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Im Hinblick auf die Bewertung der Wirtschaftlichkeit kann die Herangehensweise an deren grundsätzliche Einschätzung verallgemeinert werden. Es soll von folgender Grundsituation ausgegangen werden: Es steht die Errichtung bzw. grundhafte Erneuerung einer GDRA bzw. der Vorwärmanlage an. Diese könnte konventionell erfolgen. Das heißt, in aller Regel würde die Vorwärmanlage mit einem Gas-Heizkessel ausgestattet. Die Vorwärmung erfolgt dann nicht CO2-frei. Alternativ dazu wäre es möglich, die GDRA so zu konzipieren, dass der Betrieb der Anlage weitestgehend oder vollständig CO2-frei realisiert werden kann. Das führt im Allgemeinen zu höheren Investitionskosten bei zumeist deutlich niedrigeren Kosten im Betrieb der Anlage, da Brennstoffkosten und Zahlungen für CO2-Emissionen vermieden werden.
Letztlich müssen die lebenszyklusbasierten Kosten möglicher Varianten bestimmt und vergleichend gegenübergestellt werden. Die Wirtschaftlichkeit einer CO2-freien GDRA ist dann gegeben, wenn der Barwert der Lebenszykluskosten der CO2-freien GDRA den Barwert dieser Kosten der konventionellen Anlage nicht überschreitet. In den Barwerten wären sowohl die kapitalgebundenen als auch die bedarfs- und betriebsgebundenen Kosten finanzmathematisch korrekt abzubilden. Methodisch soll auf VDI 2067 [40] bzw. VDI 6025 [41] zurückgegriffen werden; siehe zudem DIN EN 17463 [42]. Finanzmathematisch sinnvolle Verfahrensweisen wurden in [43] bzw. in [14] erläutert. Diese „Handwerkszeuge“ werden im Folgenden genutzt.
Zunächst sollen die Kosten für die Errichtung und den Betrieb einer konventionellen GDRA angeschrieben werden. Es wird davon ausgegangen, dass der Energiebedarf für die Gasvorwärmung QVW,a bekannt ist. Der rechnungswirksame Jahresbrennstoffbedarf für die Gasvorwärmung ergibt sich dann gemäß Gl. (17):
In Gl. (17) wurden die Nutzungsgrade für die Wärmeerzeugung (WE), die Wärmeverteilung (V) und den Gasvorwärmer (Wärmeübertrager, WÜ) berücksichtigt.
Auf der Grundlage des Jahresbrennstoffbedarfs lässt sich entsprechend die Masse an jährlich emittiertem Kohlenstoffdioxid ermitteln, wenn man den CO2-Emissionskoeffizienten des verwendeten Brennstoffs kennt:
Für den Brennstoff Erdgas beträgt der CO2-Emissionskoeffizient (siehe z. B. [45]):
Mit Hilfe dieser Größen lassen sich die jährlichen Brennstoffkosten und die jährlichen Zahlungen für CO2-Emissionen in Preisen von heute (Zeitpunkt „0“) ermitteln:
Was die Preise für den Brennstoff und die CO2-Emissionen betrifft, müssen entsprechende Annahmen getroffen werden. Gegenwärtige Brennstoffpreise sind sicher stets erhebbar, was entsprechende Annahmen zu CO2-Preisen angeht, bestehen gegebenenfalls größere Unsicherheiten. Diese wurden u.a. in [46] diskutiert. Künftige Veränderungen der gegenwärtigen Preise werden später mit Hilfe der sog. Diskontierungssummenfaktoren in die Wirtschaftlichkeitsrechnung eingepflegt. Es wird davon ausgegangen, dass die Herstellkosten einer konventionellen GDRA (Ikonv.) abgeschätzt und somit als bekannt vorausgesetzt werden können. Die jährlichen Kosten für Wartung und Instandhaltungen sollen in Anlehnung an VDI 2067 als Anteil an den Herstellkosten (fWI) fixiert werden:
Der Barwert für die Errichtung und den Betrieb einer konventionellen GDRA lässt sich dann wie folgt anschreiben:
Setzt man die Gln. (17)/(18)/(20)/(21)/(22) sukzessive in Gl. (23) ein und fasst entsprechende Terme zusammen, ergibt sich:
Sonstige Kosten wurden vernachlässigt. Bei der Nutzung der o. a. Berechnungsgleichungen ist auf die Verwendung in sich konsistenter Einheiten zu achten.
Möchte man anstelle des Barwertes eher die durchschnittlichen jährlichen Kosten („Annuitäten“) ausweisen, dann gilt einfach:
Die Diskontierungssummenfaktoren dj müssen für den jeweiligen Zahlungsstrom j entsprechend mit der jeweils zutreffenden durchschnittlichen jährlichen Teuerungsrate ej im Betrachtungszeitraum n berechnet werden:
Der Annuitätenfaktor a lässt sich global für alle Zahlungen einheitlich gemäß Gl. (27) ermitteln:
In den Gln. (26)/(27) bezeichnet i die vom Investor erwartete (kalkulatorische) Verzinsung des eingesetzten Kapitals. Diese Verzinsungserwartung ist stets projektbezogen festzulegen und spiegelt natürlich die jeweilige Kapitalmarktsituation, aber auch regulatorische Randbedingungen wider.
Nunmehr sollen die entsprechenden Kostengrößen für eine CO2-freie GDRA notiert werden. Es ist insbesondere zu beachten, dass sich durch die gezielte Substitution fossiler Brennstoffenergie für die Gaserwärmung die entsprechenden Zahlungen reduzieren. Der Anteil der regenerativ bereitgestellten Vorwärmenergie dQ,ern. muss bei der Berechnung der Brennstoffkosten entsprechend berücksichtigt werden. Das gilt sinngemäß auch für die Ermittlung der CO2-Kosten. Für den monetär wirksam werdenden Brennstoffanteil gilt dann:
Letztlich gilt für den Barwert der CO2-freien GDRA Gl. (29):
Eine CO2-freie GDRA wäre im Vergleich zur konventionellen GDRA immer dann (ggf. gerade noch) wirtschaftlich, wenn gilt:
Ist der Barwert der Kosten für die CO2-freie GDRA kleiner als der Barwert der Kosten der konventionellen GDRA, dann ist die CO2-freie GDRA wirtschaftlicher als die konventionelle.
Sind beide Barwerte gleich, dann wären beide Anlagenkonzepte wirtschaftlich formal gleichwertig. Man würde hier sicherlich dennoch die CO2-freie Lösung als technologisch und ökologisch nachhaltiger bevorzugen. Andernfalls wäre eine konventionelle Anlage vorzuziehen.
Es soll versucht werden, auf dieser Grundlage ein praktikables Kriterium zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit abzuleiten. Es ist klar, dass die erforderliche Mehrinvestition für eine CO2-freie GDRA ΔICO2-frei aus der Einsparung bei den Brennstoff- und CO2-Kosten zu erwirtschaften ist. Die erhöhten Herstellkosten können einerseits als Mehrinvestition erfasst
oder als Vielfaches bezogen auf die Herstellkosten der konventionellen Anlage angesetzt werden:
Somit ist:
Formal lassen sich Gl. (31) und Gl. (33) gleichsetzen:
Auf dieser Grundlage gelten auch folgende Zusammenhänge, die später Verwendung finden:
Für die weiteren Ableitungen ist es sinnvoll, folgende Schreibvereinfachungen zu verabreden:
Setzt man nunmehr die Barwerte der Lebenszykluskosten der konventionellen und der CO2-freien GDRA gleich, lässt sich das kritische Herstellkostenverhältnis φCO2-frei bestimmen, das nicht überschritten werden darf, wenn die CO2-freie GDRA wirtschaftlich im Vergleich zur konventionellen Anlage sein soll. Mit den gewählten Abkürzungen gilt für Bkonv. = BCO2-frei:
Stellt man Gl. (39) nach dem Herstellkostenverhältnis um, ergibt sich in der gewählten Schreibweise:
Notiert man diesen Zusammenhang wieder ausführlich, ohne Schreibvereinfachungen, dann ergibt sich der folgende Zusammenhang:
Beachtet man Gl. (34), folgt unmittelbar:
Stellt man diese Gleichung nach der zulässigen Mehrinvestition ΔICO2-frei um, ergibt sich folgender Zusammenhang:
Ein weiterer Zuschnitt wäre möglich, wenn man Gl. (5) beachtet. Dann gilt folgende, leichter auswertbare Notation:
Für die Interpretation der Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnungen ist es nützlich zu vermerken, dass Gl. (43) auch wie folgt formuliert werden kann:
Die angenommen Basisdaten für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen wurden in Tabelle 3 zusammengestellt. Die Verfasser haben sich bemüht, „vernünftige“ Annahmen in Bezug auf Preise bzw. Betrachtungszeiträume zu wählen und stets bestehende Unsicherheiten durch Varianten, um einen Base Case herum, abzubilden. Preisannahmen sind stets diskutabel und immer auf den jeweiligen Zeitpunkt der durchgeführten Wirtschaftlichkeitsbewertung abzustellen. In gewissem Maße sind diese auf den jeweiligen Untersuchungszeitpunkt bezogen. Die Verfasser haben sich an den gegenwärtigen Preisdaten für Erdgas gemäß [44] orientiert. Das ist bei der unmittelbaren Nutzung der Angaben gemäß Tabelle 4 bis Tabelle 6 jeweils zu beachten.
Als Betrachtungszeitraum wurde hier 20 Jahre gewählt. Das berücksichtigt zum einen, dass regulierte Netzbetreiber GDRA über 45 Jahre (Gebäude und Gastechnik) abschreiben, Nebenanlagen, wie die Gasvorwärmung, jedoch mit 15 Jahren Abschreibungszeitraum belegt sind und zum zweiten, dass mit dem Jahre 2045 eine vermeintliche Deadline für die Erdgasinfrastruktur formuliert worden ist. Mit der Maßgabe n = 20 a für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen wurde eine konservative Herangehensweise gewählt, ingenieurmäßig gedacht, wurde die „sichere Seite“ gewählt. Primäres Ziel der Verfasser ist es, belastbare, einigermaßen verallgemeinerbare Einschätzungen zur grundsätzlichen Wirtschaftlichkeit von CO2-freien GDRA-Konzepten abzuleiten. Das sollte auf der Grundlage der hier gewählten Parameter möglich sein.
In den nachfolgenden Tabellen (siehe Tabelle 4 bis Tabelle 6) wurde versucht, für ausgewählte typische Parameterkonstellationen die akzeptierbare Mehrinvestition in eine CO2-freie Lösung abzuschätzen.
Es erweist sich nach Einschätzung der Verfasser, dass die verfügbaren Investitionsbudgets zur Deckung der erforderlichen Mehrinvestitionen für CO2-freie GDRA im Vergleich zu konventionellen in aller Regel ausreichend hoch sind, um CO2-freie Anlagenkonzepte wirtschaftlich erfolgreich umzusetzen. Das gilt sowohl unter den Annahmen des Base Case, aber auch für hinreichend pessimistische Prämissen.
Hierbei spielen die eingesparten Brennstoffkosten die entscheidende Rolle, gegenwärtige und künftige CO2-Kosten sind namhaft, jedoch (noch) nicht entscheidend für die Wirtschaftlichkeit der CO2-freien Anlagenkonzepte. Je größer die nominelle Vorwärmleistung und je höher deren Auslastung, desto wirtschaftlich attraktiver ist eine Umstellung der Anlagen hin zum Betrieb mit vorzugsweise erneuerbarer Prozesswärme. Zwischen den Grundkonzepten „Wirbelrohr-GDRA mit Luft-Gas-Wärmeübertrager“ und „Energierückgewinnung mit Gas-Expansionsmaschinen und elektromotorisch angetriebenen Wärmepumpen“ können bei der Beurteilung der wirtschaftlichen Attraktivität keine systematischen Unterschiede festgestellt werden.
Für die Wahl des jeweiligen Anlagenkonzepts dürften jeweils ingenieurtechnische Überlegungen ausschlaggebend sein. Selbstverständlich werden auch Fragen der Förderung von energieeffizienten Anlagenkonzepten, der künftigen Bewertung von CO2-Vermeidungsmaßnahmen, der Nutzung von Abwärme bzw. der Energierückgewinnung mit Hilfe von Gasexpansionsanlagen als generell sinnfällige energiewirtschaftliche Vorgehensweise, ggf. in neuen Geschäftsmodellen, bei der Abwägung von Anlagenkonzepten zur Gasdruckminderung eine Rolle spielen.
Teil 1 und 2 dieser Beitragsreihe können Sie hier und hier nachlesen. Der vierte und letzte Teil "Energiewirtschaftliche Nebenbetrachtung" folgt in gwf Gas + Energie, Ausgabe 04/2025.
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Auf der Grundlage der diskutierten möglichen Prozessverläufe soll nunmehr erörtert werden, auf welche Weise die Prozesswärme zur Gasvor- bzw. -nachwärmung bereitgestellt werden kann. Das erfolgt in aller Regel am Beispiel des isenthalpen Drosselprozesses, kann dann aber stets auch auf Schaltungen mit Gasexpansionsmaschinen bzw. Wirbelrohren übertragen werden.
Als Referenzsystem dient die übliche Schaltung gemäß Bild 12. Die Wärmerzeugung erfolgt hier über einen (erd-)gasbefeuerten Heizkessel, der typischerweise mit Erdgas betrieben wird. Zurzeit werden für den Neubau von GDRA Brennwertkessel verwendet, im Bestand können das aber auch Standard- bzw. Niedertemperaturkessel sein.
Üblicherweise werden bei solch einfachen Lösungen ausschließlich konventionelle Heizkessel als Wärmerzeuger verbaut. Grundsätzlich wäre aber eine solare Unterstützung durch solarthermische Anlagen (Solarkollektoren) möglich [4]. An dieser Stelle muss angemerkt werden, dass die solaren Deckungsgrade beschränkt sind. Bezogen auf die gesamte jährliche Vorwärmarbeit belaufen sich diese auf max. 10 … 20 %. Häufig wird das als wirtschaftlich problematisch angesehen.
Aus technologischer Sicht unterliegen Heizkessel als Wärmerzeuger praktisch keinen Limitierungen. Das gilt prinzipiell auch für solarthermische Systeme, obschon diese mit Wärmespeichern kombiniert werden müssen.
Vorwärmanlagen mit gasbefeuerten Heizkesseln sind nicht CO2-frei. Lediglich die ggf. solar gedeckten Anteile an der Vorwärmenergie würden CO2-frei generiert worden sein. Das gilt sinngemäß auch für die Herkunft der Prozesswärme. Diese ist nicht oder nur zu einem geringen Teil erneuerbar.
In Bild 13 ist als Wärmeerzeuger eine elektromotorisch angetriebene Wärmepumpe vorgesehen worden. Als Wärmequelle für die Wärmepumpe kommt unter den Aufstell- und Betriebsgegebenheiten einer GDRMA am ehesten Außenluft infrage. Bei der Konzipierung einer Vorwärmanlage mit Wärmepumpen sind insbesondere die temperaturseitigen Randbedingungen auf der Vorlaufseite zu berücksichtigen. Es sind stets möglichst niedrige heizungsseitige Vorlauftemperaturen anzustreben, um den sog. Temperaturhub zwischen der Verdampfer- und Kondensatorseite der Wärmepumpe zu minimieren. Wie bei der Wärmeeinkopplung mit Heizkesseln wird auch bei der Verwendung von Wärmepumpen als externem Wärmeerzeuger letztlich dafür gesorgt, dass das Temperaturniveau der zugeführten Prozesswärme über der höchsten Gastemperatur im Drosselprozess liegt und auf diese Weise ein Wärmestrom vom Heizwasser zum zu erwärmenden Erdgasstrom sichergestellt wird.
Wärmepumpen emittieren vor Ort kein Kohlenstoffdioxid, können also als lokal CO2-frei bezeichnet werden. Berücksichtigt man jedoch die vorgelagerte Prozesskette der Bereitstellung von Elektroenergie im Strommix Deutschlands, dann wäre eine solche globale Feststellung derzeit sachlich falsch. CO2-frei würde die Wärmbereitstellung nur in dem Falle erfolgen, wenn der Strommix vollständig erneuerbar wäre. Das wird in absehbarer Zeit nicht der Fall sein.
Bislang wurde die Wärmebereitstellung zur Gewährleistung der erforderlichen Gasaustrittstemperatur stets mit Hilfe eines Wärmeerzeugers realisiert. Nunmehr sollen Möglichkeiten untersucht werden, Umweltenergie zur Bereitstellung der nötigen Prozesswärme einzukoppeln. Das macht – z. T. tiefgreifende – Veränderungen in der Prozessgestaltung unumgänglich.
Nach Ansicht der Verfasser ist es konsequenter anzustreben, die physikalisch unumgängliche Vorwärmung von Erdgas in Gas-Druckminderungsanlagen komplett regenerativ, d. h. auch CO2-frei, zu gestalten. Das erfordert die Einbindung von Umweltenergie in den Druckminderungsprozess. Um Umweltenergie für die Gaserwärmung nutzbar zu machen, muss diese „Umweltwärme“ entweder
oder
Die erste Möglichkeit führt letztlich zur Wärmebereitstellung über Wärmepumpen, die zunächst mit Hilfe von Elektroenergie aus dem Strommix betrieben werden könnten. Diese Situation wurde im vorangegangenen Abschnitt diskutiert. Eine Möglichkeit, elektrische Antriebsenergie vor Ort emissionsfrei zu erzeugen, ist die Energierückgewinnung aus dem Gasstrom und die Erzeugung der Antriebsenergie für Wärmepumpen mit Hilfe von Gasexpansionsmaschinen. Die zweite Möglichkeit des Einkoppelns von Umweltenergie als Prozesswärme lässt sich mit Hilfe von Wirbelrohren und Luft-Gas-Wärmeübertragern realisieren. Beide technologischen Optionen sollen nachfolgend erläutert und anhand von ausgeführten Anlagen diskutiert werden.
Ein mögliches Grundkonzept zur Gasdruckminderung ohne „extern befeuerte“ Prozesswärmebereitstellung beruht auf der Energierückgewinnung aus dem Gasstrom mit Hilfe von Gasexpansionsmaschinen, die zum Antrieb von Wärmepumpen, welche die benötigte Prozesswärme bereitstellen, dienen. Das Grundkonzept wurde in Bild 14 schematisch dargestellt. Modifikationen dieser Grundschaltung und ausführlich simulierte Energiestrombilanzen wurden in früheren Veröffentlichungen, siehe [1] und [34], dargelegt.
Die hier angestrebte Anlagenauslegung war konsequent darauf gerichtet gewesen, keine Elektroenergie aus der Gasexpansionsmaschine in das Stromnetz zurückzuspeisen und daher die Produktion von Stromüberschüssen zu vermeiden. Das sollte durch eine entsprechende Auslegung („balanced point“ [34]) und die Integration von sog. Flexibilitätselementen (Strom- bzw. Wärmespeicher in sinnvollen hydraulischen Verschaltungen) sichergestellt werden. Der jeweilige „balanced point“ war durch Einstellen des jeweils erforderlichen Volumenstromverhältnisses über die Expansions- bzw. Drosselschiene justierbar. Das stellt letztlich einen nicht unerheblichen automatisierungstechnischen Aufwand dar. Eine weitere Möglichkeit zur Flexibilisierung der Fahrweise einer Anlage gemäß Bild 14 besteht auch im Einsatz von Gasstrahlpumpen in Kombination mit Gasexpansionsmaschinen. Diese Option wurde in [35] vorgestellt und erörtert. Auch hier wäre der prozesstechnische Aufwand vergleichsweise hoch und die Anlagenplanung anspruchsvoll.
Sollten die Restriktionen hinsichtlich der Strombilanz der Gasexpansionsanlage nicht bestehen, dann wäre auch eine deutlich einfachere Schaltung gemäß Bild 15 bzw. Bild 16 möglich.
In der Schaltung gemäß Bild 15 soll möglichst das volle Druckpotenzial des Gasstroms zur Elektroenergieproduktion genutzt werden. In Bild 16 wird davon ausgegangen, dass eine Vordrosselung vor der Gasexpansionsmaschine angezeigt ist. Eine konkrete Einschätzung, welches Grundkonzept im Einzelfalle umzusetzen ist, kann nur auf der Grundlage einer sorgfältigen Analyse entsprechender Ganglinien für Druck- und Volumenstrom unter Berücksichtigung des Voll- und Teillastverhaltens der vorgesehenen Expansionsmaschine getroffen werden. In den Fließschemata gemäß Bild 15/Bild 16 ist angedeutet, dass mit einem deutlichen Stromüberschuss zu rechnen ist; siehe auch [5].
Mittlerweile wurde in der GDRMA Groß Schwaß ein solches Anlagenkonzept von der Stadtwerke Rostock AG (SWRAG) umgesetzt. In den Abbildungen gemäß Bild 17 bis Bild 19 finden sich entsprechende Anlagenfotos.
In Bild 17 ist der Anlageneingang dargestellt worden. Der im Freien überdacht aufgestellte Eingangsfilter befindet sich unmittelbar vor dem Gebäude, in dem Regelschienen und Messeinrichtungen untergebracht sind.
Hinter dem Regelanlagengebäude (siehe Bild 18) wurden in Außenaufstellung die Luft-Wasser-Wärmepumpen installiert und in einem Überseecontainer die zugehörigen Wärmespeicher, die wasserseitige Druckhaltung und ein Spitzenkessel montiert. Eine Innenansicht des Seecontainers findet sich in Bild 19. Die in der GDRMA Groß Schwaß eingesetzten Luft-Wasser-Wärmepumpen nutzen das natürliche Kältemittel Kohlenstoffdioxid und wurden frei aufgeständert, etwas witterungsgeschützt hinter dem Überseecontainer platziert (Bild 20). Die Einbindung der Gasexpansionsmaschine in die Gasdruckregelanlage wurde in Bild 21 dargestellt; Bild 22 zeigt die eigentliche Entspannungsturbine.
Im Zusammenhang mit dem sicheren Betrieb der Gesamtanlage soll an einen spezifischen Aspekt erinnert werden, der mit der Gasexpansionsanlage zusammenhängt. Aufgrund des arbeitsleistenden Entspannungsprozesses muss beim Expansionsprozess deutlich mehr Prozesswärme aufgewandt werden als das beim isenthalpen Drosseln der Fall ist, da die Elektroenergie, anders als häufig behauptet wird, nicht aus dem Gasdruck, sondern im Wesentlichen aus der zugeführten Wärme generiert wird. Für den Expansionsprozess muss diese Wärme häufig auf einem entsprechend hohen Temperaturniveau zugeführt werden. Das kann problematisch für den Einsatz einer Wärmepumpe sein. Bei der Vorplanung sind diese prozesstechnischen Fragen daher sorgfältig zu untersuchen. Es genügt nicht, die entsprechenden Leistungsbilanzen (1. Hauptsatz der Thermodynamik) zu prüfen, auch der 2. Hauptsatz der Thermodynamik ist zwingend zu beachten.
In Bild 23 ist eine erste, maximal einfache Möglichkeit skizziert worden, Umweltenergie als Prozesswärme in einen Gasdruckminderungsprozess ohne Wärmepumpe einzukoppeln, indem die sich mit der Drosselung einstellende Temperaturabsenkung infolge des Joule-Thomson-Effekts in Kombination mit einem Luft-Gas-Wärmeübertrager nach dem Druckregler als treibende Temperaturdifferenz für den Wärmeübertragungsprozess aus der Umgebung genutzt wird. Eine solche Schaltung ist also immer nur dann realisierbar, wenn sich hinter dem Druckregler eine genügend niedrige Gastemperatur einstellt, die tiefer als die Temperatur der Umgebungsluft ist, so dass Umgebungswärme vom Gasstrom über den Luft-Gas-Wärmeübertrager aus der Umgebung aufgenommen werden kann. Es ist regelmäßig davon auszugehen, dass die sich einstellende treibende Temperaturdifferenz zwischen dem zu erwärmenden Gasstrom und der wärmenden Umgebungsluft gering ausfallen wird, so dass die wärmeübertragenden Flächen groß sein müssen. Mit entsprechenden Baugrößen der Luft-Gas-Wärmeübertrager ist daher zu rechnen.
Der Gasstrom kann maximal auf Umgebungstemperatur erwärmt werden. Diese Limitierung wird einen ganzjährigen alleinigen Betrieb des skizzierten Systems nicht zulassen. Bei entsprechenden äußeren Bedingungen während der Übergangszeit und unter sommerlichen Bedingungen kann diese erneuerbare Wärme jedoch die Gesamtbilanz der Wärmebereitstellung im Vergleich zu rein konventionellen Lösungen deutlich verbessern. Eine Kombination mit konventionellen Vorwärmanlagen ist unproblematisch möglich.
In Abschnitt 5.2 wurde bereits angemerkt, dass bei der Nutzung von Gasexpansionsprozessen mit Wärmepumpen ein Stromüberschuss anfällt. Unter anderem in [29] wurde die Energiestrombilanz von Gasexpansionssystemen, d. h. der Stromertrag in Relation zur erforderlichen Wärmezufuhr in einem breiten Parameterbereich untersucht, mit dem Ergebnis, dass ein großer Anteil der zugeführten Wärme in der Gasexpansionsanlage in elektrische Energie umgesetzt werden kann. Das gelingt zumeist in einer Größenordnung von 60 % bis 80 %. Diesen Umstand greift der Schaltungsvorschlag gemäß Bild 24 und Bild 25 auf. Die in einer Gasexpansionsmaschine generierte Elektroenergie soll demgemäß direkt über einen elektrischen Nachwärmer in den Gasstrom zurückgeführt werden. Die „fehlende“ Wärme (komplementär 40 % bis 20 % zur o. a. Stromproduktion) soll durch Umgebungswärme in den Prozess eingebunden werden. Hier wird die oben entwickelte Lösung, das mit Hilfe eines Luft-Gas- Wärmeübertragers zu bewerkstelligen, aufgegriffen. Insofern gleichen sich die Schaltungsvorschläge gemäß Bild 24/Bild 25 und Bild 23 auf den ersten Blick sehr.
Die Verwendung einer Gasexpansionsmaschine anstelle eines Gasdruckregelgerätes ist zur Deckung eines Großteils des Prozesswärmebedarfs jedoch zwingend notwendig, da dieser Expansionsprozess bei gleichem Druckverhältnis den Vorteil bietet, dass die Gastemperatur nach der Druckminderung deutlich niedriger liegt als bei der isenthalpen Drosselung, so dass das Einkoppeln von Umgebungswärme im Jahresverlauf praktisch immer möglich sein wird. Die temperaturseitigen Maßgaben aus Abschnitt 2.3, Tab. 2 sind selbstverständlich für die Auslegung und den Betrieb einer solchen Anlage zu bedenken.
Es soll nochmals herausgearbeitet werden, dass es im Schaltungsvorschlag gemäß Bild 24 bzw. Bild 25 die Integration eines Gasexpansionsprozesses möglich macht, quasi ganzjährig auf das Wärmereservoir der Umgebungsluft zuzugreifen, da am Ausgang der Gasexpansionsmaschine der Gasstrom regelmäßig eine Temperatur aufweist, die (deutlich) unter der der Umgebungsluft liegt. Es stellt sich die Frage, ob auch durch die Verwendung anderer Bauteile als durch Gasentspannungsmaschinen (Aufwand, drehende Teile, „Strommanagement“, Kosten) gleichartige Effekte erzielt werden können, um zuverlässig Temperaturdifferenzen zwischen dem Gasstrom und der Umgebung aufrecht zu erhalten und auf diese Weise die Einkopplung von erneuerbarer Umgebungswärme in Druckminderungsprozesse zu ermöglichen. Ein solches Bauelement liegt mit dem sog. Wirbelrohr („Ranque- Hilsch-Rohr“) vor. Dessen Einbindung in GDRA soll nachfolgend besprochen werden.
Aus Bild 11 ist erkennbar, dass ein Wirbelrohr keinerlei bewegliche Teile besitzt und daher nicht in der Lage ist, den Ausgangsdruck aktiv zu regeln. Deshalb ist es stets erforderlich, ein Wirbelrohr in Reihe mit einem Gasdruckregelgerät zu verwenden. Um die thermodynamisch notwendigen Bedingungen für die Einkopplung von Umweltwärme in den zu drosselnden Gasstrom zu gewährleisten (Temperaturgefälle zwischen der Außenluft und dem zu erwärmenden Gasstrom), kommt hierfür nur der Kaltgasstrom infrage. Wenn dessen Temperatur niedriger ist als die Umgebungstemperatur, dann kann, beispielsweise über einen geeigneten Wärmeübertrager, Umgebungswärme in den Gasstrom eingekoppelt, d. h. von der Umgebungsluft an den Kaltgasstrom, übertragen werden. Auf dieser Grundlage ergibt sich praktisch zwangsläufig ein Schaltungsvorschlag gemäß Bild 26. Dieses Anlagenkonzept wurde in [2] bereits einigermaßen ausführlich vorgestellt und erläutert.
Dort wurde auch berücksichtigt, dass Wirbelrohre selbst keine aktiven Gasdruckregelgeräte sind, da sie über keinerlei Stellglieder, Ventilkegel o. ä. verfügen. Bei sich ändernden Druck- und Flussverhältnissen ist eine aktive Ausregelung der Ausgangsdruckes daher nur mit Hilfe eines konventionellen, hier dem Wirbelrohr vorgeschalteten Gasdruckregelgeräts (GDR) möglich; siehe Bild 26. Die gewählte Schaltung zur Druckreduzierung mit einem Wirbelrohr und Einkopplung von Umweltenergie in den Kaltgasstrom stellt gewissermaßen eine „offene Wärmepumpe“ dar, die aber ohne Verdichter, somit ohne externe Antriebsenergie für einen solchen, auskommt. Die thermische Separation des Gasstroms in einen Warm- und Kaltgasstrom erfordert dennoch einen Energieaufwand, der aus der Eingangsenthalpie des Gasstroms (Eingangsdruck, Eingangstemperatur) gedeckt wird.
Vorteilhaft für den Einsatz dieses Wirkprinzips in GDRA ist, dass der Eingangsdruck technologisch erforderlich auf ein niedrigeres Ausgangsdruckniveau zu senken ist, so dass die integrale Verringerung der Exergie des Gasstroms ohnehin notwendig wird. Der Luft-Gas-Wärmeübertrager übernimmt in dieser Schaltung praktisch die Rolle des Verdampfers einer gewöhnlichen Wärmepumpe. Der Wärmepumpenprozess ist selbstverständlich ein geschlossener Kreisprozess, die Schaltung zur Umweltenergieeinkopplung mit Wirbelrohr und Luft-Gas-Wärmeübertrager hingegen stellt ein offenes durchströmtes System dar. Insofern sind beide Schaltungen thermodynamisch nur bedingt vergleichbar.
Nachfolgend sollen ein paar wenige Abbildungen, siehe Bild 27 bis Bild 29, zur Illustration der Wirbelrohr-GDRA Potsdam- Nesselgrund im Ganzen und in spezifischen Baugruppen angegeben werden. Die dort vorgestellte Anlage wurde von ONTRAS Gastransport GmbH (ONTRAS) konzipiert und ist nunmehr geraume Zeit in Betrieb. Im Kontext dieses Fachbeitrages kommt es besonders auf die in der GDRA Nesselgrund verbauten Luft-Gas-Wärmeübertrager an. Diese wurden bereits für das Anlagenkonzept gemäß Abschnitt 5.3 bzw. 5.4 erörtert.
In [2] ist bereits auf diverse spezielle technische Lösungen verwiesen worden, die erforderlich werden, sobald kalte Oberflächen, hier die Kaltgasseite der Wirbelrohre, dauerhaft mit Temperaturen unterhalb des Taupunktes der Umgebungsluft beaufschlagt werden. Beispielsweise wird in der GDRA Nesselgrund das Reglergebäude, in dem die Wirbelrohrschienen untergebracht sind, zwangsbelüftet und die Zuluft getrocknet, so dass sich auf den kalten Rohrleitungsoberflächen bzw. Baugruppen kein Kondenswasser bildet. Dieses Lüftungskonzept, das gleichzeitig auch den Lüftungswärmebedarf auf ein Minimum begrenzt, hat sich im Betrieb der Anlage bewährt [36]. Die bisherigen Betriebserfahrungen der ONTRAS bestätigen zudem die grundsätzliche Korrektheit der Wirbelrohrauslegung und die Prognosen zu deren Betriebsverhalten. Im Vergleich zu einer konventionell konzipierten Vorwärmanlage konnten mehr als 80% des fossilen Brennstoffenergieeinsatzes substituiert werden. Fragen des Bereifens bzw. Vereisens der Luft-Gas-Wärmeübertrager bedürfen der weiteren Optimierung in künftigen Projekten [36].
