Technische Regel Arbeitsblatt. DVGW G 260 (A) März Gasbeschaffenheit. (mit Korrektur vom April 2013 in Absatz 4.2.1)

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1 Technische Regel Arbeitsblatt DVGW G 260 (A) März 2013 Gasbeschaffenheit (mit Korrektur vom April 2013 in Absatz 4.2.1)

2 Der DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.v. Technisch-wissenschaftlicher Verein fördert seit 1859 das Gas- und Wasserfach mit den Schwerpunkten Sicherheit, Hygiene und Umweltschutz. Als technischer Regelsetzer motiviert der DVGW die Weiterentwicklung im Fach. Mit seinen rund Mitgliedern erarbeitet er die anerkannten Regeln der Technik für Gas und Wasser, prüft und zertifiziert (über die DVGW CERT GmbH) Produkte, Personen sowie Unternehmen, initiiert und fördert Forschungsvorhaben und schult zum gesamten Themenspektrum des Gas- und Wasserfaches. Die Technischen Regeln des DVGW bilden das Fundament für die technische Selbstverwaltung und Eigenverantwortung der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft und sind ein Garant für eine sichere Gas- und Wasserversorgung auf international höchstem Standard. Der gemeinnützige Verein ist frei von wirtschaftlichen Interessen und politischer Einflussnahme. ISSN Preisgruppe: 7 DVGW, Bonn, Februar 2013 DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.v. Technisch-wissenschaftlicher Verein Josef-Wirmer-Straße 1-3 D Bonn Telefon: Telefax: Internet: Nachdruck und fotomechanische Wiedergabe, auch auszugsweise, nur mit Genehmigung des DVGW e.v., Bonn, gestattet. Vertrieb: Wirtschafts- und Verlagsgesellschaft Gas und Wasser mbh, Josef-Wirmer-Str. 3, Bonn Telefon: Telefax: Internet:

3 Gasbeschaffenheit Inhalt Vorwort... 5 Liste der Formeln, Formelzeichen und Indizes Anwendungsbereich Normative Verweisungen DVGW-Regelwerk Normen Begriffe, Symbole, Einheiten Brenngase Grundgase, Gase zur Konditionierung, Zusatzgase, Austauschgase Prüfgase Aufbereitetes Biogas Gasfamilien, Gruppen Zustand, Zustandsgrößen, Realgasfaktor, Kompressibilitätszahl, Feuchte Zustand Zustandsgrößen Realgasfaktor, Kompressibilitätszahl Feuchte Gasvolumen Gasbestandteile Brenntechnische Kenndaten Brennwert, Heizwert Dichte Wobbe-Index Anschlussdruck Methanzahl Wassergehalt Wassertaupunkt Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt Druck Maximal zulässiger Betriebsdruck (MOP) Anforderungen an die Gasbeschaffenheit Kenndaten und Richtwerte für die Gasbeschaffenheit DVGW G 260 Arbeitsblatt 03

4 4.2 Erläuterungen zu den brenntechnischen Kenndaten Wobbe-Index, Brennwert Relative Dichte Methanzahl Anschlussdruck Erläuterungen zu den Gasbestandteilen und Gasbegleitstoffen Kohlenwasserstoffe Wasser Sauerstoff Kohlenstoffdioxid Nebel, Staub Schwefelverbindungen Ergänzungsregeln für Gase der 2. Gasfamilie Allgemeine Anmerkungen Gase zur Konditionierung Luft, Stickstoff, Kohlenstoffdioxid Erdgase anderer Beschaffenheit Flüssiggase Zusatzgase Flüssiggas-Luft-Gemische Austauschgase Flüssiggas-Luft-Gemische Klär- und Biogase nach DVGW-Arbeitsblatt G 262 sowie Grubengase Anhang A (informativ) Ergänzende Ausführungen und Beispiele A.1 Wasserstoff A.2 Harmonisierung der Gasbeschaffenheitskennwerte für den grenzüberschreitenden Transport A.3 Rückspeisung A.4 Wassertaupunkt in Abhängigkeit vom Gasdruck A.5 Maximale Richtwerte für Gasbegleitstoffe (entnommen aus dem DVGW -Arbeitsblatt G 260, Ausgabe Mai 2008) Literaturhinweise DVGW G 260 Arbeitsblatt

5 Vorwort Dieses Arbeitsblatt wurde vom Projektkreis Umsetzung der Neufassung G 260 im Technischen Komitee Gasförmige Brennstoffe erarbeitet. Es dient als Grundlage für die Beschaffenheit von Brenngasen in der Gasversorgung. Die Anforderungen an die Beschaffenheit von Gasen der öffentlichen Gasversorgung sind als Richtlinien oder Technische Regeln mehrfach der Entwicklung angepasst worden. Ein wesentlicher Grund für diese Überarbeitung ergibt sich durch die Neufassung des Arbeitsblattes G 262 Nutzung von Gasen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung. Dabei wurden bisherige Anforderungen an die Gasbeschaffenheit, insbesondere des Sauerstoff- und Wassergehaltes geändert, die auch in das vorliegende Arbeitsblatt übernommen werden. Zusätzlich wurden im Arbeitsblatt G 260 sowohl die Richtwerte für Gasbegleitstoffe (Gesamtschwefelgehalt) als auch verbrennungstechnische Kenndaten geändert. Erdgase mit einem Gesamtschwefelgehalt bis 8 mg/m³ (10 mg/kg) werden als schwefelfrei bezeichnet. Darunter fallen mehr als 90 % der importierten und in Deutschland produzierten Erdgase. Die Bezeichnung kann entsprechend auch für odorie r- tes Erdgas verwendet werden. Zudem gilt nach DIN Erdgas als Kraftstoff somit als schwefelfrei. Das Einhalten der Kenndaten und Richtwerte trägt dazu bei, dass die Gesundheit der Gasanwender und der in der Gasversorgung Beschäftigten sowie die technische Integrität der Gasanlagen und Gasgeräte nicht beeinträchtigt werden und eine möglichst umweltschonende Verwendung möglich ist. Dieses Arbeitsblatt ersetzt das DVGW-Arbeitsblatt G 260: Änderungen Gegenüber DVGW-Arbeitsblatt G 260: wurden folgende Änderungen vorgenommen: a) Anstelle des Wassertaupunktes sind nunmehr Wassergehalte vorgegeben, die sich an unterschiedlichen Betriebsdrücken orientieren. b) Der zulässige Sauerstoffgehalt bei Einspeisung in Untertagespeicher ist auf 0,001 Mol -% begrenzt. c) Der Richtwert für Gesamtschwefel ohne Odorierung beträgt 6 mg/m³, einschließlich Odorierung 8 mg/m³. d) Der Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt wurde präziser definiert. DVGW G 260 Arbeitsblatt 05

6 e) Die Gase der ersten Gasfamilie werden seit 1995 in der öffentlichen Gasversorgung in Deutschland nicht mehr verteilt. Daher werden sie in diesem Arbeitsblatt nicht mehr spezifiziert und werden in einem gesonderten Arbeitsblatt bei Bedarf neu geregelt. f) Die Ausführungen zum Wobbe-Index wurden erheblich überarbeitet und vereinfacht. g) Die Aussagen zur möglichen Zumischung von Flüssiggas-Luft-Gemischen wurden eingeschränkt, da die vor 20 Jahren durchgeführten Untersuchungen nicht ohne weiteres auf die heutige Gasgeräteg e- neration übertragbar sind. Auch wird die Flüssiggas-Luft-Zumischung durch die große Anzahl von Erdgasfahrzeugen beschränkt, für die vorläufig eine Mindestmethanzahl von 70 gilt. Frühere Ausgaben Richtlinien für die Beschaffenheit des Gases, GWF 82. Jg , S. 745 G 260: G 260: G 260: G 260-1: und G 260-2: G 260: G 260: DVGW G 260 Arbeitsblatt

