DVS_Bericht_392LP

2024
DVS-BERICHTE
Schweißen im Anlagenund
Behälterbau

52. Sondertagung
Schweißen im Anlagenund
Behälterbau 2024
Vorträge der gleichnamigen Sondertagung
in München vom 12.03. bis 15.03.2023
Gemeinschaftsveranstaltung des DVS –
Deutscher Verband für Schweißen und
verwandte Verfahren e. V., Landesverband
Bayern und Bezirksverband München, der
GSI – Gesellschaft für Schweißtechnik
International mbH, Niederlassung SLV München,
und der TÜV SÜD Industrie Service GmbH

Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek
Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie;
detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar.
DVS-Berichte Band 392
ISBN 978-3-96144-255-3 (Print)
ISBN 978-3-96144-256-0 (E-Book)
Die Vorträge wurden als Manuskript gedruckt.
Alle Rechte, einschließlich Übersetzungsrecht, vorbehalten. Nachdruck und Vervielfältigung dieses
Bandes oder von Teilen desselben nur mit Genehmigung der DVS Media GmbH, Düsseldorf.
© DVS Media GmbH, Düsseldorf ⋅ 2024
Offsetdruck: Print Media Group GmbH & Co. KG, Hamm

Vorwort
Die Veranstalter, die GSI mbH, Niederlassung SLV München, die TÜV SÜD Industrie Service GmbH
und der Bezirksverband München des DVS e. V. begrüßen Sie sehr herzlich zur 52. schweißtechnischen
Fachtagung „Schweißen im Anlagen- und Behälterbau“ im Münchner Künstlerhaus.
Eine große Bandbreite an Vorträgen wird auch in diesem Jahr wieder Themen zu aktuellen, praxisnahen
Fragestellungen aus der Schweißtechnik und des Anlagen- und Behälterbaus vorstellen.
Hierfür konnten kompetente und praxiserfahrene Fachleute gewonnen werden.
Zum Auftakt der dreitägigen Hauptveranstaltung findet auch heuer wieder die sogenannte BASIS-
Info mit dem diesjährigen Themenschwerpunkt „H2-Ready: Anforderungen an die zukünftige Wasserstoff-Infrastruktur“
statt.
Die Folgetage beinhalten Fachvorträge zu den drei Themenbereichen „Qualitätssicherung“, „Werkstoffe,
Prüfung und Verfahren“ sowie „Fertigung und Anwendung“.
Darüber hinaus bieten Arbeitsgruppen jeweils am Mittwoch- und Donnerstagnachmittag eine ideale
Plattform für Diskussionen. Vom Redaktionskreis und von den Arbeitsgruppenleitern im Vorfeld ausgewählte
Fachthemen und Fragestellungen werden erörtert, aber auch weitere interessante und
aktuelle Themen können aufgegriffen und diskutiert werden. Die Fachexpertisen eines jeden Teilnehmenden
sind hier sehr geschätzt.
Die Ergebnisse der Diskussionen werden auf der Homepage http://www.sondertagung.de veröffentlicht
und sind für die Teilnehmenden nach der Tagung als Download verfügbar. Ebenso werden
diese Informationen auch in der Fachzeitschrift „SCHWEISSEN und SCHNEIDEN“ des DVS e. V.
veröffentlicht.
Der vorliegende Berichtsband enthält die Manuskripte der Vorträge, die auch auf der beigefügten
USB-Card als PDF-Datei enthalten sind.
Wir, die Veranstalter dieser Sondertagung, danken den Vortragenden und Fachreferenten, den Diskussions-
und Arbeitsgruppenleitern sowie allen, die zum Gelingen der Veranstaltung beitragen. Der
DVS Media GmbH gebührt unser Dank für die langjährige, bewährte Zusammenarbeit und für die
unverändert gute Ausstattung des Berichtsbands.
München, im März 2024
Dipl.-Ing. Michael Dey Dipl.-Ing. F. Neuwieser Prof. Dr.-Ing. Prof. h. c. D. Böhme
GSI mbH, NL SLV München TÜV SÜD Industrie Service GmbH DVS e. V, LV Bayern, BV München
DVS e. V., Bezirksverband München

Inhaltsverzeichnis
Vorwort
Basis-Information: H2-Ready: Anforderungen an die zukünftige Wasserstoff-Infrastruktur
Umstellung von Gashochdruckleitungen auf Wasserstoff ....................................................................... 1
Albert Großmann, München
Rohrleitungssysteme für den Transport von Wasserstoff Internationale Normen (EN 13480,
ASME B31.3 und ASME B31.12) ............................................................................................................ 5
Wassim Khemakhem, Dirk Kölbl, Essen
Umstellung von Erdgasröhrenspeichern auf die Nutzung mit Wasserstoff ............................................ 12
Gundula Stadie, Christian Mayer, Köln
Wasserstoffwirtschaft und ihre schweißtechnischen Herausforderungen am Beispiel Ammoniaktank .. 16
Martin Aumann, Thomas Englert, Pullach
Prüfung und Zertifizierung von wasserstoffführenden Komponenten außerhalb des regulierten und
normierten Bereichs ............................................................................................................................. 23
Martin Sekura, München
Eröffnungsvortrag
Quo vadis Energiewende – Entwicklungen und Herausforderungen ..................................................... 30
Hans Roth, München
Regelwerke und Qualitätssicherung
Stand und Konzept prEN 13445-14 „Zusatzanforderungen an additiv gefertigte Druckgeräte und
deren Bauteile“ sowie momentane Qualifikationsmöglichkeiten am Beispiel zweier verfahrensbezogener,
generischer Inspektions- und Testpläne ............................................................................. 34
Katie Schatz, Andreas Kittel, Pullach
Schnittstelle zwischen Maschinenrichtlinie (MRL), Druckgeräterichtlinie (DGRL) und
Bauproduktenverordnung (BauPVO) …………. ..................................................................................... 41
Klaus Schlotterer, München
Eine für alle! Alle für eine? Verfahrensprüfungen in den Regelwerken AD 2000, EN 13445,
DVGW 350 und VdTÜV MB1052 .......................................................................................................... 44
Thomas Weber, Deggendorf
Vertretung nationaler und europäischer Interessen in der internationalen Normung am Beispiel
der Schweißerprüfung .......................................................................................................................... 48
Jochen Mußmann, Düsseldorf; Holger Zernitz, Berlin

DIN EN ISO 9712 für ZfP-Prüfpersonal in der Neuausgabe 2022:
Was bedeutet das für den Anwender? – Ein kurzer Überblick .............................................................. 53
Bernd Huber, München
Werkstoffe, Prüfung und Verfahren
Laserhandschweißen in der Ausbildung – Anlagentechnik und Sicherheit sowie
Schweißerprüfungen im Rahmen der DIN EN ISO 9606ff .................................................................... 55
Rigo Peters, Rostock
WIG-Schweißen mit dynamisch geregelter Drahtvorschubgeschwindigkeit .......................................... 59
Martin Willinger, Wels (A)
Bewertung und Qualifizierung von wasserstoffbelasteten Stählen und Schweißverbindungen –
Stand der Technik, Normung und Ausblick ........................................................................................... 64
Felix Bexter, Julius Langenberg, Peter Langenberg, Aachen
Neue Energieträger und die resultierenden Herausforderungen für die Schweißtechnik ...................... 72
Max Schwetlick, Rolf Paschold, Langenfeld
Rührreibschweißen im Behälterbau – Aluminium Konkret an zwei Beispielen:
Zeppelin Systems u. Feldbinder GmbH ................................................................................................ 80
Ralph Boywitt, Berlin; Olaf Peyreder, Friedrichshafen
Fertigung und Anwendung
Daten-getriebene Innovation in der Lasermaterialbearbeitung .............................................................. 89
Carlo Holly, Benedikt Edler von Querfurth, Stefan Mann, Peter Abels, Aachen
Digitalisierung und Industrie 4.0 in der Schweißtechnik: Stand der Technik: Was nun? ........................ 92
Jan Pitzer, Wetzlar
Auf dem Weg zum einlagigen Schweißen von dickwandigen Bauteilen – Prozesse,
Potenziale, Beispiele .......................................................................................................................... 101
Christian Brunner-Schwer; Ömer Üstündağ, Nasim Bakir, Fatma Akyel, Berlin
Einsatz der KI-basierten Objektdetektion in der Fertigung am Beispiel eines
Engspaltschweißprozesses ................................................................................................................ 106
Karsten Niepold, Mülheim an der Ruhr
Verfasserverzeichnis ........................................................................................................................ 114
Anhang: Normenliste 2024

Umstellung von Gashochdruckleitungen auf Wasserstoff
A. Großmann, München
Wasserstoff nimmt eine zentrale Rolle bei der Energiewende ein. Für seinen Transport soll das vorhandene
Erdgasnetz genutzt werden. Hierzu ist im Vorfeld die Wasserstoffverträglichkeit der Werkstoffe und die Lebensdauer
der Erdgaspipelines zu untersuchen. Kern aller Betrachtungen ist die bruchmechanische Bewertung
der Erdgaspipelines, bei der neben der Versprödung des Werkstoffs Stahl auch die Rissstabilität und das
Risswachstum in Wasserstoffatmosphäre untersucht werden. Im Folgenden sollen Grundlegende Vorgehensweisen
der Bewertung aufgezeigt werden.