Im Zusammenhang mit dem Bemühen, Umweltenergie als Prozesswärme für Gasdruckminderungssysteme zu nutzen, sei auf einen Vorschlag verwiesen, der vom Verfasser bereits zu einem früheren Zeitpunkt beschrieben worden war [37], [38]; siehe Bild 30 und Bild 31. Demgemäß ist vorgesehen, die Energieausbeute einer Gasexpansionsmaschine zum Antrieb eines Luftverdichters zu nutzen. Der angesaugte und durch das Verdichten warme/heiße Luftstrom gibt einen Teil seiner thermischen Energie an den zu erwärmenden Gasstrom ab. Anschließend wird die Restenthalpie des Luftstroms in einer luftseitig angeordneten Expansionsmaschine rückgewonnen und ebenfalls zum Antrieb des Verdichters verwendet. Die luftseitige Konfiguration entspricht im Grundsatz einem Turbolader. Bei diesem Anlagenkonzept ist der Einsatz eines Luft-Gas-Wärmeübertragers als Nach- bzw. Vorwärmer erforderlich. In [37] wurde herausgearbeitet, dass zur Einkopplung der Umgebungswärme eine Trocknung der Ansaugluft zielführend sein dürfte.
Es darf auch bei diesem Anlagenkonzept davon ausgegangen werden, dass die Einkopplung erneuerbarer Wärme zur Substitution konventionell fossil erzeugter Wärme im Großteil eines Jahres möglich ist. Die Verfasser weisen darauf hin, dass alle Baugruppen für die Realisierung eines solchen Anlagenkonzepts verfügbar sind und eine recht kompakte Bauweise versprechen. Fragen der Luftansaugung und Luftausblasung (Schallschutz, ggf. Nebelbildung) bedürfen in frühen Planungsphasen einer eingehenden, standortabhängigen Analyse.
Im Zusammenhang mit der Wirbelrohr-GDRA Nesselgrund wurde die Frage des notwendigen Abtauens der dort verbauten Wärmeübertrager angerissen. Diese soll an dieser Stelle kurz vertieft werden. Eine wichtige, zentrale Baugruppe für das hier realisierte Anlagenkonzept stellen die Luft-Gas-Wärmeübertrager dar, über die Umgebungswärme in den Kaltgasstrom eingekoppelt wird. Aufgrund der geringen treibenden Temperaturdifferenz zwischen Wärmequelle (Außenluft) und Wärmesenke (Kaltgas) ist unter Berücksichtigung der erforderlichen Vorwärmleistung zu erwarten, dass die Wärmeübertrager entsprechend große Apparate darstellen; siehe Bild 28. Das wird auch bei anderen Systemlösungen mit Luft-Gas-Wärmeübertragern der Fall sein. Aufgrund der spezifischen Aufstellsituation in der GDRA Nesselgrund (Naturschutzgebiet mit restriktiven Prämissen für den Schallschutz) wurden die Luft-Gas-Wärmeübertrager mit einer Umhausung (siehe [2]) versehen.
Es wurde bereits ausgeführt, dass bei entsprechenden Witterungsbedingungen mit intensivem Kondensatanfall bzw. Reifbildung auf den Rohren und Lamellen im Wärmeübertrager zu rechnen ist. Das hat sich bestätigt [36]. Das sich bildende Kondensat bzw. die Reifschicht verdickt sich sukzessive zu einer Eisschicht, welche letztlich abgetaut werden muss. In der GDRA Nesselgrund wurde hierfür ein Bypass mit dem Warmgasstrom aus den Wirbelrohren vorgesehen. Es hat sich erwiesen, dass das Temperaturniveau des Warmgasstroms der Wirbelrohre für ein geboten schnelles Abtauen der Wärmeübertrager nicht ausreicht, so dass für künftige Wirbelrohr-GDRA andere Möglichkeiten zum schnellen Abtauen der Wärmeübertrager vorgehalten werden müssen. Ein erster Vorschlag ist in Bild 32 skizziert worden. Potenzial zur Lösung dieser Problemstellung liegt jedoch auch noch in der Optimierung des Aufbaus der Wärmeübertrager selbst. Die Luftstromführung zur Vermeidung des Anhaftens der Tropfen in den Lamellen und die Lamellenabstände selbst in Relation zur Größe der sich bildenden Tropfen bieten weitere Verbesserungsansätze, die mit Herstellern der Wärmeübertrager auszuarbeiten sind. Die Situation ähnelt letztlich dem Bereifen von Verdampfern in Kälteanlagen bzw. Wärmepumpen, so dass auf entsprechende Erfahrungen zurückgegriffen werden kann [39]. Bei LNG-Verdampfern ist man im Übrigen mit ähnlichen Problemen konfrontiert.
Was die Aufstellung der Wärmeübertrager angeht, ist für einen ungehinderten Abfluss des Kondensats bauseits zu sorgen. Eine schalltechnische Einhausung wird nur im Einzelfall erforderlich werden.
Teil 1 dieser Beitragsreihe kann in Ausgabe 12/2025 von gwf Gas + Energie oder hier nachgelesen werden.
Der dritte Teil („Wirtschaftlichkeitskalkül“) folgt in gwf Gas + Energie, Ausgabe 3/2025.
Hier können Sie das Literaturverzeichnis zum Beitrag herunterladen:
Im vorliegenden Fachbeitrag werden Konzepte für CO2-freie GDRA bzw. CO2-freie Vorwärmanlagen systematisch entwickelt. Hierzu ist es angezeigt, wichtige thermodynamische Zustandsänderungen für die Gasdruckminderung zu erläutern und die Verhältnisse für das Zuführen der notwendigen Prozesswärmeenergie zu analysieren. Möglichkeiten des Substituierens konventioneller Vorwärmlösungen durch solche, die erneuerbare Energien verwenden, werden abgeleitet.
Entsprechende technologische Schaltungsvarianten werden jeweils vorgestellt und auf Vor- und Nachteile im Vergleich zu traditionellen Systemen untersucht sowie Randbedingungen für die erfolgreiche Implementierung CO2-freier GDRA diskutiert. Eine Bewertung der Wirtschaftlichkeit CO2-freier GDRA im Vergleich zu konventionellen Lösungen wird vorgenommen. In einer energiewirtschaftlichen Nebenbetrachtung analysieren die Verfasser ausgewählte Rahmenbedingungen bezüglich der Transformation des gegenwärtigen Energieversorgungssystems hin zu erneuerbaren Energieträgern.
Der Verfasser hat in früheren eigenen Veröffentlichungen bereits dezidiert darauf hingewiesen, dass die Gasvorwärmsysteme in Gastransport- und -verteilnetzen ein hohes Potenzial zur Verminderung von CO2- bzw. THG-Emissionen aufweisen [1], [2]; siehe auch [3], [4].
In [5] wurden grundlegende thermodynamisch mögliche Zustandsänderungen und darauf basierende technologische Prozesse diskutiert und bewertet. Im Rahmen dieses Beitrags soll das Grundverständnis für ausgewählte Prozessführungen aus Sicht der Gasvorwärmung vertieft werden, so dass auf einige thermodynamische Zustandsänderungen, die für CO2-freie Gas-Druckregelanlagen maßgebend sind, zurückzukommen sein wird.
Im vorliegenden Beitrag sollen insbesondere Konzepte für sog. CO2-freie GDRA bzw. CO2-freie Vorwärmsysteme vorgestellt und anschließend unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten diskutiert werden. Die Anlagenkonzepte sollen thermo-dynamisch logisch entwickelt und jeweils energiewirtschaftlich bilanziert werden. Alle hierfür erforderlichen Grundlagen werden im Beitrag kurz erläutert.
Zunächst soll versucht werden, den Begriff „CO2-freie Gas-Druckregelanlage“ etwas schärfer zu fassen. Unter „CO2-freien GDRA“ sollen im Rahmen dieses Beitrags Anlagen zur Gasdruckminderung verstanden werden, die
Dem Verfasser ist bewusst, dass neben den Treibhausgasemissionen beim Betrieb der Anlagen auch solche für die Herstellung und Entsorgung auftreten; siehe ausführlich in [5]. Diese sind hier nicht Gegenstand der Betrachtung. CO2-Emissionen im Bereich der Hilfsenergiebereitstellung (Elektroenergie für Antriebe, MSR- bzw. Automatisierungsanlagen etc.) mögen in den nachfolgenden Betrachtungen implizit inbegriffen sein.
Verknüpft man in der oben formulierten Definition für CO2-freie GDRA beide Bedingungen ausdrücklich mit „und“, dann sind aus Sicht des Verfassers auch mögliche „Mogelpackungen“ im Prinzip weitestgehend ausgeschlossen. Solche wären beispielsweise bei der Nutzung von elektromotorisch angetriebenen Wärmepumpen anstelle der bislang üblichen Heizkessel als Wärmeerzeuger zur Gasvorwärmung in GDRA vorstellbar. Bei einer solchen Anlagenkonzeption wären lokal in der GDRA keine CO2-Emissionen mehr auszuweisen, am Ort der Stromproduktion jedoch sehr wohl. (Dem Verfasser ist es an dieser Stelle ausdrücklich ein Anliegen, anders als bei Elektrofahrzeugen absurderweise gang und gäbe, nur tatsächlich in der gesamten Prozesskette CO2-freie Anlagenkonzepte zu betrachten.)
Es ist abzusehen, dass CO2-freie GDRA höhere Herstellkosten erfordern, als das bei vergleichbaren Anlagenkonzepten mit konventioneller Gasvorwärmung der Fall wäre. Die Kostenstruktur für solche GDRA verschiebt sich zudem vom sog. OPEX deutlich in Richtung des CAPEX. Waren früher für die Gasvorwärmung üblicherweise die bedarfsgebundenen, hier dominant die brennstoffgebundenen Kosten maßgebend, so werden für CO2-freie GDRA viel eher die kapitalgebundenen Kosten ausschlaggebend sein, da die brennstoffgebundenen Kosten weitestgehend verdrängt werden. Der Verfasser setzt sich im vorliegenden Beitrag daher auch mit der Bewertung der Wirtschaftlichkeit von Anlagenkonzepten für CO2-freie GDRA auseinander. Ein entsprechendes Wirtschaftlichkeitskalkül wird formuliert. In diesem Zusammenhang stellt sich natürlich auch eine weitere, grundsätzliche Frage: Über welchen Zeitraum wird Erdgas für Kunden über Erdgastransport- und -verteilsysteme einschließlich GDRA bereitgestellt, so dass es für Netzbetreiber zielführend ist, sich mit den hier erörterten technischen Lösungen auseinanderzusetzen? Der Verfasser versucht, diese Fragestellung in Abschnitt 7 dieses Beitrags zu diskutieren.
In Gasdruckminderungsanlagen kommen in aller Regel Apparate zum Einsatz, in denen entweder einfache Drosselprozesse (Gasdruckregler: isenthalpe Zustandsänderung, ohne Verrichtung technischer Arbeit, ausgeprägt dissipative Prozesse mit maximaler, unmittelbarer Entropieproduktion) oder arbeitsleistende Expansionsprozesse (Gasexpansionsmaschinen; modellhaft: isentrope Zustandsänderungen, Entspannungsprozesse mit Verrichtung technischer Arbeit) ablaufen. Die anlagentechnischen Grundkonzepte beider Verfahrensweisen und die zugehörigen Zustandsänderungen im Mollier-(h,s)-Diagramm wurden in den Abbildungen gemäß Bild 1 / Bild 2 bzw. Bild 3 / Bild 4 gegenübergestellt. Beide Schaltungen werden mitunter auch kombiniert, indem vor der arbeitsleistenden Entspannung der Gasdruck durch Drosselung auf einen Zwischendruck reduziert wird; siehe Bild 5 / Bild 6.
Die thermodynamischen Grundlagen zur mathematischen Beschreibung der Zustandsänderungen der damit verbundenen Energieumsätze werden in der einschlägigen Grundlagenliteratur ausführlich dargestellt. Der Verfasser verweist lediglich auf eine Auswahl an Lehrbüchern [6]-[13]; in [14] wurden die wichtigsten Zustandsänderungen unter gasfachlichen Aspekten aufbereitet und in entsprechend zugeschnittener Form kompakt dargestellt. Eine besondere Form der integral isenthalpen Drosselung wird im sog. Wirbelrohr („Ranque-Hilsch-Rohr“) realisiert. Im Hinblick auf die Prozessführung („dynamische Drosselung“) und die Energiebilanzen in Wirbelrohren sei auf [15], [16] verwiesen. Eine mögliche Schaltung mit Wirbelrohr als Drosselorgan wurde in Bild 7 / Bild 8 skizziert. In den Prozessverläufen, die jeweils schematisch in einem Mollier-(h,s)-Diagramm dargestellt wurden, ist das Realgasverhalten des Gases de facto automatisch berücksichtigt worden. Bei der rechnerischen Behandlung der Zustandsänderungen wäre das ggf. gesondert zu beachten, falls keine Zustandsgleichungen für reale Gase benutzt werden sollen. In der Praxis behilft man sich recht häufig mit Ansätzen, die streng genommen nur für ideale Gase gelten. Diese wären dann entsprechend anzupassen.
Was die Prozessführung angeht, wurde in allen grafischen Darstellungen jeweils davon ausgegangen, dass die Eingangsparameter („in“) und die Ausgangsparameter („out“) des Gasstroms identisch gewählt und entsprechend dargestellt worden sind. Es ist augenscheinlich, dass sich die jeweiligen Prozessführungen insbesondere in Bezug auf die Prozesstemperaturen und die erforderlichen Vorwärmleistungen signifikant unterscheiden. Nachfolgend sollen die wichtigsten Druckminderungsprozesse vergleichend im Hinblick auf Energieumsätze und Prozesstemperaturen diskutiert werden.
Grundsätzliches
Aus den oben angegebenen Zustandsänderungen für die unterschiedlichen Druckminderungsprozesse ist klar erkennbar, dass auch die Vor- bzw. Nachwärmaufwendungen unterschiedlich hoch sein werden. Neben der Vor- bzw. der Nachwärmleistung sind allerdings auch die assoziierten Energiemengen („Arbeit“) maßgebend. Zur Beurteilung der energetischen Güte eines Gasvorwärmsystems bzw. der jeweils gewählten Prozessführung kann neben dem Gesamtwärmebedarf für die Gasvorwärmung QVW,a auch der (nicht)erneuerbare Anteil an den Vorwärmaufwendungen verwendet werden. Es gilt:
bzw.
Idealerweise würde der erneuerbare Anteil an der Vorwärmenergie 1 betragen, so dass entsprechend keine nichterneuerbare Energie zur Gasvorwärmung eingesetzt würde:
Nachstehend wird versucht, die Grundzusammenhänge für die Berechnung des Gasvorwärmaufwandes kurz nach einer mehr oder weniger einheitlichen Vorgehensweise vergleichbar zusammenzufassen.
Methodisch soll davon ausgegangen werden, dass sich für jedes Anlagenkonzept eine maximal erforderliche Vorwärmleistung ermitteln lässt. Diese wäre jeweils durch folgenden Grundzusammenhang bestimmt und muss für eine geeignete „vernünftige“ Parameterkonstellation als Nennlastfall angesetzt werden:
Kombiniert man diese Nennvorwärmleistung mit den Vollbenutzungsstunden dieser Leistung, dann kann für die erforderliche Jahresvorwärmenergie folgende Berechnungsgleichung verwendet werden:
Der Gasstrom steht am Anlageneingang mit hohem Druck und einer bestimmten Temperatur an. Die Gaseintrittstemperatur ist in aller Regel nicht aktiv beeinflussbar. Diese ist letztlich durch die Verhältnisse im vorgelagerten Leitungsabschnitt determiniert. Den Druck des Gasstroms gilt es auf einen niedrigeren Ausgangsdruck zu mindern. Dieser ist in aller Regel durch den zulässigen Betriebsdruck des nachgelagerten Netzabschnittes gegeben.
Etwas komplexer ist die Fixierung der Gasaustrittstemperatur aus der Gasdruckminderungsanlage. Diese Frage wird kurz in Abschnitt 2.3 besprochen. Einstweilen soll davon ausgegangen werden, dass die Gasaustrittstemperatur aus der Anlage für alle Anlagenkonzepte identisch ist. Integral betrachtet ändern sich die Zustandsparameter des Gasstroms also für alle zu vergleichenden Anlagenvarianten in identischer Weise. Es gilt für alle Vergleiche ganz generell:
Isenthalpe Drosselung mit Gasvorwärmung
Die Standardgrundschaltung für einen einfachen Drosselprozess mit Gasvorwärmung ist in Bild 1 dargestellt worden, in Bild 2 findet sich der zugehörige Prozessverlauf. Verwendet man als Drosselorgan einen gewöhnlichen Druckregler, dann wird während der Drosselung des Gasstroms keinerlei technische Arbeit verrichtet, weshalb die spezifische Enthalpie des Stoffstroms unverändert bleibt. Die Arbeitsfähigkeit des Stoffstroms (Exergie) wird hierbei jedoch verringert, die Entropieproduktion ist maximal. Eine ggf. beobachtbare Temperaturänderung des Gasstroms während des Drosselvorgangs ist ein reiner Realgaseffekt und kein Hinweis auf das Verrichten von technischer Arbeit. Der sog. Joule-Thomson-Effekt ist für die beobachtbare Temperaturänderung, die die Druckänderung begleitet, verantwortlich.
Fragen der pragmatischen Berechnung der Vorwärmleistung werden in DVGW-G 499 [17] normativ geregelt, in [18] finden sich weitere Hinweise zu einer möglichen Vorgehensweise. Verschiedene Möglichkeiten zur Optimierung der Gasvorwärmaufwendungen wurden verschiedentlich in der Literatur, siehe u. a. [19]-[25], aber auch [4] bzw. [14], diskutiert. Der Vorwärmaufwand der isenthalpen Drosselung stellt praktisch den physikalisch geringst möglichen Energieaufwand dar, der für einen Druckminderungsprozess zwischen (p,T)in und (p,T)out möglich ist. Das hat die Konsequenz, dass auch die Gastemperatur t1 hier einen recht niedrigen Wert aufweist. Dieser liegt in der Größenordnung von t1 = max. (35 … 40) °C [18]. Zur vereinfachten Berechnung der Gasvorwärmleistung geht man in aller Regel von Gl. (6) aus:
An dieser Stelle soll ausdrücklich festgehalten werden, dass bei identischen Ein- und Ausgangsparametern die Vorwärmaufwendungen des isenthalpen Drosselprozesses durch die Wahl eines alternativen Druckminderungsverfahrens nicht unterschritten werden können. Diese Ausgangsgleichung wird in aller Regel „zugeschnitten“, indem man die Prozesstemperaturen zur Hilfe nimmt. Die gewünschte Gasaustrittstemperatur aus der Anlage tout ist typischerweise fix, so dass sich auf dieser Grundlage über den Joule-Thomson-Koeffizienten μJT die erforderliche Gastemperatur am Austritt aus dem Gasvorwärmer bzw. am Eintritt in den Gasdruckregler t1 bestimmen lässt:
In Gl. (7) bezeichnet der zweite Term die durch die Druckänderung initiierte Änderung der Gastemperatur im isenthalpen Drosselprozess. Würde sich der zu drosselnde Gasstrom wie ein ideales Gas verhalten, dann wäre bei einem isenthalpen Drosselvorgang keine Temperaturänderung im Gasstrom zu beobachten, da kein Joule-Thomson-Effekt auftritt. Die Änderung der spezifischen Enthalpie im Vorwärmer (Wärmeübertrager) ist wie folgt näherungsweise bestimmbar:
Sowohl in Gl. (7) als auch in Gl. (8) wurde durch einen Querstrich über der jeweiligen Größe kenntlich gemacht, dass der Joule-Thomson-Koeffizient bzw. die spezifische Wärmekapazität als Prozessgrößen für die Drosselung bzw. Vorwärmung zu verstehen und als geeignete Mittelwerte für die entsprechende Berechnung zu verwenden sind. Der Vorwärmprozess findet praktisch bei Eingangsdruck statt. Die Gastemperatur ändert sich im Wärmeübertrager von tin auf t1. Üblicherweise wird der arithmetische Mittelwert beider Temperaturen als Mittelwert für die Bestimmung der spezifischen Wärmekapazität benutzt:
Analog verfährt man bei der Ermittlung des Joule-Thomson-Koeffizienten:
Isentrope Entspannung mit Gasvorwärmung
Anstelle eines Druckregelgerätes soll nunmehr eine Gasexpansionsmaschine eingesetzt werden; siehe Bild 3 und 4. In der Gasexpansionsmaschine wird technische Arbeit verrichtet. Eine notwendige Voraussetzung hierfür ist die (zusätzliche) Zufuhr von Wärme; siehe [26] - [29]. Das ist im Prozessverlauf gemäß Bild 4 klar erkennbar. Ebenso wird deutlich, dass auch der Joule-Thomson-Effekt wieder auftritt. Diese Temperaturänderung lässt sich beim Entspannen eines Realgases nicht vermeiden. Geht man wieder von einer feststehenden Gasaustrittstemperatur aus, dann kann die notwendige Vorwärmtemperatur wie folgt berechnet werden:
Die aufzuwendende Vorwärmleistung ist formal gemäß Gl. (6)/(8) berechenbar, mit dem Unterschied, dass nunmehr die erforderliche Vorwärmtemperatur t1 deutlich höher liegt als beim isenthalpen Drosselprozess. In Gasexpansionsanlagen liegt diese Temperatur häufig im Bereich t1 ≥ (60 … 70) °C. Unter diesen Prämissen ist es erfahrungsgemäß sinnvoll, für die Bestimmung der spezifischen Wärmekapazität auf einen anderen Temperaturmittelwert zurückzugreifen als beim isenthalpen Drosseln. Anstelle des arithmetischen Mittels ist es angezeigt, das geometrische Mittel der Prozesstemperaturen zu nutzen:
Für die Berechnung des mittleren Isentropenexponenten empfiehlt Fasold [27] wieder das arithmetische Mittel:
Hinweise zur Größenordnung des isentropen Wirkungsgrades des Expansionsprozesse ηs finden sich in [27] bzw. in [14].
Isenthalpe Vordrosselung mit anschließender isentroper Entspannung und Gasvorwärmung
In der praktischen Umsetzung von Gasexpansionsprozessen ist es häufig angezeigt, vor dem Gasexpansionsprozess eine einfache Drosselung des Gasstroms („Vordrosselung“) vorzusehen; siehe Bild 5 und Bild 6. Das könnte einerseits der Fall sein, wenn die Gaseingangsdrücke am Anlageneingang im Jahresverlauf stark schwanken und man vor der Expansionsmaschine einen mehr oder wenigen konstanten Gaseingangsdruck gewährleisten möchte.
Anderseits wäre es sinnfällig, eine Vordrosselung vorzunehmen, um die erforderliche Gaseintrittstemperatur in die Gasexpansionsmaschine zu reduzieren, falls sich diese als zu hoch erweist. „Zu hoch“ könnte heißen, dass man anstelle üblicher Wärmeträger im Heizkreis (Wasser, Wasser-Glykol-Gemische) hochtemperaturgeeignete Wärmeträger (Öle o. ä.; siehe beispielsweise [28]) und entsprechende Wärmeerzeuger einsetzen müsste, das aber in GDRA vermeiden möchte. Außerdem wäre es vorstellbar, dass man die Gasvorwärmung mit (preiswerter) Abwärme aus technischen Prozessen zu realisieren gedenkt und hierdurch eine Restriktion hinsichtlich der maximal möglichen Prozesstemperatur zu beachten ist. Das würde auch beim Einsatz von Wärmepumpen als Wärmerzeuger gelten. Im Hinblick auf die Prozessberechnung sind die Angaben aus den beiden vorangegangen Abschnitten entsprechend zu kombinieren. Es gelten dann die folgenden Gleichungen:
Die notwendigen Mittelungen zur Berechnung der Prozessgrößen sind entsprechend anzupassen.
Isenthalpe Vordrosselung mit anschließender „dynamischer“ Drosselung mit Temperaturtrennung in einem Wirbelrohr und Gasvorwärmung
Zur Gasdruckregelung können auch sog. Wirbelrohre („Ranque-Hilsch-Rohre“) eingesetzt werden (siehe Bild 7 und Bild 8). Erste Anwendungen im Bereich der Gasdruckminderung wurden in der Literatur beschreiben [2], [30], [31]. Im Zusammenhang mit der Gasvorwärmung ist ein Umstand von entscheidender Bedeutung. In den Abbildungen Bild 9 und Bild 10wurden die integralen Prozessbilanzen für den gut bekannten isenthalpen Drosselprozess in einem Gasdruckregelgerät im Vergleich zum Drosselprozess in einem Wirbelrohr skizziert. Die Drosselung in einem Druckregler ist dadurch gekennzeichnet, dass keinerlei technische Arbeit verrichtet wird, die spezifische Enthalpie am Ein- und Ausgangpunkt ist identisch. Die beobachtete Temperaturdifferenz ist lediglich auf den Joule-Thomson-Effekt, nicht jedoch auf die Verrichtung von technischer Arbeit zurückzuführen. Der Stoffstrom liegt bei diesem Drosselprozess homogen, nicht separiert vor. Deshalb soll dieser Drosselprozess „statische Drosselung“ genannt werden, um ihn vom Drosselvorgang im Wirbelrohr terminologisch abgrenzen zu können.
Anders gestalten sich die Strömungsverhältnisse im Wirbelrohr, d. h. im Inneren des angedeuteten Bilanzraums. Dort kommt es zu einer Auftrennung des in die Einströmdüse des Wirbelrohres eintretenden Gasstroms in zwei Teilströme. Das wird durch Aufprägen eines starken Dralls in einem tangential durchströmten Einströmkopf erreicht. Das wird in Bild 11 verdeutlicht. Das Fluid befindet sich nunmehr in einem mechanisch instabilen Nichtgleichgewichtszustand, da das mechanische Nichtgleichgewicht von außen durch die Stromführung aufgeprägt ist. Um dieses mechanische Nichtgleichgewicht auszugleichen, werden thermische Energien zwischen den Teilströmen transferiert. Ein Teilstrom erwärmt sich infolgedessen, der andere kühlt sich ab. Man spricht hier von thermischer Separation; die Teilströme werden als Warmgas- bzw. Kaltgasstrom bezeichnet. Im Unterschied zur statischen Drosselung soll dieser Drosselprozess daher als „dynamische Drosselung“ bezeichnet werden; siehe auch [32], [33] bzw. [15], [16].
Wichtig ist, dass die thermische Separation an die mechanische geknüpft ist. Werden beide Teilströme wieder zusammengeführt und somit das mechanische Ungleichgewicht aufgehoben, dann verschwinden die Temperaturunterschiede der Teilströme und es stellen sich integral dieselben Verhältnisse ein, wie beim statischen Drosselvorgang. Integral wird nur der Joule-Thomson-Effekt wirksam. Das heißt, bezüglich der Energiebilanz ist dieselbe Vorwärmenergie aufzubringen wie beim konventionellen Druckregler. Beide Drosselprozesse unterscheiden sich im Hinblick auf den Vorwärmenergieaufwand nicht. Sollte die erforderliche Wärmeenergie nicht vor dem Druckregler in den Prozess eingebracht werden, sondern an einer anderen Stelle, z. B. in den Kaltgasstrom oder nach der Drosselung („Nachwärmung“), dann verändert sich auch hierdurch der Betrag der Wärmeleistung nicht. Der 1. Hauptsatz der Thermodynamik für den integralen Prozess wird also nicht verletzt.
Im Zusammenhang mit allen Drosselprozessen stellt sich die Frage nach zulässigen Prozesstemperaturen. Entscheidend für einfache Drosselprozesse sind üblicherweise die Temperaturen am Ausgang aus der Gasdruckregelanlage, da diese die insgesamt niedrigsten sind. Anders verhält es sich beispielsweise bei Wirbelrohren. Hier sind die Temperaturen im Kaltgasstrom (deutlich) niedriger als die am Anlagenausgang. Im Prozess der Anlagenplanung ist jeweils zu entscheiden, ob die eine oder andere Temperatur, selbst dann, wenn diese nur temporär auftritt, zulässig bzw. zu vermeiden ist. In Tabelle 1 bzw. Tabelle 2 (DVGW-G 499) sind einige Prämissen zur Festlegung von Prozesstemperaturen zusammengestellt worden. Auf der Grundlage der oben diskutierten Prozessverläufe und der damit verbundenen Energieaufwendungen für die Gasvor- bzw. -nachwärmung ist anzustreben, die Gasaustrittstemperatur möglichst niedrig zu wählen. Der Verfasser geht davon aus, dass am Anlagenausgang Temperaturen im Bereich
realisiert werden. Zwischentemperaturen, z. B. bei Wirbelrohr- bzw. Expansionsprozessen, sind durchaus auch deutlich niedriger möglich. Hier werden ggf. zusätzliche technische Maßnahmen zur Überwachung von Tau- bzw. Kondensationspunkten im Gasstrom bzw. bei der Auswahl von Materialien (Stahlqualität, Designtemperaturen) notwendig.
Im vorliegenden Abschnitt wurden folgende Druckminderungsprozesse unter thermodynamischem Blickwinkel analysiert:
Für alle wurden die Grundgleichungen für die Berechnung der Prozesstemperaturen sowie der Vorwärmleistungen (besser: Prozesswärmeleistungen) angegeben.
Ein Aspekt der oben angestellten Überlegungen soll nochmals besonders herausgestellt werden: Der Prozesswärmebedarf des isenthalpen Druckminderungsprozesses stellt das thermodynamische Minimum an Prozesswärmeaufwand dar, der für einen Druckminderungsprozess maßgebend ist. Technische Arbeit wird hierbei nicht verrichtet. Die Entropieproduktion ist maximal. Der Prozesswärmebedarf für Gas-Expansionsprozesse ist stets höher als der für den isenthalpen Drosselprozess, da technische Nutzarbeit verrichtet wird. Der Mehraufwand an Wärme wird regelmäßig in technische Nutzarbeit umgesetzt. Die in einer Gas-Expansionsmaschine generierte Elektroenergie wird also nicht „aus Druck“, sondern explizit „aus Wärme“ hergestellt. Der verfügbare Eingangsdruck stellt an dieser Stelle eine notwendige Voraussetzung für den Expansionsprozess dar, die komplementäre Zufuhr von Wärme ist eine weitere, nunmehr hinreichende Bedingung für das Verrichten technischer Arbeit. Die Stromproduktion erfolgt also aus der Enthalpie des Gasstroms.
Zudem ist zu bemerken, dass der Prozesswärmeaufwand den Nutzenergiebedarf darstellt, also völlig unabhängig davon ist, auf welche Weise, durch welches technisches System dieser gedeckt wird. Es ist nicht möglich, diesen durch die Wahl einer bestimmten technischen Lösung zu umgehen bzw. obsolet zu machen. Das würde dem 1. Hauptsatz der Thermodynamik widersprechen.
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Feuerwehrpläne sind detaillierte Dokumente, die der Feuerwehr helfen, sich schnell und effizient an Einsatzorten zu orientieren. Diese Pläne werden vom Bauherren, Eigentümer oder Betreiber erstellt und müssen regelmäßig überprüft und aktualisiert werden. Sie enthalten wichtige Informationen über Besonderheiten und Risiken auf dem Gelände und im Gebäude.
Feuerwehrpläne sind entscheidend für die Sicherheit und Effizienz bei Brandeinsätzen. Sie bieten der Feuerwehr Erstinformationen auf der Anfahrt und helfen bei der Ordnung des Raumes sowie beim Erkennen möglicher Einsatzschwerpunkte. An der Einsatzstelle liefern sie Detailinformationen, um konkrete Einsatzmaßnahmen einzuleiten und die Lageführung und -dokumentation zu unterstützen.
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Am 10. September 2024 fand das 10. INFRACON Fachforum am Flughafen Leipzig/Halle statt. Rund 90 Besucherinnen und Besucher folgten unserer Einladung und nahmen an einem Tag voller informativer Vorträge, Fachaustausch und Rahmenprogramm teil.
Nachdem sich mittags der Veranstaltungsraum nach und nach mit den Besucherinnen und Besuchern füllte, eröffnete Dr. Ulf Kreienbrock, Geschäftsleiter von INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG., das Fachforum um 12:45 Uhr. Die darauffolgenden Fachvorträge boten wertvolle Einblicke in aktuelle Themen der Energiewende:
Nach dem offiziellen Teil des Fachforums begann am Nachmittag die exklusiven Führung über das Flughafengelände. Anschließend fand der Tag einen entspannten Ausklang bei einem gemeinsamen Abendessen.
