner:
Schütz Messtechnik verfügt über ein
Qualitätsmanagement-System nach
DIN EN ISO 9001:2008 sowie das
DVGW-Testat G 468-1.
www.schuetz-messtechnik.de
Dipl.-Ing. (FH) Volker Heimburger
März 2013
gwf-gas Erdgas 193

IMPRESSUM
Das Gas- und Wasserfach
gwf – Gas|Erdgas
Die praxisorientierte technisch-wissenschaftliche Zeitschrift
für Gasversorgung, Gasverwendung und Gaswirtschaft.
Organschaften:
Zeitschrift des DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasser faches e. V.,
Technisch-wissenschaftlicher Verein,
des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW),
der Bundesvereinigung der Firmen im Gas- und Wasserfach e. V.
(figawa),
des Fachverbandes Kathodischer Korrosionsschutz (FVKK),
der Österreichischen Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW),
dem Fachverband der Gas- und Wärme versorgungsunternehmen,
Österreich
Herausgeber:
Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI, Essen
Prof. Dr.-Ing. Harro Bode, Ruhrverband, Essen
Dipl.-Ing. Heiko Fastje, EWE Netz GmbH, Oldenburg
Prof. Dr. Fritz Frimmel, EBI, Karlsruhe
Dipl.-Wirtschaftsingeneur Gotthard Graß, figawa, Köln
Dr.-Ing. Frieder Haakh, Zweckverband Landeswasserversorgung,
Stuttgart (federführend Wasser/Abwasser)
Prof. Dr. Dipl.-Ing. Klaus Homann (federführend Gas/Erdgas),
Thyssengas GmbH, Dortmund
Prof. Dr.-Ing. Thomas Kolb, Engler-Bunte-Institut, Karlsruhe
Prof. Dr. Matthias Krause, Stadtwerke Halle, Halle
Dipl.-Ing. Klaus Küsel, Heinrich Scheven Anlagen- und Leitungsbau
GmbH, Erkrath
Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer, TU Clausthal, Clausthal-Zellerfeld
Prof. Dr.-Ing. Rainer Reimert, EBI, Karlsruhe
Dr. Karl Roth, Stadtwerke Karlsruhe, Karlsruhe
Dipl.-Ing. Otto Schaaf, Stadtentwässerungsbetriebe Köln AöR
Harald Schmid, WÄGA Wärme-Gastechnik Gmbh, Kassel
Prof. Dr.-Ing. Lothar Scheuer, Aggerverband, Gummersbach
Dr.-Ing. Walter Thielen, DVGW, Bonn
Dr. Anke Tuschek, BDEW, Berlin
Heinz Watzka, Open Grid Europe GmbH, Essen
Martin Weyand, BDEW, Berlin
Schriftleiter:
Dr.-Ing. Klaus Altfeld, E.ON Ruhrgas AG, Essen
Dr.-Ing. Siegfried Bajohr, Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts
für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dr. rer. nat. Norbert Burger, figawa Bundesvereinigung der Firmen
im Gas- und Wasserfach, Köln
Dr. rer. nat. Volker Busack, VNG Verbundnetz Gas AG, Leipzig
Ing. Dipl. Kfm. (Mag. rer. soc. oec.) Hannes Fasching, Diehl Gas Metering
GmbH, Ansbach
Dr.-Ing. Frank Graf, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-
Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe
Dipl.-Phys. Theo B. Jannemann, DVGW Cert GmbH, Bonn
Dr. Joachim Kastner, Elster GmbH, Dortmund
Dipl.-Ing. Jürgen Klement, Ingenieurbüro für Versorgungstechnik,
Gummersbach
Dr.-Ing. Bernhard Klocke, Gelsenwasser AG, Gelsenkirchen
Dr. Hartmut Krause, DBI Gastechnologisches Institut gGmbH, Freiberg
Prof. Dr.-Ing. Jens Mischner, Fachhochschule Erfurt, Erfurt
Dr.-Ing. Bernhard Naendorf, GWI Gaswärme-Institut e.V., Essen
Prof. Dr.-Ing. Gerhard Schmitz, TU Hamburg Harburg, Hamburg
Prof. Dr.-Ing. Dimosthenis Trimis, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg
Dr. Martin Uhrig, Open Grid Europe GmbH, Essen
Dipl.-Kfm. Dipl.-Volkswirt Dr. Gerrit Volk, Bundesnetzagentur, Bonn
Dr.-Ing. Ulrich Wernekinck, RWE Metering GmbH, Mülheim
Dr. Achim Zajc, RMG Messtechnik GmbH, Butzbach
Redaktion:
Chefredakteur:
Volker Trenkle, DIV Deutscher Industrieverlag GmbH,
Arnulfstraße 124, 80636 München,
Tel. +49 89 203 53 66-56, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: trenkle@di-verlag.de
Assistenz:
Elisabeth Terplan, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-43, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: terplan@di-verlag.de
Büro: Birgit Lenz, im Verlag,
Tel. +49 89 203 53 66-23, Fax +49 89 203 53 66-99,
E-Mail: lenz@di-verlag.de
Verlag:
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Arnulfstraße 124, 80636 München,
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Geschäftsführer:
Carsten Augsburger, Jürgen Franke
Spartenleiter: Stephan Schalm
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Januar/Februar und Juli/August). Mit regelmäßiger Verlegerbeilage
„R+S – Recht und Steuern im Gas- und Wasserfach“ (jeden 2. Monat).
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Jahresabonnementpreis:
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Einzelheft ePaper: 39,– €
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Gastransport und Gasverteilung
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Gasdruckregelung und Gasmessung
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Gasbeschaffenheit und Gasverwendung
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Gasspeicher
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Gastransport und GasverteilunG
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gwf-Gas|Erdgas 103 199