1 Prüfumfänge der Umstellung
Eine Änderung des Mediums ist im Sinne der Verordnung für Gashochdruckleitungen (GasHDrLtgV) bei Gasleitungen
mit einem maximalen zulässigen Betriebsdruck über 16 bar eine wesentliche Änderung mit den entsprechenden
Anzeigeverfahren, wenn dadurch eine Beeinträchtigung der Sicherheit unterstellt werden kann.
In diesem Fall muss ein Anzeigeverfahren nach §5 GasHDrLtgV eingeleitet werden. Sowohl beim Neubau als
auch bei der Umstellung müssen Hersteller und Betreiber nachweisen, dass die Maßnahmen dem Stand der
Technik entsprechen und fachgerecht durchgeführt wurden. Die erforderlichen technischen Maßgaben zur
Umstellung einer Bestandsleitung auf Wasserstofftransport oder bei Neubau einer Gasleitung sind im DVGW
Arbeitsblatt G463 sowie Merkblatt G409 beschrieben.
Der Betreiber ist für Planung und Überprüfung der Angaben und Herstellerbescheinigungen / -erklärungen
sowie der Eignung für die konkrete Anwendung (betriebliche Einflussgrößen, wie z. B. Lastwechsel, zulässige
Druckbereiche) verantwortlich. Dabei sind unter anderem die Gasdichtheit der Gassysteme (äußere/innere
Dichtheit) unter Wasserstoff, die Wasserstofftauglichkeit der verwendeten Werkstoffe, Betriebsstoffe und Hilfsstoffe,
Arbeitsmittel und Arbeitsschutz, Explosionssicherheit – Explosionsschutz, Brandschutz und Brandmeldeanlagen
– zu prüfen. Auch Instandhaltungsfristen, Gefährdungsbeurteilungen und Risikobewertungen sind
gegebenenfalls zu aktualisieren oder an die Eigenschaften des Mediums Wasserstoff anzupassen.
2 Wasserstoffeinfluss auf Stähle
Die durch Wasserstoff induzierte Schädigung kann auf verschiedenen Wegen erfolgen. Man unterscheidet
zwischen Schädigungen durch chemische und elektrochemische Reaktionen mit metallphysikalischen Vorgängen.
Während bei chemischen Reaktionen der Wasserstoff mit dem Werkstoff Bindungen eingeht, fungiert
bei elektrochemischen und metallphysikalischen Vorgängen der Wasserstoff als eine Art Legierungselement
in dem Metall.
Unabhängig von der Herkunft des Wasserstoffs erfolgt dessen Aufnahme immer über die Teilschritte: Adsorption
und Dissoziation, Absorption und Diffusion oder Einlagerung im Metallgitter. Dreh- und Angelpunkt der
Wasserstoffversprödung ist Wasserstoff in seiner atomaren Form, da nur dieser – im Gegensatz zu H2 – in
der Lage ist, in Metalle diffundieren zu können. Wasserstoff kommt unter atmosphärischen Bedingungen fast
ausschließlich molekular vor, somit muss es bestimmte Prozesse geben, aus denen Wasserstoffatome hervorgehen
und anschließend in den Stahl eindringen können.
Eine Vielzahl von Publikationen beschreibt den Wasserstoffeinfluss auf Stähle und die experimentell nachgewiesenen
negativen Effekte. Dabei ist die Art der Stähle maßgebend für die Intensität der sogenannten Wasserstoffversprödung.
Im Allgemeinen wird festgestellt, dass mit wachsenden Festigkeitskennwerten und raueren
Oberflächenbeschaffenheiten die Neigung zur Wasserstoffversprödung zunimmt. Kommt es zur Wasserstoffversprödung,
so ist die duktile Verformungsfähigkeit des Stahls reduziert. Anstatt lokale Spannungsspitzen
durch Verformung abzubauen, kommt es hier zu kleinsten Materialtrennungen, die in größerem Maßstab
als Risse sichtbar werden können.
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Abbildung 1. Sprödbruch unter Wasserstoffeinfluss
Aus diversen Veröffentlichungen zu durchgeführten Laboruntersuchungen geht hervor, dass Wasserstoff die
Bruchzähigkeit senkt und das Wachstum von Rissen beschleunigt, auch bei relativ niedrigen Wasserstoffpartialdrücken.
Dieser Einfluss ist zudem abhängig von der mechanischen Belastungsfrequenz. Der Wasserstoff
braucht eine gewisse Zeit für die Diffusion ins Metallgitter, sodass Versuche hierzu nicht beliebig schnell durchgeführt
werden können. Messungen der Zugeigenschaften in Wasserstoff zeigen, dass die Anwesenheit von
Wasserstoff die Brucheinschnürung senkt, jedoch weder Zugfestigkeit noch Streckgrenze beeinträchtigt. Damit
ergeben sich für die klassische strukturmechanische Innendruckbemessung von Leitungen nach dem aktuellen
Wissensstand keine Änderungen.
Weiterhin wurde nachgewiesen, dass die Bruchzähigkeit der Werkstoffe unter der Wirkung des Wasserstoffes
verringert wird. Die Rissausbreitungsgrößen können dabei in Anwesenheit von Wasserstoff um den Faktor 10
höher sein als an Luft. Ein Risswachstum ist in Kombination mit Lastwechseln durch variierende Betriebsdrücke
grundsätzlich möglich. Lastwechsel können von betriebsbedingten Innendruckschwankungen, wie z. B.
bei Aus- und Einspeiseprozessen oder von wechselnden Zusatzlasten, z. B. aus Schwingungen, ausgehen.
Die Geschwindigkeit des Risswachstums ist neben dem Medium und dem Werkstoff auch abhängig von der
Lastamplitude, dem Spannungsmittelwert und der Häufigkeit der Lastamplitude innerhalb eines gegebenen
Zeitintervalls. So kann bei hoher Maximallast mit kleinster Lastamplitude ein geringeres Risswachstum stattfinden
als bei geringerer Maximallast, aber größerer Lastamplitude. Die Identifizierung und Berücksichtigung
solcher lebensdauerbestimmenden Einflüsse ist einer der Bausteine zur Feststellung der Wasserstofftauglichkeit
einer Pipeline.