Unser herzliches Dankeschön geht an alle Besucherinnen und Besucher sowie Referenten, die zum Gelingen unseres 10. Fachforums beigetragen haben. Außerdem danken wir dem Flughafen, der uns eine besondere Veranstaltungs-Location und ein spannendes Rahmenprogramm ermöglicht hat.
Die Fachvorträge stehen hier zum Download bereit.
"Danke zur wertvollen Organisation des Fachforums - mit allen Vorträgen und Highlights. Bleiben Sie sich gemeinsam wirksam treu. Alles Gute dem gesamten Team und weiterhin spannende und erfolgreiche Projekte!" - Stefan Wolf, LEAG
„Sehr gute Organisation. Positive Ausstrahlung und Motivation der INFRACON Mitarbeiter! Angenehme Mischung zwischen Fachforum-Teil und interessantem Rahmenprogramm! Gute Gespräche mit Fachkollegen!“ - Ralph Oßmann, Ferngas Service & Management GmbH &Co.KG
"Auch in diesem Jahr war es sehr gutes und informatives Fachforum. Perfekt organisiert, sehr gute Versorgung und eine ansprechende Lokation. Daumen Hoch!" - Thomas VIer, Stadtwerke Lutherstadt Wittenberg GmbH
"Alle Vorträge waren interessant und haben die wesentlichen Informationen geliefert. Das Rahmenprogramm war wieder klasse organisiert und hat das Fachforum abgerundet." - Torsten Weiß, GMB GmbH Senftenberg
Über ein Jahr lang hat INFRACON an der Studie mitgearbeitet und dabei die Planung einer wirtschaftlich sinnvollen Trassierung zur Verbindung der H2-Quellen und -Senken der 54 teilnehmenden Partner sowie deren Anbindung an das nationale und europäische Wasserstoffnetz übernommen. Das Ergebnis ist ein Verteilnetz mit 42 Leitungsabschnitten mit einer Gesamtlänge von 1.100 km. Rund 51 % der Trasse können durch die Umstellung bereits vorhandener Erdgasleitungen realisiert werden.
Am 24.07.2024 wurden die Studienergebnisse in Leipzig veröffentlicht.
Hier lesen Sie die Pressemitteilung sowie die Kurzfassung der Studie.
Fotos: Tom Schulze
Biogas wird in einer Biogasanlage meist fermentativ, also durch anaerobe Vergärung erzeugt (anaerob - griech.: ohne Luft). Dazu werden biologische Stoffe wie Bioabfällen, Speiseresten, Grünschnitt, Schlachtabfällen, so genannter Festmist oder Energiepflanzen wie Mais in die Anlage eingefüllt.
Während des Gärprozesses wird die Biomasse von bestimmten Bakterien unter Ausschluss von Sauerstoff abgebaut. Hauptprodukt der Vergärung ist Methan, das etwa 60% der entstehenden Gase ausmacht, der zweitgrößte Bestandteil ist Kohlenstoff. Zudem fallen auch Sauerstoff, Stickstoff und weitere Gase in deutlich geringeren Anteilen an, wobei die genaue Zusammensetzung in Abhängigkeit der vergärten Rohstoffe variiert.
Das bei der Vergärung entstehende Bio-Rohgas, steigt nach oben und sammelt sich unter der gewölbten Haube des Behälters - das typische Bild einer Biogasanlage.
Unbehandelt kann das Bio-Rohgas nun in Blockheizkraftwerken zur Gewinnung von elektrischer Energie und Wärme eingesetzt werden. Um es für weitere Zwecken nutzbar zu machen, muss es zunächst aufbereitet werden. Verwertbar ist dabei nur das Methan. Die anderen Bestandteile des Gasgemischs sind für die Energiegewinnung nicht nutzbar und werden aus dem Gas entfernt. Kohlenstoff wird dabei mittels CO2-Abtrennung durch Druckwechselabsorption, Druckwasserwäsche oder chemische Wäsche entfernt. Schwefelwasserstoff (H2S) wird zum Beispiel durch eine Entschwefelung mit Luft entfernt. Dabei reagiert der Schwefelwasserstoff in Gegenwart von Sauerstoff zu elementarem Schwefel, der dann zum Beispiel in der Industrie als Rohstoff weiterverwendet werden kann. Es gibt aber auch spezielle Biofilterpellets mit Eisenoxidhydrat.
Am Ende des Veredelungsprozesses erhält man ein Gas mit einem Methananteil von ca. 96%, sogenanntes Biomethan oder auch Bioerdgas. Dieses ist für die Einspeisung in das Erdgasnetz geeignet und für die Strom- oder Wärmeproduktion oder als Kraftstoff nutzbar. Die entstehenden Gärreste sind übrigens kein Müll, sie lassen sich etwa als Düngemittel nutzen.
Biogas bzw. Bio-Rohgas bezeichnet das unverarbeitete Gasgemisch bestehend aus vor allem Methan und Kohlenstoff, das durch anaerobe Vergärung entsteht. Es kann in Blockheizkraftwerken zu Strom und Wärme umgewandelt, aber nicht anderweitig weiterverwendet werden.
Erst aufbereitetes Biogas kann als Bioerdgas bzw. Biomethan in das Erdgasnetz eingespeist oder als Kraftstoff verwendet werden. Durch die Entfernung von Verunreinigungen und einer Erhöhung des Methananteils wurde dieses Gas auf Erdgasqualität gebracht. Bioerdgas entspricht im Wesentlichen dem, was wir als Erdgas kennen, mit dem Unterschied seiner Entstehungsweise. Denn anders als fossile Brennstoffe ist es erneuerbar.
Ein großer Vorzug von Bioerdgas gegenüber dem klassischen Erdgas ist die Tatsache, dass die zur Herstellung verwendeten Rohstoffe potenziell unbegrenzt zur Verfügung stehen. Zum einen sind Energiepflanzen schnell nachwachsende Rohstoffe, zum anderen bekommen auch organische Abfälle so noch einen Zweck in der Energieproduktion. Da das Gas natürlichen Ursprungs ist, zählt es zu den erneuerbaren Energien. Im Gegensatz zu anderen erneuerbaren Energiequellen wie Photovoltaik und Windkraft ist Biogas zudem wetterunabhängig. Auf diese Weise kann es schwankende Energieproduktion aus Solar- oder Windenergie ausgleichen, wodurch es eine sinnvolle und stabilisierende Ergänzung im Energiemix darstellt.
Ein häufig für die Biogasproduktion verwendete Rohstoff ist Mais. Dies hat den einfachen Grund, dass Mais als effizienteste Energiepflanze den höchsten Energieertrag verspricht. Allerdings besteht dadurch die Gefahr, dass Mais-Monokulturen für die Biogasherstellung überhandnehmen. Monokulturen sind nicht nur aus ökologischer Perspektive kritisch zu betrachten, der verstärkte Anbau von Energiepflanzen speziell für Biogasanlagen könnte außerdem zur Konkurrenz um Ackerland und eine Verteuerung der Pachtpreise führen.
Biogas entsteht aus nachwachsenden Rohstoffen und ist damit regenerativ. Zur umweltfreundlichen Herstellung können Ausgangsstoffe verwendet werden, die andernfalls keine Funktion mehr erfüllen könnten. Gärreste können als Düngemittel genutzt werden. In der Herstellung ist Biogas also ein umweltfreundlicher Energieträger. Doch wie sieht es in der Nutzung aus?
Tatsache ist, dass wie bei fossilen Brennstoffen auch bei der Verbrennung von Biomethan CO2 freigesetzt wird: Wasserstoff wird dabei in Wärmeenergie verwandelt, Kohlenstoff verbindet sich mit Sauerstoff zu CO2. Doch Biogasen deswegen eine schlechte Umweltbilanz zu attestieren wäre zu kurz gedacht. Bei eingehender Betrachtung zeigt sich, dass Biogas gegenüber fossilen Energieträgern immer noch vorteilhaft ist. Und dieser Vorteil erklärt sich aus der Entstehung des Biogases, genauer den verwendeten organischen Ausgangsstoffen.
Denn Pflanzen nehmen für die Fotosynthese Kohlendioxid aus der Luft auf. Während der Sauerstoffteil abgespalten und wieder an die Atmosphäre abgegeben wird, wird der Kohlenstoffteil in die Zellstrukturen der Pflanze eingebaut. Während des Gärprozesses in der Biogasanlage wird dieser Kohlenstoff in Kohlendioxid und Methan umgewandelt. Beim Verbrennen des Biogases gelangt dann zwar CO2 in die Atmosphäre, dabei handelt es sich allerdings lediglich um jene Menge, die zuvor durch die Pflanzen, aus denen im Fermentationsprozess das Biogas entstanden ist, der Erdatmosphäre entzogen wurde.
Auch wenn Pflanzen absterben und sich auf natürliche Weise zersetzen, wird zuvor gebundenes CO2 wieder freigesetzt. Bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe hingegen wird CO2 freigesetzt, das über Jahrmillionen in der Erde gebunden war. Dadurch gelangt zusätzliches CO2 in die Atmosphäre und schädigt das Klima.
Die Aufnahme und Abgabe von CO2 im Rahmen der Herstellung und Nutzung von Biomethan ist also ein zeitlich relativ beschränkter Kreislauf, der immer wiederholt werden kann. Er führt nicht dazu, dass langfristig größere Mengen Kohlenstoffs in die Atmosphäre freigesetzt werden, die nicht wieder gebündelt werden können. In der Gesamtbetrachtung kann Biogas deswegen als emissionsneutral erachtet werden.
Biogas ist eine vielversprechende Bereicherung im Portfolio erneuerbarer Energien. Es kann aus nachwachsenden Rohstoffen hergestellt werden und ermöglicht die sinnvolle Verwertung organischer Abfälle. Durch seine Wetterunabhängigkeit ist es eine ideale Ergänzung im grünen Energiemix der Zukunft. Wenn in der konkreten Umsetzung einige Aspekte insbesondere hinsichtlich der Wahl und Beschaffung des Rohmaterials beachtet werden, kann Biogas als regenerative und mittelfristig emissionsneutrale Energiequelle einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten.
Ja! Und zwar aus zwei Gründen:
Erstens kann Gas erneuerbar und dekarbonisiert erzeugt werden. Mithilfe von Biomethan, synthetisch erzeugtem Methan sowie klimafreundlichem Wasserstoff (H2) lassen sich so die Klimaschutzziele erreichen.
Zweitens besteht ein wesentlicher Vorteil darin, dass erneuerbare Gase einfach und in größeren Mengen gespeichert werden können. Daher spielen sie eine wichtige Rolle für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit und Flexibilität der Energieversorgung. Wird zum Beispiel zu viel Strom aus Windkraft produziert, können Gase wie Wasserstoff oder SNG flexibel für die Speicherung und den Transport von überschüssigem Strom eingesetzt werden.
Ebenso können sie von Verbrauchern genutzt werden, die sich nur schwer elektrifizieren lassen. Beispiele hierfür sind die Stahlindustrie oder der Schwerlastverkehr.
Kurzum: Gas leistet auch langfristig einen Beitrag zur Erreichung europäischer und nationaler Klimaschutzziele.
Die Aufteilung des Primärenergieverbrauchs von Deutschland zeigt, dass der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch stetig zunimmt. Von rund sechs Prozent im Jahr 2000 auf ca. 20 % im Jahr 2020 auf 51,8 % im Jahr 2023. Wir setzen uns weiterhin für grüne bzw. neue Gase, wie Biomethan und Wasserstoff ein, sowie für eine nachhaltige Kopplung von Sektoren und Energiesystemen beispielsweise mittels Power-to-Gas.
Der European Green Deal (Fit-for-55) ist ein übergeordnetes Programm der Europäischen Kommission zur Minderung der anthropogenen Emissionen. Demnach sollen diese bis zum Jahr 2030 um 55 % reduziert werden. Dies betrifft alle Bereiche, vom Wärmemarkt über den Verkehrssektor bis hin zur Industrie und der Energiebranche. Der Fokus des Programms liegt dabei auf:
• der Errichtung einer flächendeckenden H2-Infrastruktur,
• dem Ausbau von erneuerbaren Energien,
• der Teil-Elektrifizierung des Wärmemarkts und des Verkehrssektors sowie
• der Integration von grünen und synthetischen klimafreundlichen Energieträgern.
Bisher wurden erste politische Vorhaben initiiert. Dazu zählt beispielsweise die Anpassung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) oder die Revision des Emissionshandels (Ausweitung der Sektoren und Reduzierung des Caps).
Die Bundesregierung hat im Jahr 2021 eine Verschärfung der deutschen Klimaschutzziele veröffentlicht. Demnach sollen bis zum Jahr 2030 Treibhausgasminderungen um 65 % gegenüber dem Jahr 1990 realisiert werden. Dies will man durch umfassende Energieeffizienzmaßnahmen, den Ausbau von erneuerbaren Energien sowie den Ausstieg aus der Kohle bis spätestens 2038 erreichen. Damit ist ein steigendes Interesse an grünen Gasen und Gaskraftwerken zur Verstromung zu erwarten. Der Staat möchte diese Vorhaben mit 8 Mrd. € subventionieren.
Die Treibhausgasemissionen sollen bis zum Jahr 2040 um 88 % und bis zum Jahr 2045 um 100 % reduziert werden. Grüne Gase und speziell Wasserstoff können dabei einen entscheidenden Beitrag leisten.
Die Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung fokussiert sich auf die Branchen, die sehr energieintensiv sind und deren zeitnahe Dekarbonisierung einen erheblichen Anteil an der CO2-Reduktion hat. Zu diesen Branchen zählen neben der Stahlerzeugung die chemische und petrochemische Branche. Weiterhin ist der Verkehrssektor ein Schwerpunkt der Wasserstoffstrategie, vor allem der Schwerlast– und Schiffsverkehr.
Im Zuge dieser Fokussierung ist davon auszugehen, dass industrielle Wasserstoff-Cluster in Deutschland entstehen und zukünftig auf weitere Branchen ausgedehnt werden. Für einen erfolgreichen Markthochlauf wird auch die Nutzung vorhandener Gasinfrastruktur, z. B. bestehende Erdgasleitungen, sinnvoll sein. Damit können erste Wasserstoffcluster oder Inselnetze kosteneffizient miteinander verbunden werden.
Ja, die vorhandene Erdgasinfrastruktur kann prinzipiell auf zwei verschiedene Arten für den Transport von Wasserstoff genutzt werden:
Zum einen können vorhandene Erdgasleitungen auf den Transport von reinem Wasserstoff umgestellt werden. Dafür muss jede Leitung umfassend geprüft werden. Die Gesamtkosten für die Umstellung sind deutlich niedriger als für den Bau neuer Wasserstoffleitungen.
Zum anderen kann Wasserstoff dem bestehenden Gasnetz beigemischt werden. Der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfachs (DVGW) hat sich bereits intensiv mit dem Thema der Beimischung auseinandergesetzt. Gemäß der Neuauflage der DVGW G 260 können Wasserstoffanteile von bis zu 20 Vol.-% H2 beigemischt werden. Jedoch muss dies für jeden Leitungsabschnitt und Letztverbraucher durch die Netzbetreiber geprüft und bestätigt werden.
Am 22.07.2022 hat der FNB Gas e.V. der Bundesnetzagentur den gemeinsamen Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) für das Wasserstoff-Kernnetz zur Genehmigung vorgelegt. Dort werden Pläne für den deutschlandweiten Aus- und Aufbau einer zukunfts- und ausbaufähigen Wasserstoffinfrastruktur präsentiert.
Die aktuelle Planung beläuft sich auf insgesamt 9.666 km Leitungen, von denen der überwiegende Teil (ca. 60%) durch die Umstellung bestehender Erdgasinfrastruktur der FNB für das Wasserstoff-Kernnetz nutzbar gemacht werden kann. Die Umstellung wurde dabei wann immer möglich bevorzugt, da diese in aller Regel nicht nur langfristig am kosteneffizientesten, sondern auch schneller zu realisieren ist als ein Neubau.
802 km der 9.666 km entfallen auf Leitungen von 16 weiteren potenziellen Wasserstoffnetzbetreibern.
Auf einer Strecke von insgesamt rund 3.800 km ist für das Kernnetz nach derzeitiger Modellierung der Bau neuer Leitungen notwendig, etwa wenn keine für eine Umstellung geeignete oder zu klein dimensionierte Infrastruktur vorhanden ist. Neubauleitungen sind außerdem notwendig für den Anschluss neuer Importpunkte und die überregionale bzw. europäische Vernetzung. Letztere ist auch im Sinne der Nationalen Wasserstosstrategie (NWS) der Bundesregierung, die damit rechnet, dass langfristig 50% bis 70% des deutschen Wasserstoffbedarfs durch Importe aus dem Ausland abgedeckt werden. Insgesamt rechnet der FNB Gas e.V. derzeit mit Investitionskosten in Höhe von insgesamt 19,7 Mrd. €, wobei der Großteil (12,3 Mrd. €) für Neubauleitungen aufgewendet werden muss. Die geplante Einspeise- und Ausspeiseleistung beträgt jeweils insgesamt etwa 101 GW und 87 GW.
Mit der Vorlage des finalen Antrags muss die Bundesnetzagentur innerhalb von zwei Monaten über die Genehmigung entscheiden. Im Anschluss beginnt der schrittweise Ausbau des Kernnetzes bis 2032. Die die Umstellung der ersten Leitungen auf Wasserstoff soll bereits 2025 erfolgen.
Mit der Vorlage des Kernnetz-Antrags am 22.07.2024 ist ein zentraler Schritt zur Entwicklung einer deutschlandweiten Wasserstoffinfrastruktur getan. Doch neben diesem Netz für den überregionalen und internationalen Transport größerer Gasmengen sind die Gasverteilnetze unabdingbarer Bestandteil der Wasserstoffinfrastruktur, denn sie ermöglichen die zuverlässige Versorgung einzelner Endverbraucher. H2vorOrt, ein Gremium deutscher Gasverteilnetzbetreiber, legt mit dem Gasnetzgebietstransformationsplan einen jährlich aktualisierten Leitfaden für die Planung der Wasserstoffnetze auf regionaler und lokaler Ebene vor. Auch die INFRACON arbeitet aktiv daran mit, Wasserstoff für regionale Verbraucher zugänglich zu machen, beispielsweise durch die Beteiligung an der jüngst veröffentlichten Studie „Wasserstoffnetz Mitteldeutschland 2.0“ der Europäischen Metropolregion Mitteldeutschland e.V. In der Studie hat INFRACON die Planung einer wirtschaftlich sinnvollen Trassierung zur Verbindung der H2-Quellen und -Senken der 54 beteiligten Partner sowie deren Anbindung an das nationale und europäische Wasserstoffnetz übernommen.
Den aktuellen Planungsstand der Wasserstoffnetze in Ostdeutschland finden Sie hier.
Gegenwärtig gibt es in Deutschland ca. 9.600 Biogasanlagen von denen 238 Anlagen Biomethan in das deutsche Erdgasnetz einspeisen (Stand 2022). In den nächsten Jahren ist davon auszugehen, dass die benötigten Mengen an Biomethan und Bio-LNG (verflüssigtes Biomethan) steigen. Die Gründe für diese Entwicklung sind sehr vielfältig:
Biomethan kann sofort und ohne zusätzliche Investitionen in die bestehende Infrastruktur integriert werden und damit fossiles Erdgas ersetzen. Die Betreiber von Biogasanlagen, die derzeit noch zur Stromerzeugung dienen, werden nach Ablauf der EEG-Förderung alternative Nachnutzungskonzepte anstreben. Die Aufbereitung und Einspeisung kann hierfür ein geeigneter Weg sein. Des Weiteren führt die Umsetzung der RED II in Deutschland dazu, dass die Treibhausgas-Minderungsquote (Quote zur Minderung der CO2-Emissionen im Straßenverkehr) im Verkehr bis zum Jahr 2030 auf 22 % ansteigt. Diese gesetzliche Vorgabe kann die Nachfrage nach gasbasierten biogenen Kraftstoffen als CNG (Compressed Natural Gas) oder LNG (Liquified Natural Gas) erhöhen.
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und die Deutsche Energie-Agentur (dena) prognostizieren, dass bis zum Jahr 2030 rund 100 TWh Biomethan erzeugt werden können. Der DVGW geht weiterhin davon aus, dass bis zum Jahr 2050 bis zu 300 TWh möglich sind. Solche Szenarien unterliegen der Annahme, dass die Nachfrage deutlich steigt, die Wettbewerbsfähigkeit gegeben ist und die vorhandenen Biomethan-Potenziale, insbesondere bei Rest- und Abfallstoffen, ausgeschöpft werden.
Grüne Gase leisten einen entscheidenden Beitrag zur Transformation unserer Energielandschaft und damit zur Energiewende. In diesem Blogbeitrag haben wir bereits gezeigt, was grüne oder neue Gase sind. Der folgende Beitrag erläutert die Herstellungsverfahren neuer Gase – von der Power-to-Gas-Technologie und der Elektrolyse über die Dampfreformierung und Methanpyrolyse und bis hin zur Aufbereitung von Biogas zu Bio-Methan.
Die Power-to-Gas-Technologie beschreibt den Prozess, bei dem elektrische Energie (Strom) in chemische Energie (Gas) umgewandelt wird. Dies geschieht durch Elektrolyse oder Methanisierung.
Bei der Elektrolyse wird Wasser (H2O) mit erneuerbarem Strom in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2) aufgespalten. Der gewonnene grüne Wasserstoff kann dann gesammelt, gespeichert und weiterverwendet werden.
Fügt man dem gewonnenen nachhaltigen Wasserstoff nun Kohlenstoffdioxid (CO2) hinzu, reagieren die beiden Gase zu synthetischem Methan. Dieser Prozess wird als Methanisierung bezeichnet. Wenn das hinzugefügte CO2 aus der Atmosphäre oder aus biogenen Quellen (siehe Biogas/Ankerlink nach unten) stammt, kann dieser Prozess als klimaneutral betrachtet werden. Wird jedoch fossiles CO2 verwendet, entstehen Emissionen.
Das synthetische Methan hat die gleiche chemische Struktur wie natürliches Erdgas und kann genauso verwendet werden. Auf diese Weise ist es möglich, Erdgas aus erneuerbaren Energien herzustellen und dieses in der bereits vorhandenen Infrastruktur zu nutzen.
Die Herstellung von grünem Wasserstoff durch Elektrolyse ist prinzipiell emissionsfrei und damit umweltfreundlich. Voraussetzung ist, dass der Strom für die Elektrolyse ausschließlich aus erneuerbaren Energiequellen, z.B. Wind- oder Solarenergie, stammt.
Auch die Effizienz des Elektrolyseprozesses spielt eine Rolle. Bei der Umwandlung von Strom in Wasserstoff und weiter in Methan geht Energie verloren. Daher ist es energetisch effizienter, erneuerbaren Strom direkt zu nutzen, anstatt ihn in Wasserstoff oder Methan umzuwandeln. Power-to-Gas-Prozesse sind jedoch in Situationen wichtig, in denen eine direkte Nutzung des Stroms nicht möglich ist. Das ist zum Beispiel der Fall, wenn mehr Strom erzeugt als nachgefragt wird und gespeichert oder über weite Entfernungen transportiert werden soll. Auch die Schwerindustrien benötigen für Ihre Produktion Gase- also Moleküle statt Strom.
Blauer Wasserstoff wird durch ein Verfahren namens Dampfreformierung (auch SMR - Steam Methane Reforming) hergestellt. Bei der Dampfreformierung wird Erdgas erhitzt. Das darin enthaltene Methan reagiert mit Wasserdampf zu Wasserstoff (H2) und Kohlenmonoxid (CO). In einem weiteren Schritt wird das entstandene Kohlenmonoxid wiederum durch Reaktion mit Wasserdampf zu Kohlendioxid (CO2) und zusätzlichem Wasserstoff umgewandelt. Der gewonnene blaue Wasserstoff kann aufgefangen, gespeichert und weiterverwendet werden.
Das entstehende CO2 wird nicht in die Atmosphäre abgegeben. Stattdessen wird es mit einer Technologie namens Carbon Capture and Storage (CCS) abgeschieden und unterirdisch gespeichert. So gelangt das CO2 nicht in die Atmosphäre, wo es zur Erderwärmung beitragen würde.
Türkisfarbener Wasserstoff wird durch ein spezielles thermisches Verfahren hergestellt, das als Methanpyrolyse bezeichnet wird. Dabei wird Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas, in Wasserstoff und festen Kohlenstoff aufgespalten. Die chemische Reaktion ist endotherm, d. h. es muss Energie in Form von Hochtemperaturwärme zugeführt werden.
Als Methanquelle wird häufig Erdgas verwendet. Aber auch die Verwendung von Biogas ist möglich.
Die Methanpyrolyse ist CO2-neutral, wenn der gewonnene feste Kohlenstoff bei der Weiterverarbeitung nicht verbrannt wird, sondern dauerhaft gebunden bleibt, zum Beispiel durch Einlagerung in alten Bergwerksstollen. So gelangt kein CO2 in die Atmosphäre und der Kohlenstoff kann später wieder verwendet werden.
Außerdem müssen die Hochöfen oder Reaktoren, in denen das Erdgas aufgespalten wird, mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden, um die CO2-Neutralität des türkisfarbenen Wasserstoffs zu gewährleisten.
Erdgas ist ein fossiler Brennstoff, bei dessen Verbrennung CO2 freigesetzt wird. Im Gegensatz dazu kann die Herstellung von Wasserstoff durch Methanpyrolyse oder Dampfreformierung aus den oben genannten Gründen CO2-neutral erfolgen. Nicht nur bei der Herstellung, sondern auch bei der Verbrennung von Wasserstoff entstehen keine CO2-Emissionen.
Darüber hinaus wird Wasserstoff in der chemischen Industrie z.B. zur Herstellung von Düngemitteln und synthetischen Kraftstoffen benötigt, dient als Treibstoff in mit Wasserstoff betriebenen Fahrzeugen und kann aufgrund seiner hohen Wärmekapazität als effizientes Kühlmittel in Kraftwerken eingesetzt werden.
Die Erzeugung von Biogas erfolgt durch anaerobe Vergärung (anaerob - griech.: ohne Luft) von biologischen Stoffen wie Bioabfällen, Speiseresten, Grünschnitt, Schlachtabfällen oder so genanntem Festmist. Die organischen Abfälle werden in einem Bioreaktor oder Fermenter unter Sauerstoffausschluss erhitzt und beginnen zu gären. Während der Vergärung setzen Mikroorganismen die in der organischen Substanz enthaltenen Kohlenhydrate, Proteine und Fette in die Hauptprodukte Methan, Kohlendioxid und Schwefel um. Das bei der Vergärung entstehende Biogas, steigt nach oben und sammelt sich unter der gewölbten Haube des Behälters - das typische Bild einer Biogasanlage. Über eine Öffnung in der Decke und ein angeschlossenes Rohrsystem gelangt das Gas zur weiteren Verwertung in die Aufbereitungsanlage.
In der Aufbereitungsanlage wird das rohe Biogas, das hauptsächlich aus Methan (CH4)und Kohlendioxid (CO2) besteht, zu Biomethan aufbereitet. Es wird der im Biogas enthaltene Schwefelwasserstoff (H2S) entfernt. Zum Beispiel durch eine Entschwefelung mit Luft. Dabei reagiert der Schwefelwasserstoff in Gegenwart von Sauerstoff zu elementarem Schwefel, der dann zum Beispiel in der Industrie als Rohstoff weiterverwendet werden kann. Es gibt aber auch spezielle Biofilterpellets mit Eisenoxidhydrat. Der Aufbereitungsprozess beinhaltet außerdem die Entfernung von CO2 durch verschiedene technische Verfahren. Das resultierende Biomethan hat einen höheren Methangehalt als das ursprüngliche Biogas und kann wie Erdgas genutzt werden. Es kann nun in Blockheizkraftwerken zur Stromerzeugung genutzt, in das Erdgasnetz eingespeist oder als Treibstoffeingesetzt werden. Die Erzeugung und Nutzung von Biogas und Biomethan trägt dazu bei, den Anteil erneuerbarer Energien im Energiesystem zu erhöhen und die Treibhausgasemissionen zu reduzieren.
Biogas und Biomethan können im Gegensatz zur Verbrennung fossiler Brennstoffe als CO2-neutral bzw. je nach Quelle als CO2-arm bezeichnet werden. Bei der anschließenden Verbrennung des Biomethans wird zwar Kohlendioxid (CO2) freigesetzt, dabei handelt es sich aber nicht um zusätzliches CO2, das in die Atmosphäre gelangt. Das bei der Verbrennung von Biomethan freigesetzte CO2 wurde zuvor von der vergorenen Biomasse (z.B. Pflanzen) aus der Luft gebunden und ist Teil eines natürlichen Kreislaufs. Auch wenn Pflanzen absterben und sich auf natürliche Weise zersetzen, wird zuvor gebundenes CO2 wieder freigesetzt.
Bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe hingegen wird CO2 freigesetzt, das über Jahrmillionen in der Erde gebunden war. Dadurch gelangt zusätzliches CO2 in die Atmosphäre und schädigt das Klima.
Grundsätzlich gilt: Die CO2-Neutralität hängt von der Methode der Biogas-/Biomethanherstellung und der Herkunft des organischen Materials ab.
Grüne Gase wie Wasserstoff und Biomethan sind entscheidende Bausteine für eine nachhaltigere Energiezukunft. Während an der Verbesserung der Effizienz und der Kostensenkung der Verfahren gearbeitet wird, steht fest: Grüne bzw. neue Gase und ihre Herstellungstechnologien, von der Elektrolyse bis zur Biomethanisierung, sind ein wichtiger Schritt, um unsere Energieversorgung umweltfreundlicher zu gestalten und einen positiven Beitrag zum Klimaschutz zu leisten.
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Grüne Gase, oft auch als erneuerbare Gase bezeichnet, sind Energieträger in gasförmigem Zustand, die aus erneuerbaren Quellen gewonnen werden. Im Gegensatz zu fossilen Brennstoffen, wie Erdgas, Erdöl und Kohle, die aus begrenzten, nicht erneuerbaren Ressourcen stammen, werden grüne Gase aus nachhaltigen Quellen wie Biomasse, organischen Abfällen und erneuerbaren Energien wie Sonne und Winderzeugt. Ein signifikanter Vorteil von grünen Gasen ist ihre niedrige bis nahezu neutrale CO2-Bilanz, was sie zu einer umweltfreundlichen Alternative in der Energieversorgung macht.
Laut Zukunft Gas sind mit "neuen Gasen" alle erneuerbaren und dekarbonisierten Gase wie grüner Wasserstoff, synthetisches Gas und Biogas gemeint. Wo der Begriff „grüne Gase“ in der Regel Gase meint, die aus erneuerbaren und nachhaltigen Quellen hergestellt werden, schließt die Bezeichnung „neue Gase“ auch Gase ein, die durch fortschrittliche Technologien und Verfahren CO2-frei oder CO2-arm hergestellt und eingesetzt werden können und so zu einer nachhaltigen und umweltfreundlichen Energieversorgung beitragen.
Es gibt verschiedene Arten von Wasserstoff, unter anderem: grauer, blauer, türkiser und grüner Wasserstoff.
Grüner Wasserstoff wird umweltfreundlich und nachhaltig meist mittels Elektrolyse hergestellt, wobei Strom aus erneuerbaren Energiequellen wie Sonne und Wind genutzt wird, um Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zu spalten. Im Gegensatz zu anderen Wasserstoffarten entstehen bei der Herstellung von grünem Wasserstoff keine CO2-Emissionen. Dies macht ihn besonders attraktiv für die Elektromobilität, Brennstoffzellenfahrzeuge, die Industrie und die Energiespeicherung. Grüner Wasserstoff ist zentral für die Dekarbonisierung verschiedener Wirtschaftssektoren und trägt maßgeblich zur Erreichung von Klimazielen bei.
Blauer Wasserstoff wird durch die Dampfreformierung von fossilem Erdgas gewonnen. CO2-Emissionen werden minimiert, indem entstehendes Kohlendioxid abgeschieden und unter der Erdoberfläche eingelagert wird. Diesen Vorgang nennt man Carbon Capture and Storage (CCS). Blauer Wasserstoff gilt als Übergangstechnologie zu einer kohlenstoffärmeren Wasserstoffwirtschaft und kann in bestehenden Erdgasinfrastrukturen genutzt werden. Allerdings ist die CO2-Abscheidung und -Speicherung technologisch herausfordernd und erfordert eine gut entwickelte Infrastruktur.
Türkiser Wasserstoff entsteht durch Methanpyrolyse. Unter hohen Temperaturen wird Methan zum Beispiel aus Erdgas in seine Bestandteile Wasserstoff und Kohlenstoff gespalten. Im Vergleich zur Dampfreformierung des blauen Wasserstoffs entsteht hier kein CO2, sondern fester Kohlenstoff.