Gasdruckregelung und
Gasdruckregelanlagen
Die neuauflage bietet 3 entscheidende Vorteile!
• Aufnahme der zustandsorientierten Instandhaltung
gemäß dem DVGW-Arbeitsblatt G 495.
• Die Thematik der Durchleitungsdruckbehälter
gemäß der europäischen Vorgaben und dem neuen DVGW-
Arbeitsblatt G 498 wurde komplett überarbeitet.
• einbindung der neuen regelungen zum explosionsschutz
bis hin zur Gestaltung der Ausblaseöffnungen von Leitungen
zur Atmosphäre gemäß DVGW G 442.
Dieses Werk ist Pflichtlektüre für jeden, der für eine technisch
einwandfreie Gasdruckregelung und Gasdruckregelanlagen
verantwortlich ist.
Hrsg.: B. Naendorf,
3. Auflage 2010, 230 Seiten, Hardcover, mit CD-rOM oder DVD
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vollständigem eBook
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Gasdruckregelung und Gasdruckregelanlagen erscheint in der Vulkan-Verlag GmbH, Huyssenallee 52-56, 45128 Essen
Wissen für DIe
Zukunft
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Gasdruckregelung und Gasregelanlagen, 3. Auflage 2010
___Ex. Fachbuch + CD-ROM (ISBN: 978-3-8027-5621-4)
zum Preis von € 48,- (zzgl. Versand)
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von € 3,- auf die erste Rechnung belohnt.
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Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an die Vulkan-Verlag GmbH,
Versandbuchhandlung, Postfach 103962, 45039 essen
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Seite
Böhmer GmbH, Sprockhövel 111
Croatian Gas Association, Zagreb 123
DVGW Cert GmbH, Bonn
Titelseite
EITEP GmbH, Hannover 119
Ing.Büro Fischer-Uhrig, Berlin 125
IQPC Gesellschaft mbH, Berlin 121
Quma GmbH, Wuppertal 117
Schütz Meßtechnik GmbH, Lahr 113
Axel Semrau GmbH, Sprockhövel 173
Waldermar Suckut VDI, Celle 149
TÜV SÜD Akademie, München 115
Marktübersicht 195 bis 199
3-Monats-Vorschau 2013
Ausgabe April 2013 Mai 2013 Juni 2013
Anzeigenschluss:
Erscheinungstermin:
04.03.2013
02.04.2013
08.04.2013
06.05.2013
29.04.2013
03.06.2013
Themen-Schwerpunkt Power to Gas/Smart Energy Biogas/Gasbeschaffenheit Gasanwendungstechnik/
Gasmess- und -regelungstechnik
Fachmessen/
Fachtagungen/
Veranstaltung
(mit erhöhter Auflage und
zusätzlicher Verbreitung)
Energy/Hannover Messe
Hannover, 08.–12.04.2013
Figawa-rbv-Jahrestagung
Mainz, 11.–13.04.2013
Zählen – Messen – Prüfen
Leipzig, 15.–16.04.2013
DVGW-EBI „Gaskursus“
Karlsruhe, 15.–19.04.2013
DBI-Fachforum KRAFT-WÄRME-KOPPLUNG
Berlin, 16.–17.04.2013
smart energy 2.0 powered by gwf-Gas|Erdgas
Essen, 29.–30.04.2013
EDVG-EBI „Biogas-Workshop“
05.–06.06.2013
123. ÖVGW Jahrestagung
Linz (Österreich), 05.–06.06.2013
Änderungen vorbehalten

Lexikon der Gastechnik
Begriffe, Definitionen
und erläuterungen
seit über 30 Jahren ist das „Lexikon der Gastechnik“ ein
elementares nachschlagewerk für die Gasversorgungswirtschaft.
kurz gefasste Definitionen erlauben eine
Orientierung hinsichtlich der wichtigsten technischen
Begriffe in der öffentlichen Gasversorgung.
Ursprünglich entstanden aus einem Arbeitskreis „Begriffsbestimmungen
im Gasfach“ des DVGW wurde das Werk von verschiedenen
Autorenteams kontinuierlich weiterentwickelt und ergänzt.
Neben einer überprüfung der Definitionen enthält die 5. Auflage
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Kompendium jetzt auch in vollständig digitaler form angeboten.
Hrsg.: B. Naendorf
5. Auflage 2011, 233 Seiten + Datenträger, Hardcover
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