3 Bruchmechanisches Nachweiskonzept
Die feststellbaren Einflüsse der Wasserstoffversprödung auf die Stähle (Reduzierung der Risszähigkeit und
beschleunigtes Risswachstum) sind nach heutigem Wissensstand geeignete Kenngrößen, um die statische
und dynamische Tragfähigkeit wasserstoffinduzierter Fehler zu bewerten. Man greift dabei auf bruchmechanische
Berechnungs- und Bewertungskonzepte zurück, in welche die Risszähigkeit und Risswachstumsgrößen
einfließen. Wesentliche Kennwerte der bruchmechanischen Berechnungs- und Bewertungskonzepte stellen
die Fehlergröße, Lage und Orientierung dar, so dass im Gegensatz zur klassischen strukturmechanischen
Bemessung und Bewertung hier ein Fehler bekannt sein bzw. angenommen werden muss, um aus diesem
Konzept Erkenntnisse zur Tragfähigkeit und Lebensdauer von Rohrleitungen unter Wasserstoffeinfluss zu erhalten.
Die zur Beschreibung des mechanischen Verhaltens von Festkörpern gängigen Größen wie Spannungen und
Verzerrungen sind in der Bruchmechanik nicht unmittelbar für die Beschreibung von Bruchvorgängen geeignet.
Dies liegt zum einen an sehr hohen – unter Annahme rein elastischen Werkstoffverhaltens unbeschränkt
hohen – Spannungen an der Rissspitze und zum anderen an der komplexen Interaktion zwischen Rissgeometrie
und Beanspruchungen. In der Bruchmechanik werden zusätzliche Größen wie die Spannungsintensität
und die Energiefreisetzungsrate eingeführt, welche den lokalen Spannungszustand an der Rissspitze bzw.
das globale Rissverhalten bei dessen Ausbreitung charakterisieren. Für den Wasserstoffbetrieb ist nachzuweisen,
dass die umzustellende Leitung für einen maximal zulässigen Betriebsdruck und die auftretenden
Betriebslastwechsel unter bruchmechanischen Aspekten ausreichend dimensioniert ist. Für Bestandsleitungen
kommen die aktuellen DVGW-Merkblätter G 409 0 sowie G 464 0 zur Anwendung.
2
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Die Bewertung eines Risses erfolgt im Fehler-Assessment-Diagramm (FAD). Im FAD wird der Riss durch zwei
Parameter beschrieben, durch die Spannungsintensität (KR) vor der Rissspitze und die Lastintensität (LR) im
Resttragquerschnitt vor dem Riss. Die Bewertung erfolgt durch Abtragen beider Faktoren und Bewertung der
Lage der Faktoren gegenüber der FAD-Grenzkurve.
Abbildung 2. FAD Bewertungsdiagramm
Der Parameter KR bildet das Verhältnis aus der vorhandenen Rissspitzenbeanspruchung und der für den
Werkstoff maximal zulässigen Rissspitzenbeanspruchung, der Parameter LR bildet das Verhältnis vorhandener
Spannung des tragenden Restquerschnittes und der für den Werkstoff gültigen Fließspannung. Beide
Faktoren beschreiben die Lage des Risses im Bewertungsdiagramm. Eine Lage oberhalb der FAD-Grenzkurve
wird als unzulässig bewertet, die Lage unter der FAD-Grenzkurve als zulässig.
Im Rahmen der Nachweisführung werden Primärlasten wie der maximal zulässige Betriebsdruck sowie Sekundärlasten
und Schweißeigenspannungen nach Vorgabe der FKM-Richtlinie 0 berücksichtigt. Sofern aus
der Betriebsführung Zusatzlasten an der Leitung bekannt sind (Verlegespannungen, elastische Bögen, Setzungslasten
usw.), sind diese in gesonderten Berechnungen mitzubetrachten.
Die Rissgeometrie wird als halbelliptischer Riss in axialer oder tangentialer Richtung angenommen. Die anzusetzende
Risstiefe leitet sich aus den zum Zeitpunkt der Errichtung geltenden technischen Regeln, Zeugnissen,
Spezifikationen zur Rohrherstellung oder aus den Bezugsgrößen der zerstörungsfreien Prüfung von Rohren,
wie z. B. der DIN EN ISO 10893-11 0, ab.
Für die Nachweise sind die Mindestrisszähigkeiten nach 0 anzusetzen. Darüber hinaus können Risszähigkeiten
aus dem SyWestH2-Forschungsvorhaben des DVGW 0 zur Anwendung kommen, wenn die zu untersuchenden
Rohrleitungsstähle gleichwertig den in SyWestH2 beprobten Werkstoffen sind. Der Nachweis der
Gleichwertigkeit der Stähle kann z. B. über die chemische Zusammensetzung und die quasistatischen Festigkeits-
und Zähigkeitskennwerte erfolgen.
Die Lebensdauerbetrachtung erfolgt mit bekannten oder prognostizierten Lastwechseln unter Berücksichtigung
eines Risswachstumsgesetzes. Im Forschungsprojekt des DVGW „SyWestH2“ 0 wurden Anhand umfassender
Versuche an Rohrleitungsstählen von Bestandsleitungen eine Empfehlung zu einem bilinearen
Risswachstumsgesetz gegeben.
4 Fazit
Für die Entscheidung, ob eine bestehende Pipeline umgestellt werden kann und um die Lebensdauer der
Pipeline bei zukünftigem Wasserstofftransport zu bewerten, sind auch bruchmechanische Nachweise notwendig.
Die bruchmechanischen Nachweise sind bei neuen Pipelines obligatorisch und stellen eine rechnerische
Basis dar, um die Nachweisgrenzen der eingesetzten zerstörungsfreien Prüfung für Grundwerkstoffe und
Schweißnähte zu validieren. Für bestehende Pipelines können mit den Ergebnissen der bruchmechanischen
Nachweise die Anforderungen an die Nachweisgrenzen der zerstörungsfreien Prüfung, Festigkeits- und Dichtheitsprüfung
sowie an Prüfintervalle definiert werden, um kritische noch vor Erreichen der Lebensdauergrenze
festzustellen und geeignete Sicherungs- oder Sanierungsmaßnahmen zu planen. In Summe ergibt sich so
eine verlässliche Aussage zur Integrität der gesamten Pipeline, um das hohe Sicherheitsniveau der Gastransportsysteme
zu erhalten.
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Schrifttum
[1] DVGW-Merkblatt G 409 „Umstellung von Gashochdruckleitungen aus Stahlrohren für einen Auslegungsdruck
von mehr als 16 bar für den Transport von Wasserstoff“.
[2] DVGW-Arbeitsblatt G 463 „Gashochdruckleitungen aus Stahlrohren für einen Auslegungsdruck von mehr
als 16 bar; Errichtung“
[3] DVGW-Merkblatt G 464 „Bruchmechanisches Bewertungskonzept für Gasleitungen aus Stahl mit einem
Auslegungsdruck von mehr als 16 bar für den Transport von Wasserstoff“
[4] DVGW-Projekt SyWeSt H2: „Stichprobenhafte Überprüfung von Stahlwerkstoffen für Gasleitungen und
Anlagen zur Bewertung auf Wasserstofftauglichkeit“, 2023
[5] Bruchmechanischer Festigkeitsnachweis für Maschinenbauteile, „FKM-Richtlinie“
[6] DIN EN ISO 10893-11, „Zerstörungsfreie Prüfung von Stahlrohren – Teil 11: Automatisierte Ultraschallprüfung
der Schweißnaht geschweißter Stahlrohre zum Nachweis von Unvollkommenheiten in Längsund/oder
Querrichtung“
4
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Rohrleitungssysteme für den Transport von Wasserstoff Internationale
Normen (EN 13480, ASME B31.3 und ASME B31.12)
W. Khemakhem, D. Kölbl, Essen
Die beiden bewährten Normen für Industrierohrleitungen ASME B31.3 und DIN EN 13480 werden im direkten
Vergleich mit ASME B31.12 an zwei hypothetischen Projekten verglichen. Für Betreiber, Planer, Auslegung,
Fertigung und Abnahme ist beispielhaft dargestellt, welchen Einfluss die Auswahl der Normen hat.