Genaueres zum Herstellungsverfahren lesen Sie hier.
Diese Gase werden aus Biomasse gewonnen.
Bio-Methan wird durch anaerobe Fermentation (Vergärung) von organischen Abfällen wie Gülle, landwirtschaftlichen Reststoffen, Lebensmittelabfällen oder speziellen Energiepflanzen hergestellt. Diese Methode nutzt Mikroorganismen, um Biomasse in einem sauerstofffreien Umfeld abzubauen, wobei Methan als Hauptprodukt entsteht. Bio-Methan ist chemisch identisch mit konventionellem Erdgas und kann somit in bestehenden Gasnetzen und Anwendungen eingesetzt werden. Es dient als erneuerbare Energiequelle für Heizung, Elektrizitätserzeugung und als Kraftstoff für Fahrzeuge und spielt eine wichtige Rolle in der Dekarbonisierung des Gasnetzes.
Biogas entsteht ebenfalls durch anaerobe Vergärung, jedoch bezieht sich der Begriff „Biogas“ meist auf das Rohgas, das direkt aus der Biogasanlage kommt. Dieses Gas besteht hauptsächlich aus Methan und Kohlendioxid sowie geringen Anteilen anderer Gase. Biogas kann durch Aufbereitung zu Bio-Methan veredelt oder direkt in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zur gleichzeitigen Erzeugung von Strom und Wärmegenutzt werden.
Bio-LNG steht für Liquified Natural Gas und wird durch die Verflüssigung von aufbereitetem Bio-Gas hergestellt. Der Prozess umfasst die Reinigung des Bio-Gases und seine Kühlung auf etwa 150 – 164 °C, wodurch es in flüssiger Form vorliegt. Bio-LNG hat einen hohen Energiegehalt und eignet sich besonders für den Transportsektor, insbesondere für Schwerlastverkehr und Schifffahrt, da es weniger Platz beansprucht und die CO2-Emissionen im Vergleich zu herkömmlichen Treibstoffen signifikant reduziert.
Genaueres zum Herstellungsverfahren lesen Sie hier.
Synthetic Natural Gas, kurz SNG, ist ein synthetisch erzeugtes Gas, das entweder aus Biomasse oder aus fossilen Quellen wie Kohle produziert wird. Es ähnelt in seiner chemischen Zusammensetzung dem herkömmlichen Erdgas und kann daher problemlos in bestehenden Gasinfrastrukturen verwendet werden. Dies macht SNG zu einer potenziell attraktiven Option für die Energiewende und die Verringerung von Treibhausgasemissionen.
Die technischen Herausforderungen bei der Herstellung von SNG umfassen die Komplexität der Gasifizierung und die Notwendigkeit einer effizienten Reinigung des Gases, um Verunreinigungen zu entfernen. Wirtschaftlich gesehen ist die Produktion von SNG oft kostenintensiver im Vergleich zu herkömmlichem Erdgas, vor allem aufgrund der benötigten fortgeschrittenen Technologien und der hohen Investitionskosten.
Genaueres zum Herstellungsverfahren lesen Sie hier.
Erdgas spielt eine zentrale Rolle in der globalen Energieversorgung und ist aufgrund seiner vielseitigen Verwendbarkeit und relativen Sauberkeit im Vergleich zu anderen fossilen Brennstoffen ein wichtiger Energielieferant. Als brennbares Naturgas, hauptsächlich bestehend aus Methan, wird es in einer Vielzahl von Anwendungen genutzt, darunter zur Stromerzeugung, als Brennstoff für Heizsysteme und in der Industrie. Erdgas verbrennt sauberer als Kohle oder Öl, was zu geringeren Emissionen von Schwefeldioxid und Stickoxiden führt. Jedoch trägt seine Verbrennung immer noch zur CO2-Emission bei und ist damit Teil der Klimaproblematik. In der Übergangsphase zur vollständigen Nutzung erneuerbarer Energien dient Erdgas aber als Brückentechnologie, die es ermöglicht, die Energieversorgung zu stabilisieren, während gleichzeitig erneuerbare Energiequellen ausgebaut werden. Auch bei der Herstellung von neuen Gasen wie blauem oder türkisfarbenem Wasserstoff oder SNG, die Teil der Energietransformation sind, bleibt Erdgas zunächst ein relevanter Rohstoff.
Die Integration von neuen Gasen in die bestehende Gasinfrastruktur ist ein entscheidender Faktor für ihre Effizienz und Wirtschaftlichkeit. Dank ihrer chemischen Eigenschaften können für Gase wie SNG, Bio-Methan und in Teilen auch Wasserstoff problemlos bestehende Pipelines, Speicheranlagen und Verteilungsnetze genutzt werden. Das senkt Kosten für Neuinvestitionen, spart Zeit und erleichtert den Übergang zu einer nachhaltigeren Energieversorgung.
Die Anwendungsmöglichkeiten von neuen oder grünen Gasen sind vielseitig und bieten bedeutende Vorteile für verschiedene Sektoren. In der Stromerzeugung können sie zur Reduzierung der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen beitragen, indem sie als alternative Energiequelle in Kraftwerken eingesetzt werden. Im Mobilitätssektor bieten grüne Gase, insbesondere in Form von komprimiertem oder verflüssigtem Biogas, eine umweltfreundlichere Alternative zu herkömmlichen Kraftstoffen. Sie werden auch in Brennstoffzellenfahrzeugen verwendet, die Wasserstoff als Energiequellenutzen. Zudem können sie eine wichtige Rolle bei der Wärmeversorgung von Gebäuden spielen, indem sie herkömmliches Erdgas in Heizsystemen ersetzen.
Die breite Anwendbarkeit macht einen Mix aus unterschiedlichen neuen Gasen zu einem wesentlichen Bestandteil der Bemühungen, eine kohlenstoffärmere Zukunft zu gestalten und gleichzeitig die vorhandene Gasinfrastruktur weiter zu nutzen.
In Deutschland wird die Herstellung und Nutzung von neuen Gasen von gesetzlichen Regelungen wie dem Erneuerbare-Energien-Gesetz(EEG) unterstützt und reguliert, um eine nachhaltige Entwicklung in der Energiebranche zu fördern und gleichzeitig Umwelt- und Sicherheitsstandards zu gewährleisten. Das EEG ist eines der zentralen Instrumente zur Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland. Es legt fest, dass Strom aus erneuerbaren Quellen, einschließlich aus Biomasse erzeugtem Strom, bevorzugt ins Stromnetzeingespeist wird. Das EEG regelt auch die Vergütungssätze für erneuerbare Energie, was die Wirtschaftlichkeit der Produktion von grünen Gasen für die Stromerzeugung erhöht.
Die gegenwärtigen Planungen der Saale Energie gehen von der Errichtung verschiedener Anlagen aus. Sowohl Gas- und Dampfturbinen (GUD) als auch Industriegasturbinen werden dabei betrachtet. Diese würden die Dampf- und Elektroenergieerzeugung im Kraftwerk steigern. Für die Versorgung dieser Anlagen ist eine neue Anschlussleitung erforderlich. Die Möglichkeiten zur Umsetzung hat INFRACON im Rahmen einer Machbarkeitsuntersuchung geprüft. Dabei wurden vier verschiedene Trassenverläufe mit je etwa 3 km Länge betrachtet. Entscheidungskriterien waren neben der Durchführbarkeit auch Kosten und Hindernissen auf den Streckenverläufen. Darüber hinaus wurde auch die H2-Readiness berücksichtigt. Das bedeutet, dass sich Technik, Material sowie Dimensionierung im Sinne der Zukunftsfähigkeit sowohl für Erdgas als auch Wasserstoff eignen sollen.
Obwohl die Entfernung zwischen Kraftwerk und Fernnetz gerade einmal 3 km beträgt, brachte die Trassenplanung einige Herausforderungen mit sich. So handelt es sich beim fraglichen Bereich um ein ehemaliges Bombenabwurfgebiet, wodurch mit einer Kampfmittelbelastung zu rechnen ist. Zudem verlaufen mögliche Trassenvarianten durch ehemalige, teilweise unterirdische Braunkohleabbaugebiete. Da einige Varianten Bahnanlagen kreuzen, ist in diesen Fällen ein zeitintensiver Genehmigungsaufwand zu erwarten. Es mussten außerdem archäologische und ökologische Schutzgebiete berücksichtigt werden. So kamen einige Herausforderungen zusammen, denen im Zuge der Machbarkeitsprüfung Rechnung getragen werden musste.
Den Projektplanern der INFRACON gelang die Ausarbeitung einer flexiblen und effizienten Lösung für die geplante Anbindungsleitung, die sich in die bereits bestehende Infrastruktur einfügt. Unter Berücksichtigung der herausfordernden örtlichen Gegebenheiten wurde die beste Trassierungsvariante identifiziert und eine Vorplanung inklusive Kosten- und Zeitschätzung erstellt.
„INFRACON 365“ gibt Ihnen auch in diesem Jahr wieder einen umfassenden Einblick in die Arbeit unseres Teams. Neben Kurzberichten zu ausgewählten Projekten aus 2023 lesen Sie Fachartikel, lernen unsere Kolleginnen und Kollegen kennen und erfahren, was ein griechischer Titan namens Atlas mit der Energiewende zu tun hat.
Wir wünschen viel Spaß beim Lesen und Entdecken!
Hier können Sie die Ausgabe als interaktives PDF herunterladen.
Sie möchten die Print-Ausgabe erhalten? Wir lassen sie Ihnen kostenfrei und unverbindlich zukommen. Schreiben Sie uns einfach eine kurze E-Mail mit Ihrem Wunsch an kundenmanagement@infracon-service.de.
Unser Dank geht an sedruck in Leipzig für die zuverlässige Umsetzung des Drucks.
Laden Sie sich hier unsere Checkliste herunter und behalten Sie damit Ihren Netztransformationspfad im Blick.
Die Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes stellt die Kommunen vor eine große Herausforderung. Je nach Größe der Kommune muss bis Mitte 2026 bzw. 2028 ein kommunaler Wärmeplan erstellt und anschließend umgesetzt werden.
Unter der gemeinsamen Marke für kommunale Wärmeplanung KWP4 haben sich vier Partnerunternehmen der Energiebranche zusammengefunden – namentlich DBI, IE2S, NeulandQuartier und INFRACON – um bundesweit Städte und Kommunen bei ihrer kommunalen Wärmeplanung zu unterstützen. KWP4 bündelt Kompetenzen aus Wissenschaft, Management, Kommunikation und der direkten Umsetzung von Infrastrukturprojekten. Für mehr Infos lesen Sie hier weiter.
Zielitz in Sachsen-Anhalt beherbergt eines der größten und modernsten Kaliwerke weltweit. Seit 1973 produziert die K+S hier Düngemittel und industrielle Produkte. Um den gestiegenen Anforderungen an Druck und Gasmenge gerecht zu werden, bedurfte es nun eines neuen Netzkonzeptes.
Ziel des Projekts war die Planung einer erfolgreichen nachträglichen Druckanhebung auf bestehenden Leitungen. Konkret sollte die vorhandene auf einen niedrigen Druck (DP 16) ausgelegte Infrastruktur auf einen höheren Auslegungsdruck von DP 25 umgestellt werden. Um die Druckerhöhung zu gewährleisten, erfolgte zunächst eine detaillierte Untersuchung der notwendigen Anpassungen am Netz. Durch komplexe Druckverlustberechnungen konnten mögliche Engstellen und erforderliche Umbauten identifiziert werden.
Mithilfe eines sogenannten Mappers der Firma EMPIT wurden die bestehenden Leitungen lokalisiert und ihre Tiefenlage bestimmt. Der Zukunftsfähigkeit des neuen Netzkonzepts wurde Rechnung getragen, indem der mögliche Einsatz von Wasserstoff bei der Planung berücksichtigt wurde.
Nachträgliche Druckanhebungen sind aufgrund ihrer Komplexität eher unüblich. Die damit verbundenen geänderten regulatorischen und technischen Anforderungen führen dazu, dass umfangreichere Rahmenbedingungen in der Planung Beachtung finden müssen.
Aufgrund der Leistungserhöhung im Werk wurde der Ersatzneubau einer Gasdruckregel- und Messanlage mit entsprechend angepassten Parametern notwendig. Gleichzeitig zur Netzkonzeptplanung führte INFRACON also auch die Planung der neuen GDRMA nach HOAI-Leistungsphasen 1,2,3,5 und 6 durch.
Auf Wunsch des Kunden wurde dabei neben dem DVGW-Regelwerk zusätzlich das Normen- und Regelwerk des Netzbetreibers Avacon AG berücksichtigt, das zusätzliche technische Anforderungen an die Anlage stellt.
Am Ende des Projekts stand ein neues Netzkonzept für K+S Standort Zielitz, das die geplante Druckanhebung ermöglicht. Zusätzlich wurde eine neue Gasdruckregel- und Messanlage in Einklang mit den erhöhten technischen Anforderungen der Avacon AG geplant.
Die Lausitz soll mit Wasserstoff als Kernelement der Energiewende eine Vorreiterrolle bei der Einführung erneuerbarer Technologien übernehmen. Investitionen in Wasserstoff sind eine Investition in die Zukunft der Lausitz, in den Klimaschutz, in qualifizierte Arbeitsplätze als auch die Energieversorgungssicherheit unserer Region.
Gleichzeitig ist es eine der größten Herausforderungen der Zukunft, grüne Energie und insbesondere Wasserstoff vom Erzeuger zum Konsumenten zu bringen.
Eine Machbarkeitsstudie zum Aufbau eines leitungsgebundenen Wasserstofftransportnetzes in der Lausitz hat dazu in den vergangenen Monaten Erzeuger und Verbraucherpotentiale erfasst, technische und wirtschaftliche Möglichkeiten betrachtet, Trassenführungen entwickelt und die rechtliche Umsetzbarkeit geprüft.
Zur Vorstellung der Ergebnisse der Studie begrüßten am 11.12.2023 Dr. Klaus Freytag, Lausitz-Beauftragter des Ministerpräsidenten und Harald Altekrüger, Landrat des Landkreises Spree-Neiße/ Wokrejs Sprjewja-Nysa sowie Heiko Jahn, Geschäftsführer der Wirtschaftsregion Lausitz gemeinsam mit dem Minister für Wirtschaft, Arbeit und Energie des Landes Brandenburg Prof. Dr.-Ing. Jörg Steinbach Akteure und Stakeholder der Lausitz im Cottbuser Stadthaus.
Die Studie wurde durch die INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG in Zusammenarbeit mit dem Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität e.V. aus Mitteln des Investitionsgesetz Kohleregionen des Bundes erarbeitet. Sie hat als Kooperationsprojekt der Landkreise Spree-Neiße/ Wokrejs Sprjewja-Nysa Oberspreewald Lausitz und Elbe-Elster und der kreisfreien Stadt Cottbus/Chóśebuz das Ziel, die Lausitz fit zu machen, eine führende Rolle in der Entwicklung und Nutzung von Wasserstofftechnologien einzunehmen und somit einen wichtigen Beitrag zur Energiewende zu leisten.
Für die Bewältigung des Strukturwandels ist es notwendig, die Rahmenbedingungen zu schaffen, um den Wirtschaftsstandort Lausitz neu auszurichten, zu stärken sowie die Lebensbedingungen zu verbessern.
Die Lausitz, als etablierte Energieregion, hat sich zum Ziel gesetzt, ihr vorhandenes Know-how weiterhin zu nutzen, eine explizite Energieregion zu bleiben und ökologische Nachhaltigkeit zu erreichen, indem sie eine nachhaltige, zukunftsfähige und klimafreundliche Energieindustrie schafft und alternative Energieformen integriert.
Wirtschaftsminister Jörg Steinbach betonte heute bei der Vorstellung der Machbarkeitsstudie: „Neben dem Aufbau des überregionalen Wasserstoff-Kernnetzes, das für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft unabdingbar ist, hat auch der Aufbau einer bedarfsgerechten Verteilnetzinfrastruktur für Wasserstoff in die Landkreise und Regionen hinein eine große Relevanz. Nur so können wir die regionale Wasserstofferzeugung und den lokalen Verbrauch sinnvoll einbinden und sicherstellen, dass Wertschöpfung vor Ort generiert wird.“
„Ohne Wasserstoff keine Energiewende! Deshalb gilt: Die Zukunft gehört den Regionen, die zeitnah die Wasserstofftechnologie einführen. Die Lausitz spielt diesbezüglich in der Champions League!“, sagt WRL-Geschäftsführer Heiko Jahn.
Die Studie bestätigt, dass für die Anwendung und den Einsatz von Wasserstoff in der brandenburgischen Lausitz vor allem im Industriesektor sehr großes Potenzial vorhanden ist.
Es ist daher wichtig, die Industrie- und Gewerbegebiete in der Lausitz zeitnah an eine Wasserstoffpipeline anzuschließen.
Insgesamt wird ausgehend von heute bis in das Jahr 2045 neben einem hohen Wasserstoffbedarf der Unternehmen in der Lausitz noch ein deutlich höheres Wasserstofferzeugungspotenzial prognostiziert. Das in der Studie entwickelte Wasserstoffnetz könnte im Jahr 2045 eine Gesamtlänge von rund 404 km aufweisen und zu rund 30 % aus umgestellten Leitungen bestehen.
Die vollständige Studie können Sie unter www.wirtschaftsregion-lausitz.de und unter www.lkspn.de einsehen.
Pressemitteilung von Wirtschaftsregion Lausitz GmbH
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Die Temperatur, mit der das Gas die Anlage verlässt, spielt eine entscheidende Rolle für den Energiebedarf für die Vorwärmung. Eine Senkung der Gasaustrittstemperatur von +10 °C auf +2 °C könnte den Energiebedarf um bis zu 15 % reduzieren. Dies zeigt das erhebliche Energieeinsparpotential durch Kontrolle und Optimierung der Gasaustrittstemperatur.
Ein weiterer wichtiger Aspekt ist der Nutzungsgrad der Wärmebereitstellung. Eine Erhöhung des Nutzungsgrades von 85% auf 90% führt derzeit zu einer Energieeinsparung von ca. 10%. Die Effizienzsteigerung bei der Wärmebereitstellung ist daher ein kritischer Faktor für eine umweltfreundlichere Gasvorwärmung.
Im Jahr 2023 wurde INFRACON von ONTRAS beauftragt, für die Gasdruckregel- und Messanlage Steinitz eine CO2-neutrale Lösung zur Energieeinsparung zu entwickeln. Als wirtschaftlichste Lösung für Steinitz hat sich die Wirbelrohrtechnologie in Kombination mit einem Luft-Gas-Wärmetauscher und ggf. einer kleinen Expansionsturbine herausgestellt. Diese Technik ermöglicht es, das Gas durch Verwirbelung in einen kalten und einen warmen Strom zu trennen und die Temperaturabsenkung zur effektiven Nutzung der Umweltwärme zu nutzen.
Auch wenn der Einsatz von Gas-Expansionsmaschinen und Wärmepumpen in der Gesamtbetrachtung für den Standort Steinitz derzeit nicht favorisiert wird, kann er insbesondere für Stadtwerke mit weniger konstanten Volumenströmen durchaus eine wirtschaftliche Lösung darstellen.
ONTRAS setzt Wirbelrohre bereits seit 2021 erfolgreich in der Gasdruckregelanlage Nesselgrund ein. Die Technik funktioniert ähnlich wie eine offene Wärmepumpe ohne Verdichter und ist damit eine effiziente und umweltfreundliche Alternative zu herkömmlichen Verfahren.
Die Fortschritte in der Wirbelrohrtechnologie zeigen deutlich, wie innovative Ansätze in der Gasinfrastruktur nicht nur dazu beitragen können, Treibhausgasemissionen zu reduzieren, sondern auch die Effizienz und Wirtschaftlichkeit der Energienutzung zu verbessern.
INFRACON bündelt in Kooperation mit Prof. Jens Mischner (FH Erfurt) die Kompetenzen rund um den Einsatz von Wirbelrohren in den grünen Gasdruckregelanlagen der Zukunft.
9.1.2024: Freiberg, Leipzig, Stuttgart. Vier Partnerunternehmen der Energiebranche aus Freiberg, Leipzig und Stuttgart kooperieren unter der gemeinsamen Marke KWP4, um bundesweit Städte und Kommunen bei ihrer kommunalen Wärmeplanung zu unterstützen [1]. Die Bündelung von Kompetenzen aus Wissenschaft, Management und der direkten Umsetzung von Infrastrukturprojekten ermöglicht eine langfristige Partnerschaft von der Planung über den Bau bis zum Betrieb einer Wärmeversorgung. Eine begleitende Akzeptanzkommunikation sorgt von Anfang an dafür, dass die Bedürfnisse der Bürgerinnen und Bürger der Region nicht zu kurz kommen, sondern bereits in der Planungsphase mitberücksichtigt werden können.
„Die Erstellung des kommunalen Wärmeplanes als wesentliche Voraussetzung für ein Gelingen der Wärmewende ist für viele Kommunen eine große Herausforderung. Mit unseren vielfältigen und langjährigen Erfahrungen können wir den Kommunen eine effiziente, konkrete, fundierte und akzeptierte kommunale Wärmeplanung anbieten“, betont Dr. Ulf Kreienbrock, Geschäftsführer der Leipziger INFRACON, einem Spezialisten für leitungsgebundene Infrastrukturen. Sobald es um Simulationen und Modellierungen von Energiesystemen geht, steht das DBI mit seiner umfangreichen georeferenzierten Datenbank bereit: „Wir ermitteln z.B. ein realistisches Routing für Wärmenetzverläufe oder bieten standortscharfe Modellierungen von Energie- und Wärmebedarfen“, sagt Robert Manig vom DBI Freiberg. Tobias Gorges von der Intelligent Energy System Services GmbH aus Stuttgart ergänzt: „Neben unseren Erfahrungen in der Steuerung komplexer Multi-Stakeholder-Infrastrukturprojekte bringen wir auch unsere Kompetenzen aus dem Energiesektor in die Projekte ein und freuen uns sehr auf diese Partnerschaft.“ Ingo Seeligmüller, Geschäftsführer von NeulandQuartier, einer Leipziger Agentur für Strategie und Kommunikation, erläutert: „Ziel einer vorausschauenden Akzeptanzkommunikation im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung ist es, bereits in der Planungsphase eine positive öffentliche Wahrnehmung für kommende Veränderungen zu erzeugen“.
Die DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH ist ein Tochterunternehmen des DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V. Sie konzentriert sich entlang der gesamten Energie-Wertschöpfungskette auf Forschung und Innovation für eine nachhaltige Energieversorgung. Im Kontext Wärmeplanung stützt sich DBI auf langjährige Erfahrungen zur Nutzung leistungsfähiger Geoinformationssysteme (GIS) inklusive einer umfangreichen hausinternen Datenbank. Mehr unter: www.dbi-gruppe.de
Als Tochterunternehmen von ONTRAS Gastransport GmbH ist INFRACON Expertin für die grüne Transformation von Energieinfrastrukturen aus einer Hand – von Machbarkeitsstudien über die Umsetzungsplanung bis hin zu Baubegleitung und Betriebsunterstützung. Mehr unter: www.infracon-service.de
IE2S verfügt als Beratungsunternehmen über langjährige Erfahrung in den Bereichen Energieinfrastruktur und -versorgung, Energy Transition und Smart Energy Ecosystem und damit in Zusammenhang stehende Themen an der Schnittstelle zur kommunalen Wärmeplanung. Insbesondere bringt IE2S Kompetenzen aus dem Bereich des Business Advisory sowie der energietechnischen Beratung einschließlich Projektsteuerung und -umsetzung mit ein. Mehr unter: www.ie2s.com
NeulandQuartier ist eine Kommunikationsagentur mit Sitz in Leipzig. Der Fokus der Agentur liegt in der Akzeptanz- und Veränderungskommunikation bei Infrastruktur- und Bauprojekten. NeulandQuartier berät und begleitet Unternehmen sowie staatliche und nichtstaatliche Einrichtungen und Organisationen in der Kommunikation und bei der Einbeziehung unterschiedlicher Anspruchsgruppen. Die Arbeitsschwerpunkte der Agentur liegen dabei in der Strukturierung, Organisation und Moderation von Dialog- und Beteiligungsverfahren. Mehr unter: www.neulandquartier.de
[1] KWP4 – das ist die gemeinsame Marke für kommunale Wärmeplanung der vier Unternehmen DBI Gas und Umwelttechnik GmbH, Freiberg, INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG, Leipzig, Intelligent Energy System Services GmbH, Stuttgart und NeulandQuartier GmbH, Leipzig.
Die Kompressibilitätszahl, kurz K-Zahl, beschreibt die Abweichung des Verhaltens eines realen Gases vom Verhalten eines idealen Gases bei steigendem Druck. In der Praxis ist das ideale Gasmodell eine praktikable Vereinfachung, die es erlaubt, grundlegende Gaseigenschaften zu verstehen und zu berechnen, ohne vor Ort real zu messen.
Die DVGW-Norm G 685 regelt die Verfahren zur Energieermittlung von Gasen, die den Anforderungen der Gasbeschaffenheit der G260 entsprechen, wenn die Energie nicht direkt gemessen wird. Das Regelwerk ist im Energiewirtschaftsgesetz (ENWG) verankert und gilt insbesondere für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Lieferanten und Verbraucher.
Zunächst wird ein geeichter Gaszähler benötigt, der den Gasverbrauch des Volumens im Betriebszustand misst. Ab einem Überdruck von 100 mbar muss zusätzlich ein Mengenumwerter eingesetzt werden, der eine Umrechnung auf das Volumen im Normzustand ermöglicht. Da die Umrechnung in den Normzustand auch von der Zusammensetzung des Gases abhängt, wird in der Regel eine feste Gasbeschaffenheit im Mengenumwerter hinterlegt.
Die Umrechnung erfolgt mithilfe der Zustandszahl z, die sich unmittelbar auf diesen einen Ausspeisepunkt bezieht. Die Zustandszahl wird nach folgender Gleichung berechnet:
Für die Berechnung sind die Abrechnungstemperatur, der Luftdruck bzw. die Höhe, der Effektivdruck und die Gaszusammensetzung erforderlich. Der Wasserdampfpartialdruck kann vernachlässigt werden. Die Normtemperatur und der Normdruck sind festgelegt.
Die K-Zahl berechnet sich aus dem Quotienten der Realgasfaktoren bei Betriebszustand (Zp,T) und Normzustand (Zn).
Dieser Vergleich ist notwendig, weil das reale Gas nicht die Zustandsgleichung des idealen Gases erfüllt. Die Abweichungen nehmen mit steigendem Druck und sinkender Temperatur zu. Eine Prüfung, ob eine Korrektur der gemessenen Menge durchgeführt werden muss, erfolgt nach Teil 6 der G 685 ab einem Überdruck von 4 bar. Dabei kommen die K-Zahl-Verfahren SGERG-88. SGERG-mod-H2 und AGA8-92DC zur Anwendung.
Ab Oktober 2023 ermittelt ONTRAS für alle Ausspeisestellen am ONTRAS-Netz alle für AGA8 notwendigen Stoffkomponenten und wendet das Verfahren vorrangig zur Prüfung bzw. Korrektur der K-Zahl im Abrechnungssystem an.
Neben der K-Zahl-Korrektur ist die Ersatzwertbildung für gestörte oder fehlende Messwerte ein weiterer wesentlicher Bestandteil der Dienstleistung Energiedatenermittlung.
Es kann vorkommen, dass Messwerte fehlen oder fehlerhaft sind. Zwar müssen geeichte Messgeräte nach dem Stand der Technik betrieben werden, dennoch können verschiedene Ursachen zu fehlerhaften Messwerten führen.
Das Messgerät kann technisch ausfallen, muss gewartet werden oder die Datenübertragung kann gestört sein. Diese und weitere Beispiele führen dazu, dass die sogenannte Ersatzwertbildung notwendig wird. Dafür stellt Teil 5 der DVGW-Norm G 685 nein Regelwerk zur Verfügung.
Hierzu gibt es verschiedene Ansätze:
Diese Verfahren dienen dazu, Ersatzwerte für einzelne Messwerte zu bilden, bis das Messgerät wieder einwandfrei funktioniert.
Die Dienstleistung wird mit dem in der Energiewirtschaft etablierten Abrechnungssystem GAS-X erbracht. Die Anforderungen der G 685 an die Energiemengenermittlung, insbesondere die K-Zahl-Verfahren sind in der aktuellen Ausprägung implementiert. Die Verfahren zur Ersatzwertbildung sind ebenfalls implementiert. Ersatzwerte werden weitgehend automatisiert erzeugt und für die Verwendung im Abrechnungsprozess von Experten überprüft. Ein neu eingeführtes Prognosetool auf Basis von künstlicher Intelligenz sorgt auch untermonatlich für plausible Ersatzwerte. Insbesondere an Messstellen von Letztverbrauchern mit registrierender Leistungsmessung (RLM-Messstellen) und an Netzkopplungspunkten zwischen angrenzenden Netzbetreibern muss die K-Zahl-Korrektur berücksichtigt werden, um einen zuverlässigen Abrechnungsprozess zu gewährleisten.
INFRACON bietet umfangreiche Leistungen zur Energiemengenermittlung und K-Zahl-Korrektur an. Den Ansprechpartner finden Sie unten.
„… und bitte schnurstracks, gehen Sie nicht über Los.“ Mit diesen Worten werden am Vormittag die ersten von insgesamt rund 100 Gästen im Eingangsbereich des BMW Group Werks Leipzig empfangen. Der Veranstaltungsraum liegt unweit des Eingangs im Zentralgebäude und mitten im Tagesgeschäft des Automobilherstellers. Die betrieblichen Abläufe müssen ungestört bleiben und neugierige Blicke bis zur abendlichen Werksführung warten. Bis dahin erwarten die Besucherinnen und Besucher fünf spannende Fachvorträge rund um das Thema Transformation der Gaswirtschaft.
Nach einem Mittagsimbiss eröffnet Dr. Ulf Kreienbrock (Geschäftsleiter INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG) das mittlerweile 9. INFRACON Fachforum und gibt zunächst einen Einblick in die Entwicklung des Unternehmens. Dieses ist auch in diesem Jahr wieder um neue Kolleginnen und Kollegen (genauer fünf) gewachsen, denn die Transformation der Energielandschaft erfordert top ausgebildetes Personal. Aber auch der Austausch von Erfahrungen und Know-how gehört zum Anspruch der INFRACON. So soll das Fachforum einmal mehr als Wissensplattform und Netzwerk-Gelegenheit dienen. Deshalb verliert Dr. Kreienbrock nicht viel Zeit und übergibt an den ersten Fachreferenten.
"Eine Veranstaltung in den Räumlichkeiten und mit einem Abstecher in das BMW Autowerk ist sicher so schnell nicht zu toppen. Großes Lob dem Organisationsteam und natürlich auch den Fachreferenten. Rund herum gelungene Veranstaltung."
Thomas Kühnel (Leiter Werksservice GKN Driveline Deutschland GmbH Werk Mosel)
Unter dem Motto „Grüne Moleküle: Transformation der Gaswirtschaft“ widmet sich auch das diesjährige Fachforum wieder den aktuellen Themen der Branche.
Den Anfang macht der Wasserstoff: Holger Sprung (Leiter Unternehmensentwicklung ONTRAS Gastransport GmbH) stellt das H2-Kernnetz und die kommenden Vorhaben der ONTRAS vor.
Anschließend referiert Dr. Manfred Lange (Koordinator Forschung & Entwicklung Gas- und Wärme-Institut Essen e.V.) zur H2-Readiness im Wärmemarkt und Ute Fischer (Technisches Assetmanagement ONTRAS Gastransport GmbH) schließt das Themenfeld Wasserstoff mit einem Einblick in den Ablauf der Entstehung der Normungsroadmap für Wasserstofftechnologien.
"Die Fachvorträge waren allesamt praxisnah und top vorbereitet!"
anonymes Feedback
Im Anschluss daran kommt Thomas Fritsch (Geschäftsführer BALANCE Erneuerbare Energie GmbH) zur Rolle von Biogas in der Energiewende zu Wort.
Abschließend fordert Prof. Dr.-Ing. Prof. h.c. Jens Mischner (Professor in der Fachrichtung Gebäude- und Energietechnik, Fachhochschule Erfurt) noch einmal alle Konzentration. Da Erdgas trotz aller neuen Technologien zumindest noch eine gewisse Zeit lang eine Rolle im Energiemarkt spielen wird, stellt er zahlreiche Möglichkeiten vor, wie die Gasvorwärmung in Gasdruckregelanlagen CO2-frei gestaltet werden kann.
Die Pause am Nachmittag wurde ausgiebig genutzt zum Netzwerken und für einen Kaffee im angrenzenden „Apfelgarten“.