7 Liste der Formeln, Formelzeichen und Indizes Tabelle 1 Liste der Formeln, Formelzeichen und Indizes Zeichen Einheiten Bedeutung d n auf das Normvolumen bezogene relative Dichte, d n n,gas n,luft H I,n H S,n MJ/m³ bzw. kwh/m³ auf das Normvolumen bezogener Heizwert MJ/m³ bzw. kwh/m³ auf das Normvolumen bezogener Brennwert K Kompressibilitätszahl, Z K Z B n m kg Masse M kg/kmol Molmasse MOP bar maximal zulässiger Betriebsdruck (Maximum Operating Pressure) MZ Methanzahl n mol Stoffmenge p Pa bzw. bar absoluter Druck p amb Pa bzw. bar Luftdruck p an Pa bzw. bar Anschlussdruck p D Pa bzw. bar Partialdruck des Wassers, p D = p s, = relative Feuchte p eff Pa bzw. bar Effektivdruck p s Pa bzw. bar Sättigungsdruck R J/(K mol) allgemeine Gaskonstante, R = 8,31451 J/(K mol) t C gemessene Temperatur T K absolute Temperatur, T = t + T n, T n = 273,15 K V m³ Volumen W I,n MJ/m³ bzw. kwh/m³ auf das Normvolumen bezogener unterer Wobbe-Index, WI,n HI,n dn W S,n Z z HS,n MJ/m³ bzw. kwh/m³ auf das Normvolumen bezogener oberer Wobbe-Index, WS,n dn Realgasfaktor Zustandszahl relative Feuchte ρ kg/m³ Dichte DVGW G 260 Arbeitsblatt 07

8 Index B Bedeutung Betriebszustand I Inferior (unterer, früher u) n Normzustand S Superior (oberer, früher o) 1 Anwendungsbereich Diese Technische Regel legt die Anforderungen an die Beschaffenheit von Brenngasen der öffentlichen Gasversorgung fest und stellt Rahmenbedingungen für die Gaslieferung, den Gastransport, die Speicherung, den Betrieb von Gasanlagen und Gasgeräten bzw. industriellen Gasanwendungen sowie die Basis für die Entwicklung, Normung und Prüfung auf. Der Abschnitt 4 enthält grundsätzliche Anforderungen, Abschnitt 5 enthält ergänzende Festlegungen, die zu beachten sind, wenn nicht alle für Gase der 2. Gasfamilie in den vorgenannten Abschnitten festgelegten Grenzen eingehalten werden können. Gase, die in gesonderten Leitungen, die nicht der öffentlichen Versorgung dienen, als Energieträger oder Rohstoff transportiert und/oder in speziellen Gasgeräten eingesetzt werden, fallen nicht in den Geltungsbereich dieser Technischen Regel. Für die Einspeisung von Gasen der 2. Gasfamilie in Leitungen mit Verbindung zu festgelegten Grenzübergangspunkten können auf freiwilliger Basis Empfehlungen z. B. der EASEE-gas übernommen werden. Angaben hierzu finden sich in A.2 im Anhang A. 2 Normative Verweisungen Die folgenden zitierten Dokumente sind für die Anwendung dieses Dokuments erforderlich. Bei datie r- ten Verweisungen gilt nur die in Bezug genommene Ausgabe. Anwender dieses Teils des DVGW - Regelwerkes werden jedoch gebeten, die jeweils neuesten Ausgaben der nachfolgend angegebenen normativen Dokumente anzuwenden. Bei undatierten Verweisungen gilt die letzte Ausgabe des in B e- zug genommenen Dokuments (einschließlich aller Änderungen). Aufgeführte DIN-Normen können Bestandteil des DVGW-Regelwerkes sein. 2.1 DVGW-Regelwerk DVGW G 213 (A), Anlagen zur Herstellung von Brenngasgemischen DVGW G 261: (A), Prüfung der Gasbeschaffenheit DVGW G 262: (A), Nutzung von Gasen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung DVGW G 280-1: (A), Gasodorierung DVGW G 290: (M), Rückspeisung von eingespeistem Biogas bzw. Erdgas in vorgelagerte Transportleitungen 08 DVGW G 260 Arbeitsblatt

9 DVGW G 486: (A), Realgasfaktoren und Kompressibilitätszahlen von Erdgasen Berechnung und Anwendung DVGW G 488: (A), Anlagen für die Gasbeschaffenheitsmessung Planung, Errichtung, Betrieb DVGW G 600: (A), Technische Regel für Gas-Installationen DVGW-TRGI DVGW G 680: (A), Umstellung und Anpassung von Gasgeräten DVGW G 685: (A), Gasabrechnung 2.2 Normen DIN 1306: , Dichte; Begriffe, Angaben DIN 1340: , Gasförmige Brennstoffe und sonstige Gase; Arten, Bestandteile, Verwendung DIN 1871: , Gasförmige Brennstoffe und sonstige Gase; Dichte und andere volumetrische Größen DIN 51622: , Flüssiggase; Propan, Propen, Butan, Buten und deren Gemische; Anforderungen DIN 51624: , Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge Erdgas Anforderungen und Prüfverfahren DIN EN 437: , Prüfgase Prüfdrücke Gerätekategorien DIN EN ISO 6976: , Erdgas Berechnung von Brenn- und Heizwert, Dichte, relativer Dichte und Wobbeindex aus der Zusammensetzung DIN EN ISO 13443: , Erdgas Standardbezugsbedingungen DIN EN ISO 18453: , Erdgas Beziehung zwischen Wassergehalt und Taupunkt 3 Begriffe, Symbole, Einheiten 3.1 Brenngase Brenngase sind gasförmige Brennstoffe (siehe DIN 1340). Brenngase der öffentlichen Gasversorgung sind Gase, die über ein Versorgungsnetz an Haushalte, Gewerbebetriebe, öffentliche Einrichtungen und Industrieunternehmen zur allgemeinen Verwendung, überwiegend zur Wärmeerzeugung, geliefert werden. 3.2 Grundgase, Gase zur Konditionierung, Zusatzgase, Austauschgase Grundgase sind die in einem Versorgungsgebiet üblicherweise verteilten Gase. Gase zur Konditionierung sind Gase oder Gasgemische, die zur Einstellung der brenntechnischen Kenndaten dem Grundgas zugemischt werden. DVGW G 260 Arbeitsblatt 09