Zusammenfassung
Die verglichenen Normen sind oberflächlich betrachtet sehr ähnlich. Werden ASME B31.3, ASME B31.12 oder
EN 13480 vollständig angewandt, bekommt der Anwender offenbar eine Leitung, die mit hinreichenden Sicherheitsmargen
ausgelegt und in gewissem Umfang geprüft wurde.
In den Details zeigen sich jedoch gewaltige Unterschiede. ASME B31.3 und EN 13480 sind allgemeine Rohrleitungsnormen,
die für vielfältige Fluide, inklusive Wasserstoff, anwendbar sind, aber jeweils nicht die Besonderheiten
für Druckwasserstoff ansprechen. Dagegen ist die ASME B31.12 ausschließlich für Wasserstoff gedacht.
Sie regelt Industrieleitungen und Überlandleitungen. Im Vergleich der Industrierohrleitungen stellt die
B31.12 Forderungen, die Besonderheiten von Druckwasserstoff, zum Beispiel durch Auslegungskoeffizienten
oder Härtemessungen, berücksichtigen. Bei den anderen Normen müssen die Anwender diese Besonderheiten
kennen und separat spezifizieren. Hinsichtlich Auslegung, Fertigung, Prüfung und Druckprobe werden hier
nur einige der wirklich zahlreichen Unterschiede herausgestellt. Die Anwender sind somit gewarnt, sich wirklich
für die Projekte mit den Normen, aber auch regulatorischen Anforderungen zu befassen. Vor dem Vermischen
der Normen wird jedoch eindringlich gewarnt.
1 Einleitung
Ein Vergleich von Normen ist grundsätzlich unvollständig und immer vom Blickwinkel des Betrachters abhängig.
So ist auch diese Darstellung der Regelwerke „ASME B31.3 Process Piping“, „ASME B31.12 Hydrogen
Piping and Pipelines“ und „DIN EN 13480 Metallische Industrielle Rohrleitungen“ eine Betrachtung ausgewählter
Aspekte. Am Beispiel zweier Werkstoffe soll hier ein Eindruck von den Unterschieden erweckt werden.
Natürlich ist im Rahmen dieses Artikels kein kompletter Vergleich möglich; den würde ohnehin niemand lesen
wollen, er wäre deutlich länger als drei Normen zusammen.
Bevor die Normen verglichen werden können, sind für das betreffende Projekt die Gesetze und Verordnungen
am Ort der Anlage anzuwenden. Dann kommt die Spezifikation durch den Betreiber ins Spiel. Manch ein
Betreiber überlässt alles dem Anlagenbauer, andere Betreiber haben eine genaue Vorstellung von Auslegungskriterien,
Materialien, Komponenten, Prüfungen und Dokumentation. Diese gilt es dann in Einklang mit
den Vorgaben des betreffenden Regelwerks zu bringen. Dabei geht es auch immer um Kosten, um Sicherheit
und um Verantwortung. Hier wird ein erster Eindruck von der Unterschiedlichkeit der Regelwerke vermittelt,
mit ein paar Stärken und Schwächen.
In diesem Artikel geht es übrigens nicht um einen Wettbewerb, sondern um die vergleichende Anwendung
dreier Normen an einem hypothetischen Projektbeispiel. Es wird eine Rohrleitung für 8 MPa Wasserstoffgas,
im ersten Fall bei gemäßigten Temperaturen von -40 bis 100 °C und im zweiten bei 400 °C, durchaus warm,
betrachtet. Bei den angestellten Vergleichen liegt das Augenmerk auf den Geltungsbereichen, den Verantwortlichkeiten,
der Auswahl von Materialien, den Festigkeitskennwerten, der Kerbschlagerprobung (ja, die gibt
es auch in der ASME Welt) sowie den resultierenden Wanddicken und Prüfumfängen. Abnahmen, Druckprobe
und die erforderliche Dokumentation schließen diese kurze Betrachtung ab.
Das Fazit ist: Die drei Normen sind verschieden. Sehr wenigen Gemeinsamkeiten stehen sehr viele Unterschiede
gegenüber. Es bleibt dem Leser überlassen, diese Unterschiede zu bewerten. Es gibt keine prozentualen
Unterschiede von Wanddicke Prüfkosten oder Prüfdruck, die universell gelten können. Der Anlagenbauer
muss sich mit dem Regelwerk beschäftigen, damit gebaut wird, was der Betreiber gebrauchen kann,
damit die Anlage in Betrieb gehen kann, damit die Anlage sicher die Herausforderungen des Fluidtransports
bewältigen kann. Nur genaue Kenntnisse der Stärken und Schwächen von ASME B31.3, B31.12 und EN
13480 erlauben es, im Wettbewerb des internationalen Anlagenbaus mitzumachen, geeignete Zusatzforderungen
festzulegen und sichere Anlagen zu bauen.
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2 Gesetze und Verordnungen
Für industrielle Rohrleitungssysteme gelten je nach Aufstellungsort unterschiedliche gesetzliche Vorgaben. In
der Europäischen Union muss die Druckgeräterichtlinie [3], im Vereinigten Königreich muss die Pressure
Equipment (Safety) Regulation 2016 UK (PESR) [4] und in den USA sowie Kanada müssen jeweils die Kesselgesetze
der einzelnen Staaten, Provinzen oder großen Städte [5] berücksichtigt werden. Dementsprechend
sind die anzuwendenden Regelwerke und allfälligen Zusatzforderungen von Ort zu Ort nicht einheitlich, aber
verbindlich zu beachten.
Im US Bundesstaat Oregon beispielsweise [5] ist im Kesselgesetz vorschrieben, dass die ASME B31.3 verbindlich
für Rohrleitungen eingehalten werden muss. An anderen Orten kann der Betreiber, seine Planungsfirma
oder auch der Hersteller selbst entscheiden, welches Regelwerk für ein Projekt angewandt werden soll,
etwa im Bundesstaat Texas [5]. Hier kann der Betreiber auch B31.12 oder EN 13480 vorgeben, das liegt in
seinem Verantwortungsbereich.
Weder die Druckgeräterichtlinie noch die PESR schreiben die Anwendung der EN 13480 vor. Diese harmonisierte
Norm enthält in ihrem Teil 7 die Anleitung für die Durchführung des Konformitätsbewertungsverfahrens,
das schlussendlich zur CE-Kennzeichnung des Rohrleitungssystems führt. Die Verwendung der ASME Normen
unter der Druckgeräterichtlinie ist entgegen anderslautender Gerüchte nicht verboten, sondern durchaus
gängige Praxis. Die verantwortliche Marktteilnehmer müssen dann freilich die Erfüllung der Wesentlichen Sicherheitsanforderungen
aus der Richtlinie nachweisen und das Konformitätsbewertungsverfahren durchführen.
Das soll aber in dieser Darstellung nicht weiter ausgeführt werden.