Die Besucherinnen und Besucher des Fachforums haben außerdem das Angebot wahrgenommen, sich mit den Kolleginnen und Kollegen der INFRACON an den Projektwänden zu aktuellen Praxisbeispielen auszutauschen. Als Projekt mit dabei war z.B. die Machbarkeitsstudie für das Wasserstoff-Transportnetz in Brandenburg (hier nachlesen.)
"Die zahlreiche Präsenz der INFRACON- und ONTRAS-Mitarbeiter zum Fachforum und die Präsentation der aktuellen Projekte hat zusätzlich zu den interessanten Vorträgen die Möglichkeit zum Austausch und zu vielen guten Gesprächen geboten. Vielen Dank!"
Ralph Oßmann (Teamleiter Technischer Betrieb, Ferngas Service & Management GmbH & Co. KG)
Wie jedes Fachforum wartet auch dieses mit einem besonderen Rahmenprogramm auf. In kleinen Gruppen folgen die Besucherinnen und Besucher gemeinsam mit dem INFRACON-Team vier Guides durch die Werkshallen des BMW Group Werks Leipzig.
"Als Veranstaltungsort war das BMW-Werk eine sehr gute Wahl […] Vielen Dank auch für die Organisation der Werksführung."
Thomas Vier (Stadtwerke Lutherstadt Wittenberg GmbH)
Im Anschluss an die beeindruckenden Einblicke lädt ein Abendessen in der hauseigenen Kantine dazu ein, den Tag in dieser besonderen, innovativen Location ausklingen zu lassen.
Wir danken BMW Group Werk Leipzig für diese exklusive Möglichkeit.
Der Prozess beginnt mit einer formlosen Anfrage des Anschlussnehmers an den Netzbetreiber. Dabei ist zu beachten, dass der Netzbetreiber gemäß § 33 GasNZV prinzipiell verpflichtet ist, Anlagen an die Gasversorgungsnetze anzuschließen. Nach der Anfrage findet ein Erstgespräch statt, in dem die örtlichen Gegebenheiten und die „Sinnhaftigkeit“ des Netzanschlussbegehrens, z.B. die Wirtschaftlichkeit, geprüft werden.
Nach dem Erstgespräch stellt der Anschlussnehmer beim Netzbetreiber einen offiziellen Antrag. Dieser enthält wichtige Angaben zu Menge, Druck, Qualität und Ersteinspeisung des Biogases. Der Netzbetreiber hat daraufhin eine Woche Zeit, um weitere Angaben anzufordern und ein verbindliches Angebot zur Prüfung des Netzanschlussbegehrens zu erstellen.
Mit der Anzahlung des Angebots beginnt die Prüffrist. Gemäß § 33 GasNZV prüft der Netzbetreiber das Netzanschlussbegehren innerhalb von drei Monaten und übergibt ein verbindliches Ergebnis seiner Prüfung an den Anschlussnehmer. Innerhalb der dreimonatigen Bindungsfrist kann der Anschlussnehmer nun ein verbindliches Vertragsangebot für den Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag verlangen.
Wichtige Vertragsdokumente für den Netzanschluss einer Einspeisung für Biogas sind der Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag (NAANV), die Planungs- und Errichtungsvereinbarung und der Realisierungsfahrplan.
Der Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag wird dem Anschlussnehmer in der Regel zeitgleich mit dem Realisierungsfahrplan zur Verfügung gestellt. Dieser beinhaltet die zeitliche Abfolge und Verantwortlichkeit für die einzelnen Schritte zu Herstellung des Netzanschlusses.
Bis der NAANV mit Start der Errichtung der Biogasaufbereitungsanlage in Kraft tritt, regelt die Planungsvereinbarung den Ablauf der Planung und Errichtung der Anlage.
Nach dem Vertragsabschluss übergibt der Netzbetreiber das Projekt an einen Planer (z.B. INFRACON). Der Netzbetreiber stellt eine formlose Anfrage an den Planer, es finden Erstgespräche statt, wichtige technische und örtliche Aspekte werden geklärt und schließlich erfolgt die Beauftragung des Planers durch den Netzbetreiber. Hier weiterlesen zum Ablauf der Anlagenplanung.
Ist die Biogasanlage in Betrieb gegangen, benötigt diese einerseits eine planmäßige Instandhaltung und andererseits eine Störungsbeseitigung.
Erstere beinhaltet vor allem die Gewährleistung der Anlagenverfügbarkeit, eine Störungsminimierung sowie Unfallminderung, aber auch die Sicherstellung von Normen, Vorschriften, Hersteller- und Genehmigungsvorgaben. Für den Störungsfall wiederum ist die Anlage gerüstet, indem zum Beispiel ein Bereitschaftssystem und Störreserven vorgehalten werden.
INFRACON kann den Betreiber bei beidem unterstützen. Das ist möglich, weil INFRACON zusätzlich zu den eigenen Ressourcen auf die Expertise und das Fachpersonal von ONTRAS zurückgreifen kann. ONTRAS betreibt selbst aktuell 23 Biogaseinspeiseanlagen. Weiterhin nutzt INFRACON für das 24/7-Ereignismanagement ihrer Kunden die Dispatchingzentrale von ONTRAS.
Ein Netzanschlussbegehren für eine Biogaseinspeisung erfordert ein strukturiertes Vorgehen und die Einhaltung bestimmter Voraussetzungen und Fristen. Von der formlosen Anfrage bis zur Beauftragung des Planers sind verschiedene Schritte zu durchlaufen, bei denen Ihnen unsere Expertinnen und Experten gerne zur Verfügung stehen.
Muster eines Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrages von ONTRAS
Nach dem Netzanschlussbegehren tritt der Netzbetreiber (z.B. Stadtwerk oder ONTRAS) an den Planer (z.B. INFRACON) heran, der mit der Entwurfsplanung gemäß der Leistungsphase 3* der HOAI beginnt. Während aller Leistungsphasen findet ein regelmäßiger Austausch zwischen Planer und Netzbetreiber statt, um den Projektfortschritt kontinuierlich zu überwachen.
An die Entwurfsplanung schließt sich die Genehmigungsplanung an. Hier werden die erforderlichen Antragsunterlagen erstellt und verschiedene Gutachten eingeholt und erstellt. Beispielsweise bietet INFRACON einen eigenen Explosionsschutz an. Nach Einreichung des Bauantrages ist mit einer Genehmigungsdauer von mindestens sechs Monaten zu rechnen.
In dieser Zeit erstellt der Planer die Ausschreibungsunterlagen, sucht geeignete Subunternehmen und bestellt die erforderlichen Einzelkomponenten.
Ist ein geeigneter Anlagenbauer gefunden und der Bauantrag genehmigt, beginnt der Bau der Anlage. Dabei übernimmt der Planer die Bauüberwachung, um sicherzustellen, dass alle technischen Vorgaben und Anforderungen eingehalten werden.
Der gesamte Prozess von der Entwurfsplanung bis zur fertigen Anlage dauert in der Regel etwa 1,5 bis 2 Jahre, abhängig von der Größe des Projekts und der Geschwindigkeit des Genehmigungsverfahrens.
*Bei der Beschreibung des Ablaufs orientieren wir uns an den Leistungsphasen der HOAI. Natürlich kann man INFRACON aber auch unabhängig von der HOAI beauftragen, z.B. auf Basis einer Pauschale. Die Leistungsphasen 1-2 (Grundlagenermittlung und Vorplanung) haben wir hier ausgeklammert, da die Notwendigkeit dafür sehr individuell ist. Die kaufmännischen Aufgaben der Leistungsphasen 6-7 wurden in diesem Beitrag bewusst außer Acht gelassen, um den Fokus auf die technischen Aspekte der Anlagenplanung zu legen.
Die Anlagenplanung für eine Biogaseinspeiseanlage umfasst verschiedene Phasen, darunter die Entwurfs- und Genehmigungsplanung sowie die Ausschreibungen sowie die Bauüberwachung. Ein sorgfältiger und koordinierter Prozess, der die Einhaltung technischer und rechtlicher Vorgaben erfordert. Sollten Sie Fragen haben oder Unterstützung benötigen, stehen Ihnen unsere Experten gerne zur Verfügung.
Bis zu einer Leitungslänge von 10 km trägt der Netzbetreiber (z.B. Stadtwerk oder ONTRAS) immer 75 % der Gesamtkosten des Netzanschlusses. Die Kosten für den Anschlussnehmer (z.B. Landwirt) variieren je nach Leitungslänge.
Bis zu einem Kilometer Leitungslänge trägt der Anschlussnehmer 25 % der Gesamtkosten, maximal jedoch 250.000 Euro. Zwischen einem und zehn Kilometern Leitungslänge trägt der Anschlussnehmer 25% der Gesamtkosten.
Ab dem zehnten Kilometer gilt: Der Anschlussnehmer trägt weiterhin 25 % der Gesamtkosten für die ersten zehn Kilometer Leitungslänge. Für jeden weiteren Kilometer Pipelineabschnitt übernimmt er zusätzlich 100% der Mehrkosten.
Entscheidend für die Berechnung der Leitungslänge ist der Standort der Biogasaufbereitungsanlage (BGAA). Die Biogaseinspeiseanlage (BGEA) liegt manchmal etwas näher an der Ferngasleitung und wird bei der Standortberechnung nicht berücksichtig.
Der gesamte Netzanschluss (Einspeiseanlage und Anschlussleitung) gehört dem Netzbetreiber und wird auch von diesem betrieben. Durch eine strategische Standort- und Pipelineplanung können potenzielle Einsparpotenziale identifiziert werden.
Wenn Sie weitere Informationen zu diesem Thema wünschen oder Unterstützung bei der Planung Ihres Netzanschlusses benötigen, stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.
Kaum ist die Wandfarbe getrocknet und die Kamera von der Schutzfolie befreit, findet schon die erste Live-Veranstaltung statt.
Das Webinar „Biogaseinspeiseanlagen: Von der Anfrage über Rechte und Pflichten bis zum Betrieb“ kam für uns aus zwei Gründen genau zum richtigen Zeitpunkt: Zum einen wollten wir unser gerade fertiggestelltes Digital-Studio endlich in Aktion erleben. Zum anderen häuften sich in letzter Zeit die Anfragen von Stadtwerken und Versorgungsunternehmen zum Thema Biogaseinspeisung. Da die Fragen sehr ähnlich sind und möglichst viele Unternehmen von den Antworten profitieren sollen, haben wir den Rahmen eines Webinars gewählt, um unser Wissen zu bündeln und uns mit den Teilnehmenden auszutauschen.
Mit Erfolg: Wir freuen uns über mehr als 80 Teilnehmende, einen regen Austausch mit wertvollen Fragen und bisher durchweg positive Rückmeldungen.
"Kurz und knapp – so sollte es sein."
"Das Webinar war sehr informativ und hat gleichzeitig das bereits vorhandene Wissen aufgefrischt."
"Der Ablauf war sehr gut strukturiert."
Zitate aus der anonymen Befragung nach der Veranstaltung
Wir bedanken uns bei allen Teilnehmenden und Referenten und freuen uns auf weitere gemeinsame Veranstaltungen.
Die Präsentationsfolien können hier kostenfrei heruntergeladen werden.
Auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft spielt Wasserstoff als Energieträger eine zentrale Rolle. Im Sinne einer ganzheitlichen und kosteneffizienten Infrastruktur ist die Nutzung des bestehenden Gasnetzes die volkswirtschaftlich sinnvollste Lösung. Die Richtlinie G 464 (M) definiert die Anforderungen an eine bruchmechanische Bewertung von bestehenden und neu zu errichtenden Gasleitungen.
Wasserstoff sowie Erdgas-Wasserstoff-Gemische können die Werkstoffeigenschaften des Leitungsstahls nachweislich negativ beeinflussen. Insbesondere wird die Bruchzähigkeit von Stählen dabei reduziert. Man spricht dann von Wasserstoffversprödung.
In der Folge erhöht sich die Risswachstumsgeschwindigkeit und die technische Restlebensdauer der Leitungen kann zum Teil erheblich verkürzt werden.
Die bruchmechanische Bewertung dient in diesem Zusammenhang als Nachweis, dass die Rohrleitung für den maximal zulässigen Betriebsdruck ausreichend dimensioniert und für den Betrieb mit Wasserstoff geeignet ist.
Ziel der G 464 ist es, „ein allgemeingültiges Konzept […] zur bruchmechanischen Bewertung der Wasserstofftauglichkeit für Errichtung bzw. Umstellung festzulegen.“ (S. 5, DVGW G 464 Merkblatt)
Für die bruchmechanische Bewertung eines Rohrleitungsabschnittes und damit für den Nachweis der Wasserstofftauglichkeit können verschiedene Eingangsdaten herangezogen werden.
Diese können entweder aus der Dokumentation des Netzbetreibers, den Normen für zerstörungsfreie Prüfungen (ZfP-Norm) oder einer Electro-Magnetic Acoustic Transducer (EMAT)-Molchung stammen.
Grundsätzlich wird in der G 464 ein angenommener Fehler verwendet. Für die Berechnung von gemessenen Fehlern, z. B. durch Molchung, kann das Merkblatt jedoch sinngemäß angewendet werden.
Das bruchmechanische Bewertungskonzept wird typischerweise für die folgenden beispielhaften Rohrkonfigurationen erstellt:
Da neue Rohrleitungen beispielsweise durch die Montage bereits Fehler aufweisen können, ist auch für diese eine bruchmechanische Bewertung durchzuführen. Allerdings gibt es Ausnahmen. Dafür sind in der G 464 drei wesentliche Bedingungen genannt:
Für die rechnerische Überprüfung werden die angenommenen oder gemessenen Fehlstellen hinsichtlich der statischen Beanspruchung und des Ermüdungsrisswachstums überprüft.
Das Ermüdungsrisswachstum unter Einfluss von Wasserstoff wird durch eine Abschätzung des Risswachstums bei sich ändernden Betriebsdrücken und Fahrweisen der Leitungsabschnitte ermittelt. Dabei darf die für die jeweilige Rohrkonfiguration zulässige Rissgeometrie nicht überschritten werden.
Jede Rohrkonfiguration muss dabei separat untersucht werden, so dass für eine Trassenbewertung teilweise mehrere verschiedene Bewertungen durchgeführt werden müssen. Für die Beurteilung des maximal zulässigen Druckes gilt immer das Prinzip des schwächsten Gliedes.
Der bruchmechanischen Bewertung gem. G 464 liegen die folgenden DVGW-Arbeitsblätter zugrunde:
Sowohl die G 463 als auch die G 409 und die G 464 gelten derzeit für Leitungen mit Wasserstoffanteilen von bis zu 100 Vol.-%. Erste Untersuchungen haben jedoch gezeigt, dass bereits Anteile von 10 Vol.-% Wasserstoff vergleichbare Auswirkungen auf die Stähle haben. Das Regelwerk empfiehlt daher eine sinngemäße Anwendung auch für geringere Wasserstoffanteile.
Bisher gab es in Deutschland kein einschlägiges Regelwerk zur Bestimmung der Wasserstofftauglichkeit von Gasleistungen. Orientierung bot lediglich das amerikanische Regelwerk American Society of Mechanical Engineers (ASME) B31.12. Hier finden sich Ansätze, die eine entsprechende Bewertung für 100 % Wasserstoff zulassen. Die bei der Erstellung des ASME-Standards verwendeten Stähle unterscheiden sich jedoch teilweise von den in Deutschland verwendeten Stahlsorten. Das amerikanische Regelwerk konnte daher nur konzeptionell für die rechnerische Bewertung herangezogen werden.
Inzwischen sieht das DVGW-Regelwerk sowohl für neu zu errichtende Leitungen als auch für die Umstellung von Erdgasleitungen auf Wasserstoff eine bruchmechanische Bewertung vor.
Unter aktiver Mitarbeit von ONTRAS und weiteren Projektbeteiligten wurde nun das neue DVGW-Merkblatt G 464 „Bruchmechanisches Bewertungskonzept für Gasleitungen […]“ fertiggestellt.
Im Rahmen erster Leitungsumstellungsvorhaben hat ONTRAS Gastransport GmbH ein eigenes Rechenmodell für die bruchmechanische Bewertung von Leitungen entwickelt. Um das Modell so sicher und zuverlässig wie möglich zu machen, wurde es an der TU Bergakademie Freiberg umfassend geprüft und verifiziert. Damit ist sichergestellt, dass die Bewertung der betrachteten Leitungen den höchsten Sicherheitsstandards entsprechen. Zum Abschluss wurde gegenüber ONTRAS die Regelwerkskonformität sowie der Stand der Technik der Berechnungssoftware bescheinigt.
Das Modell basiert auf den Grundlagen der AMSE B31.12, dem Formelwerk aus API579-1 und FKM-Richtlinie “Bruchmechanischer Festigkeitsnachweis für Maschinenbauteile” sowie den Ergebnissen des DVGW-Projekts zur Werkstoffuntersuchung deutscher Leitungsstähle. Dem Arbeitskreis der G 464 diente unter anderem dieses Modell als Basis.
Mit der Berechnung werden konkrete Rohrkonfigurationen bewertet. Jede Konfiguration wird mit verschiedenen Prüfkriterien untersetzt. Aus diesen ergeben sich dann “Failure Assessment Diagramme” (FAD) und Risswachstumskurven, die in Verbindung mit dem prognostizierten Betriebsregime Aufschluss über die Lebensdauer der Konfiguration in Lastwechseln (Zyklen) und in Jahren geben. Wie genau das aussehen kann, sieht man in der folgenden Grafik.
Zusammen mit mehreren Projektpartnern hat der DVGW eine stichprobenhafte Untersuchung gängiger Leitungsstähle im deutschen Netzgebiet zur Bewertung auf Wasserstofftauglichkeit in Anlehnung an die zugrundeliegenden Untersuchungen der ASME B31.12 vorgenommen.
Das Projekt des Innovationsprogramms Wasserstoff wird seit August 2020 gemeinsam mit einem Fernleitungsnetzbetreiber in der Materialprüfanstalt der Universität Stuttgart bearbeitet.
Das Ziel des Vorhabens ist, die in Deutschland eingesetzten Stähle zu bewerten und damit Kennzahlen für eine sichere, einheitliche bruchmechanische Bewertung zu erhalten.
Die Auswahl der zu untersuchenden Werkstoffe erfolgte möglichst repräsentativ für das deutsche Gasnetz und soll Stähle für Leitungen und Anlagen sowohl von Fernleitungs- als auch von Verteilnetzbetreibern umfassen. Anschließend wurde die Übertragbarkeit des ASME-Standards auf die untersuchten Stähle validiert.
Konkrete Ergebnisse dieser Untersuchungen ergeben sich auch aus den Ergebnissen des DVGW-Projektes SyWeSt H2.
Die Ergebnisse von SyWest H2 liegen ONTRAS vor. Sie sollen veröffentlicht werden und stehen dann zum Erwerb zur Verfügung. Wann genau der Ergebnisbericht veröffentlicht wird ist jedoch noch unklar.
Wasserstoff ist fester Bestandteil einer klimaneutralen Zukunft und die Umrüstung bestehender Erdgasnetze auf Wasserstoff die volkswirtschaftlich sinnvollste Lösung. Mit dem DVGW-Merkblatt G 464 liegt nun ein allgemeingültiges Konzept zur bruchmechanischen Bewertung vor, das als einheitliche Grundlage für den sicheren Einsatz von Wasserstoff dient – unabhängig davon, ob es sich um neu zu errichtende Leitungen oder um die Umrüstung bestehender Netze handelt.
INFRACON bietet die bruchmechanische Bewertung mit Ergebnisbericht an. Die Eingangsparameter der zu untersuchenden Leitungen können auf unterschiedliche Weise zur Verfügung gestellt werden. Grundsätzlich werden sie jedoch in enger Absprache mit dem Auftraggeber im Rahmen der zulässigen Werte ermittelt bzw. angenommen. Idealerweise liegen zudem vollständige Dokumentationsdaten oder auch konkrete Molchergebnisse vor.
Die aktuelle INFRACON 365 steht unter dem Leitthema „Neue Perspektiven“. Und der Name ist Programm!
Zunächst das Offensichtlichste: Bei der optischen und inhaltlichen Gestaltung konnten wir „neue Perspektiven“ einnehmen, indem wir uns der Ausgabe stärker aus dem Blickwinkel der Leserinnen und Leser genähert haben. So ist ein handlicheres Format mit reduzierten und übersichtlich präsentierten Inhalten entstanden. Außerdem kommt unser Team – die Gesichter und das Herz der INFRACON – nun an einigen Stellen zu Wort und ermöglicht damit einen zusätzlichen, persönlichen Einblick in die Projekte.
Anstoß für das Leitthema waren die besonderen Herausforderungen der letzten Jahre. In schwierigen Zeiten andere Perspektiven einzunehmen, flexibel und positiv zu bleiben: das ist notwendig, leicht und schnell gesagt, jedoch schwer umzusetzen. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund des furchtbaren russischen Angriffskrieges und der daraus resultierenden weitreichenden Konsequenzen in vielen Bereichen, auch und gerade in der Energiewirtschaft.
Wie so viele Unternehmen mussten auch wir erneut eine gewisse Beweglichkeit beweisen, konnten neben den Herausforderungen aber tatsächlich auch die Chancen sehen. Das hat Einfluss auf unsere Arbeit und unser Unternehmen. So haben wir im Jahr 2022 mit Blick auf eine CO2-ärmere, wettbewerbsfähige und unabhängigere Zukunft erneut eine Vielzahl Grüne-Gase-Projekte angeschoben, deren Machbarkeit geplant und sogar ein Wasserstoffprojekt in die Umsetzung begleitet. Wir berichten in der diesjährigen INFRACON 365 außerdem von einer Gas-Hochdruck-Leitung, die in den felsigen Boden unter eine 4-gleisige Bahnquerung passt, von einer Filteranalage, die ohne Verbrauchsmaterial auskommt und von einer GDRA, die mittels Wirbelrohrtechnik nachhaltig modernisiert wurde.
Die INFRACON 365 zeigt auch in diesem Jahr nicht nur unsere Erfolge, sondern auch die Herausforderungen, denen wir uns in den Projekten gestellt und auf welche Weise wir diese gelöst haben. Wir freuen uns, diese Erfahrungen mit unseren Leserinnen und Lesern zu teilen und ihnen auf diesem Weg einen tieferen Einblick in unsere Arbeit geben zu können. Wir wünschen eine interessante Lektüre!
Hier können Sie die Ausgabe als interaktives PDF herunterladen.
Sie möchten die Print-Ausgabe erhalten? Wir lassen sie Ihnen kostenfrei und unverbindlich zukommen. Schreiben Sie uns einfach eine kurze E-Mail mit Ihrem Wunsch an kundenmanagement@infracon-service.de.
… geht an sedruck in Leipzig für die wunderbare Zusammenarbeit und den gelungenen Druck!
„Eine leistungsfähige Wasserstofftransportinfrastruktur ist das Rückgrat der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft. Denn nur mit ihr kann man die Wasserstoffmengen transportieren, die unsere Industrie dafür benötigt.“, sagt Brandenburgs Wirtschaftsminister Prof. Dr.-Ing. Jörg Steinbach.
Laut Ministerium seien aktuell bereits fast 300 Unternehmen und Institutionen auf dem Wasserstoffmarktplatz registriert. Dies und die Vorhaben von Gasnetzbetreibern wie ONTRAS zur Umstellung der ersten Gastrassen (doing hydrogen und Flow) zeigten, dass der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Brandenburg enorme Fahrt aufnehme.
Das Ziel der Studie war die Entwicklung eines übergeordneten, kosteneffizienten Wasserstoffnetzes, das regionale Wasserstofferzeuger, -speicher und -endverbraucher miteinander verbindet und sich in eine deutschlandweite und europäische Wasserstoffinfrastruktur (European Hydrogen Backbone) einfügt. Im Zeitraum von April 2022 bis Januar 2023 arbeitete das Konsortium an der Studie und führte umfangreiche Quellen- und Senkenanalysen sowie zwei Stakeholder-Workshops durch. INFRACON erstellte auf Grundlage der Daten der wissenschaftlichen Institute zahlreiche Simulationen zur Darstellung möglichst vieler, auch extremer, Szenarien und konnte so die Planung einer optimalen H2-Trassierung erarbeiten. Projektingenieur Florian Temmler dazu: „Die Verknüpfung der wissenschaftlichen Methodik der Institute mit dem Netzbetreiber-Know-how der INFRACON ist das perfekte Zusammenspiel für so eine Studie.“
Neben den zahlreichen zu berücksichtigenden brandenburgischen Naturschutzgebieten nennt Projektingenieurin Ruth Rieger die Beteiligung mehrerer Netzbetreiber und Stakeholder am zukünftigen Netz als Herausforderung. Geholfen haben die Workshops: „Neben der Zusammenarbeit mit den Instituten waren die Workshops besonders hilfreich. Es war wichtig, alle Beteiligten persönlich abzuholen und ihre Perspektiven in die Studie einfließen zu lassen.“
In einer Pressekonferenz am Vormittag des 16.02.2023 stellten Wirtschaftsminister Jörg Steinbach und das beauftragte Konsortium die Ergebnisse der Studie gemeinsam vor. Diese liefert ein solides Grundkonzept hinsichtlich des Wasserstoffbedarfs und der -Erzeugung in Brandenburg sowie des Investitionsrahmens und wird so zukünftigen Planungen von Verbrauchern, Produzenten und Netzbetreibern als Basis dienen.
Florian Temmler mit Details zur Studie: „Im Rahmen der Studie haben wir ein Wasserstoffnetz für Brandenburg konzipiert, mit dem die prognostizierten Mengen sicher von den H2-Quellen zu den Anwendern transportiert werden können. Es hat eine Gesamtlänge von rund 1.100 km. Davon sind ca. 600 km (54 %) umgestellte Erdgasleitungen und ca. 500 km (46 %) Neubaustrecken. Damit ist ein wirtschaftlich sinnvoller Netzaufbau gewährleistet.“
Über den Investitionsaufwand sagt Minister Steinbach: „Die Studie stellt eine sehr wichtige Grundlage für den Aufbau eines Wasserstofftransportnetzes in Brandenburg dar. Insbesondere das Aufzeigen der Umstellungsmöglichkeiten bei der bestehenden Erdgasinfrastruktur und der Trassenbündelungen verdeutlichen, dass wir 55 Prozent der notwendigen Investitionskosten gegenüber reinen Neubautrassen einsparen können.“
Dr. Thorsten Spillmann vom Fraunhofer IEG, der die Studie koordinierte, erläutert: „Brandenburg ist nicht nur ein wichtiges Transitland, das die nördlichen Wasserstoffimport und -erzeugungsstandorte mit den südlichen Bundesländern verbindet, sondern hat selbst ein erhebliches Potenzial für die Erzeugung von grünem Strom und Wasserstoff sowie dessen Verwertung.“ Weiter erklärt er: „Die Verfügbarkeit von Wasserstoff ist eine wichtige Voraussetzung für die Dekarbonisierung der regionalen Grundstoffindustrie.“
Hier finden Sie die bei der Vorstellung der Studie gezeigte Präsentation, die wesentliche Inhalte zusammenfasst. Die vollständige Studie können Sie hier einsehen.
Es ist deutlich zu spüren – die Zeiger stehen auf Energiewende. Als Gas-Spezialist beschäftigt sich die INFRACON bereits seit einigen Jahren mit Lösungen rund ums Thema Wasserstoff und weitere grüne Gase. Am 22.09.2022 bekam Wasserstoff als Leitthema auf dem 8. INFRACON-Fachforum dann seinen großen Auftritt.
Den Anfang machte Ralph Bahke, Geschäftsführer Steuerung & Entwicklung (ONTRAS Gastransport GmbH) mit Quo vadis Erdgas und der Frage, wie sich die aktuelle politische Lage auf die Gaswirtschaft auswirkt.
Weil es neben dem Umdenken auf grüne Gase mindestens genauso dringend schnelle Lösungen für effizienten Gastransport braucht, fanden im nächsten Vortag innovative Konzepte für progressive Gasdruckregelanlagen ihren Platz bei Dr. Steffen Päßler, Leiter Netzbereich Mitte (ONTRAS Gastransport GmbH).
„Handfeste Themen und Beispiele. Macht einen großen Unterschied zu anderen Veranstaltungen.“
Anschließend erläuterte Stefan Lindner, Fachverantwortlicher Mess- und Analysetechnologie Wasserstoff (ONTRAS Gastransport GmbH) den Einfluss von Wasserstoff auf die Gasmesstechnik und Maximilian Metzner, Fachingenieur Gashochdruckleitungen (ONTRAS Gastransport GmbH) sprach über die Ermittlung der Wasserstofftauglichkeit von Gasleitungen mittels bruchmechanischer Bewertung. Weitere Informationen finden sich auch in diesem Blogbeitrag.
Jürgen Drose, Key Account Management (Vaillant Deutschland GmbH & Co. KG) zeigte aus Herstellersicht, wie sich H2 im Wärmemarkt einsetzen lässt.
„Die Veranstaltung ist in gewohntem Maße interessant, gut organisiert, aufschlussreich und praxisnah.“
Mit seinem Praxisbericht Wasserstoffprojekte – Sicherheit und Genehmigung schloss Florian Temmler, Planungsingenieur und H2-Experte (INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG) den Vortragsteil des Fachforums.
Den gesamten Tag über konnten Gäste und Referenten bereits die besondere Atmosphäre des alten Schaltwerks der Leipziger Stadtwerke aufsaugen und genießen. Zum Schluss bekam das Ganze noch das sprichwörtliche Krönchen aufgesetzt. Denn bevor mit dem Abendessen der gemütliche Teil des Fachforums eingeläutet wurde, hatten Interessierte die Möglichkeit, sich einer exklusiven Führung über die Baustelle des neuen Heizkraftwerkes Leipzig Süd anzuschließen. In über einer Stunde bekamen sie einen grundlegenden Einblick mit umfangreichen Hintergrundinformationen zum Vorzeige-Projekt der Leipziger Stadtwerke, dass noch im Sommer 2022 ans Netz gehen soll.
Das weltweit emissionsärmste Gasturbinenkraftwerk ist in der Lage, für die Strom- und Wärmeerzeugung vollständig auf erneuerbare Technologien umzustellen. Außerdem speichert es seine Abwärme, um sie bei Bedarf ins Fernwärmenetz einzuspeisen.
„Tolle Location, angenehme Größe. Tolles Catering. Besichtigung HKW super.“
Nach zahlreichen informativen Vorträgen zu den verschiedensten Aspekten von Wasserstoff, exklusiven Einblicken ins neue Heizkraftwerk Leipzig Süd und einem anregenden Austausch beim Abendessen ging das diesjährige Fachforum erfolgreich zu Ende.
Wir freuen uns darauf, Sie auch im nächsten Jahr wieder begrüßen zu dürfen. Bis dahin halten wir Sie zu den Themen Wasserstoff und grüne Gase wie gewohnt hier auf unserem Blog auf dem Laufenden.
Marek Preißner, Leiter Kundenmanagement bei INFRACON und einer von zwei INFRACON-Musikern der VNG-Firmenband Methanica, wollte das nicht so einfach hinnehmen und setzte den Gedanken diesen Menschen eine kleine musikalische Freude zu bereiten einfach in die Tat um. In einem Seniorenzentrum und einer Wohneinrichtung für Behinderte in Meuselwitz und Borna sang er vor den Terrassen und Balkonen der Einrichtung und sorgte so für etwas Abwechslung im erschwerten Alltag.
Auch an Himmelfahrt gab unser Sänger mit einem weiteren Musiker an mehreren Orten kurze musikalische Auftritte unter dem Motto: „Wir muggen – ihr spendet!“ und sammelte so für den Verein Wegweiser e.V. in Borna. Dieser kämpft mit seinem Team durch Familienhilfen, Beratungsstellen und einem Frauen- und Kinderschutzhaus gegen häusliche Gewalt und Kindeswohlgefährdung. Es kam sogar eine ordentliche vierstellige Summe zusammen.
Tolle Aktionen, wie wir finden.
Die im September 2021 erschienene 9. Ausgabe wurde fachlich und redaktionell durch die entsprechenden Gremien des DVGW überarbeitet. Ein Schwerpunkt der Überarbeitung war die Verkleinerung der Gesamtbreite des Wobbebereiches und die Einführung einer lokalen Schwankungsbreite. Ein weiterer Schwerpunkt war die Festlegung eines zulässigen Wasserstoffgehaltes in der 2. Gasfamilie, sowie die Einführung der 5. Gasfamilie für reinen Wasserstoff. Des Weiteren stand die Harmonierung der G 260 mit europäischen Norm DIN EN 16726 „Beschaffenheit von Gas – Gruppe H-Gas“ und die der Integration der G 262 in die G 260 im Mittelpunkt.