10 Zusatzgase sind Gasgemische, die sich in Zusammensetzung und brenntechnischen Kenndaten wesentlich vom Grundgas unterscheiden. Sie können dem Grundgas in begrenzter Menge zur Ergänzung der Gasdarbietung oder zur Verwertung örtlich verfügbarer Gase zugesetzt werden. Dabei bestimmt die Forderung nach gleichartigem Brennverhalten des Gemisches die Höhe des Zusatzes. Austauschgase sind Gasgemische, die trotz ihrer vom Grundgas abweichenden Zusammensetzung und ggf. abweichenden Kenndaten bei gleichem Gasdruck und unveränderter Geräteeinstellung ein gleichartiges Brennverhalten wie das Grundgas aufweisen. Sie werden anstelle des Grundgases eingesetzt. 3.3 Prüfgase Prüfgase sind technisch reine Gase bzw. Gasgemische aus diesen. Sie dienen der Prüfung der Gasg e- räte auf normgerechtes Brennverhalten. Prüfgase sind in DIN EN 437 festgelegt. 3.4 Aufbereitetes Biogas Aus Biomasse erzeugtes Gas kann nach entsprechender Aufbereitung in Erdgasnetze eingespeist werden. Aspekte der Nutzung dieses Gases sind im DVGW-Arbeitsblatt G 262 beschrieben. Aufbereitetes Biogas wird im europäischen Ordnungsrahmen auch als Biomethan bezeichnet. 3.5 Gasfamilien, Gruppen In der öffentlichen Gasversorgung werden Brenngase mit weitgehend übereinstimmenden Brenneigenschaften in Gasfamilien zusammengefasst. Soweit aus gerätetechnischen Gründen erforderlich, werden Gasfamilien zusätzlich in Gruppen unterteilt. Die Gase der 1. Gasfamilie (wasserstoffreiche Gase insbesondere aus der Kohleverkokung) werden seit 1995 in der öffentlichen Gasversorgung in Deutschland nicht mehr verteilt. Daher werden sie in diesem Arbeitsblatt nicht mehr spezifiziert. Die 2. Gasfamilie umfasst methanreiche Gase. Das sind die aus natürlichen Vorkommen stammenden Erdgase, synthetische Erdgase (SNG), aufbereitete Biogase sowie deren Austauschgase. Sie sind entsprechend den Wobbe-Indizes in die Gruppen L (low) und H (high) unterteilt (siehe Tabelle 2). Die 3. Gasfamilie umfasst Flüssiggase nach DIN (siehe Tabelle 4). 3.6 Zustand, Zustandsgrößen, Realgasfaktor, Kompressibilitätszahl, Feuchte Zustand Der Zustand eines Gases ist durch die Angabe von Zustandsgrößen eindeutig festgelegt. Brenngase der öffentlichen Gasversorgung gehören zu den realen Gasen. Sie weisen ein von den idealen Gasen abweichendes Verhalten auf. Normzustand nach DIN EN ISO Der Normzustand ist der Bezugszustand, der zum Vergleich von Gasen unterschiedlicher Betriebszustände verwendet wird. Er wird durch den Index n gekennzeichnet und ist festgelegt durch: - den Druck des Gases im Normzustand: p n = 1 013,25 hpa = 1,01325 bar 10 DVGW G 260 Arbeitsblatt

11 - die Temperatur des Gases im Normzustand: T n = 273,15 K 0 C In Deutschland und anderen Ländern wird der Normzustand verwendet. In einigen Ländern sind andere Bezugszustände üblich. Betriebszustand Der Betriebszustand ist der Zustand des Gases bei gegebenem Druck und gegebener Temperatur. Er wird durch den Index B gekennzeichnet Zustandsgrößen Physikalische Größen, die den Zustand einer bestimmten Gasmenge beschreiben, werden als therm o- dynamische Zustandsgrößen bezeichnet. Häufig verwendete Zustandsgrößen sind: Volumen V Einheit: m³ Druck p Einheit: Pa bzw. bar Temperatur T, t Einheit: K bzw. C Der absolute Druck p eines Gases ergibt sich aus der Summe des atmosphärischen Drucks p amb und des effektiven, gegenüber der Umgebung gemessenen Drucks p eff (Überdruck). p = p amb + p eff Die Gastemperatur t wird in C gemessen. Zwischen der absoluten Temperatur T in K und der Temperatur t in C besteht folgende Beziehung: t = T T n Realgasfaktor, Kompressibilitätszahl Der Realgasfaktor Z kennzeichnet die Größe der Abweichung des Zustandes eines realen Gases gegenüber einem idealen Gas: p V Z n R T Der Realgasfaktor ist abhängig von der Gaszusammensetzung sowie von Druck und Temperatur (siehe DVGW-Arbeitsblatt G 486, DIN 1871). Die Kompressibilitätszahl K ist das Verhältnis der Realgasfaktoren im Betriebszustand und im Normzustand: K = Z B/Z n Die Kompressibilitätszahl wird im Allgemeinen bei höherem Betriebsdruck zur Umrechnung eines Volumens bzw. eines Volumenstromes vom Betriebszustand in den Normzustand verwendet. DVGW G 260 Arbeitsblatt 11

12 3.6.4 Feuchte Bei feuchten Gasen wird der Druck für Gas im trockenen Zustand angegeben. Der Wasserdampfpartialdruck p D ist abzuziehen: p = p amb + p eff p D Der Wasserdampfpartialdruck p D ist das Produkt aus der relativen Feuchte und dem Sättigungsdruck p s. 3.7 Gasvolumen In der Gasversorgung wird das Volumen im Betriebszustand V B gemessen. Die Umrechnung des Volumens im Betriebszustand V B auf das Volumen im Normzustand V n (Mengenumwertung) erfolgt über die Zustandszahl z: V n = V B z Die Bestimmung der Zustandszahl erfolgt: entweder aus den im Betriebszustand ermittelten Messwerten für Druck und Temperatur sowie dem gasspezifischen Realgasfaktor bzw. der entsprechenden Kompressibilitätszahl (siehe DVGW - Arbeitsblatt G 486) gemäß: T z T n B p amb p p eff n p s 1 K oder aus den Messwerten für die Dichte im Betriebszustand B und der Dichte im Normzustand n gemäß: B z n 3.8 Gasbestandteile Brenngase enthalten Hauptbestandteile und Gasbegleitstoffe. Hauptbestandteile eines Gases bzw. Gasgemisches sind die Brenngas- und Inertgaskomponenten, deren Volumen-, Mol- bzw. Massenanteile in % angegeben werden. Die brenntechnischen Kenndaten eines Gases bzw. Gasgemisches bestimmen die Zuordnung des Brenngases zur jeweiligen Gasfamilie. Die Konzentration der Gasbegleitstoffe (gasförmig, flüssig oder fest) wird in mg/m³ oder ihr Anteil in Mol-% angegeben. 3.9 Brenntechnische Kenndaten Unter brenntechnischen Kenndaten versteht man die Gesamtheit der charakteristischen Daten, die das Brennverhalten eines Gases und die Leistung eines Brenners bestimmen. Zusätzliche Erläuterungen sind in 4.2 zu finden. 12 DVGW G 260 Arbeitsblatt