3 Geltungsbereiche und Zulassungen
Wir betrachten einige ausgewählte Aspekte der aktuellen ASME B31.3-2022, ASME B31.12-2019 und der
EN13480-2017. Der Zeit entsprechend wenden wir diese Aspekte an einer hypothetischen Wasserstoffrohrleitung
an. Die betrachtete Rohrleitung hat einen Außendurchmesser von 168,3 mm (NPS 6 bzw. DN 150) und
soll für 8 MPa Auslegungsdruck gemäß der jeweiligen Normen dimensioniert werden.
Der Geltungsbereich der ASME B31.3 umfasst Prozess-Rohrleitungen mit über 15 psi oder 105 kPa Auslegungsdruck
und/oder gefährlichen, heißen oder kalten Medien, während die EN 13480 bereits bei mehr als
0,5 bar Druck gilt.
ASME B31.12 dagegen wurde konkret für das Medium Wasserstoff geschrieben. Es gibt keine Untergrenze
hinsichtlich Druck oder Temperatur. Allerdings gibt es Obergrenzen beim Druck. Der Auslegungsdruck darf
15000 psi, etwa 103 MPa, für einige Werkstoffe sogar nur 6000 psi oder 4500 psi, nicht überschreiten.
[6, Fußnoten (a), (2) und (5) der Tabelle GR-2.1.1-1] Für Temperaturen über 1000 °F (538 °C) wird in B31.12
auf die Regeln für „Elevated Temperature Service“ in der ASME B31.3 verwiesen, der Betrieb im Zeitstandbereich
wird in B31.12 pauschal über die Festigkeitskennwerte behandelt [6]. ASME B31.12 beschreibt neben
Industrierohrleitungen auch Überlandleitungen und Flüssiggasrohrleitungen. (Wasserstoff hat bei atmosphärischem
Druck eine Siedetemperatur von -253 °C oder 20K). Überlandleitungen werden in diesem Vergleich
allerdings ausgeklammert, der Leser wird auf den Part „PL“ in der B31.12 verwiesen.
In unserem Beispiel ist die Leitung bei 8 MPa und -40 bis 100 °C bzw. 20 bis 400 °C in den Geltungsbereichen
aller drei Normen enthalten. Bezüglich der Klassifizierung treffen wir jedoch auf völlig verschiedene Ansätze,
Bild 1. Wasserstoffgas ist entzündlich und daher Fluidgruppe 1 (EN) aber „Normal Fluid“ in B31.3. Insofern
wird das Medium Wasserstoff als Gas in der EN 13480 in zweifacher Hinsicht anders behandelt als etwa
flüssiges Pflanzenöl. In der B31.3 gibt es keine Unterscheidung des Aggregatszustandes. Darüber hinaus gilt
Wasserstoff als brennbares, aber nicht toxisches Fluid, als „Normal Fluid Service“. Hinsichtlich der Prüfumfänge
und der Modulauswahl wird das noch eine Rolle spielen.
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DVS 392

Bild 1. Vergleich der Klassifizierungen von ASME B31.3 und EN13480 am Beispiel Wasserstoff, 8 MPa und DN150, daraus
folgt Normal Fluid Service, respektive Kategorie III. [1], [2]
4 Verantwortlichkeiten, Abnahme und Entwurfsprüfung
DIN EN13480 ist eine harmonisierte Norm unter der Europäischen Druckgeräterichtlinie (PED) und daher ideal
für die Erfüllung der PED aufgestellt. Auf der Basis verschiedener Module lässt die PED von der reinen Einzelprüfung
und Fremdabnahme durch eine Notifizierte Stelle bis hin zur produktorientierten Qualitätssicherung
durch den Hersteller unterschiedliche Varianten zu. In der rechten Hälfte von Bild 1 sind die Rohrleitungskategorien
0, 1, 2 und 3 dargestellt, die anhand von Fluid, Fluidgruppe, Druck und Nennweite zugeordnet werden.
Diese Kategorisierung ist deckungsgleich mit der PED.
Eine Rohrleitung nach ASME B31.3, die in der EU in Verkehr gebracht werden soll, müsste derselben Kategorisierung
unterworfen werden, da der gesetzliche Rahmen, durch die PED definiert, ebenfalls erfüllt werden
müsste. Diese Variante soll hier aber nicht weiterverfolgt werden, sondern lediglich der Vergleich der Rohrleitungsnormen.
In ASME B31.3 sind die Verantwortlichkeiten für den Betreiber, den Konstrukteur und den Hersteller klar definiert.
Qualitätssicherung ist als Empfehlung eingefügt. Die ASME B31.12 hat grundsätzlich ähnlich definierte
Verantwortlichkeiten, verlangt aber eine produktorientierte Qualitätssicherung für Entwurf, Herstellung und
Montage [2], [6]. In beiden Normen ist die Abnahme durch den „Owner’s Inspector“ verlangt, der für den Betreiber
die Einhaltung der Regelwerksforderungen zu überprüfen hat. Für diesen „2nd Party Inspector“ werden
Mindestanforderungen hinsichtlich der Erfahrung für die Benennung formuliert. Für den „Designer“, welcher
verantwortlich für den Entwurf ist, sind ebenfalls Qualifikationskriterien definiert. Entwurfsprüfungen sind in
beiden Regelwerken nicht vorgesehen. Je nach Aufstellungsort können aber jeweils durch gesetzliche Anforderungen
solche „Design Reviews“, „Design Appraisals“ oder „Design Registrations“ verbindlich werden.
5 Materialauswahl
EN 13480 erkennt die Auswahl von Material nach harmonisierten Werkstoffnormen, Werkstoffen mit Europäischer
Werkstoffzulassung oder Material nach Herstellerspezifikationen an. Über ein Einzelgutachten (Particular
Material Appraisal) kann im Prinzip für alle Werkstoffe (genormt oder nicht) die Eignung für den speziellen
Anwendungsfall nachgewiesen werden. Dabei sind in der EN13480 Anforderungen hinsichtlich der chemischen
Zusammensetzung und mechanischen Mindesteigenschaften gegeben.
Gemäß der ASME B31.3 sind neben Materialien gemäß der Normen, die im Anhang A gelistet sind, sämtliche
Materialien nach veröffentlichten Materialnormen zulässig. Dem Designer obliegt hier die Verantwortung für
die Auswahl sowie die Überprüfung der Eignung der Materialien. [2]
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ASME B31.12 listet in zwei Tabellen die Werkstoffe auf, denen eine Eignung für Wasserstoff zugeschrieben
wird, die Festigkeitskennwerte sind für diese Werkstoffe bereits in Table IX-1 hinterlegt. Alle anderen genormten
Materialien können eingesetzt werden, wenn ihre Eignung bewiesen wird. Auch hier obliegt die Auswahl
dem „Designer“, der für den Entwurf verantwortlich zeichnet. [6]
Als Basis für den im Rahmen dieser Veröffentlichung angestellten Vergleich wurden die gängigen ASTM
„Pipe“-Materialien A106 Gr. B und A312 TP 304 sowie die EN-Materialien EN10216-2 P235GH und EN10216-
5 X5CrNi18 10 (1.4301) ausgewählt. In den Tabellen 1 und 2 sind die zulässigen Festigkeitskennwerte aus
den betrachteten Regelwerke für die genannten Materialien zusammengefasst.
Die ASME und EN Normen haben jeweils leicht unterschiedliche Konzepte, wie die zulässigen Spannungen
im Material bestimmt werden. Beim Vergleich der C-Stähle fällt der Unterschied recht gering aus (Tabelle 1),
aber bei den austenitischen Edelstahlbeispielen sind die zulässigen Spannungen nach EN 13480 trotz der
höheren Streckgrenzen erheblich geringer, die Resultate für 400 °C Betriebstemperatur sind in Tabelle 2 jeweils
dargestellt.