Mit der vorliegenden Ausgabe der G 260 wurden nicht alle Punkte abschließend und zur Zufriedenheit aller Markteilnehmer bearbeitet. Daher stellt diese 9. Ausgabe aktuell einen Kompromiss dar und die Arbeiten an den Themenschwerpunkten werden im Verband fortgesetzt.
Im Folgenden werden die Themenkomplexe Wobbeindex und Wasserstoff als Zusatzgas der 2. Gasfamilie näher behandelt.
Informationen zur Zusammenlegung G 260 und G 262, Netzzellen, Wasserstoff als 5. Gasfamilie finden sich auch im Blogbeitrag „Wasserstoff und die neue G 260 – Wirkung auf Mess- und Abrechnungsthemen“.
Der Wobbeindex ist die Kenngröße für die Austauschbarkeit von Gasen. Gase mit unterschiedlicher Zusammensetzung aber vergleichbaren Wobbeindex führen zu einer gleichen Wärmebelastung. Ein höherer Wobbeindex führt zu einer höheren Belastung und kann ab einer gewissen Überschreitung zu einer Schädigung des Gasgerätes führen. Ein geringerer Wobbeindex hingegen führt zu Leistungseinbußen bis hin zum Erlöschen der Flamme.
Der Wobbeindex darf daher nur in einem definierten Bereich schwanken. Ein schmaler Wobbebereich ist optimal in der Gasanwendung, da die Verbrennung mit einer hohen Effizienz und Sicherheit, sowie geringen Emissionen erfolgt. Ein schmaler Wobbebereich mindert aber die Diversität der Bezugsquellen. Es gilt daher einen Wobbebereich zu definieren, der beiden Punkten gerecht wird. Die G 260 legte bislang einen Wobbebereich von 13,6 bis 15,7 kWh/m³ fest. Die Hauptstudie Gasbeschaffenheit des DVGW aus 2018 zeigte, dass in der lokalen Anwendung die volle Bandbreite nicht ausgenutzt werden kann, da es zu Problemen bei Effizienz, Sicherheit und Produktqualität kommen kann. Vielmehr schlägt die Studie eine Schwankungsbreite von ± 2 % (ca. 0,3 kWh/m³) vor. Außerdem sollte nach der Studie der Gesamtbereich auf 15,3 kWh/m³ begrenzt werden.
In langwierigen Diskussionen und Verhandlungen wurde die obere Grenze des Wobbebereiches von 15,7 kWh/m³ auf 15,4 kWh/m³ abgesenkt. In Ausnahmefällen kann jedoch die obere Grenze auf 15,7 kWh/m³ erhöht werden.
Eine lokale Schwankungsbreite wurde in der G 260 nicht festgelegt. Die Hauptstudie Gasbeschaffenheit bildet einerseits eine gute Basis, ist aber andererseits für eine abschließende Festlegung der Schwankungsbreite nicht ausreichend. Die Zuständigkeit für den Einhalt der lokalen Schwankungsbreite konnte abschließend nicht geklärt werden. Zur weiteren Bearbeitung des Themas wurde beim DVGW ein fachübergreifender Projektkreis berufen.
Die Einspeisung von Wasserstoff in Netze der zweiten Gasfamilie ist durch die Überarbeitung der G 260 prinzipiell bis 10 % möglich. Allerdings sind brenntechnische Kenndaten des Grundgases und die Abnahmestruktur des Gasnetzes zu berücksichtigen.
Wasserstoff senkt den Wobbeindex und die relative Dichte ab. Das führt zum Beispiel bei russischem Erdgas oder beim Einsatz von reinem Biomethan bei einer Zumischung von 10 % Wasserstoff zu einer Unterschreitung der zulässigen relativen Dichte von 0,55. Es ist daher erst nach einer Einzelfallprüfung zulässig, die untere Grenze der relativen Dichte zu unterschreiten.
Weitere Restriktionen ergeben sich aus den Anwendungsbereichen der Gasinfrastruktur:
Aufgrund der unterschiedlichen Anforderungen und Einsatzgrenzen wurde kein allgemeingültiger Grenzwert für Wasserstoff in der 2. Gasfamilie in der G 260 festgelegt.
Das DVGW-Arbeitsblatt G 260 wird den ständigen Veränderungen in der Gasinfrastruktur angepasst. Die Themenschwerpunkte für die nächste Überarbeitung stehen bereits an und an einigen wird auch schon gearbeitet.
Der zulässige Gesamtschwefelgehalt in der von maximal 6 mg/m³ für unodoriertes Gas liegt deutlich unter dem der DIN EN 16726 mit 21 mg/m³. Hier wird eine Harmonisierung der Regelwerke angestrebt.
Ein weiterer Themenkomplex ist die Neubewertung des Grenzwertes für Schwefelwasserstoff von 5 mg/m³. Es liegen Erkenntnisse vor, dass Schwefelwasserstoff in Kupferleitungen Sulfide bildet. Diese Ablagerungen können zu Problemen in den nachgelagerten Gasanwendungen führen. Daher ist die Absenkung des Grenzwertes zu prüfen.
Die Schwankungsbreite des Wobbeindex wird auch künftig einen Arbeitsschwerpunkt darstellen. Hierbei wird nicht nur die Höhe der Schwankungsbreite und die Zuständigkeiten im Mittelpunkt stehen, sondern auch die Änderungsgeschwindigkeit.
Des Weiteren werden in der nächsten Überarbeitung der G 260 die Erfahrungen zur Wasserstoffnutzung einfließen. Das betrifft insbesondere die Verwendung als Zusatzgas in der 2. Gasfamilie, die Umstellung von Erdgasleitung auf Wasserstoffleitungen sowie Herstellung, Transport und Verwendung von reinem Wasserstoff als 5. Gasfamilie.
Im Rahmen des INFRACON Online-Seminars am 11.2.2022 referierte Dr. Thomas Höcher über die Neuerungen der DVGW G260, insbesondere zu den Themen Einführung der 5. Gasfamilie und Anpassung des Wobbeindex.
Beispielhaft stehen dafür der European Green Deal, die Novelle des deutschen Klimaschutzgesetzes oder auch der Regulierungsrahmen für Gas- und Wasserstoffnetze. Sämtliche dieser Entscheidungen haben eines gemeinsam: Sie sollen den Wasserstoff-Hochlauf kurz- bis mittelfristig beschleunigen und so die Transformation des deutschen und europäischen Energiesystems vorantreiben.
Viele fühlen sich durch die Dynamik der Veränderung jedoch überfordert und sind sich unsicher, welche Rolle sie in der künftigen Energielandschaft einnehmen werden.
Wir von INFRACON wollen und können Ihnen dabei helfen, ein erstes Meinungsbild Ihrer Anschlusskunden einzuholen.
“Viele möchten, aber nicht alle können.” So oder so ähnlich kann man die aktuelle Entwicklung zum Thema Wasserstoff beschreiben. Für den einen ist es das Allheilmittel, für andere hingegen ein Politikum.
Fest steht jedoch, Wasserstoff kann und wird zur Dekarbonisierung einen wesentlichen Beitrag leisten, dessen sind wir uns sicher. Aus diesem Grund wollen wir Ihnen helfen, die Netzkunden zu identifizieren, die Wasserstoff nutzen können und sollten. Aber wie?
Mit unserer RLM-Abfrage erstellen wir eine kurze Umfrage für Ihre Netzkunden mit den wesentlichen Fragen zum Thema Wasserstoff. Sie müssen sich dabei um nichts kümmern.
Von der Erstellung über die Ankündigung bis hin zu Auswertung. Alles wird durch uns im Gesamtpaket erledigt.
Die Ergebnisse geben Rückschluss über folgende Themen:
Diese und weitere Erkenntnisse sind durch die aufbereiteten Daten möglich und variieren je nach Anforderungsprofil des Kunden. Einen Ausschnitt ihrer möglichen Auswertung sehen Sie hier:
Im September 2021 wurde eine neue überarbeitete Version veröffentlicht. Mittlerweile ist es die neunte Ausgabe einer Richtlinie für die Beschaffenheit von Gasen.
Damit reagierte der DVGW auf die Forderungen von der Industrie und der Politik nacheiner stärkeren Berücksichtigung von Wasserstoff in der Gasversorgung. In der angepassten G260 wird nunmehr Wasserstoff als eigene Gasfamilie auf nationaler Ebene anerkannt. Zudem wurden einige weitere erneuerbare Gase in die Gruppe der methanreichen Gase aufgenommen. Welche genau das sind und welche weiteren wichtige Neuerungen in der G 260 festgelegt wurden, können Sie in diesem Beitrag lesen.
Mit der Überarbeitung der G 260 wurde ein weiterer Meilenstein auf dem Weg zu einer leitungsgebundenen Versorgung mit Wasserstoff erreicht. So wird Wasserstoff künftig nicht nur als Zusatzgas für die Einspeisung ins Erdgasnetz definiert, sondern darüber hinaus als Grundgas der öffentlichen Versorgungsgebiete beschrieben.
Künftig sind H2-Zumischraten größer 10 Vol.-% möglich. Die G 260 schreibt keine Grenzwerte mehr fest; es müssen jedoch für den Anwender relevante brenntechnische Kenndaten eingehalten werden. Diese sind durch den entsprechenden Netzbetreiber in Abstimmung mit den angeschlossenen Kunden zu definieren und zu bewerten.
Im Rahmen der Untersuchung müssen nicht nur die Rohrleitungen als solche, sondern sämtliche angeschlossene Messgeräte sowie nachgeschaltete Anlagen und Gasanwendungen für solche Wasserstoffgehalte geprüft und ihre Eignung nachgewiesen werden.
Speziell für den Hochlauf von reinen Wasserstoffnetzen wurde die neue Gasfamilie 5 eingeführt. Grundsätzlich wird darin zwischen zwei wesentlichen Reinheitsklassen unterschieden:
Der Netzbetreiber wird gefordert sein, sich für eine Reinheitsklasse zu entscheiden. Ausschlaggebend dafür können wirtschaftliche Gesichtspunkte, Anforderungen „sensibler Endanwender“ oder auch die Art der angeschlossenen Wasserstoff-Erzeugungstechnologien sein.
Das Regelwerk sieht darüber hinaus gemäß ISO 14687:2019 weitere Grenzwerte für sonstige Gasbestandteile und Begleitstoffe vor.
Die Qualität von in Ferngasleitungen transportiertem Wasserstoff orientiert sich an Gruppe A der neuen 5. Gasfamilie. Diese Qualität ist für den Großteil der Wasserstoffanwendungen als Reduktionsmittel, z. B. in der Stahlproduktion, bzw. als Brennstoff, z. B. in der Erzeugung von Prozesswärme, ausreichend und berücksichtigt mögliche, zu Beginn noch in umgestellten Erdgasleitungen befindliche Kohlenwasserstoffe. Erste Untersuchungen haben gezeigt, dass die Wasserstoffqualität von diesen Reststoffen nur geringfügig beeinträchtigt wird.
Die Wasserstoffqualitäten unterscheiden sich je nach Produktionsverfahren. So kann durch die Elektrolyse die höchste Reinheit realisiert werden, da dabei naturgemäß nur die im Wasser gelösten Begleitgase übertreten können. Für die Pyrolyse und die Dampfreformierung wird hingegen Erdgas benötigt. Dadurch können bspw. verschiedene Kohlenwasserstoffe enthalten sein, welche für Anwendungen in Brennstoffzellen oder auch stoffliche Anwendungen wie der Pharmazie grundsätzlich ungeeignet sind. In diesem Fall müsste man mit Membranen oder Druckwechselabsorptionsanlagen arbeiten, um das Gas entsprechend aufzubereiten.
Eine Übersicht über mögliche Erzeugungs- und Anwendungsfälle gibt die folgende Abbildung des nationalen Wasserstoffrates:
Die neue G 260 ersetzt nicht nur die veraltete Version der G 260, sondern integriert darüber hinaus die G 262, die zuvor die Nutzung von Gasen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung beschrieben hatte. Dazu zählten erneuerbare Gase wie Biomethan und synthetisches Methan (SNG).
Durch die Integration dieser Gase in die 2. Gasfamilie der methanreichen Gase wird das Arbeitsblatt selbst jedoch hinfällig und deswegen in seiner bestehenden Form zurückgezogen.
Insofern sämtliche brenntechnische Kenndaten eingehalten werden, fallen Wasserstoffeinspeisungen ebenso in die Gruppe methanreicher Gase und somit in die 2. Gasfamilie.
Durch die Integration der erneuerbaren Gase wurde zudem der Begriff „Netzzelle“ in die Norm mit aufgenommen. Damit wird ein definierter Teil des Verteilnetzes beschrieben, in dem eingespeiste erneuerbare Gase vollständig verbraucht werden, sodass eine Überspeisung in nachgelagerte Netze nicht notwendig ist. Das ist insbesondere dann notwendig, wenn das eingespeiste Gas nicht allen Anforderungen an Gase der jeweiligen Gasfamilie entspricht.
Die Anforderungen an Gasmessgeräte werden momentan intensiv geprüft und sind in der PTB TR G 19 beschrieben. Darüber hinaus werden diese und andere Komponenten im H2-Kompendium für Verteilnetzbetreiber (VNB) und Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) für verschiedene Geräte und Wasserstoffanteile zusammengefasst.
Sowohl Hersteller als auch die Physikalisch Technische Bundesanstalt ( PTB) geben je nach prozentualen Wasserstoff-Anteil für vorhandene Gaszähler Herstellererklärungen bzw. Unbedenklichkeitserklärungen für den möglichen Einsatz ab. Stand der Technik bei Gasbeschaffenheitsmessgeräten sind derzeit Prozessgaschromatografen, die Wasserstoff mit bis zu 20 Vol.-% im Erdgas eichrechtskonform messen können.
Auch die G 685, die die Ermittlung der Energiemenge für Gas beschreibt, wenn sie nicht direkt von einem Messgerät bestimmt wird, wurde erst vor einem Jahr überarbeitet. Aktuell wird die Norm um die Anforderungen, die sich aus der Zumischung von Wasserstoff zum Erdgas oder Wasserstoff als Grundgas ergibt, überarbeitet.
Teil 2 beschreibt die Ermittlung des Abrechnungsbrennwertes. Die größte Herausforderung ist die Ermittlung des Abrechnungsbrennwertes für Letztverbraucher, wenn Wasserstoff an lokalen Standorten dem Erdgas zugemischt wird.
Teil 6 beschreibt, wie die Kompressibilität des Gases entsprechend den hohen Anforderungen an die Genauigkeit berücksichtigt werden kann. Absehbar ist die Definition neuer MKV-Parameter im Mengenumwerter in Abhängigkeit von Druck und Wasserstoff-Anteil im Gas, die Einführung eines modifizierten K-Zahl-Verfahrens nach S-GERG 88 und eine breitere Anwendung von AGA8 für Wasserstoff oder Gasgemische bei höheren Drücken. Mit einem Gelbdruck ist Ende 2020 zu rechnen.
Mit der Überarbeitung der G 260 und der Berücksichtigung von Wasserstoff im Erdgas sowie als eigenes Grundgas ist die Grundlage für weitere Anpassungen des DVGW-Regelwerkes geschaffen worden. Weitere Fragestellungen in Bezug auf Messung und Abrechnung werden beim DVGW aktiv vorangetrieben. Damit bekommen Produzenten, Hersteller, Netzbetreiber und Anwender langfristige Planungssicherheit.
INFRACON ist mit der Berechnung der K-Zahl nach AGA8 bereits heute und demnächst mit dem modifizierten Verfahren nach S-GERG auf Änderungen im Regelwerk eingestellt.
Im ersten Teil haben wir uns den aktuellen politischen Rahmenbedingungen für Wasserstoff zugewandt. Dirk Manske, Leiter Regulierung und Energiepolitik (ONTRAS Gastransport GmbH) berichtete über „Aktuelle energiepolitische Entwicklungen – Implikationen für den Aufbau einer ostdeutschen Wasserstoffinfrastruktur“.Besonderes Interesse, auch im Chat, weckte beispielsweise das Thema Beimischung in Bezug auf die (getrennte) Regulierung.
„Wie sich die Fernleitungsnetzbetreiber dem Thema Wasserstoff bei der Netzentwicklung stellen“, stellte Uwe Thiveßen, Assetentwicklung/Simulation (ONTRAS Gastransport GmbH) in seinem Vortrag vor, welcher einen Ausblick auf die nächsten Schritte und die Vision auf das Wasserstoffnetz in 2050 gab.
Mit der Überarbeitung der DVGW G 260 wurde ein weiterer Meilenstein auf dem Weg zu einer leitungsgebundenen Versorgung mit Wasserstoff erreicht. So wird Wasserstoff künftig nicht nur als Zusatzgas für die Einspeisung ins Erdgasnetz definiert, sondern darüber hinaus als Grundgas der öffentlichen Versorgungsgebiete beschrieben. „Die neue G260 und ihre Wirkung auf Mess- und Abrechnungsthemen“ war daher ein wichtiges Thema, auf das Tobias Wiegleb, Leiter Transportabrechnung/Energiedatenmanagement (ONTRAS Gastransport GmbH) näher einging.
Als Gastredner haben wir Jörn-Heinrich Tobaben, Geschäftsführer der Metropolregion Mitteldeutschland und Vorstandsmitglied von HYPOS, gewinnen können. HYPOS verfolgt den Ansatz der überregionalen und interdisziplinären Kompetenzbündelung aus Industrie, Forschung und KMU in Mitteldeutschland mit dem gemeinsamen Ziel der Erreichung einer rentablen Umwandlung von Strom in Wasserstoff sowie dessen Nutzung. In seinem Vortrag „Wasserstoff ist Wirtschaftskraft – Von der Forschung in die Umsetzung in Mitteldeutschland“ ging Herr Tobaben näher auf die HYPOS Umsetzungsprojekte ein, u. a. am Beispiel Energiepark Bad Lauchstädt.
Philipp Hauser, Referent wissenschaftliche Studien, VNG AG, rundete das Fachforum mit seinem Vortrag „H2-Masterplan für Ostdeutschland und Grüne Gase @ VNG“ ab, in dem die Ergebnisse einer Studie und die aktuellen Entwicklungen der VNG AG beim Thema Wasserstoff vorgestellt wurden.
Wir freuen uns darauf, Sie nächstes Jahr wieder begrüßen zu dürfen.
Übrigens: Kennen Sie den Wasserstoffbedarf Ihrer Kunden? Wenn nicht, können wir Ihnen eventuell helfen. Mehr Informationen finden Sie hier: Wasserstoffabfrage RLM Kunden
Die Vorträge unseres Fachforums stehen Ihnen hier zum Download bereit:
Aktuelle energiepolitische Entwicklungen – Implikationen für den Aufbau einer ostdeutschen Wasserstoffinfrastruktur
Dirk Manske, Leiter Regulierung und Energiepolitik; ONTRAS Gastransport GmbH
Das Wasserstoffnetz – Wie sich die Fernleitungsnetzbetreiber dem Thema Wasserstoff bei der Netzentwicklung stellen.
Uwe Thiveßen, Assetentwicklung/Simulation; ONTRAS Gastransport GmbH
Die neue G 260 und ihre Wirkung auf Mess-und Abrechnungsthemen. Tobias Wiegleb, Leiter Transportabrechnung/Energiedatenmanagement; ONTRAS Gastransport GmbH
Alles rund um die neue G 260 haben wir in einem eigenen Blogbeitrag zusammengefasst.
Wasserstoff ist Wirtschaftskraft – Von der Forschung in die Umsetzung in Mitteldeutschland
Jörn-Heinrich Tobaben, Geschäftsführer Metropolregion Mitteldeutschland Management GmbH und Vorstandsmitglied HYPOS e.V.
H2-Masterplan für Ostdeutschland und Grüne Gase
Philipp Hauser, Referent wissenschaftliche Studien, VNG AG
Unser mobiler Probenehmer bietet Ihnen die Möglichkeit eine repräsentative Gasprobe zu sammeln und so die mittlere Gasqualität ohne großen Aufwand zu bestimmen. Hierbei wird ein standardisiertes Verfahren verwendet, welches zur Validierung der Gasbeschaffenheit bei der Eichung eines (Brennwert-) Rekonstruktionssystems genutzt werden kann.
Unsere Fachkollegen der Gasmesstechnik stehen Ihnen immer beratend zur Seite und klären alle Details zur Aufstellung. Sie bereiten die Behälter für die Probe vor und transportieren den mobilen Probenehmer zur Entnahmestelle. Anschließend nehmen Sie den Probenehmer in Betrieb. Nach der Umfüllung der Probe erfolgt, sofern der Probenahmeprozess in Ordnung war, der Abbau und der Rücktransport. Im Anschluss wird die gesammelte Probe im Labor analysiert.
Findet eine Probeentnahme für eichamtliche Zwecke statt, werden alle Arbeitsschritte von der zuständigen Eichbehörde begleitet.
Durch den mobilen Probenehmer lassen sich Messungen der Gasqualität sicher und anpassungsfähig durchführen und bietet so eine gute Alternative zu fest installierten Gaschromatographen.
Damit sind die vom Kalibrierlabor rückgeführten Druck- und Temperaturmessgeräte für eichamtliche Messungen zugelassen. Neben der Kalibrierung von Beamex MC5 und MC6 sowie vergleichbaren Messgeräten bieten wir auch die Justage der Messgeräte und einen Geräteservice (z. B. Softwareupdate) an. Weiterhin kalibrieren und (wenn möglich) justieren wir auch Drucktransmitter. Zusätzlich können außerhalb der Akkreditierung elektrische Messgrößen kalibriert werden. Unser Anspruch ist es, die Ausfallzeit Ihrer Geräte zu minimieren. Mit Terminabsprache sind Durchlaufzeiten von einer Woche möglich.
Viele mobile Prüfstellen lassen sich ihre Messgeräte durch das Eichamt rückführen. Der Nachteil ist, dass die Geräte zur Rückführung oft mehrere Wochen beim Eichamt verbleiben. Viele Eichämter führen auch keine Justage durch, sodass die Geräte zum Hersteller geschickt werden. Das erhöht die Ausfallzeit weiter. Das Problem besteht derzeit darin, dass viele mobile Prüfstellen meinen, dass die Rückführung durch das Eichamt erfolgen muss. Rückführungen über ein akkreditiertes Labor sind aber gleichwertig.
Im Rahmen eines Online-Seminars am 09.06.2021 begrüßte Sie zunächst Marek Preißner, Leiter Kundenmanagement & Service bei INFRACON . Nach einer kurzen Vorstellung übernahm Dr. Thomas Höcher, Laborleiter und Fachverantwortlicher Gasanalytik/Messtechnik bei ONTRAS Gastransport GmbH das Wort und berichtete über die Notwendigkeit und Wichtigkeit der Kalibrierung nach DIN EN ISO/IEC 17025. Hier finden Sie den Vortrag als pdf-Dokument zum Download: Kalibrierlabor ONTRAS
Weitere Informationen zum Kalibrierlabor von ONTRAS gibt es hier.
INFRACON nutzt für das 24/7 Ereignismanagement die Dispatchingzentrale von ONTRAS. Seit vielen Jahren werden dort Dienstleistungen in der Überwachung und Steuerung von Netzen sowie Anlagen erbracht, so zum Beispiel seit 2018 das Störungsmanagement außerhalb der Geschäftszeiten für die Energieversorgung Schwarze Elster GmbH (EVSE) und seit März 2019 für die Stadtwerke Parchim GmbH.
Dies entlastet die Bereitschaftskollegen der jeweiligen Energieversorger, indem Meldungen vorgefiltert und revisionssicher dokumentiert werden. Die Dispatcher können auch notwendige Bereitschaftseinsätze telefonisch nachhalten. Dies erhöht die Sicherheit für Einsätze, die nur mit einer Person (Alleinarbeitsplatz) abgedeckt werden können.
Die Energieversorgung Schwarze Elster GmbH (EVSE) ist ein regionaler Energieversorger für Erdgas und Strom und betreibt ein über 400 km langes Erdgasleitungsnetz.
Die in 2015 modernisierte und 2017 ISMS-zertifizierte Dispatchingzentrale von ONTRAS verfügt über drei moderne ergonomische Arbeitsplätze, von denen zwei Plätze 24/7 besetzt sind. Bei ONTRAS arbeiten 13 Dispatcher im Wechselschichtbetrieb mit einer umfassenden Bereitschaftsregelung, womit die ständige Arbeitsfähigkeit gewährleistet ist. Die gesamte Telefonanlage ist redundant ausgelegt und verfügt über eine Gesprächsaufzeichnung.
Zum Nachhalten der Ereignisse nutzen die Dispatcher den DISMA (Dispatching-Manager). Dieses selbst entwickelte Softwaretool erleichtert wesentlich das Nachhalten von Ereignissen und kann Störstellen mit geografischen Netzinformationen verknüpfen. Ebenso sind automatische Berichte bzw. Reports möglich. Die Anbindung an kundeneigene Betriebsinformations- bzw. Instandhaltungssysteme ist dabei auch möglich.
Aufgrund der technologisch anspruchsvollen Verlegung, unter anderem entlang der Abbruchkante eines Kieswerkes, entschieden sich die Stadtwerke Gotha NETZ GmbH dazu, das Projekt durch die Fachingenieure der INFRACON begleiten zu lassen.
Um die Versorgung dieser beiden Anschlusspunkte zu realisieren, war entweder der Umbau der bestehenden Gasdruckregel- und Messanlage (GDRMA) notwendig, bzw. musste in einer anderen Variante auf dem Gelände der bestehenden Anlage eine weitere GDRMA errichtet werden. Die Vor- bzw. Nachteile dieser beiden Projektmöglichkeiten wurden durch INFRACON im Rahmen einer Machbarkeitsstudie erarbeitet und analysiert.
Ein weiteres Ziel der Machbarkeitsstudie war die Untersuchung potenzieller Trassenvarianten für die Versorgung des Heizwerkes. Somit konnten im Vorfeld der Genehmigungs- und Fachplanung die Vor- und Nachteile der identifizierten Varianten unter wirtschaftlichen, technischen und umweltfachlichen Gesichtspunkten beurteilt werden.
Im Rahmen der Studie führte INFRACON eine Trassenbegehung durch und stellte Voranfragen bei den Trägern öffentlicher Belange. Im Ergebnis entstand eine realisierbare Vorzugstrasse, auf deren Grundlage eine belastbare Entscheidung für die nachfolgenden Planungsschritte getroffen werden konnte.
Seit ihrer Gründung 2007 ist die Stadtwerke Gotha NETZ GmbH der Strom- und Gasverteilnetzbetreiber für die Region Gotha und gewährleistet den diskriminierungsfreien Netzzugang sowie den sicheren und effizienten Netzbetrieb.
In planmäßigen Abständen sind im Gasnetz verschiedene Armaturen und Verrohrungen auszutauschen bzw. zu erneuern. Im Zuge dieser Maßnahmen kann es vorkommen, dass die Versorgung mit Erdgas ausgesetzt oder unterbrochen werden muss. In diesem Fall kann eine Ersatzversorgung notwendig sein, um einzelne Abschnitte auf andere Weise sicher zu versorgen. Die Ersatzversorgung mit Erdgas kann entweder mit LNG oder CNG erfolgen. Im Fall von Premnitz hat man sich für die Versorgung mit LNG entschieden, da hier aufgrund der langen Dauer von 14 Tagen eine größere Menge an Gas benötigt wird und ein Einspeisedruck unter 8 bar gewählt werden konnte.
Das Leistungsspektrum von INFRACON umfasste die Bereitstellung des LNG-Trailers, die Erdgasversorgung mittels Luftverdampfer, den 24/7-Bereitschaftsnotdienst (inkl. Einfriedung und Videoüberwachung) sowie die Installation einer mobilen Gas-Odorieranlage. Hierfür griff INFRACON auf unterschiedliche Netzwerkpartner zurück und koordiniert diese. Das Leistungspaket dieser Maßnahme wurde mit der Erstellung von Explosionsschutzdokumenten und Gefährdungsbeurteilungen abgerundet.
Bei einer Ersatzversorgung ist insbesondere darauf zu achten, dass die Zeitpläne der unterschiedlichen Akteure synchronisiert werden. Dies betrifft die vorgelagerte Baumaßnahme der NBB, die Installation und Anlieferung der LNG Versorgung sowie die Sicherstellung über die gewünschte Versorgungsdauer.
Ende November 2020 erfolgte für zwei Wochen die reibungslose Durchführung der Ersatzversorgung.
Die NBB Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg mbH & Co. KG (NBB) ist in Deutschland einer der größten örtlichen Verteilnetzbetreiber. Sie sorgt für eine sichere Gasversorgung in Berlin sowie in großen Teilen von Brandenburg, wobei sich das Gasnetz bis nach Sachsen-Anhalt und Sachsen ausdehnt.
Mit langjähriger Erfahrung im Umgang mit gasspezifischen Daten unterstützt INFRACON die BASF mit der Bereitstellung von Gasbeschaffenheitswerten, die zur Optimierung der technischen Prozesse herangezogenwerden und liefert täglich die Gasbeschaffenheitswerte des ankommenden Erdgases. Die Zusammensetzung des Erdgases ist für BASF sehr wichtig, weil eine Veränderung in der Zusammensetzung zu einer Anpassung der weiteren Prozessgase führt. Die tägliche Gasbeschaffenheitsmeldung kann somit als Warnsignal verstanden werden, auf das Rücksicht genommen werden muss, um die Güte des Prozesses aufrechtzuerhalten.
Die Schwankungen der Gasbeschaffenheitswerte basieren auf dem flexiblen Erdgasbezug aus Norwegen und Russland sowie der Einspeisung von regionalem Biomethan oder Wasserstoff. Dies führt in einem verzweigten Transportnetz dazu, dass sich an Ausspeisepunkten stark schwankende Gasbeschaffenheitswerte identifizieren lassen.
Die Bereitstellung der Gasbeschaffenheitswerte erfolgt über das Netz der ONTRAS mittels prozessbegleitender Simulation kontinuierlich (ungeeichte Daten) bzw. monatlich mittels eines Gasbeschaffenheits-Rekonstruktionsverfahrens für Abrechnungszwecke (geeichte Daten). Mithilfe dieser Verfahren können an allen Ausspeisepunkten des Transportnetzes die Gasbeschaffenheitswerte zur Verfügung gestellt werden.
Der Gesetzgeber gibt vor, dass der Arbeitgeber im Rahmen einer Gefährdungsbeurteilung festzustellen hat, ob die Beschäftigten Tätigkeiten mit Gefahrstoffen ausüben bzw. ob bei Tätigkeiten Gefahrstoffe entstehen oder freigesetzt werden können. Insbesondere sind Gefährdungen durch gefährliche explosionsfähige Gemische in einem Explosionsschutzdokument auszuweisen.
Als einer der größten Arbeitgeber in Sachsen-Anhalt mit 1.200 Mitarbeitern stellt sich KME Mansfeld GmbH seiner unternehmerischen, gesellschaftlichen und ökologischen Verantwortung.
Vor diesem Hintergrund hat sich die KME Mansfeld GmbH dazu entschieden, für ihre 84 Gasanlagen auf dem Betriebsgelände in Hettstedt auf die fachliche Kompetenz der INFRACON zu vertrauen. Im Zeitraum von Februar bis August 2019 wurden für sämtliche Anlagen:
durch die Projektingenieure der INFRACON erstellt.
Was ein Ex-Schutz-Beauftragter genau macht, erfahren Sie hier.
Explosionen stellen für ein Unternehmen eine große Gefahr dar; dabei geht es neben enormen finanziellen Verlusten durch Zerstörung von Betriebsmitteln, Produktionsausfällen und Umweltschäden vor allem um das Risiko erheblicher Personenschäden. Deshalb kann, wenn auch bisher in den Arbeitsschutzvorschriften nicht explizit gefordert, der Einsatz eines Explosionsschutzbeauftragten sinnvoll sein, da die Maßnahmen zur Umsetzung des Explosionsschutzes unter Beachtung sämtlicher Gesetze und weiterer Auflagen durch Versicherer u. ä. sehr umfassend sind.
Ein Explosionsschutzbeauftragter unterstützt und berät das Unternehmen bei allen Fragen des vorbeugenden und allgemeinen Explosionsschutzes, z. B. Fragen zu Explosionsschutzdokumenten und Gefährdungsbeurteilungen oder zur Geräteauswahl bei der Planung von Neuanlagen.
Typischerweise ist er verantwortlich für die Erstellung und Aktualisierung von Gefährdungsbeurteilungen, Gefahrenabwehrplänen und Explosionsschutzdokumenten und unterstützt bei Schulungen der Arbeitnehmer hinsichtlich Gefahren durch Explosionen. Weiterhin begeht er regelmäßig Anlagen in explosionsgefährdeten Bereichen und koordiniert wiederkehrende Prüfungen, wie die 3- bzw. 6-jährige Prüfung auf Explosionssicherheit der betreffenden Anlagen.