13 3.9.1 Brennwert, Heizwert Brennwert und Heizwert eines Gases sind nach DIN EN ISO 6976 gegeben durch den negativen Wert der Reaktionsenthalpie, die bei der Verbrennung des Gases unter konstantem Druck p = 1 013,25 hpa (= 1 013,25 mbar) auftritt. Dabei wird vorausgesetzt, dass die Temperatur der Reaktionsprodukte nach der Verbrennung gleich der Temperatur der an der Reaktion beteiligten Komponenten vor der Verbre n- nung ist. Die Bezugstemperatur ist in Deutschland auf 25 C festgesetzt. Der Brennwert H S stellt die unter den vorstehend gegebenen Bedingungen bei vollständiger Verbrennung eines trockenen Gases freiwerdende Wärme dar, wenn als Verbrennungsprodukte Kohlenstoffdioxid CO 2 (gasförmig), Wasser H 2O (flüssig) und Schwefeldioxid SO 2 (gasförmig) auftreten. Der Heizwert H I stellt die unter den vorstehend gegebenen Bedingungen bei vollständiger Verbrennung eines trockenen Gases freiwerdende Wärme dar, wenn als Verbrennungsprodukte Kohlenstoffdioxid CO 2 (gasförmig), Wasser H 2O (gasförmig) und Schwefeldioxid SO 2 (gasförmig) auftreten. In der Gasversorgung werden die volumenbezogenen Maßeinheiten für den Brenn- und Heizwert (in MJ/m³ oder kwh/m³) verwendet; die massenbezogenen (in MJ/kg oder kwh/kg) oder stoffmengenbezogenen (in MJ/mol oder kwh/mol) Maßeinheiten sind weniger gebräuchlich. Das Volumen ist eine zustandsabhängige Größe. Die Zustandsangabe ist unerlässlich: H S,n und H I,n bezogen auf den Normzustand H S,B und H I,B bezogen auf den Betriebszustand mit Angabe von p und T Dichte Die Dichte ρ eines Gases ist der Quotient aus der Masse m und dem Volumen V beim Druck p und der Temperatur T. Die Normdichte ρ n eines Gases ist seine Dichte im Normzustand (siehe auch DIN 1871): n m V n Die Betriebsdichte ρ B = ρ p,t ergibt sich nach: B m V B Die relative Dichte d eines Gases ist das Verhältnis der Dichte dieses Gases ρ Gas zur Dichte der trockenen Luft ρ Luft bei gleicher Temperatur und gleichem Druck. Der Zahlenwert von d bezieht sich auf einen bestimmten Zustand p, T von Gas und Luft. Üblicherweise wird er auf den Normzustand bezogen (ρ n,luft = 1,293 kg/m³, siehe auch DIN 1306 und DIN 1871). d n n,gas n,luft DVGW G 260 Arbeitsblatt 13

14 3.9.3 Wobbe-Index Der Wobbe-Index ist ein Kennwert für die Austauschbarkeit von Gasen hinsichtlich der Wärmebelastung der Gasgeräte. Er wird in der Regel auf den Normzustand bezogen. Brenngase unterschiedlicher Zusammensetzung zeigen bei gleichem Wobbe-Index und unter gleichem Druck (Fließdruck) am Brenner eine annähernd gleiche Wärmebelastung. Der obere Wobbe-Index W S,n ist der Quotient aus dem Brennwert H S,n und der Quadratwurzel aus der relativen Dichte d n. Der untere Wobbe-Index W I,n ist der Quotient aus dem Heizwert H I,n und der Quadratwurzel aus der relativen Dichte d n. HS,n WS,n bzw. dn WI,n HI,n dn Anschlussdruck Der Anschlussdruck p an ist der Fließdruck am Gasanschluss eines Gasgerätes (siehe 4.2.4) Methanzahl Die Methanzahl (MZ) ist ein Maß für die Klopfeigenschaft eines gasförmigen Brennstoffs. Sie ist vergleichbar mit der Oktanzahl für Benzin (weitere Erläuterungen siehe 4.2.3) Wassergehalt Der Wassergehalt gibt die Menge des Wassers an, die pro Volumeneinheit enthalten ist. Der Wasse r- gehalt wird in mg/m³ angegeben Wassertaupunkt Der Wassertaupunkt (genauer: Wasserdampf-Taupunkt) eines Gases ist die Temperatur, bei der das Gas bei gegebenem Druck mit Wasserdampf gesättigt ist und sich eine flüssige oder feste Phase zu bilden beginnt. Der Wassertaupunkt wird auch kurz Taupunkt genannt und ist abhängig vom Druck des Gases (siehe Bild A.1 in Anhang A) Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt Bei Kohlenwasserstoffdämpfen wird im deutschen Sprachgebrauch nicht vom Taupunkt, sondern vom Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt gesprochen. Der Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt eines Gases ist die Temperatur, bei der sich aus dem Gas bei gegebenem Druck eine Flüssigphase zu bilden beginnt Druck Unter Druck wird im Folgenden der Überdruck bzw. effektive Druck verstanden Maximal zulässiger Betriebsdruck (MOP) Maximaler Druck, mit dem ein System unter normalen Betriebsbedingungen ständig betrieben werden kann. 14 DVGW G 260 Arbeitsblatt

15 4 Anforderungen an die Gasbeschaffenheit 4.1 Kenndaten und Richtwerte für die Gasbeschaffenheit Gase der öffentlichen Gasversorgung haben hinsichtlich ihrer brenntechnischen Kenndaten und ihrer Gasbestandteile den in den Tabellen 2 bis 4 enthaltenen Werten zu entsprechen. Die analytischen Methoden zur Untersuchung der Gasbeschaffenheit sind in den DVGW -Arbeitsblättern G 261 und G 488 zusammengestellt. Die Gase dürfen keine anderen Bestandteile, Begleitstoffe und/oder Verunreinigungen in einem solchen Ausmaß enthalten, dass eine Aufbereitung des Gases für den Transport, die Speicherung, die Verteilung und die sichere Anwendung notwendig wird. Dabei sind die besonderen Anforderungen an die Einspeisung von regenerativ erzeugten Gasen im DVGW-Arbeitsblatt G 262 festgelegt. Gemäß DVGW-Arbeitsblatt G Gasodorierung müssen alle Gase, die im Rahmen der öffentlichen Gasversorgung zur Verteilung an Haushaltsabnehmer und/oder an sicherheitstechnisch vergleichbare Abnehmer gelangen, odoriert werden. Der ggf. durch ein schwefelhaltiges Odoriermittel hin - zukommende Schwefelanteil ist in der Angabe für den Gesamtschwefelgehalt in Tabelle 3 enthalten. Gase in Fernleitungsnetzen sind in Deutschland üblicherweise nicht odoriert. Tabelle 2 Brenntechnische Kenndaten und Anschlussdrücke 2. Gasfamilie Bezeichnung Kurzzeichen Einheit Gruppe L Gruppe H Wobbe-Index Nennwert W S,n MJ/m³ kwh/m³ 44,6 12,4 54,0 15,0 Zulässige Bandbreite im örtlichen Verteilernetz a MJ/m³ kwh/m³ + 2,2/ 5,0 + 0,6/ 1,4 +2,5/ 5,0 + 0,7/ 1,4 Brennwert H S,n MJ/m³ kwh/m³ 30,2 bis 47,2 8,4 bis 13,1 Relative Dichte d n 0,55 bis 0,75 Anschlussdruck p an Gesamtbereich Nennwert mbar mbar 18 bis a Es sind hiervon Abweichungen möglich. Regional (Raum Ost-Hannover) können Gase aus innerdeutscher Produktion bis zu einem Wobbe-Index von W S,n = 10,0 kwh/m³ spezifikationsgerecht in der Gruppe L genutzt werden. Weitere Erläuterungen hie r- zu in und 5. DVGW G 260 Arbeitsblatt 15