Tabellen 1&2. Beispiele für Materialien und Festigkeitskennwerte von C-Stählen und austenitischen Edelstählen (unten)
6 Auslegung und Berechnung
Bei den Regelwerken, die hier verglichen werden, sind die Auslegungskonzepte mittels Berechnungsformeln
jeweils vergleichbar, jedoch in den Details verschieden. In der Praxis wird sich der Hersteller mit den jeweils
zutreffenden Formeln beschäftigen müssen und dann die erforderlichen Berechnungen erstellen. Auf die einzelnen
Formeln einzugehen würde hier zu weit führen. Wir haben allerdings jeweils eine DN150 Leitung für
8
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8MPa Auslegungsdruck gerechnet. Die ermittelten Mindestwandstärken für je zwei Beispiele sind in Bild 2
dargestellt. Während für 100 °C und C-Stahl die Unterschiede sehr gering ausfallen, sind aufgrund der verschiedenen
Berechnungskennwerte die Ergebnisse für eine austenitische Rohrleitung sehr verschieden.
An dieser Stelle ist noch anzumerken, dass die ASME B31.12 für Hochdruckwasserstoff bei nicht-austenitischen
Stählen einen Beiwert einführt, der in die Berechnung einfließt. Dieser Beiwert Mf führt bei hohen Drücken
und hohen Materialfestigkeiten zu einer erheblich größeren Wanddicke als nach den anderen betrachteten
Normen. Immerhin wird damit der mögliche Einfluss von Wasserstoff bei hohem Druck mit in die Auslegung
eingebracht. Die Verfasser halten das für eine Stärke der B31.12. Tabelle 3 zeigt die Berechnung, der Faktor
von 0,99 bei 8MPa Druck hat noch keinen erheblichen Einfluss auf das Ergebnis.
Tabelle 3. Berechnungsbeispiele für C-Stahl
B36.10
6NPS, DN150, 8MPa, Wasserstoffleitungen
SCH 160 SCH XS (80) SCH STD Min.
9,6
6,22
15,98
EN, 1.4301, 400°C
B31.12, 304, 400°C
B31.3, 304, 400°C
EN, P235 GH, 100°C
B31.12, A106B, 100°C
B31.3, A106B, 100°C
7,71
6,11
6,11
4,95
4,82
4,77
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Bild 2. Vergleich der berechneten Mindestwanddicken (mm) für Rohrleitungen nach ASME B31.3, B31.12 und EN13480
DVS 392 9

7 Prüfung und Druckprobe
Im Hinblick auf Fertigung, Schweißen, Wärmebehandlung und Toleranzen sind vielfältigen Unterschiede zwischen
den drei verglichenen Normen erkennbar. An dieser Stelle würde eine Auflistung der Details den Rahmen
sprengen. Die Anwender sollen bitte unbedingt die Norm genau lesen, die im Projekt spezifiziert ist. Die
Hoffnung, es werde schon keine großen Unterschiede geben, wird auf jeden Fall enttäuscht. Die Unterschiede
gehen zum Teil bis hin zur Unvereinbarkeit.
ASME B31.12 hat als wirkliche Besonderheit viele bekannte Probleme von Wasserstoff als Medium in den
Fertigungsparagrafen berücksichtigt. Abzweige erfordern volltragende Anschlüsse, Vorwärmung vor dem
Schweißen oder Glühen von kalt umgeformten Bereichen sind schöne Beispiele, wie der Anwender hier vor
Problemen bewahrt wird. In B31.3, aber auch EN 13480, müssen viele dieser Besonderheiten für Druckwasserstoff
noch separat bei der Auslegung spezifiziert werden. Damit gehen immer Risiken und Mehrkosten
einher, auf jeden Fall aber besondere Prüfpunkte bei der Abnahme der Rohrleitungen.
Im Hinblick auf die geforderte zerstörungsfreie Prüfung sind ebenfalls erhebliche Unterschiede zwischen den
Normen festzustellen. Für unsere Beispiele zeigt Bild 3 die jeweiligen Prüfumfänge an Sichtprüfung (VT), volumetrischer
(RT/UT), Oberflächenrissprüfung (PT/MT) und Härtemessungen (HT). Letztere machen einen
erheblichen Unterschied bei den Prüfkosten für Rohrleitungen aus nicht-austenitischen Werkstoffen unter
ASME B31.12 aus. In unserem Projektvergleich wurden symbolische Prüfkosten definiert; natürlich sind im
Projekt viele Einflussfaktoren festzustellen, die wir hier außer Acht gelassen haben.
Die Leser seien jedoch gewarnt, alle Normen haben ihre Besonderheiten hinsichtlich der Personalqualifikation,
Prüfanweisungen, Beleuchtungsbedingungen und Akzeptanzkriterien. VT ist nicht gleich VT in einer anderen
Norm, wir gehen an dieser Stelle aber nicht auf die Einzelheiten ein.
€5.000
€4.500
€4.000
€3.500
€3.000
€2.500
€2.000
€1.500
€1.000
€500
€-
Prüfkosten Musterleitung
120 Nähte
CS 100°C 304 400°C
ASME B31.3 EN13480 ASME B31.12
Norm
EN13480
Kat. III
bei e n
> 15
mm
ASME B31.3
Normal Fluid
341.4.1
ASME B31.12
Hydrogen IP
über #150
Umfangsnähte
(Rund und
Gehrung)
100%VT
10%RT/UT
VT 100%
RT or UT 5%
(oder 344.7)
VT 100%
RT/UT 10%
HT: 20%
(nicht P 8)
Stutzen
VT 100%
MT/PT 10%
UT/RT 10%
VT 100%
VT 100%
PT/MT:
20%
HT: 20%
(nicht P 8)
Bild 3. Vergleich der Prüfumfänge für Rohrleitungen nach ASME B31.3, B31.12 und EN13480 und ein Beispiel für Prüfkosten
an zwei Projekten mit je 100 Rund- und 20 Abzweignähten, CS steht hier für A106B/P236GH und 304 für
A312TP304/1.4301. Die Härteprüfungen der B31.12 begründen einen erheblichen Unterschied. In P-No. 8 sind austenitische
Edelstähle zusammengefasst.
Auch hinsichtlich der Schluss- und Druckprüfung sind die verglichenen Normen durchaus unterschiedlich.
Bild 4 zeigt die Ermittlung der Prüfdrücke und jeweils die Ergebnisse für unsere Beispielprojekte. Zwischen
B31.3 und B31.12 zeigen sich hier keine Unterschiede. Bei der austenitischen Variante für 400 °C beträgt der
Prüfdruck dann ca. 15,5 MPa, etwa den doppelten Auslegungsdruck. In dieser Variante beträgt der Prüfdruck
nach EN 13480 dann fast 20 MPa. Dagegen ist der Unterschied für die Leitungen aus Kohlenstoffstahl für
100°°C nicht wirklich erheblich. Ein interessantes Resultat.
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Bild 4. Prüfdrücke der Beispielprojekte. In schwarz die Rohrleitung aus A-312TP304/1.4301 für 400 °C, in blau das Projekt
für 100 °C aus A106 B / P235GH. Alle Beispiele für 8MPa Auslegungsdruck berechnet.
Schrifttum
[1] DIN EN 13480: 2017 – Teil 1 bis Teil 8, Beuth Verlag, Berlin, 2017
[2] ASME B31.3-2022: Process Piping, Hrsg: ASME, New York, 2023
[3] Europäische Druckgeräterichtline (PED): 2014/68/EU. 2014. Druckgeräterichtlinie. s.l.: Amtsblatt der Europäischen
Union, 2014.