Nicht immer hat ein Unternehmen die notwendigen Ressourcen, um einen eigenen Explosionsschutzbeauftragten zu beschäftigen. INFRACON unterstützt Betreiber von explosionsgefährdeten Anlagen bei allen Fragen zu Gefährdungsbeurteilungen, Explosionsschutzdokumenten und wiederkehrenden Prüfungen. Damit können Sie von erweiterter Fachkompetenz bei diesen Themen profitieren und INFRACON kann Ihnen einen externen Explosionsschutzbeauftragten zur Verfügung stellen oder Ihren Explosionschutzbeauftragten bei seinen Aufgaben unterstützen.
Hier geht es zum Projektbericht bei KME Mansfeld.
Um dieses Ziel zu erreichen, war die Versorgung der vorhandenen und geplanten Gas-Kraftwerke mittels fossilfreier Gase zu prüfen. Dafür hat INFRACON eine ressourcenbezogene Machbarkeitsprüfung für eine fossilfreie Versorgung der Kraftwerksstandorte durchgeführt.
Die Machbarkeitsprüfung sah vor, die Energieträger Biomethan, synthetisches Methan und grünen Wasserstoff eingehend vorzustellen und deren Erzeugungskapazitäten zu untersuchen. Als Alternative ist blauer Wasserstoff als CO2-freier Energieträger für die Übergangszeit in die Überlegungen mit eingeflossen.
Die Kapazitätsprüfung wurde für das Berliner Umland und im deutschlandweiten Maßstab durchgeführt. Im Ergebnis zeigt sich, dass gegenwärtig die Energiemengen an Biomethan und grünem Wasserstoff nicht zur Verfügung stehen, wobei ein zügiger Ausbau insbesondere durch den Um- und Ausbau vorhandener Biogasanlagen möglich ist. Bis 2040 ist davon auszugehen, dass die Mengen an Biomethan, synthetischem Methan und grünem Wasserstoff in ausreichenden Mengen zur Verfügung stehen. Blauer Wasserstoff kann dabei als CO2-armer Übergangsbrennstoff angesehen und über Dampfreformierung aus Erdgas in großen Mengen bereitgestellt werden. Die Kapazitätsbetrachtung stellte sicher, dass die notwendigen Energieträger erschließbar sind und für die Fernwärmeversorgung von Berlin theoretisch zur Verfügung stehen.
Die Studie endet mit der Entwicklung verschiedener Versorgungsszenarien. Die Entwicklungstreiber dieser Szenarien sind der CO2-Preis und die jeweiligen Herstellungskosten der Energieträger. Diese Szenarien zeigen das Konkurrenzverhalten der unterschiedlichen Energieträger zum Erdgas auf, wobei fossilfreie Gase vor 2040 u. a. nur unter der Voraussetzung wirtschaftlich sind, wenn der CO2-Preis jährlich um ca. 10 % steigt.
Die Vattenfall Wärme Berlin AG sorgt für die Wärmeversorgung von Berlin und betreibt dazu 11 Heizkraftwerke und 77 Blockheizkraftwerke. Das Wärmenetz hat eine Gesamtlänge von ca. 2.000 km und wird ständig weiter ausgebaut.
Die Größe der Baumaßnahme und die Notwendigkeit, eine in Betrieb und unter Druck stehenden Gasleitung anzubohren (Stopple-Verfahren), stellte für die Stadtwerke eine besondere Herausforderung dar.
Aus gesetzlichen Gründen wurde hier der Einsatz eines Sicherheits- und Gesundheitskoordinators (SiGeKo) notwendig. INFRACON verfügt über zwei nach RAB 30 ausgebildete Mitarbeiter, die SiGeKo-Leistungen in diesem Fall und auch für weitere Kunden erbringen. Für die anstehenden Arbeiten erstellte die Fachabteilung neben der fachlichen Beratung einen SiGe-Plan mit den gewerbespezifischen gegenseitigen Gefährdungen. Die Durchführung der Stopple-Maßnahme wurde im Nachgang durch den beigestellten INFRACON SiGeKo überwacht.
Die Grundlage für den sicheren und ökonomischen Betrieb eines Versorgungsnetzes bilden detaillierte Informationen und realistische Netzmodelle. Aus diesem Grund plante die Stadtwerke Rostock AG eine umfassende Vergleichsdruckmessung und Modellkalibrierung für ihr ND-Gasnetz in der Innenstadt von Rostock. Hierfür stellte INFRACON für die physische Druckmessung entsprechende Druckmessschreiber zur Verfügung. Die Werte der Druckmessung und das im GIS gepflegte Netzmodell wurden dann für eine umfassende Netzberechnung herangezogen. Diese wurde im STANET durch die Fachkollegen von ONTRAS durchgeführt.
Ziel war es, die Werte der physischen Druckmessung zu plausibilisieren und das Netzmodell an die Realität anzupassen. Denn falsche Werte im Netzmodell, wie zum Beispiel fehlerhafte Nennweiten oder Höhenangaben, können zu Druckunterschieden und somit zu Investitionsentscheidungen (zum Beispiel Neubau einer GDRMA) oder sogar Stilllegungen führen.
Des Weiteren hat INFRACON für die Stadtwerke Rostock AG im Jahr 2019 Netzberechnungen für den Schwachlastfall und den geplanten Netzausbau im ND-Bereich begleitet.
Der Schwachlastfall basiert auf dem Tag, welcher die geringste Auslastung des Gasnetzes aufweist. Im Fokus der Auswertung steht hier die Mengenverteilung an den Übernahmestationen und ausgewählten Regelstationen sowie die Verteilung des eingespeisten Biomethans. Im Ergebnis zeigen sich teilweise höhere Drücke als die Regelstationen tatsächlich einspeisen. Die Unterschiede treten insbesondere bei Leitungsabschnitten mit topographischen Höhenunterschieden auf.
Die Netzberechnung im geplanten ND-Netzausbau hat gezeigt, dass die geplanten neuen Anschlussstellen sicher versorgt werden und die maximalen Fließgeschwindigkeiten zu keiner Zeit überschritten werden.
Die Stadt- und Überlandwerke GmbH Luckau-Lübbenau (SÜLL) war auf der Suche nach einem verlässlichen Partner, der sich um die planmäßigen Instandhaltungsmaßnahmen für die Biogaseinspeiseanlage (BGEA) Alteno kümmert. INFRACON übernimmt in Zusammenarbeit mit ONTRAS, an deren Netz bereits über 20 BGEAs angeschlossen sind, diese anspruchsvolle Aufgabe.
Die Wartung und Instandhaltung umfassen dabei das Stationsgebäude, die GDRMA, die Konditionierungsanlage, die Wärme- und Kälteanlagen, die Brandschutztechnik sowie die elektrotechnischen Anlagen. Je nach Anlage und Aufgabenbereich unterscheiden sich die Sicherheitskontrollen, Funktionsprüfungen und Systemkontrollen im Umfang und in der Häufigkeit.
Das Ziel der unterschiedlichen Maßnahmen besteht darin, die Funktionstüchtigkeit der BGEA aufrechtzuerhalten, um die Ausfallzeiten der Biogaseinspeisung auf ein Minimum zu reduzieren.
Die SÜLL versorgt die Einwohner, Firmen und Betriebe in ihrem Versorgungsgebiet zuverlässig und kostengünstig mit Strom, Gas und Wärme. Für diese Versorgungsaufgabe greifen sie auf ein 521 km langes Gasnetz sowie auf ein 919 km langes Stromnetz zurück.
Die Stadtwerke Frankfurt (Oder) GmbH betreiben ein braunkohlenstaubgefeuertes Heizkraftwerk mit zwei Braunkohlenstaubsilos. Die Silos sind mit einer CO2-Inertisierung/Löschung ausgerüstet, welche nur im Störungsfall, bei Temperatur oder Kohlenstoffmonoxid-Überschreitung (bedingt durch die Lagerung des Braunkohlestaubs) im Silo notwendig ist.
Das CO2 wird bei ca. 60 bar in flüssiger Form aufbewahrt und entspannt bei Abgabe in das System nahezu auf Umgebungsdruck. Infolgedessen bewegt sich der Aggregatzustand in einigen Leitungsabschnitten in der Nähe des Tripelpunktes (u. a. Temperaturen < -50 °C). Aufgrund seiner Beschaffenheit und Funktion als Fluidisierungshilfe ist zur Vermeidung von Taupunkterscheinungen im vorhandenen Wasseranteil im Braunkohlestaub eine Aufwärmung des zur Inertisierung verwendeten CO2 notwendig.
Aufgabe für INFRACON war daher die Auslegung und Auswahl der CO2-Vorwärmung, um eine entsprechende Mindesttemperatur des CO2 bei der Eindüsung im Silo zu erreichen. Zu diesem Zweck haben die Ingenieure von INFRACON im Betriebsversuch vor Ort die zur Auslegung benötigten Parameter bestimmt. Im Anschluss an die darauffolgende Berechnung der benötigten Vorwärmleistung wurde unter Abstimmung mit entsprechenden Herstellern ein elektrischer Gasvorwärmer ausgewählt. Zusätzlich erstellte INFRACON ein entsprechendes Fließschema inklusive der Betrachtung von möglichen Verschaltungsvarianten.
Darüber hinaus wurde für die darauffolgende Umbauplanung eine sicherheitstechnische Bewertung der CO2-Leitungen vorgenommen. Diese betraf unter anderem die Materialauswahl, die Auslegung und Positionierung von Sicherheitsabblaseventilen inklusive der angeschlossenen Ausblaseleitungen sowie die Erstellung einer anlagenbezogenen Gefährdungsbeurteilung. Die Gasvorwärmung wurde Ende des Jahres 2020 erfolgreich in Betrieb genommen.
Das Projekt wurde dank INFRACON erfolgreich abgeschlossen. Der jeweils offene, ehrliche Umgang miteinander und die Fähigkeit zuzuhören hat mich bei der Zusammenarbeit besonders gefreut.
Michael Hensel, Sachgebietsleiter Instandhaltung
Für die Stadtwerke Frankfurt bilden Kundennähe, eine qualifizierte Beratung und ein zuverlässiger Service die Basis des Unternehmenskonzeptes. Die stetige Weiterentwicklung vom klassischen Versorger zum modernen Dienstleister steht bei dem zukunftsorientierten Energieversorgungsunternehmen im besonderen Fokus.
Foto: Stadtwerke Frankfurt (Oder) GmbH
Anfang des Jahres 2018 führte bei der Stadtwerken Jena Netze GmbH eine Mehrfachstörung des Ultraschallgaszählers zu einem wiederholten Ausfall der Zählung. Die hatte zur Folge, dass der Betrieb nur noch über die Reserveschiene möglich war. Die Ursache für diese Störung waren durch Kondensat verklebte Sensoren des Ultraschallzählers. Die daraufhin durch INFRACON durchgeführte Analyse der Kondensatproben ergab, dass es sich um Erdgaskondensat und nicht um externe Stoffe (z. B. Schmieröl, biologisch bedingte Kondensate) handelte.
Eine nachfolgende Messung und Ermittlung des Kohlenwasserstoffkondensationspunktes zeigte, dass sich die Gasqualität im Grenzbereich, der nach DVGW G 260 erlaubt ist, bewegte. INFRACON empfahl daraufhin die Montage eines Abscheiders hinter der Druckregelung, weil die Möglichkeit der Erhöhung der Temperatur durch Gasvorwärmung ausgereizt und nicht im Sinne der Umweltschutzziele der Stadtwerke Jena Netze war.
Infolgedessen beauftragen die Stadtwerke Jena Netze im August 2018 eine Machbarkeitsstudie für einen nachträglichen Filtereinbau. Problematisch hierbei war der begrenzte Platz in dem bestehenden Gebäude. INFRACON prüfte innerhalb der Machbarkeitsstudie zwei Einbauvarianten. Die Stadtwerke Jena Netze entschieden sich für die Vorzugsvariante, der Aufstellung außerhalb des Regelraums im Freien.
Um die vorhandenen Platzverhältnisse optimal zu nutzen und den Umbauaufwand zu reduzieren, wurden ein bestehender DN 300 Kugelhahn und die bestehende Rohrleitung ausgebaut und dafür zwei Kugelhähne DN 200 in vertikaler Flussrichtung eingebaut. Die Rohrleitung wurde nach außen zum Filter geführt und die bestehende Messstrecke wurde weiter in Richtung Anlagenausgang verschoben. In diesem Coalescer- Filter wird das Kondensat aus dem Gasstrom gefiltert und gesammelt. Dadurch wird eine Verklebung der Sensoren des Zählers und der Eintrag in das nachgeschaltete Netz verhindert.
Im August 2019 wurden wir mit der Entwurfs-, Genehmigungs-, und Ausführungsplanung (HOAI Leistungsphasen 3-7) beauftragt. Die entsprechenden Genehmigungen (inkl. gutachterlicher Äußerung durch einen Sachverständigen) und Planungsunterlagen wurden durch INFRACON dann in der zweiten Jahreshälfte 2019 bzw. Anfang 2020 erstellt. Aufgrund der Lieferzeiten des Coalescer-Filters wurde dieser nach finaler Abstimmung und Freigabe bereits Ende 2019 bestellt. Im Februar 2020 wurden dann auch die weiteren Gewerke (Anlagenbau Gas, Anlagenbau Heizung, Tiefbau, Gebäudetechnik und EMSR) ausgeschrieben und im Mai vergeben.
Aufgrund von Arbeiten im vorgelagerten Netz war es notwendig, die Bauphase in zwei Abschnitte zu trennen. Bereits im Juni 2020 begann die Baufirma mit den Arbeiten des ersten Bauabschnittes an bzw. im Umfeld der Anlage. Das Baufeld und die Aufstellfläche des Filters wurden vorbereitet, die Heizungsanlage wurde um- und die auszutauschende Anlagentechnik wurde ausgebaut. Ende Juli wurde der Filter angeliefert und zwischengelagert. Im August 2020 ging die GDRMA wieder in Betrieb, um die Versorgung der Stadt Jena während einer parallel notwendigen Maßnahme sicher zu stellen. Im September konnte dann der 2. Bauabschnitt gestartet werden. Die Anlage wurde erneut außer Betrieb genommen, damit der Filter eingebunden und der Ultraschallzähler wieder eingebaut werden konnte. Ende September 2020 stellte der Sachverständige die Vorabbescheinigung aus. Nach Fertigstellung der Außenanlage, EMSR-Technik und weiterer Restarbeiten, wie Isolierung der Kondensatbehälter, Erstellung einer Überdachung und Erstellung von Auffangwannen konnte die Maßnahme mit dem Jahreswechsel beendet werden.
Seit vielen Jahren zählen die Stadtwerke Jena Netze zu unseren Kunden. Sie sind Teil der Stadtwerke Jena Gruppe und der Infrastrukturdienstleister und Netzbetreiber für Jena, Pößneck und die Region. Das Erdgasnetz ist ca. 540 Kilometer lang.
INFRACON übernahm während der gesamten Baumaßnahme die Bauoberleitung und Bauüberwachung sowie die Funktion des SiGeKo.
Die Städtischen Werke Borna Netz GmbH haben im Jahr 2020 die Errichtung einer Gasdruckregel- und Messanlage am Standort Raupenhain realisiert. Der Neubau wird benötigt, um auch zukünftig die Versorgungssicherheit im Stadtgebiet Borna und Umgebung zu sichern. Darüber hinaus sollte auch die nachfolgende Erschließung eines neuen Netzgebietes in der Ortschaft Raupenhain vorbereitet werden. Hierzu waren zwei Ausgangsdruckstufen vorgesehen. Im Sommer wurde die Bestandsanlage demontiert und durch eine Neuanlage ersetzt. Das neue Gebäude musste auf dem gleichen Gelände als Betongebäude errichtet werden. Im Zuge der Erneuerung der Anlagentechnik wurde das Gelände insgesamt neugestaltet.
INFRACON übernahm die Aufgaben der Planung, der Bauüberwachung sowie die Inbetriebnahme des Vorhabens. Dabei standen die Interessen des Bauherrn unter Berücksichtigung geltender Normen und Regelwerke, insbesondere die Umsetzung entsprechend DVGW G 491, im Vordergrund. Neben den Tätigkeiten der Leistungsphasen 1 – 9 der HOAI (Honorarordnung für Architekten und Ingenieure) konnten darüber hinaus projektspezifische Herausforderungen flexibel und auf kurzem Wege gelöst werden.
Die Aufgaben, u. a. die Erstellung eines Sammel-Explosionsschutzdokumentes inkl. Ex-Zonenberechnungen sowie die Organisation der Prüfung gemäß § 15 Anh. 2 Abschn. 3 Nr. 4.1 Betriebssicherheitsverordnung, wurden durch INFRACON fachgerecht durchgeführt. Hendrik Franke, Geschäftsführer Städtische Werke Borna Netz GmbH, ist nach Abschluss der Maßnahme erleichtert:
Das Projekt wurde qualitativ sehr hochwertig, im vorgegebenen Zeitraum und innerhalb des Budgets realisiert.
Hendrik Franke, Geschäftsführer Städtische Werke Borna Netz GmbH
Die Städtischen Werke Borna Netz GmbH wurde 2007 als 100%ige Tochter aus der Städtische Werke Borna GmbH ausgegründet und verantwortet als Netzbetreiber den Betrieb, dieUnterhaltung und den Ausbau der Strom-, Gas- und Fernwärmenetze der Stadt Borna und weiterer Ortsteile. Derzeit beschäftigt sie 35 Mitarbeiter und erwirtschaftet einen jährlichen Umsatz von ca. 11 Mio. Euro.
Im Rahmen der fortschreitenden Dekarbonisierungsbemühungen rückt das Thema Wasserstoff als zentrales Element einer klimaneutralen Energieversorgung immer mehr in den Vordergrund. Sowohl auf Bundesebene als auch im europäischen Kontext hat Wasserstoff im vergangenen Jahr enorme Aufmerksamkeit erfahren.
Mit der Veröffentlichung der Wasserstoffstrategien des Bundes und der EU wurden auch haushälterische Mittel für die Umsetzung und den Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft in Aussicht gestellt. Nun fragen sich viele Unternehmen, auf welchen Wegen diese Gelder zur Verfügung gestellt werden und wie ihr Unternehmen davon profitieren kann. Gern gewähren wir Ihnen im Rahmen dieses Artikels erste Einblicke in die Förderlandschaft.
Grundsätzlich können Sie sich über die Förderdatenbank des Bundes über aktuelle Programme und die Fördermodalitäten kundig machen. Mittels Verschlagwortung und Auswahl von Filterkategorien können Sie dort die für Sie passenden Programme heraussuchen.
Das Antragsverfahren kann einstufig oder zweistufig gestaltet sein. Beim einstufigen Prozess reichen Sie sofort einen vollständigen Förderantrag ein, beim zweistufigen Vorgehen muss zunächst eine Ideenskizze eingereicht werden, auf deren Basis dann eine Vorauswahl getroffen wird. Erst danach erfolgt die Erstellung und Abgabe der vollständigen Antragsunterlagen. Oft werden durch die Bundesministerien sogenannte Projektträger für die Betreuung der Antragstellung festgelegt. Es empfiehlt sich, frühzeitig mit diesen das Gespräch zu suchen, da diese oft hilfreiche Tipps zu den Auswahlkriterien und der Eignung Ihres Projektes für die entsprechende Förderrichtlinie geben können. Zu beachten gilt ebenfalls, dass es für viele Förderaufrufe enge Zeitfenster für eine Bewerbung gibt.
Die Europäische Union (EU) hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2050 klimaneutral zu sein. Für die Erreichung dieser Zielvorgabe spielt Wasserstoff eine wichtige Rolle, wie auch die EU-Wasserstoffstrategie zeigt. Um die Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft zeitnah zu befördern, hat die EU zahlreiche Förderprogramme auf den Weg gebracht, beispielhaft seien an dieser Stelle folgende genannt:
Zur finanziellen Unterstützung von Forschung und Technologieweiterentwicklungen mit hoher Relevanz für die EU, wozu der Themenkomplex Wasserstoff zählt, wurde das Forschungsrahmenprogramm Horizont aufgesetzt. Derzeit laufen noch die letzten Förderaufrufe des Horizont 2020 Programmes, welches ab Mitte 2021 dann abgelöst wird durch das neue Horizont Europa Programm. Die Themenschwerpunkte werden in Cluster eingeteilt, wobei Wasserstoff dem Bereich Klima, Energie und Mobilität zugeordnet wird. Im Kontext der EU-Förderung ist in der Regel eine internationale Kooperation bzw. die Einbindung von Partnern aus unterschiedlichen Mitgliedsstaaten innerhalb des Projektes erforderlich.
Neben der Forschungsförderung gibt es u. a. über den ETS Innovation Fund die Option, die Umsetzung von Vorhaben in industriellem Maßstab fördern zu lassen. Die Mittel für dieses Programm stammen aus den Erlösen des europäischen Zertifikatehandelssystems und sind u. a. geplant für Vorhaben, die sich mit innovativen kohlenstoffarmen Technologien bzw. der CO2-Reduktion von energieintensiven Prozessen befassen.
Die Laufzeit des Programmes endet 2030. Derzeit läuft noch (Stand: Januar 2021) ein Förderaufruf für kleinere Projekte mit einem Investitionsvolumen unter 7,5 Mio. €. Förderaufrufe für Projekte mit einem Budget über 7,5 Mio. € sind immer jeweils in den geraden Jahren vorgesehen.
Auf Bundesebene gibt es u.a. die folgenden Förderprogramme:
Das 7. Energieforschungsprogramm eröffnet die Möglichkeit, Forschungsvorhaben im Bereich Wasserstoff fördern zu lassen. Dabei werden sowohl Projekte der Grundlagenforschung (niedriger technischer Reifegrad) als auch über den Strang der Reallabore Vorhaben mit einer hohen technischen Reife gefördert. In der Regel empfiehlt sich eine Durchführung im Konsortium zwischen Wissenschaft und Wirtschaft, da diese die Förderquote erhöhen. Da im Rahmen des Konjunkturprogrammes 7 Mrd. Euro für weitere Förderrichtlinien bzw. die Aufstockung bestehender Programme wie das 7. Energieforschungsprogramm in Aussicht gestellt wurden , werden in diesem Jahr eine Vielzahl an Förderaufrufen erwartet. Derzeit sind bereits mehrere Förderaufrufe für eine Bandbreite an Themenfeldern offen.
Für den Einsatz von Wasserstoff im Verkehr kann eine Förderung über das Nationale Innovationsprogramm Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NIP) erlangt werden. Die Gelder werden von der Nationalen Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NOW) verwaltet, auf deren Seiten auch die aktuellen Aufrufe einsehbar sind. Sowohl die Betankungsinfrastruktur als auch Fahrzeuge/Schiffe mit Brennstoffzelle sowie Brennstoffzellen für weitere Anwendungen sind Gegenstand der Förderung.
Für Vorhaben der Industrie bei denen ausreichend beforschte Technologien großskalig demonstriert werden sollen, eignet sich zudem das Umweltinnovationsprogramm. Voraussetzung ist, dass die geplante Technik noch nicht in Deutschland angewendet wird oder bekannte Techniken neuartig kombiniert werden. Das Programm wird von der KfW betreut und bietet entweder einen Investitionszuschuss oder Zinszuschüsse zur Verbilligung eines Kredits als Förderoptionen an. Die KfW verwaltet überdies auch noch andere Programme z.B. zum Ausbau Erneuerbarer Energien. Daher ist es ratsam, sich mit deren Fördermöglichkeiten einmal näher zu beschäftigen.
Das Strukturstärkungsgesetz stellt Bundesmittel zur Überwindung der strukturellen Umbrüche des bevorstehenden Kohleausstiegs bereit. Die betroffenen Regionen in Brandenburg, Nordrhein-Westfalen, Sachsen-Anhalt und Sachsen werden mit einer Fördersumme von 40 Milliarden Euro bis 2038 bei der strukturellen Transformation unterstützt. Dieser Fördertopf teilt sich noch einmal auf in investive Maßnahmen der Länder und Kommunen (14 Mrd. €) sowie bundeseigene (Infrastruktur-) Projekte (26 Mrd. €).
Die Fördersummen werden den einzelnen Bundesländern zur Verfügung gestellt und können durch Kommunen und kommunale Unternehmen abgerufen werden. Je nach Region gibt es unterschiedliche Förderschwerpunkte, die sich an einem eigens formulierten Leitbild für die Region orientieren. Der Förderschwerpunkt Energieversorgung findet sich in allen drei Revieren wieder und eröffnen somit auch die Möglichkeit, Wasserstoff- und Grüngasprojekte zeitnah umzusetzen.
Die Energieversorgung ist im Wandel. Um den Weg für eine nachhaltige Zukunft zu ebnen und Anreize für eine frühzeitige Implementierung innovativer Konzepte zu setzen, sind bereits heute vielfache Fördermöglichkeiten gegeben. Wenn Sie Fragen zum Thema Fördermittel haben oder einen ersten Ansprechpartner rund um das Thema Wasserstoff suchen, dann kontaktieren Sie uns gerne. – Wir freuen uns auf spannende Projekte und begleiten Sie gerne bei der Transformation Ihrer Energiearchitektur.
Seit 2016 betreibt ONTRAS in ihrem Netzbereich West, Leipzig, ein Kalibrierlaboratorium für Druck und Temperaturmessgeräte. Dafür hat ONTRAS im gleichen Jahr die Akkreditierung beantragt und ein QM-System erstellt. Seit der erfolgreichen Zulassung im Juni 2017 konnte unser Labor fortan alle betreffenden Messgeräte selbst kalibrieren. Nähere Informationen zum aktuellen Akkreditierungsumfang finden Sie auch in der Akkreditierungsurkunde des Kalibrierlabors.
Am 2. März 2016 haben wir die Akkreditierung unseres Kalibrierlabors bei der Deutschen Akkreditierungsstelle (DAkkS) beantragt. Dazu mussten wir im Vorfeld ein umfangreiches QM-System erarbeiten, dass die besonderen Anforderungen der DAkkS erfüllt. Im November haben Gutachter das Messequipment für die Kalibrierung und das QM-System bewertet. Die Akkreditierungsurkunde für das Labor (D-K-20502-01) erhielt ONTRAS am 8. Juni 2017, die letzte Re-Akkreditierung wurde im Juni 2022 abgeschlossen.
Seitdem kalibrieren wir die Messgrößen “Druck” (0 bis 210 bar Überdruck, bzw. 0,05 bis 211 bar Absolutdruck) und “Temperatur” (direktanzeigende Temperaturmessgeräte, -20 bis 60 °C).
Die zugrundeliegende Akkreditierungsnorm DIN ES ISO / IEC 17025 wurde 2018 vollständig überarbeitet. Hieraus ergaben sich neue Anforderungen für den weiteren ordnungsgemäßen Betrieb des Kalibrierlaboratoriums. Im Fokus standen unter anderem die IT-Sicherheit in Bezug auf die Unparteilichkeit und Vertraulichkeit. Es ergaben sich aber auch neue Anforderungen hinsichtlich der metrologischen Rückführbarkeit; auch das Labormanagement-Handbuch war neu zu strukturieren.
Die Einordnung der folgenden messtechnischen Begriffe fasst die wichtigsten Aufgaben eines Kalibrierlaboratoriums zusammen.
Als Kalibrierung bezeichnet man einen Messprozess, der die Abweichung eines Messgeräts gegenüber einem anderen Gerät zuverlässig reproduzierbar feststellt und dokumentiert. In diesem Fall wird das andere Gerät als Normal bezeichnet.
Die Messwerte eines Messgerätes werden auf bekannte bzw. vorgegebene Werte eingestellt (z. B. durch Vergleich mit Normalen). Die wichtigsten Einstellungen sind die des Nullpunktes und der Empfindlichkeit.
Eichen ist die vom Gesetzgeber vorgeschriebene Prüfung (Kalibrierung) eines Messgerätes auf Einhaltung der zugrundeliegenden eichrechtlichen Vorschriften, insbesondere der Eichfehlergrenzen nach dem Mess- und Eichgesetz. In Deutschland ist die Eichung nach dem Eichgesetz eine hoheitliche Aufgabe.
Rückführung, auch metrologische Rückführbarkeit, beschreibt in der Messtechnik die Eigenschaft von Messergebnissen, sich auf einen Standard zu beziehen oder in Relation zu diesem zu stehen. Ein rückführbarer Messwert ist somit durch eine ununterbrochene Kette von Vergleichsmessungen mit bekannter Messunsicherheit auf einen anerkannten Standard bezogen. Dieser Standard kann z. B. eine SI-Einheit sein. Bei jeder dieser Vergleichsmessungen wird das Ergebnis des Vergleichs – auf Grund von unvermeidbaren Messunsicherheiten – niederwertiger als das dabei verwendete Normal. Es ergibt sich hierdurch eine Kalibrierhierarchie oder Rückführbarkeits-Hierarchie.
Der Prüfstand des Kalibrierlabors ist so ausgestattet, dass wir auch die metrologische Rückführung unserer Gebrauchsnormale vornehmen können, die wir für die Tätigkeit als mobile Prüfstelle benötigen, um eichamtliche Tätigkeiten im Feld durchzuführen. So ist eine automatische Kalibrierung der von ONTRAS verwendeten Messgeräte (Beamex MC5, Beamex MC6) möglich.
Durch die optimal ausgestattete Prüfeinrichtung und die entsprechende Akkreditierung ist eine Kalibrierung der Gebrauchsnormale bei Eichämtern oder anderen Laboratorien überflüssig und spart damit erheblich Zeit und Kosten. Kalibrierungen können schneller und flexibler durchgeführt werden, nicht nur für z. B. die ONTRAS Beamex-Geräte, sondern auch für Dritte. Viele Prüfstellen und Messtechnikabteilungen nutzen dieses Angebot bereits und greifen auf das vorhandene Know-how der ONTRAS zurück. Unsere Kalibriermöglichkeiten erfreuen sich wachsender Beliebtheit, die Auslastung des Kalibrierlaboratoriums steigt stetig.
Der Aufbau eines zertifizierten Kalibrierlabors war in vielerlei Hinsicht ein Erfolg. Bei ONTRAS ist die Zeitersparnis auch durch den flexiblen Einsatz des Prüflabors deutlich zu spüren. Aber auch für Dritte ergeben sich viele Vorteile, die bereits vielfach genutzt werden. Wir bieten unsere Leistungen diskriminierungsfrei an. Dabei können sich die Kunden auf das umfassende Know-how des Fernleitungsnetzbetreibers ONTRAS verlassen.
Weitere Informationen zur Kalibrierung und zum Kalibrierlabor finden Sie hier.
Sobald Beschäftigte mehrerer Unternehmer (Gewerke) auf einer Baustelle tätig werden, ist der Initiator eines Bauvorhabens (mit)verpflichtet, sich um den Gesundheitsschutz der auf der Baustelle tätigen Personen zu kümmern. Um diesem Anspruch gerecht zu werden, benötigen viele Bauherren Unterstützung – dies leistet der Sicherheits- und Gesundheitsschutzkoordinator, kurz SiGeKo (Sicherheitskoordinator).
Seit 1. Juli 1999 gilt die Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz auf Baustellen. Nach § 4 der Baustellenverordnung (BaustellV) haben Sie als Veranlasser eines Bauvorhabens für die wesentliche Verbesserung von Sicherheits- und Gesundheitsschutz der Beschäftigten auf Ihrer Baustellen zu sorgen. Dies kann der nach RAB 30 qualifizierte SiGeKo übernehmen.
Wenn eine Baumaßnahme den Gesamtumfang der 500 Personentagen überschreitet oder alternativ der Umfang der Arbeiten 30 Tage überschreitet und mehr als 20 Beschäftigte gleichzeitig über mindestens eine Arbeitsschicht tätig werden, muss die Baumaßnahme („Großbaustelle“ im Sinne der BaustellV) bei der zuständigen Arbeitsschutzbehörde vorab angekündigt werden. Die Erstellung der Vorankündigung kann gegebenenfalls bereits der Sicherheitskoordinator übernehmen. Wenn auf einer Baustelle Beschäftigte mehrerer Arbeitgeber tätig werden und besonders wenn gefährliche Arbeiten nach Anhang II BaustellV ausgeführt werden muss ein Sicherheits- und Gesundheitsschutzplan (SiGe-Plan) erstellt werden. Die Erstellung des SiGe-Plans ist während der Planung der Bauausführungen zu erarbeiten.