16 Tabelle 3 Gasbegleitstoffe 2. Gasfamilie (maximale Richtwerte) Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt C 2 bei (1 bar p 70 bar) a Wassergehalt Nebel, Staub, Flüssigkeit Sauerstoff in Netzen mit MOP < 16 bar in Hochdrucknetzen (MOP 16 bar) an Übergabepunkten zu Untertagespeichern und ggf. an Grenzübergabepunkten Gesamtschwefel ohne Schwefelanteil aus Odorierung einschließlich Schwefelanteil aus Odorierung mg/m³ mg/m³ Mol-% Mol-% mg/m³ mg/m³ 200 (MOP 10 bar) a 50 (MOP > 10 bar) a technisch frei 3 0,001 a, d (Tagesmittelwert) a, b, c 6 8 a, b, c Merkaptanschwefel mg/m³ 6 c a, b, c Schwefel in H 2S und COS mg/m³ 5 a Für Netzkopplungs- und Netzanschlusspunkte, die vor Inkrafttreten einer verbindlichen europäischen Norm zur Gasbeschaffe n- heit in Betrieb genommen wurden bzw. werden, können in begründeten Fällen (z.b. Odorierung gemäß DVGW-G 280-1, bestehende Gaslieferverträge) andere Werte gelten, wenn die Vorgaben gemäß Anhang A.5 eingehalten werden. b Für einzelne Aufkommensgebiete innerdeutscher Produktion besteht eine Übergangsfrist von 10 Jahren, in der die Vorgaben gemäß A.5 im Anhang A eingehalten werden müssen. c In Ausnahmefällen kurzzeitig 30 mg/m³ Gesamtschwefel, 16 mg/m³ Merkaptanschwefel und 10 mg/m³ Schwefel in H 2S und COS. d An Übergabepunkten zu Untertagespeichern ist der Sauerstoffgehalt von 0,001 Mol -% einzuhalten, es sei denn, die technische Notwendigkeit besteht nicht. 16 DVGW G 260 Arbeitsblatt

17 Tabelle 4 Brenntechnische Kenndaten, Anschlussdrücke und Gasbegleitstoffe, 3. Gasfamilie Brenntechnische Kenndaten und Anschlussdrücke Bezeichnung Anforderungen Flüssiggasarten 1. Propan 2. Propan/Butan-Gemische für Haushaltszwecke mit einem Gewichtsanteil an C 4- Kohlenwasserstoffen von höchstens 60 % nach DIN nach DIN Anschlussdruck p an In Caravans, Motorcaravans, Booten und Gasgeräten für Campingzwecke a : Gesamtbereich mbar 42,5 bis 57,5 25 bis 35 Nennwert mbar Gasbegleitstoffe Richtwerte höchstens Σ Wasserstoff, Stickstoff, Sauerstoff, Methan (Gewichtsanteil) % 0,2 Schwefelwasserstoff technisch frei Elementarer Schwefel mg/kg 1,5 Kohlenstoffoxidsulfid-Schwefel + Elementarschwefel mg/kg 5 Flüchtiger Schwefel mg/kg 50 Abdampfrückstand mg/kg 50 Ammoniak Wasser Lauge technisch frei technisch frei technisch frei a Für Altinstallationen in Caravans, Motorcaravans und Booten ist ein Nennanschlussdruck von 50 mbar zulässig. 4.2 Erläuterungen zu den brenntechnischen Kenndaten Wobbe-Index, Brennwert Das Brennverhalten wird maßgeblich durch den Wobbe-Index bestimmt. Für den Wobbe-Index werden innerhalb der 2. Gasfamilie (Tabelle 2) für die Gruppen L und H der Nennwert und die zulässige Bandbreite festgelegt. Für den Brennwert wird für beide Gruppen ein einziger Bereich definiert. Tatsächlich ergibt sich der Brennwert aus den einzelnen Wobbe-Indexbereichen und dem zulässigen Bereich der relativen Dichte. In den Bildern A.2 und A.3 im Anhang A sind die zulässigen Bandbreiten grafisch dargestellt (Brennwert über Wobbe-Index bzw. relative Dichte). DVGW G 260 Arbeitsblatt 17

18 Die brenntechnischen Kenndaten der 3. Gasfamilie sind in DIN festgelegt. Nennwert: Der Nennwert ist jeweils ein charakteristischer Wobbe-Index. In der 2. Gasfamilie wird der Nennwert des Wobbe-Index (Gruppe L: W S,n = 44,6 MJ/m³ (12,4 kwh/m³), Gruppe H: W S,n = 54,0 MJ/lm³ (15,0 kwh/m³)) für die Einstellung der Gasgeräte zugrunde gelegt. Zulässige Bandbreite: Die zulässige Bandbreite kennzeichnet den Bereich, innerhalb dessen der Wobbe-Index im Regelfall vom Nennwert abweichen darf. Demzufolge gilt nach Tabelle 2 eine Bandbreite für Erdgas L von 39,6 MJ/m³ (11,0 kwh/m³) bis 46,8 MJ/m³ (13,0 kwh/m³) und für Erdgas H von 49,0 MJ/m³ (13,6 kwh/m³) bis 56,5 MJ/m³ (15,7 kwh/m³). Zudem gelten für Gase aus innerdeutscher Produktion Abweichungen gemäß Fußnote a zu Tabelle 2. Eine Überschreitung des jeweiligen oberen Grenzwertes ist in keinem Fall zulässig. Einstellung von Gasgeräten Gasgeräte werden üblicherweise werkseitig auf den Nennwert der Gasgruppe L bzw. H eingestellt und am Aufstellort nicht erneut angepasst. Eine Neueinstellung kann jedoch z. B. nach einer Reparatur erforderlich sein. Die Einstellung nach der Düsendruckmethode ist ohne Einschränkung möglich. Bei Anwendung der volumetrischen Methode bzw. eines CO 2-Einstellwertes im Abgas muss die momentane Gasbeschaffenheit berücksichtigt werden, um zur Nenneinstellung zu gelangen (Hinweise dazu siehe DVGW-Arbeitsblatt G 680). Einstellwert: Wenn im Ausnahmefall abweichend von dem Nennwert Gasgeräte in einem örtlichen Verteilernetz auf einen anderen Wobbe-Index eingestellt wurden (Einstellwert) oder installierte Geräte nicht für die jeweilige Bandbreite geeignet sind (entsprechen also z. B. nicht der Gerätekategorie I 2E oder I 2ELL), dann ist die zulässige Bandbreite in diesem Netz auf den dort festgelegten Einstellwert zu beziehen. Eine Überschreitung des oberen Grenzwertes ist in keinem Fall zulässig. Wenn zur Einstellung der Gasgeräte im Einzelfall aus besonderen Gründen ein niedrigerer Wert als der Nennwert gewählt wurde, darf der Wobbe-Index des Gases den Einstellwert nicht um mehr als 2,2 MJ/m³ (0,6 kwh/m³, Erdgas L) bzw. 2,5 MJ/m³ (0,7 kwh/m³, Erdgas H) überschreiten. Ausnahmeregelungen: Im Einzelfall kann es z. B. durch Mischung von L- und H-Gas oder bei Nutzung spezieller Gase wie das Altmarkgas mit W s,n = 13,7 MJ/m³ (3,8 kwh/m³) nötig werden, einen neuen, vom Nennwert abweichenden Einstellwert zu definieren, auf den die Gasgeräte einzustellen sind. Dabei ist durch den Netzbetreiber abzusichern, dass nur Gasgeräte betrieben werden, die für diese Betriebsweise geeignet sind. Gegebenenfalls sind für Übergangs-/Anpassungszeiträume die oberen/ und unteren Abweichungstoleranzen einzuschränken. Siehe auch DVGW-Arbeitsblatt G 680. Gruppe L: Es kann für entsprechend geeignete Gasgeräte (z. B. Gerätekategorie I 2ELL) zur Nutzung von inertenreichen Erdgasen eine zeitlich begrenzte Unterschreitung des Wobbe-Indexes bis auf W S,n = 36,0 MJ/m³ (10,0 kwh/m³) toleriert werden, wobei die Geräteeinstellung auf W S,n = 44,6 MJ/m³ (12,4 kwh/m³) unverändert bleibt. 18 DVGW G 260 Arbeitsblatt