[4] Pressure Equipment Safety Regulation (PE(S)R), https://www.hse.gov.uk/pressure-systems/pesr.htm,
31.10.2023
[5] National Board Synposis: www.nationalboard.org/ViewAllSynopses.aspx, 31.10.2023
[6] ASME B31.12-2019: Hydrogen Piping and Pipelines, Hrsg: ASME, New York, 2019
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Umstellung von Erdgasröhrenspeichern auf die Nutzung mit
Wasserstoff
G. Stadie, C. Mayer, Köln
Neben der Umstellung von Gastransportleitungen und Gasverteilnetzen stellt sich im Rahmen der Dekarbonisierung
auch die Frage, ob die bestehenden Erdgasspeicher auch eine weitere Verwendung finden können.
Im Rahmen dieses Papers werden anhand eines Erdgasröhrenspeichers die Möglichkeit und die notwendigen
Schritte für eine Umstellung auf die Speicherung von Wasserstoff erörtert.
1 Einleitung
Vor dem Hintergrund der Dekarbonisierung der Energieversorgung ist neben dem Ausbau der erneuerbaren
Energien auch der Ausbau einer Wasserstoffinfrastruktur vorgesehen [1]. Beim geplanten Ausbau der Windund
Photovoltaikstromerzeugung sind größere Speicherpotentiale erforderlich, da die Energieerzeugung mit
Hilfe von Wind und Sonnenenergie naturbedingt Schwankungen unterliegt. Um ein Herunterregeln der erneuerbaren
Energiegewinnung zu vermeiden, kann beispielsweise die Energie zur Erzeugung von Wasserstoff
genutzt werden. Wenn dieser nicht direkt genutzt werden kann, muss er zwischengespeichert werden. Dazu
könnten ggf. bereits bestehende Gasspeicher genutzt werden.
Tendenziell lassen sich die aktuellen Erdgasspeicher in drei Kategorien einteilen: Kavernenspeicher, Porenspeicher
und Röhrenspeicher. Kavernen- und Porenspeicher sind Untertagespeicher und werden für die Langzeitspeicherung
von Erdgas verwendet. Erdgasröhrenspeicher bestehen aus eingeerdeten parallel-mäanderförmig
aneinandergereihten Rohrleitungen. Sie werden im Wesentlichen für kurzfristige Lastspitzenabdeckung
verwendet, da ihr Inhalt schnell und in großem Maß verfügbar ist. Die Eignung dieser Röhrenspeicher für die
Verwendung mit Wasserstoff wird in den folgenden Kapiteln näher betrachtet.
2 Änderungen durch die Änderung des Betriebsmediums
Für das Vorgehen bei der Änderung des Betriebsmediums von Erdgas auf Wasserstoff bestehen gut regelte
Abläufe für Transportleitungen [2] und Verteilnetze [3]. Für Röhrenspeicher, die im Wesentlichen aus Rohren
bestehen, kann analog vorgegangen werden. Jedoch unterscheiden sich die auftretenden Belastungen und
Randbedingungen eines Röhrenspeichers von den Betriebsparametern einer typischen Transportleitung. Bei
der Speicherung ist eine deutlich höhere Anzahl von Lastwechseln anzunehmen, die aus dem Bestreben einer
möglichst wirtschaftlichen Nutzung des Speichers resultiert. Um diesem Rechnung zu tragen, wird z. B. eine
Rissfortschrittsberechnung, siehe Kapitel 4, durchgeführt.
Um den Anforderungen insbesondere auf den mechanischen Zustand des Speichers gemäß BetrSichV [4]
gerecht zu werden, müssen hier zusätzlich die mit Wasserstoff einhergehen könnenden Schädigungsmechanismen,
wie Risswachstum durch geeignete Prüfkonzepte, berücksichtigt werden. Für eingeerdete Röhrenspeicher
muss daher im Rahmen der Prüfung der Umstellung auch ein geeignetes Prüfkonzept erstellt werden.
Durch die Erdverlegung müssen für die äußere Prüfung gemäß BetrSichV Ersatzmaßnahmen definiert werden.
Da die verbauten Rohrbögen eine innere Prüfung mittels UT oder MFL-Inspektionsmolch meistens verhindert,
müssen auch hier Ersatzmaßnahmen definiert werden, um potenzielle Schadensentwicklungen rechtzeitig
erkennen zu können.
3 Materialeignung für Wasserstoff
Bei den typischerweise eingesetzten Stählen in Röhrenspeichern besteht potenziell die Gefahr einer Versprödung
des Materials und damit eines beschleunigten Risswachstums. Dies ist sowohl bei der Eignung der
Werkstoffe also auch bei der bruchmechanischen Bewertung, siehe Kapitel 4, zu berücksichtigen.
Für die Bewertung der Eignung der Werkstoffe enthält z. B. AD 2000 S2 Informationen [5]. Hier ist allerdings
der Anwendungsbereich auf Werkstoffe mit einer Mindeststreckgrenze bis 500 MPa beschränkt. Da aber auch
Röhrenspeicher aus Rohren mit größeren Streckgrenzen, z. B. X80/L555, existieren, muss auf andere Mittel
zur Werkstofftauglichkeit zurückgegriffen werden. Viele Werkstoffe wurden bereits im Forschungsvorhaben
SyWest H2 [6] des DVGW untersucht. Der Forschungsbericht kann als Erkenntnisquelle für die am häufigsten
verwendeten Stähle herangezogen werden. Bei unzureichender Informationslage über die Werkstoffe sind die
notwendigen Werkstoffkennwerte experimentell unter Wasserstoffatmosphäre zu ermitteln, um die Eignung
des Werkstoffes nachzuweisen. Hierbei ist es von Vorteil, wenn Material z. B. aus der Bauphase noch vorhanden
ist.
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4 Bruchmechanische Bewertung
Die bruchmechanische Bewertung soll zeigen, ob in dem betrachteten Bauteil Risswachstum auftreten kann
und falls dieses der Fall sein sollte, wie viele Lastwechsel bis zum Versagen möglich sind. Vor allem das
Zusammenspiel von Material, Speichermedium und Betriebslastwechselhäufigkeiten ist für eine Abschätzung
der sicheren Betriebsdauer von großer Wichtigkeit. Des Weiteren ist es im speziellen Fall von eingeerdeten
Erdgasröhrenspeichern sinnvoll, die auftretenden Spannungen rechnerisch zu erfassen, da so auch Stellen
identifiziert werden können, die z. B. im Zuge der wiederkehrenden Prüfungen sinnvoll überwacht werden
könnten.
4.1 FE-Analyse des Spannungszustands
Für die bruchmechanische Bewertung müssen möglichst detaillierte Informationen über den Spannungszustand
vorliegen. Im Gegensatz zu Gastransportleitungen sind die Spannungszustände komplexer, da sich z.
B. im Bereich von Böden (Krempe) und Stutzen mehrachsige Spannungszustände einstellen (Bild 1). Die
genauen Spannungsverläufe unter Berücksichtigung aller Lasten sollten mittels Finite-Elemente-Berechnungen
ermittelt werden. Die einzelnen Spannungsanteile können dann zur Berechnung des Spannungsintensitätsfaktors
genutzt werden. Es bietet sich z. B. bei komplexen Belastungszuständen auch an, den Spannungsintensitätsfaktor
direkt mit FE zu bestimmen und als Eingangsgröße für bruchmechanische Bewertungen zu
verwenden. Für die Analyse von potenziellen Rissen im Schweißnahtbereich sollten auch Schweißeigenspannungen
– als Sekundärspannungen – mitberücksichtigt werden, siehe auch Zerbst, U.[7]
Bild 1. Exemplarischer Verlauf der von Mises-Vergleichsspannung im Bereich eines Stutzens und eines Bodens
4.2 Rissfortschrittsberechnung
Für die Berechnung muss die Geometrie des Anfangsfehlers angenommen. Wenn vorhanden, können ermittelte
Fehler aus der Zustandsbewertung der Anlage verwendet werden. Andernfalls müssen sinnvolle Annahmen
getroffen werden: Es können z. B. auf die bei der Errichtung zugrunde gelegten Normen zurückgegriffen
und die dort angegebenen maximal zulässigen Schweißnahtfehlerabmessungen verwendet werden.