INFRACON erbringt nach Regeln zum Arbeitsschutz auf Baustellen (RAB 30) qualifiziertem Personal die SiGe-Leistungen im Bereich des Leitungs- und Anlagenbaus. Die eingesetzten SiGe-Koordinatoren sind auch in der Planung tätig und können in allen Phasen des Projekts sowohl sicherheits- als auch ausführungstechnische Aspekte beleuchten. Damit wird durch weniger Schnittstellen eine Optimierung des Projektablaufs ermöglicht. Alle sicherheitsrelevanten Vorgänge und Begehungen werden für den Kunden nachvollziehbar dokumentiert.
SiGeKo-Leistungen in der Planungsphase:
SiGeKo-Leistungen in der Umsetzungsphase:
Das Arbeitsblatt G 453 ist speziell für Gasleitungen aus Stahlrohren konzipiert, die überwiegend methanreiche Gase und Wasserstoff mit einem Auslegungsdruck von mehr als 5 bar transportieren. Die G 454 fokussiert sich auf die Gasdruckregel- und Messanlagen und deren vollständige technische Abnahmedokumentation. Beide Arbeitsblätter sind für die Gewährleistung von Sicherheits- und Qualitätsstandards unter Berücksichtigung des aktuellen technischen Fortschritts unerlässlich.
Die Betreiber von GDRMA und Gasleitungen sind verpflichtet, eine umfassende und stets aktuelle Dokumentation ihrer Anlagen zu führen. Diese Dokumentation umfasst verschiedene Elemente wie Abnahmebescheinigungen, Prüfaufzeichnungen, Sicherheitsnachweise, Gefährdungsbeurteilungen sowie Pläne und Schemata der Anlagen.
Die folgende Übersicht zeigt einen Auszug der Bestandteile für die Dokumentation von GDRMA und Gasleitungen nach DVGW-Regelwerk (DVGW-Information Gas Nr. 15).
Der DVGW unterscheidet zwischen Dokumenten der Priorität 1 und 2. Dokumente der Priorität 1 sind unverzichtbar und müssen bei Fehlen oder mangelnder Aktualität durch entsprechende Ersatzdokumente oder Maßnahmen ergänzt werden. Dokumente der Priorität 2 sind weniger kritisch, und ihr Fehlen erfordert in der Regel keine unmittelbaren Maßnahmen.
Für fehlende Dokumente der Priorität 1, ist ein Ersatzdokument gemäß Abschnitt 7 der G 454 zu erstellen. Fehlende oder unvollständige Anlagenbeschreibungen, Lagepläne, Schemas etc. sind neu zu erstellen bzw. zu ergänzen. Entsprechende Bescheinigungen (z.B. Schlussbescheinigung GasHDrLtgV) sind nachträglich einzuholen und ausstehende Prüfungen (wie z.B. Abnahme Sachverständige/Sachkundige G 491/G 492) nachzuholen. weitere Dokumente.
Gemäß Abschnitt 6 der G 453 ist eine Ersatzdokument für ein fehlendes Priorität-1-Dokument zu erstellen. Fehlende Schlussbescheinigungen/Abnahmebescheinigungen sind durch die Dokumentation der Druckprüfung, der zerstörungsfreien Prüfung und Abnahmeprüfzeugnisse für Rohre und Bauteile zu ersetzen. Liegen auch diese Dokumente nicht vor, sind nach G 453 weitere Maßnahmen zu ergreifen. Bei fehlender Erstbescheinigung über die Wirksamkeit des kathodischen Korrosionsschutzes ist eine Ersatzbescheinigung nach DVGW-Arbeitsblatt GW 10-B1 zu erstellen. Die Bescheinigung der Sachverständigen über die Druckabsicherung ist ebenfalls ersatzweise zu erstellen, wenn diese nicht vorliegt.
Im Rahmen unserer Online-Seminar Reihe hat am 09.12.2020 ein Vortrag mit anschließendem Austausch zur G 454 stattgefunden. Hier finden Sie die Folien als pdf-Dokument zum Download.
Um den Anforderungen der G 453 und der G 454 gerecht zu werden, können wir Sie bei der Prüfung der Bestandsdokumentation unterstützen. Dabei sind unter anderem folgende Aufgaben zu berücksichtigen:
Die Einhaltung der DVGW-Richtlinien G 454 und G 453 ist entscheidend für die Sicherheit und Effizienz in der Gasinfrastruktur. Mit einer ordnungsgemäßen Dokumentation stellen Sie nicht nur die Konformität mit den aktuellen Standards sicher, sondern tragen auch maßgeblich zur langfristigen Betriebssicherheit und Effizienz Ihrer Anlagen bei.
Im Rahmen unser Fachforum Reihe haben wir uns dieses Jahr dem Thema Keine Power ohne Gas: grüne Gase als Energieträger der Zukunft! gewidmet. Die Veröffentlichungen der Nationalen und Europäischen Wasserstoffstrategie sowie der generelle Diskurs rund um das Thema Wasserstoff hatte uns dazu bewegt, Ihnen die grünen Gase aus verschiedenen Perspektiven vorstellen zu wollen.
In diesem Zuge hat INFRACON eine Premiere gefeiert und das Fachforum erstmals aufgrund der pandemiebedingten Umstände als Online Variante angeboten. Aus einem Präsenztermin wurde eine dreiteilige Online-Reihe mit unterschiedlichen Schwerpunkten.
Der erste Teil (17.09.2020) wies einen strategisch-politischen Schwerpunkt auf. Hans-Joachim Polk (Vorstand Infrastruktur/Technik, VNG AG) berichtete über die strategische Ausrichtung der VNG AG bei grünen Gasen und Carolin Rößler (Referentin Energiepolitik, ONTRAS Gastransport GmbH) stellte die energiepolitischen Ereignisse des Jahres 2020 rund um das Thema Wasserstoff vor. So konnte man sehen, dass Wasserstoff mehr als nur ein „Hype“ ist, denn er konkretisiert sich gerade in Gesetzen.
Am 24.09.2020 standen die Anwendungstechnik und konkrete Projekte von ONTRAS im Fokus. Dr.-Ing. Rolf Albus (Geschäftsführender Vorstand, Gas- und Wärmeinstitut Essen e.V.) ging auf unterschiedliche Wasserstoffanwendungen und deren Zukunftsfähigkeit ein. Weiterhin erläuterte er die Auswirkungen von Wasserstoffbeimischung im Netz auf industrielle Feuerungsprozesse und Gasanlagen. Eric Tamaske (Referent Unternehmensentwicklung, ONTRAS Gastransport GmbH) präsentierte die Projektlandschaft von ONTRAS im Bereich der grünen Gase.
Der dritte und letzte Teil am 01.10.2020 bot einen direkten Projekt- und Marktbezug. Laura Pacha (Assetmanagerin, Vattenfall Wärme Berlin AG) skizzierte uns den fossilfreien Weg der Vattenfall Wärme Berlin AG: „Fossilfrei leben innerhalb einer Generation“ und ging dabei auf abgeschlossene Projekte sowie Projektvorhaben ein. Abschließend berichtete unser Kollege Christian Kolacny (Leiter Strategie & Kommunikation, INFRACON) über das generelle Marktgeschehen und die Herausforderungen für Großverbraucher mit grünen Gasen.
Wir freuen uns darauf, Sie nächstes Jahr wieder begrüßen zu dürfen.
Weitere Informationen rund um das Thema grüne Gase finden Sie hier.
Alle Vorträge unserer dreiteiligen Online-Reihe stehen Ihnen hier zum Download bereit:
Die grüne Gase Strategie der VNG AG
Hans-Joachim Polk, VNG AG
Keine Power ohne Gas – Wie Wasserstoff zum Energieträger der Zukunft wird
Carolin Rößler, ONTRAS
Wasserstoff in der Anwendung in Haushalt und Industrie
Dr.-Ing. Rolf Albus, GWI
Wasserstoffprojekte der ONTRAS
Eric Tamaske, ONTRAS
Fossilfrei innerhalb einer Generation
Laura Pacha, Vattenfall Wärme Berlin AG
Erfahrungsbericht INFRACON: Grüne Gase für Großverbraucher
Christian Kolacny, INFRACON
Flansche verbinden Rohrabschnitte untereinander. Auch Geräte, Armaturen und Messgeräte mit größeren Nennweiten werden durch Flansche mit den Rohren verbunden. Flanschverbindungen unterliegen der Normung nach DIN oder ANSI und werden nach Werkstoff, Nennweite, Lochbild und der Nenndruckstufe unterschieden.
Um Schäden an Personen, Anlagen und Umwelt zu vermeiden ist nach dem Stand der Technik die Festigkeit und Dichtheit der Flanschverbindungen gemäß DIN EN 1591-1 nachzuweisen. In den letzten Jahren sind die Anforderungen der Regelwerke stetig gestiegen und somit auch die Richtlinien für sichere Flanschverbindung gemäß DVGW‐Information Gas Nr. 19.
Danach sind Betreiber von Gasanlagen verpflichtet, die anzuwendenden Anzugsmomente zu ermitteln und bereitzustellen. Das ist erforderlich und wichtig, damit die Monteure vor Ort mit allen notwendigen Informationen ausgestattet sind.
Damit wir die erforderlichen Anzugsmomente für die im Betrieb befindlichen Anlagen zügig und sicher zur Verfügung stellen können, werden zunächst alle berechnungsrelevanten Informationen zusammengetragen. Hierfür werden beispielweise die Nennweite, die Flanschnorm, der Werkstoff, die Gewindegröße und der Schraubentyp abgefragt bzw. auf Wunsch auch von unseren Fachplanern vor Ort aufgenommen. Nach einer Redundanzprüfung werden mithilfe der DIMy Software die Anzugsmomente für jeden Flansch berechnet.
Diese Leistungen können auch einzeln und unabhängig voneinander bezogen werden. Bitte sprechen Sie uns bei Interesse an.
Basis für die Kalkulation der Entgelte der angebotenen Leistungen sind die externen Verrechnungssätze und der jeweilige Umfang der konkret angefragten Dienstleistungen.
Das Angebot umfasst:
Wir übernehmen dafür Leistungen rund um Planung und Bau, wie etwa Bauüberwachung, Tiefbau oder Kabelmontage. Neben der kaufmännischen Abwicklung und Projektsteuerung übernimmt INFRACON für Sie auf Wunsch auch Wartung und Instandhaltung Ihrer Kabelanlagen.
Weiterhin stellt Ihnen INFRACON die freie Übertragungskapazität unbeleuchteter Glasfasern – auch „Dark Fibre“ genannt – zur Verfügung.
Im Rahmen von Neubauprojekten plant und realisiert INFRACON in Kooperation mit GDMcom GmbH die Verlegung von Kabelanlagen, wie etwa Glasfaser, im Schutzstreifen von Ferngasleitungen der ONTRAS Gastransport GmbH. Dabei werden Kabelanlagen bestehend aus Kabelschutzrohren und/oder Glasfaser-Kabeln (auch Lichtwellenleiter-Kabel genannt) verlegt.
Profitieren Sie von unseren umfangreichen Leistungen, die Ihnen den Zugang zu einer Zukunftstechnologie mit enormem Potenzial eröffnet: Ultraschnelle Datenübertragung, geringere Störanfälligkeit und dabei kaum Leistungsabfall sind nur einige Vorteile, die wir Ihnen auf diese Weise bieten.
INFRACON stellt Ihnen die freie Übertragungskapazität unbeleuchteter Glasfasern – auch „Dark Fibre“ genannt – zur Verfügung. Durch die Vermietung solcher Lichtwellenleiter-Kapazitäten profitieren Sie von einer schnellen und sicheren Datenverbindung. Die hohe Übertragungssicherheit entspricht dem Standard G 652 der International Telecommunication Union (ITU).
Zudem garantiert INFRACON eine Überwachung rund um die Uhr, die neben einer beständigen Verfügbarkeit auch besondere Sicherheitsanforderungen gewährleistet. In Abhängigkeit der von Ihnen eingesetzten Komponenten für die Datenübertragung und -aufbereitung werden Übertragungsraten von bis zu 100 Gigabit pro Sekunde erreicht.
Datenlecks, Unwetterschäden oder folgenschwere Unfälle: Ein Krisenstab als Antrieb und Fachabteilungen, die wie Zahnräder in einem Getriebe arbeiten – im Takt zwischen Treibenden und Getriebenen, kraftvoll,effektiv, zielführend – sind das Herz eines gut funktionierenden Notfall- und Krisenmanagements (NKM). Ohne reibungslosen Austausch und klare Rollenverteilung läuft solch ein System jedoch nicht.
Störung, Notfall oder Krise – welche Eskalationsstufe ein Ereignis im Sinne des NKM erreicht hat, müssen Unternehmen zunächst selbst ergründen. Alle Ereignistypen eint, dass sie ganzheitlich gedacht werden müssen.
»Ein gut geplantes und erprobtes Notfall- und Krisenmanagement kann im Ereignisfall nicht nur den wirtschaftlichen Schaden für das Unternehmen minimieren, sondern auch die Reputation des Unternehmens schützen«,
sagt Christian Kolacny, der bei INFRACON für Strategie und Kommunikation verantwortlich ist.
Das Unternehmen mit Sitz in Leipzig gehört zum Verbund der ONTRAS Gastransport GmbH und kann somit auf langjährige Erfahrungen im Betrieb Kritischer Infrastrukturen zurückgreifen. Denn als Fernleitungsnetzbetreiber ist ONTRAS gesetzlich dazu verpflichtet, Vorsorge für Notfälle und Krisen zu treffen und ein entsprechendes System vorzuhalten.
Auch die Ver- und Entsorgungsleitungen von Stadtwerken zählen zu den Kritischen Infrastrukturen und rücken damit in den Fokus des Gesetzgebers. Nach EU-Verordnung SoS-VO 994/2010 und Kritischer-Infrastruktur-Richtlinie müssen die Versorgungsunternehmen, wie Stadtwerke es sind, Maßnahmen treffen, die unter anderem eine sichere Versorgung gewährleisten. Zudem zieht diese Einstufung nach sich, dass Stadtwerke und Netzbetreiber die Anforderungen des DVGW-Merkblattes G 1002 erfüllen müssen. Dieses bietet die Grundlage für die Handlungsfähigkeit im Krisenfall.
»Um Handlungssicherheit zu gewinnen, muss jeder Betrieb die Definition eines Ereignisses für sich individuell klären: Dabei müssen bestimmte Felder betrachtet werden, aus denen Risiken erwachsen und einen solchen Fall auslösen können«,
sagt der INFRACON-Mitarbeiter.
Für den angenommenen Ernstfall stellt ein NKM-System dann interne Regelungen, Abläufe und Hilfsmittel bereit. Regelmäßige Aktualisierungen und Übungen sind dabei genauso wichtig wie Angaben zum Krisenstab und grobe Ablaufpläne.
So sind auch vermeintlich einfache Maßnahmen von grundlegender Bedeutung, wie etwa, Awareness – also situationsbezogenes Bewusstsein, das konkrete Handlungen erfordert – im Unternehmen auf einem hohen Level zu halten.
»Das klassische Beispiel für fehlende Awareness ist z. B. der Pförtner, der nicht über potenzielle Gefahren informiert wurde und dann im Ereignisfall beispielsweise als Erster Externen Auskünfte erteilt, was nicht in seinen Zuständigkeitsbereich gehört. Das heißt: Das NKM sollte immer ganzheitlich gedacht werden«,
ergänzt er.
Ob bei der Entwicklung des Systems oder der Kommunikation darüber – Informationsflüsse sind für das Gelingen essenziell und sollten möglichst organisch ablaufen.
»Denn ein System, das nur von wenigen Personen eines Unternehmens getragen oder gar von anderen diktiert wird, funktioniert nicht.«
Ihren Erfahrungsschatz teilen die INFRACON-Mitarbeiter mit Stadtwerken und anderen Netzbetreibern. In einem eintägigen Workshop analysieren sie beispielsweise Inhalte und Abläufe vorhandener Systeme, geben Tipps zu Umsetzung und Schärfung und identifizieren Schwachstellen, welche die Krisenbewältigung erschweren und verzögern könnten.
»Ein NKM-System einzuführen, bedeutet viel Arbeit. Von den Erfahrungen anderer zu lernen, hilft dabei, einige Schritte einzusparen«,
sagt Kolacny.
Darauf aufbauend und je nach Bedarf berät INFRACON individuell und vermittelt auch weiterführende Schulungen, Krisenübungen und Medientrainings für den Fall der Fälle. Denn spätestens mit Eintritt eines Not- oder Krisenfalles wird klar: Wirksame Krisenbewältigung muss lange vor der eigentlichen Störung beginnen. Zuständigkeiten, Abläufe und Befugnisse dürfen dann keine Rolle mehr spielen, sonst geht kostbare Zeit verloren.
»Die ersten Ansprechpartner im Unternehmen für die Medien müssen wissen, wie sie im Krisenfall mit Journalisten reden«, erklärt Kolacny. »Kommunikation ist die Klammer, die alles zusammenhält. Dass alle mit einer Zunge sprechen, ist daher unerlässlich. Auch eine vorbereitete Dark-Site bietet im Ereignisfall nicht noch zusätzlichen Stress zur Sicherstellung einer einheitlichen und transparente Kommunikation. Schließlich muss sich ja um das ursächliche Ereignis auch noch gekümmert werden.«
Eine hohe Priorität nimmt daher auch die Organisation des Krisenstabs ein:
Jede Rolle – ob losgelöst von der alltäglichen oder nicht – erfüllt Aufgaben, die zur Bewältigung einer Krise beitragen.
»Auch wenn sich ein vollständiges Szenario nur bedingt üben lässt, ist es wichtig, am Thema dran zu bleiben, neue Mitarbeiter einzubinden und praktische Übungen durchzuführen«, sagt Kolacny. »Denn eine Krise zeichnet sich dadurch aus, dass genau das passiert, worauf niemand eingestellt ist. Der Ausweg: möglichst viele Leute darauf vorbereiten, dass es auch anders kommen kann.«
Bei einer geplanten Gewässerverlegung müssen Rohrleitungen gegen das Aufschwimmen gesichert werden. Auch als Schutz gegen das Auftreiben in hochwassergefährdeten Gebieten finden Ballastierungsmaßnahmen Anwendung.
Das Eigengewicht einer Rohrleitung reicht ab einer bestimmten Nennweite nicht aus, um der Auftriebskraft entgegenzuwirken. Dieses Phänomen tritt bei Kunststoffleitungen eher auf als bei Stahlleitungen. Der Auftrieb wird durch Erdauflasten verhindert, allerdings kann deren dauerhaftes Vorhandensein nicht prinzipiell sicher gestellt werden, da der Erdboden durch Regenfälle oder Überschwemmungen abgetragen werden kann.
Als präventive Maßnahme und zur Verhinderung des Auftriebs der Gasleitungen können daher vor allem Betonreiter und Betonummantelungen eingesetzt werden. Diese weisen zudem einen Schutz gegenüber mechanischen Einwirkungen auf.
Betonreiter haben in der Regel spezifische Standardmaße und bieten daher weniger Flexibilität im Einsatz. Betonummantelungen hingegen bieten den Vorteil, dass aufgrund der maßgerechten Anfertigung der Ummantelung eine Überdimensionierung der Auflast vermieden wird.
Um eine korrekte Auslegung dieser Sicherungsmaßnahmen zu gewährleisten, wurde ein Berechnungstool entwickelt. Unter Eingabe von Rohr-, Gas- und Bodendaten wird die notwendige Auflast ermittelt. Das Tool gibt dann entweder die Anzahl an benötigten Betonreitern oder die geforderte Wanddicke des Betonmantels aus.
Die Präsenz von Bodenlasten hat einen wesentlichen Einfluss auf die Notwendigkeit von Auftriebssicherung.
Die Funktionsweise des Rechentools wurde anhand von drei beispielhaft gewählten Rohrleitungen durchgeführt, wovon zwei als Stahl- und eine als Kunststoffrohr angenommen wurden. Dabei hat sich gezeigt, dass die Präsenz von Bodenlasten – unabhängig vom Material – einen wesentlichen Einfluss auf die Notwendigkeit für Ballastierungsmaßnahmen hat. Besteht jedoch die Gefahr, dass die Erdlast keine dauerhafte Einwirkung auf die Leitung hat, kann das Rohr mit einer stärkeren Wanddicke ausgeführt werden. Dies erhöht das Eigengewicht und kann in Grenzfällen bereits einen ausreichend hohen Schutz bieten. Allerdings tritt dieser Effekt lediglich bei Stahlrohren auf. Darüber hinaus sind prinzipiell Auftriebssicherungen zu verbauen.
Weiterhin wurde der Einfluss auf das Ballastierungsgewicht im Rahmen eines Austausches des Transportgases untersucht. Wird die Leitung anstelle von Erdgas mit deutlich leichterem Wasserstoff betrieben, verringert sich die Gewichtskraft des Systems. Die Auswirkungen sind dabei jedoch so gering, dass sie durch die ausreichend hohen Toleranzen der Auflast kompensiert werden. Zusätzlich nimmt der prozentuale Einfluss mit steigender Rohrnennweite ab.
Die Auftriebssicherung ist eine einfache Methode, um den umfänglichen Schutz von Rohrleitungen zu gewährleisten. Wasserstoff als Transportmedium hat dabei kaum Auswirkungen.
… diese Zahlen sind nur einige Ergebnisse, die Politikexpertin Carolin Rößler von ONTRAS Gastransport GmbH unseren Kunden bei der Zusammenfassung der Nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung vorstellte.
„Die Nationale Wasserstoffstrategie – kurz und kompakt“ weckte trotz kurzfristiger Ankündigung das Interesse von über 80 Teilnehmern. Carolin Rößler stellte die mit Spannung erwartete Wasserstoffstrategie kurz und bündig vor und gab einen Ausblick über die zu erwartenden Maßnahmen für Netzbetreiber und Industrie.
„Die von der Bundesregierung beschlossene Nationale Wasserstoffstrategie ist weit besser als viele befürchtet hatten, aber sie ist weniger ambitioniert als wir gehofft haben.“
Carolin Rößler, ONTRAS Gastransport GmbH
Der Fokus auf grünen Wasserstoff, der Neubau von Wasserstoffleitungen bzw. die Umwidmung von Erdgasleitungen sowie die Schaffung von regulatorischen Rahmenbedingungen sind nur einige Punkte die zu unserem ersten Webinar am 23.6.2020 angesprochen wurden. „Insgesamt ein deutlich besseres Ergebnis als vorab erwartet werden konnte“ so lautet die Meinung an diesem Tag. Wir freuen uns über die zahlreiche Teilnahme und das Interesse unserer Kunden und Partner an diesem Thema, insbesondere auch den regen Austausch über den Besprechungschat im Nachgang.
Wie kann die Transformation zu grünen Gasen gelingen? Welche technischen Herausforderungen bedeuten diese für das Netz und die Anwender? Und welche strategisch-politischen Themen beschäftigt die VNG AG? Mit diesen und weiteren Fragen beschäftigen wir uns in unserem nächsten Fachforum. Anders als gewohnt, können wir in diesem Jahr nicht persönlich zusammenkommen. Dennoch möchten wir an der ursprünglich geplanten Agenda festhalten und laden Sie herzlich zu unserem ersten Online-Fachforum (Live) ein.
Weil eine bestehende Erdgasleitung wegen der künftigen Versorgung des neuen Kraftwerkstandortes Gera-Tinz nicht mehr den notwendigen Anforderungen entsprach, wurde ein Ersatzneubau erforderlich. Die dafür notwendigen Planungen und Ausschreibungen wurden durch die Fachplaner der INFRACON übernommen. Im Anschluss wurde die Maßnahme im Zeitraum August bis Dezember 2019 umgesetzt, wobei das Gesamtprojekt besondere technische Herausforderungen bereithielt.
Die Herausforderung: Im Zuge des Projektes sollte bei der Querung einer Bahnstrecke die vorhandene und stillgelegte Fernwärmeleitung genutzt werden. In diese wurden ein Schutzrohr DN 400 zur Verlegung der HD-Leitung DN 200St sowie ein Kabelschutzrohr DN 50 für das KKS-Kabel eingezogen.
Im weiteren Verlauf wurde das Medienrohr herausgeführt, mit Betonreitern zur Auftriebssicherung beschwert und der Fluss Brahme gedükert. Hier war eine Spundwand, die wichtig für den Hochwasserschutz von Gera ist, zu queren. Im Anschluss an die Einbindung der Leitung wurden alle alten oberirdischen Leitungsteile zurückgebaut.
Qualität und Sicherheit haben im Gasfach schon immer einen sehr hohen Stellenwert. Dies gilt nicht zuletzt auch für den Bereich der Planung von Gasdruckregel- und Messanlagen. Für viele unserer Kunden ist daher eine Zertifizierung der Planungsunternehmen ein wichtiges Auswahlkriterium bei der Ausschreibung und Vergabe von Neubau, Umbau und Instandsetzung von Gasdruckregelanlagen.
INFRACON hat nun in einem Zertifizierungsprozess gegenüber dem DVGW den Nachweis erbracht, dass sämtliche Planungsleistungen in der geforderten Qualität erbracht werden können und auch das fachliche Know-how der Planer sämtliche Anforderungen der DVGW G 493-1 erfüllt. Nach einem finalen internen Audit und mündlichen Prüfungen der Planungsingenieure, wurde INFRACON die Zertifizierung für die Planung von Gas-Druckregel- und Messanlagen bis 100 bar im Bereich Erdgas erteilt.
Wir freuen uns nun auch mit dem offiziellen Zertifikat – und damit der Bestätigung unserer bisherigen Arbeit – unseren Qualitätsanspruch in zukünftigen Planungsprojekten für unsere Kunden fortzusetzen und natürlich auch neue Kunden von unseren Leistungen überzeugen können.
Im Rahmen dieser Überprüfungen werden vermehrt Defizite an den Ausblaseöffnungen (Ausbläsern) von Leitungen zur Atmosphäre festgestellt. Diese sind oftmals nicht mehr Stand der Technik. Weiterhin kann es sich im Laufe der Zeit ergeben haben, dass sich durch bauliche Veränderungen an der Anlage oder von Objekten in der Umgebung nicht zulässige Betriebsmittel (z. B. Photovoltaikanlagen) innerhalb der von den Ausbläsern verursachten explosionsgefährdeten Bereiche (Ex‑Zonen) befinden.
Um diese Gefährdungen abzustellen, ist die Verlegung der bestehenden Ausbläser notwendig bzw. müssen die Ausbläseöffnungen auf den aktuellen Stand der Technik gebracht werden, indem sie in einen Ausbläser-Typ nach DVGW Arbeitsblatt G 442 umgebaut werden. Für die in diesem DVGW Arbeitsblatt festgelegten Typen ist eine Berechnung der Ausdehnung der Ex-Zonen und damit eine exakte Gefährdungsbeurteilung möglich.
In 12 Gasdruckregel- und Messanlagen der Gasversorgung Görlitz GmbH befanden sich Tankkappenausbläser. Diese mussten auf den neuesten Stand der Technik gebracht werden. Dies bedeutete den Umbau zu Lambdaausbläsern (Typ A nach DVGW G 442). In diesem Zusammenhang hat INFRACON für alle Anlagen die umgebenden Sicherheitszonen (Explosionsschutz-Zonen) überprüft. Eine Photovoltaikanlage befand sich in
einem Fall mitten in der Ex-Zone, was den Umbau eines Ausbläsers notwendig machte.
INFRACON hat dabei die Planung des Umbaus bzw. Rückbaus von 44 Ausbläsern übernommen. Weiterhin hat INFRACON die anschließende Ausschreibung für die komplette Lieferung und Montage der neuen Ausbläser sowie die Demontage und Entsorgung der alten Ausbläser durchgeführt und die bestehenden Atmungs- und Sammelleitungen um- bzw. angebunden. Im Anschluss an den Umbau haben unsere Projektingenieure die Ex-Zonenpläne für die technische Dokumentation der Anlagen aktualisiert.
Wenn auch Sie Unterstützung beim Umbau von Ausbläsern an Ihren Gasdruckregelanlagen benötigen, sprechen Sie uns gern an! INFRACON bietet Ihnen die komplette Projektabwicklung von der Planung bis hin zur Umsetzung aus einer Hand. Auch bei den vorgelagerten Schritten wie der Berechnung der Ex-Zonen, dem Erstellen von Ex-Zonenplänen sowie der Erstellung von Gefährdungsbeurteilungen und Explosionsschutzdokumenten ist INFRACON ein verlässlicher Partner.
Rohrleitungen sind das Rückgrat des deutschen Erdgasnetzes. Auf einer Länge von insgesamt 530.000 Kilometern winden sich Fernleitungs- und Verteilernetze durch die Bundesrepublik und stellen die Versorgung mit Erdgas sicher.
Intakte, einwandfrei funktionierende Rohrleitungen sind daher unerlässlich für den Alltag in der Bundesrepublik. Jedoch können die Rohre, die mindestens einen Meter tief unter der Erde liegen, etwa durch Korrosion Schaden nehmen.
Für einen solchen Fall sind verschiedene Reparaturtechnologien entwickelt worden, die eine schnelle, wirtschaftliche und sichere Instandsetzung gewährleisten.
Der Fernleitungsnetzbetreiber Ontras Gastransport GmbH hat sich jüngst für einen neuen Weg entschieden: Nachdem das Zertifikat für das bisherige Instandsetzungssystem für Rohre abgelaufen ist, haben sich die Spezialisten für das nichtmetallische Reparaturverfahren Loctite Composite Pipe Repair (Loctite CPR) entschieden.
Damit können Wanddickenminderungen bis hin zu Durchbrüchen, Schweißnähte und Beulen an Leitungen ab 40 Millimeter Durchmesser und Bogenradien ab 1D sowie T-Stücke, Rohrbögen, Reduzierstücke und Flansche repariert werden.
Das Besondere an dem Verfahren ist, dass es auf Basis eines Glas-Kohlefaserverbundsystems funktioniert, womit schließlich die fehlerhafte Stelle einlaminiert wird.
Ursprünglich wurden Korrosionsschäden oder auch innere Unregelmäßigkeiten von Schweißnähten mit sogenannten Kugelkappen oder geteilten Halbschalen überschweißt. Eine solche schweißtechnische Reparatur war jedoch aufwendiger: Es wurden Schweißer benötigt und vor allem extra Bauteile.
Deshalb entschied sich ONTRAS bereits vor über zehn Jahren, auch auf nichtmetallische Reparatursysteme zu setzen. In Abhängigkeit der technischen Parameter bietet das System Kostenvorteile gegenüber den konventionellen Instandsetzungsverfahren und ist ebenso umfangreich zertifiziert.
Zunächst muss die Rohrleitungsoberfläche von der bestehenden Umhüllung, scharfen Kanten und Staub befreit werden. Ebenfalls gehört die Reinigung der Oberfläche wie auch das Auftragen eines temporären Korrosionsschutzes und Haftvermittlers zu diesem Arbeitsschritt.
Nach Kontrolle der Umgebungs- und Oberflächentemperatur sowie der Luftfeuchtigkeit kann die beschädigte Stelle mit einer Art Klebstoff (keramikgefülltes Epoxid) nachgebildet werden. Anschließend beschichten die Mitarbeiter die Rohroberfläche mit dem aus Harz und Härter hergestellten Epoxid. Zum Schluss fixieren die Mitarbeiter das erst aufgerollte und später auf das Rohr laminierte Glas-Kohlefasergewebe mit Abreißband.
Wichtig ist, dass das Kohlefasergewebe mit dem Epoxid vollständig imprägniert wird, um das Rohr fachgerecht instandzusetzen. All das funktioniert im In-situ-Reparaturverfahren, womit Stillstandzeiten reduziert oder vermieden werden können.
Die FGL 214 sollte die erste Gashochdruckleitung mit einer Nennweite DN 900 sein, die mit Loctite CPR repariert wurde. Vor allem haben wir dabei unter Feldbedingungen überprüft, ob das System baustellentauglich ist und ob es sich für den Einsatz solcher Großrohre eignet.
Das Ergebnis: Korrosionsschaden und Schweißnahtunregelmäßigkeit konnten instandgesetzt werden. Auf weiteren Testbaustellen wurden selbst wanddicke Durchbrüche repariert. Dafür müssen nun keine Rohre mehr ersetzt werden und die Nutzungsdauer der betroffenen Rohrleitung erhöhte sich um bis zu 20 Jahre.
Ständig wird das System geprüft: So stehe momentan ein Rohrstück mit Rissen auf dem Prüfstand, das temporär mit Loctite CPR repariert wurde. In der Bauteilprüfung wird das Rohr nun 15000 Mal vom niedrigsten Druck von fünf bar bis zum maximalen Druck von 55 bar belastet. Damit schaut ONTRAS, ob ein reparierter Riss hält. Das System soll auch ausgereizt werden.
Das Produkt ist nicht nur auf die Instandsetzung von Gashochdruckleitungen beschränkt. Ebenso können Wasser-, Öl- oder auch Chemieleitungen damit saniert werden.