19 Gruppe H: Für entsprechend geeignete Gasgeräte (z. B. Gerätekategorie I 2E) kann zur Vermeidung von Versorgungsengpässen eine zeitlich begrenzte Unterschreitung des Wobbe-Indexes bis auf W S,n = 43,2 MJ/m³ (12,0 kwh/m³) toleriert werden, wobei die Geräteeinstellung auf W S,n = 54,0 MJ/m³ (15,0 kwh/m³) unverändert bleibt Relative Dichte Bei Über- oder Unterschreitung des Bereichs der relativen Dichte ist eine Einzelfallprüfung erforderlich Methanzahl Bei der Verwendung von Erdgasen in Ottomotoren (Blockheizkraftwerke, Erdgasfahrzeuge) ist das Verbrennungsverhalten von besonderer Bedeutung. Eine wesentliche Kenngröße ist die Methanzahl. Sie beschreibt das Klopfverhalten von Brenngasen in Ottomotoren. Hohe Methanzahlen bedeuten eine hohe Klopffestigkeit und ermöglichen hohe Wirkungsgrade und somit niedrige CO 2-Emissionen. Eine zu niedrige Methanzahl kann zu Motorschäden durch Klopfen führen bzw. Wirkungsgrad- und Leistungseinbußen nach sich ziehen, wenn der Motorbetrieb zur Vermeidung klopfender Verbrennung angepasst werden muss. Zur Optimierung der Motoren benötigen die Hersteller einen Mindestwert der Methanzahl. Diese ist abhängig von der Erdgaszusammensetzung: Methan ist der Hauptbestandteil von Erdgas und besitzt eine hohe Klopffestigkeit. Die Methanzahl von Methan ist mit 100 festgelegt, die von Wasserstoff mit 0. Zunehmende Anteile an höheren Kohlenwasserstoffen wie Ethan, Propan und insbesondere Butan senken die Klopffestigkeit, inerte Komponenten wie z. B. Stickstoff oder Kohlenstoffdioxid erhöhen sie. Dieses Verhalten gilt es insbesondere bei der Konditionierung von methanreichen Gasen mit Flüssi g- gas zu berücksichtigen. Die Berechnung der Methanzahl ist nicht einheitlich geregelt. Die in diesem Arbeitsblatt angegebenen Methanzahlen wurden mit der AVL-Methode berechnet, die in Europa überwiegend angewendet wird [1], [2]. In der Norm DIN ist für Erdgas als Kraftstoff eine vorläufige Mindestmethanzahl von 70 festg e- legt worden. In Tabelle A.2 im Anhang A sind für typische Erdgase und Biogase, die in Deutschland verwendet werden, die Methanzahlen und andere brenntechnische Kenndaten angegeben Anschlussdruck Die in Tabelle 2 und 4 genannten Werte für den Gesamtbereich und den Nennwert des Anschlussdruckes gelten für Anlagen im Geltungsbereich des Arbeitsblattes G 600. Für gewerbliche und industrielle Anlagen können unter Umständen andere Werte vereinbart werden. 4.3 Erläuterungen zu den Gasbestandteilen und Gasbegleitstoffen Hauptbestandteile der in der öffentlichen Gasversorgung zur Verteilung kommenden Brenngase sind Kohlenwasserstoffe wie Methan, Ethan, Propan, Butan. Außerdem können Gasbegleitstoffe enthalten sein, die sowohl gasförmig als auch flüssig oder fest vorliegen. Sie sind entweder von Natur aus im Gas enthalten, stammen aus einem eventuell angewandten Herstellungsprozess, werden dem Gas als gezielt wirksame Substanzen zugemischt oder gelangen beim Transport in das Gas. DVGW G 260 Arbeitsblatt 19

20 4.3.1 Kohlenwasserstoffe Der Gehalt an höheren Kohlenwasserstoffen in Gasen ist im Hinblick auf die Gasspeicherung, den Transport, die Verteilung und das Brennverhalten der Gase zu begrenzen. Gase der 2. Gasfamilie können je nach Ursprung und Aufbereitungsverfahren bei Betriebsbedingungen kondensierbare Kohlenwasserstoffe enthalten. Bei der Entspannung des Gases unter den Druck des Aufbereitungsverfahrens können sie unter bestimmten Betriebszuständen ausfallen (retrograde Ko n- densation). Bei der Herstellung von Flüssiggas/Luft-Gemischen bzw. Gas/Flüssiggas/Luft-Gemischen ist darauf zu achten, dass bei den in den Versorgungsanlagen herrschenden Drücken und Temperaturen Kondensation ausgeschlossen ist. Die Kondensation von Kohlenwasserstoffen wird bestimmt durch die Art und Menge der im Gas enthaltenen kondensierbaren Komponenten sowie durch den Druck und die Temperatur. Die Begrenzung erfolgt im Allgemeinen durch Festlegung des Kondensationspunktes, d. h. einer Temperatur, oberhalb der bei einem festgelegten Druck bzw. in einem Druckbereich keine Kondensation von Kohlenwasserstoffen auftreten soll. In Anlehnung an die Empfehlung der Common Business Practice von EASEE-gas (siehe A.2 im Anhang A) wird der Druckbereich von 1 bis 70 bar definiert. Wird für ein Erdgas in diesem Absolutdruckbereich die zulässige Kondensationstemperatur von 2 C unterschritten, tritt auch bei höherem Druck keine Kohlenwasserstoff-Kondensation auf Wasser Gase in Fernleitungs- und Verteilernetzen müssen trocken sein, um Korrosion und Gashydratbildung zu vermeiden. Festlegungen erfolgen entweder durch Angabe des maximalen Wassergehaltes oder durch Angabe des Taupunktes, d. h. einer Temperatur, oberhalb der bei einem festgelegten Druck keine Kondensation von Wasser auftreten soll. Mit der Definition des Wassergehaltes in diesem Arbeitsblatt ist ein druckunabhängiger Wert festgelegt. Der Zusammenhang zwischen Wassergehalt und Taupunkt ist in DIN EN ISO beschrieben (siehe auch A.4 im Anhang A). Der in früheren Fassungen dieses Arbeitsblattes genannte Bezug auf die Bodentemperatur beim jeweiligen Leitungsdruck als höchstzulässigem Taupunkt ist nicht ausreichend. Mit der Einhaltung der hier genannten Richtwerte werden die Netze als trocken definiert Sauerstoff Unbehandeltes Erdgas aus der Lagerstätte ist sauerstofffrei. In wasserdampfhaltigen Gasen wirkt Sauerstoff korrodierend [3]. Insbesondere in Untertagespeichern besteht wegen des dort vorhandenen Wassers die Gefahr der Korrosion an den Unter- und Obertageausrüstungen wie auch die Gefahr der Schädigung der Speichereigenschaften durch die Bildung von Elementarschwefel (siehe 4.3.6). Deshalb muss bei der Festlegung des Richtwertes hinsichtlich des Sauerstoffgehalts zwischen den Hoc h- druckleitungen des Gastransports mit angeschlossenem Untertagespeicher und den Nieder- und Mitteldruckleitungen der Gasverteilung unterschieden werden. Die Obergrenze des in Tabelle 3 genannten Sauerstoffgehalts kann nach einer Einzelfallprüfung überschritten werden, wenn Flüssiggas-Luft-Gemische als Zusatz- oder Austauschgase eingesetzt werden (siehe 5.2 und 5.3). 20 DVGW G 260 Arbeitsblatt