Eine vollständige erneute zerstörungsfreie Prüfung eines Erdgasröhrenspeichers ist nicht möglich, da in der
Regel keine Molchbarkeit gegeben und ein Freilegen des gesamten Speichers im Regelfall unwirtschaftlich
für die Projektumsetzung ist.
Gemäß DVGW G464 [8] können für die bruchmechanische Analyse rissartige Fehler auf der Rohrinnenseite
mit einer Tiefe von 5 % bzw. 10 % der Wanddicke und einer Länge von 50 mm angesetzt werden.
Mit den Abmessungen des Anfangsfehlers, den Abschätzungen der Spannungszustände aus der FE- Analyse
und dem angestrebten zukünftigen Lastkollektiv für die Gesamtanlage kann die Berechnung durchgeführt werden.
Im Folgenden werden anstelle des Kollektives zur Vereinfachung nur Volllastwechsel betrachtet.
In Bild 2 ist das Ergebnis einer Rissfortschrittsberechnung bis zur kritischen Risstiefe akrit für den Fall Speicherung
von Wasserstoff (blau) bzw. Speicherung von Methan (orange) dargestellt. Es wurden folgende Parameter
verwendet:
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Tabelle 1. Berechnungsparameter – Beispiel Rohrleitung
Größe:
Verwendeter Wert
Außendurchmesser
DN1400
Wanddicke
21,6mm
Material
X80
Volllastwechsel
0 bar – 100bar
Rissgeometrie
Halbelliptischer innenliegender Oberflächenriss
Anfangsrisstiefe
a=1mm
Anfangsrisslänge
2c=50mm
Bild 2. Risswachstum bei Volllastwechseln von 0 bis 100 bar
Unter Luft / Methanatmosphäre (orangefarbige Linie in Bild 2) tritt hier kein Risswachstum auf und die kritische
Risstiefe wird somit nicht erreicht. Unter Wasserstoffatmosphäre (blaue Linie in Bild 2) wird die kritische Risstiefe
von 6,8 mm nach 354 Volllastwechseln erreicht. Dabei ist zu beachten, dass das in DVGW G 464 vorgeschlagenen
Bewertungsverfahren eine maximal zulässige rechnerische Risstiefe von 4,5 mm ergibt. Damit
wird die zugehörigen zulässige Lastwechselzahl von 319 bestimmt. Nach 1/5 dieser Lastwechselzahl ist gemäß
DVGW G464 Regelwerk eine Überprüfung erforderlich. Das bedeutet in diesem Fall nach hier ca.
63 Lastwechseln. Dieses wäre für den Betrieb des Röhrenspeichers vermutlich nicht wirtschaftlich. Daher wird
im Folgenden der Einfluss der unteren Entleerungsgrenze untersucht.
Wenn der Speicher nicht bis 0 bar, sondern nur bis zu einem minimalen Druck pmin entleert wird, erhöht sich
die zulässige Lastspielzahl und auch das entsprechende Prüfintervall (Bild 3). Gleichzeitig reduziert sich damit
allerdings das effektiv nutzbare Speichervolumen, was für die wirtschaftliche Nutzung des Speichers für den
Betrieb mit Wasserstoff zu berücksichtigen ist.
Bild 3. Zulässige Lastwechsel als Funktion des minimalen Betriebsdrucks bei einem maximalen Druck von 100 bar
(10MPa).
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Es zeigt sich, dass wenn man anstelle einer Entleerung auf 0 bar, eine Entleerung auf 40 bar durchführen
wurde, sich die Lastspielzahl von 319 auf über 3000 erhöht.
4 Fazit
Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass eine Speicherung von Wasserstoff als Spitzenlastabdeckung
sowie als Ausgleich für die volatile Energiegewinnung durch Wind- und Sonnenenergie notwendig ist.
Herausforderungen stellen sich bei Nutzung der bisherigen Erdgasspeichersystemen, wie dem hier betrachteten
Röhrenspeicher. Hierbei spielen einerseits die Betriebsweise und die daraus resultierenden Lastwechsel
eine Rolle und anderseits die Herausforderungen bei der Bewertung des aktuellen Ist-Zustandes (z. B. Anfangsrissgeometrie).
Um fundierte Aussagen über die Lebensdauer eines Erdgasröhrenspeichers unter Verwendung von Wasserstoff
zu treffen, kann die Bruchmechanik herangezogen werden. Durch Zuhilfenahme von FE-Berechnungen
können kritische Stellen und deren Spannungszustände ermittelt werden und als Eingangsgröße für Risswachstumsrechnung
verwendet werden. Zusätzlich sind die wasserstoffspezifischen Materialparameter von
essenzieller Bedeutung.
Während bei Rohrleitungen oftmals eine intelligente Molchung das Mittel der Wahl ist, um die IST-Zustandsanalyse
zu untermauern, sind erdverlegte Erdgasröhrenspeicher nicht für diese Untersuchungsmethode
geeignet. Je nach geplantem Betriebsmodus des Speichers müssen jedoch Fehler und Defekte an den
verlegten Rohrleitungen ausgeschlossen werden, damit erstens die Berechnungen auf richtigen Annahmen
beruhen und zweitens ein sicherer Betrieb über einen festgelegten Zeitraum gewährleistet werden kann.
Hierzu ist es erforderlich, ein Prüfkonzept zu entwickeln, das dieses berücksichtigt.
Schrifttum
[1] Europäische Kommission: „Fit für 55“: auf dem Weg zur Klimaneutralität – Umsetzung des EU‐Klimaziels
für 2030, COM (2021) 550 final, 14.07.2021
[2] DVGW: Umstellung von Gashochdruckleitungen aus Stahlrohren für einen Auslegungsdruck von mehr
als 16 bar für den Transport von Wasserstoff, Technischer Hinweis – Merkblatt DVGW G 409, 2020
[3] DVGW: Umstellung von Gasleitungen aus Stahlrohren bis 16 bar Betriebsdruck für die Verteilung von
wasserstoffhaltigen methanreichen Gasen und Wasserstoff, Technische Regel – Merkblatt DVGW
G 407, 2022
[4] Bundesministerium für Justiz, Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der Verwendung
von Arbeitsmitteln (Betriebssicherheitsverordnung - BetrSichV) Anhang 2 Abschnitt 4 Druck
[5] TÜV Verband: Berechnung auf Wechselbeanspruchung, AD2000-Merkblatt S2, 2012
[6] Steiner, M.; Marewski, U.; Silcher H.: DVGW-Projekt SyWeSt H2: Stichprobenhafte Überprüfung von
Stahlwerkstoffen für Gasleitungen und Anlagen zur Bewertung auf Wasserstofftauglichkeit, Forschungsbericht
G 202006, DVGW, 01/2023
[7] Zerbst, U.: Application of fracture mechanics to welds with crack origin at the weld toe—a review. Part 2:
welding residual stresses. Residual and total life assessment, Welding in the World, 2020
[8] DVGW: Bruchmechanisches Bewertungskonzept für Gasleitungen aus Stahl mit einem Auslegungsdruck
von mehr als 16 bar für den Transport von Wasserstoff, Technischer Hinweis – Merkblatt DVGW
G 464, 2023
DVS 392 15