21 Bei Gasen in Gasnetzen mit einem maximalen Betriebsdruck (MOP 16 bar) darf der O 2-Anteil am Übergabepunkt zu Untertagegasspeichern und ggf. an Grenzübergabepunkten 0,001 Mol-% (Tagesmittelwert) nicht überschreiten, es sei denn, die technische Notwendigkeit besteht nicht (siehe Tabelle 3, Fußnote d) Kohlenstoffdioxid Kohlenstoffdioxid kann entweder durch den Gaserzeugungsprozess oder von Natur aus in den Gasen vorhanden sein. In feuchten Gasen begünstigt Kohlenstoffdioxid die Korrosion. Dem kann durch Gastrocknung vorgebeugt werden. In Verbindung mit dem feuchten Milieu eines Untertagegasspeichers können höhere CO 2-Konzentrationen zu erheblichen Korrosionsproblemen an untertägigen und obertägigen Speichereinrichtungen führen, und es können irreversible Speicherschäden in Porenspeichern durch Akkumulation von neu gebildeten Mineralien auftreten Nebel, Staub Die Anforderung technisch frei bedeutet, dass Kondensate, Nebel und Staub soweit entfernt werden, dass der störungsfreie Betrieb von Gasgeräten und gastechnischen Einrichtungen normgerechter oder üblicher Konstruktion langfristig gewährleistet ist. Die Anwesenheit von Nebel (Öl-, Glykol-Tröpfchen oder anderen schwerflüchtigen Flüssigkeiten) im Gas ist von den angewandten Aufbereitungsverfahren abhängig. Auch Verdichteranlagen können u. U. Ölnebel im Gas verursachen. Da Nebel und Staub bei Produktion und Aufbereitung anfallen können und korrosionsbedingte Staubbildung in den Rohrleitungen nicht völlig vermeidbar ist, müssen Maßnahmen zur nachträglichen A b- scheidung oder Bindung im notwendigen Umfang vorgesehen werden. Werden in Niederdrucknetzen zur Beseitigung von Undichtigkeiten bei Muffenverbindungen und zur Bindung von Staub im Rohrleitungsnetz Flüssigkeiten in Form von Nebel den Gasen zugesetzt, ist dieser Zusatz derart zu begrenzen, dass die Brenneigenschaften der Gase und die Funktion der Gasgeräte nicht nachteilig beeinflusst werden Schwefelverbindungen Schwefelhaltige Gasbegleitstoffe sind Schwefelwasserstoff (H 2S), Kohlenstoffoxidsulfid (COS), Schwefelkohlenstoff (CS 2), sonstige organische Sulfide (R-S-R), Disulfide (R-S-S-R), Merkaptane (R-SH) und Thiophene (C 4H 4S und Derivate). Der Gehalt an Schwefelverbindungen ist bei erzeugten Gasen abhängig vom eingesetzten Rohstoff und von der Gasreinigung, bei Naturgasen von der jeweiligen Lagerstätte (Produktionsstätte) der Gase und dem Aufbereitungsverfahren. Typische Schwefelverbindungen, die in niedrigen Konzentrationen in Erdgasen anzutreffen sind, sind Schwefelwasserstoff, Kohlenstoffoxidsulfid und Merkaptane. Je nach Aufbereitung können noch organische Sulfide und Disulfide entstehen. Schwefelhaltige Odoriermittel erhöhen den Schwefelgehalt. Deshalb ist der Einsatz schwefelfreier oder schwefelarmer Odoriermittel zu empfehlen. Schwefelverbindungen können die Lebensdauer von Leitungen und Verbrauchseinrichtungen beei n- trächtigen und agieren in jeglicher Form als sog. Katalysatorgift, d. h. Katalysatoren werden dauerhaft geschädigt. DVGW G 260 Arbeitsblatt 21

22 Molekularer Sauerstoff (z. B. aus Biogas) und gebundener Sauerstoff (Korrosionsprodukte, die in Erdgasleitungen vorkommen) können anorganische Schwefelverbindungen (H 2S und COS) zu elementarem Schwefel oxidieren. Elementarer Schwefel kann in feuchtem Milieu (z. B. Untertagespeicher) zu starker Korrosion führen, die Porenräume im Speichergestein verstopfen und zu Betriebsstörungen an Mess- und Regelanlagen führen [3]. Aus den genannten Gründen sollte der Schwefelgehalt zusammen mit dem Sauerstoff- und Wassergehalt im Erdgas möglichst gering sein. 5 Ergänzungsregeln für Gase der 2. Gasfamilie 5.1 Allgemeine Anmerkungen Die Beschaffenheit von Erdgasen entspricht nicht immer den Anforderungen dieses Arbeitsblattes. Deshalb müssen sie mit anderen Gasen so gemischt werden, dass sie im Grundsatz diesen Anforderungen entsprechen. Diese Anforderungen gelten auch für Gasgemische, die zur Behebung von Ve r- sorgungsengpässen oder zur Nutzung von Gasen anderer Beschaffenheit hergestellt werden. Können diese Anforderungen nicht in vollem Umfang eingehalten werden, so dürfen durch den Einsatz der Gase keine funktions- und sicherheitstechnischen Beeinträchtigungen bei der Verteilung und Verwendung in normgerechten Gasgeräten entstehen. 5.2 Gase zur Konditionierung Zur Einstellung der gewünschten brenntechnischen Kenndaten können Gase der 2. Gasfamilie mit folgenden Gasen konditioniert werden (siehe auch DIN 1340): Luft, Stickstoff, Kohlenstoffdioxid Erdgase anderer Beschaffenheit Flüssiggase Für den Einsatz dieser Gase gelten folgende Ergänzungsregeln: Luft, Stickstoff, Kohlenstoffdioxid Der Luftzusatz ist begrenzt durch den im Mischgas zugelassenen Sauerstoffgehalt. Bezüglich des Zusatzes von feuchter Luft wird auf Abschnitt verwiesen. Stickstoff kann trocken ohne zusätzliche Einschränkung beigemischt werden. Bezüglich des Zusatzes von Kohlenstoffdioxid wird auf Abschnitt verwiesen Erdgase anderer Beschaffenheit Mischen von Erdgasen kann mit dem Ziel durchgeführt werden, ein regelgerechtes Erdgas H oder Erdgas L herzustellen. Erdgase mit vom Grundgas abweichenden brenntechnischen Kenndaten können ohne zusätzliche Einschränkung als Konditionierungsgase verwendet werden. 22 DVGW G 260 Arbeitsblatt

23 5.2.3 Flüssiggase Flüssiggase (LPG) müssen grundsätzlich den in Tabelle 4 genannten Anforderungen entsprechen. Die Zumischung von Flüssiggas zu Erdgas kann zum Ziel haben, aus Erdgas L ein Gas der Gruppe H zu erzeugen oder aber den Brennwert eines Biogases zu erhöhen (Beispiel s. Tabelle A.2 im Anhang A). Die Zumischung ist durch auftretende brenntechnische Probleme begrenzt, die in erster Linie durch die mit steigendem Zusatz nachlassende Verbrennungsgüte entstehen. Dies ist im Einzelfall zu prüfen. Allgemein gilt, dass die Zumischung von Propan weniger kritisch ist als die von Butan. Bei Drücken von mehr als 5 bar sind die Veränderungen des Kondensationsverhaltens des Mischgases zu beachten. 5.3 Zusatzgase Als Zusatzgase kommen in Frage: Flüssiggas-Luft-Gemische Austauschgase gemäß Abschnitt 5.4 sonstige methanreiche Gase, ggf. im Gemisch mit Flüssiggas Wasserstoff (siehe DVGW G 262) Der Brennwert des Gesamtgemisches soll sich an dem im Versorgungsgebiet üblichen Brennwert or i- entieren. Das Arbeitsblatt DVGW G 685 ist dabei zu beachten. Die Gasbegleitstoff-Konzentrationen dürfen die maximalen Richtwerte der Tabelle 3 nicht überschreiten Flüssiggas-Luft-Gemische Als Flüssiggas können sowohl Propan als auch Butan nach DIN bzw. Gemische daraus eing e- setzt werden. Der Olefingehalt ist auf max. 10 Gewichts-% zu begrenzen. Die mögliche Höhe des Zusatzes von Flüssiggas-Luftgemischen zum Grundgas leitet sich u. a. aus der Forderung nach gleichwertigem Verhalten des Gemisches am Brenner ab. Bei Zumischung von mehr als 10 Vol.-% Flüssiggas-Luft-Gemisch zum Erdgas kann es zu einer Überschreitung der in Tabelle 2 festgelegten Grenzen für die relative Dichte von d n = 0,75 kommen; brennwertgleiche Zumischungen können je nach Zusammensetzung des Grundgases eine Unterschreitung der Untergrenze der Wobbe-Index-Bandbreite der betreffenden Gruppe zur Folge haben. Zu Sauerstoff siehe In [4] werden die Ergebnisse von Untersuchungen des Einflusses der Flüssiggas-Luftzumischung bei haushaltlichen Gaskesseln dargestellt. Die Geräte wurden Ende der 80er bzw. Anfang der 90er-Jahre hergestellt und sind heute nicht mehr repräsentativ. Neuere Untersuchungen sind nicht bekannt. Daher können keine verbindlichen Aussagen gemacht werden, welche Überschreitungen der relativen Dichte bzw. Unterschreitungen der Untergrenzen der Wobbe-Indizes bei Kesseln zulässig sind. Auch ist zu beachten, dass Industriegeräte ein andersartiges Verhalten aufweisen können. DVGW G 260 Arbeitsblatt 23

24 Gasmotoren könnten zudem empfindlich auf eine Absenkung der Methanzahl reagieren, was insbesondere bei der Konditionierung von H-Gasen mit nennenswerten Anteilen höherer Kohlenwasserstoffe (z. B. Nordseegase) zu beachten ist. 5.4 Austauschgase Als Austauschgase kommen in Frage: Flüssiggas-Luft-Gemische Klär- und Biogase nach DVGW-Arbeitsblatt G 262 sowie Grubengase Bei Einsatz von Butan-Luft-Gemischen kann es zu brenntechnischen Problemen sowohl hinsichtlich der Verbrennungsgüte als auch hinsichtlich der Flammenstabilität kommen Flüssiggas-Luft-Gemische Für die Erzeugung von Austauschgasen dieses Typs ist stets von Propan nach DIN auszugehen. Der Olefingehalt ist auf maximal 10 Gew.-% zu begrenzen. Das Propan-Luft-Gemisch ist in jedem Falle auf einen gegenüber dem Grundgas abgesenkten Wobbe- Index einzustellen. Folgende Richtwerte für das Austauschgas haben sich als für die Praxis geeignet erwiesen: Für Erdgas H: W S,n = 45,0 MJ/m³ (12,5 kwh/m³) unter der Bedingung, dass die Gasgeräte in EE- Ausführung vorliegen und der Einsatz dieses Gemisches zeitlich begrenzt bleibt für Erdgas L: W S,n = 39,6 MJ/m³ (11,0 kwh/m³) Klär- und Biogase nach DVGW-Arbeitsblatt G 262 sowie Grubengase Klär- und Bio- sowie Grubengase können eingesetzt werden, wenn sie durch geeignete Aufbereitung die Anforderungen nach den Tabellen 2 und 3 erfüllen. Darüber hinaus ist auch Abschnitt 4.3 zu beachten. 24 DVGW G 260 Arbeitsblatt

25 Anhang A (informativ) Ergänzende Ausführungen und Beispiele A.1 Wasserstoff Die Einspeisung von Wasserstoff in Erdgasnetze ist in begrenzter Menge möglich. Siehe dazu Abschnitt 5.9, DVGW-Arbeitsblatt G 262. A.2 Harmonisierung der Gasbeschaffenheitskennwerte für den grenzüberschreitenden Transport Das unter der Schirmherrschaft der Europäischen Kommission organisierte Europäische Gasreguli e- rungsforum ( Madrid-Forum ) beauftragte 2002 die Europäische Vereinigung zur Rationalisierung des Energieaustausches Gas (EASEE-gas: European Association for the Streamlining of Energy Exchange gas) mit der Erarbeitung von Rahmenanforderungen an die Beschaffenheit unodorierter, hochkalorischer Erdgase, die über Grenzübergangspunkte hinweg transportiert bzw. als wiederverdampftes Flüssigerdgas (LNG: Liquified Natural Gas) vom Anlandeort aus in ein Erdgastransportleitungssystem eingespeist werden. Die EASEE-gas-Arbeitsgruppe Gasbeschaffenheitsharmonisierung, ein Gremium, dem Produzenten, Händler, Lieferanten, Netzbetreiber sowie Endverbraucherorganisationen angehören, verabschiedete im Februar 2005 eine als Gemeinsame Geschäftspraktik (CBP: Common Business Practice) bezeichnete Empfehlung. In dieser sind sowohl die europäischen Gas-Grenzübergangspunkte und LNG-Anlandestellen als auch Anforderungen an die zulässigen Wertebereiche von Gasbeschaffenheitsparametern angegeben [5]. Die Beschaffenheitsparameter, auf die man sich geeinigt hat, sind in Tabelle A.1 aufgeführt. Sowohl zwischen Netzbetreibern als auch zwischen Netzbetreibern und Netznutzern können die dort genannten, aber auch von diesen abweichenden Werte vereinbart werden. Bereits bestehende Vereinbarungen können fortgeführt werden. Tabelle A.1 Richtwerte aus Common Business Practice von EASEE-gas für unodoriertes, hochkaloriges Erdgas im grenzüberschreitenden Verkehr in Eu ropa Kennwert Einheit Richtwert höchstens Gesamtschwefel mg/m³ 30 Schwefel in H 2S und COS mg/m³ 5 Merkaptanschwefel mg/m³ 6 Kohlenstoffdioxid Mol-% 2,5 Wassertaupunkt C 8 bei p = 70 bar Kohlenwasserstoff-Kondensationspunkt C 2 bei 1 bar p 70 bar Sauerstoff Mol-% 0,001 (Tagesmittelwert) DVGW G 260 Arbeitsblatt 25

26 Wassertaupunkt in C A.3 Rückspeisung Bei der Rückverdichtung von Brenngasen aus einem Gasnetz in ein druckhöheres Gasnetz sind folgende Aspekte zu beachten: Wird in Leitungen mit Verbindung zu Untergrundspeichern bzw. zu Grenzübergabepunkten eingespeist, kann es notwendig sein, den Sauerstoffgehalt und den CO 2-Gehalt zu begrenzen. Mischungseffekte sind zu beachten. Wurde das Gas odoriert, kann es je nach Netzsituation zu einer Überodorierung, zu einer verände r- ten Geruchscharakteristik und zu einer Überschreitung der zulässigen Schwefelkonzentration ko m- men. Ggf. muss daher eine Deodorierung vorgenommen werden. Detaillierte Informationen sind dem DVGW-Merkblatt G 290 zu entnehmen. A.4 Wassertaupunkt in Abhängigkeit vom Gasdruck In Bild A.1 ist der Wassertaupunkt in Abhängigkeit vom Absolutdruck eines Erdgases bei zwei W assergehalten (50 mg/m³; 200 mg/m³) dargestellt. Es ist zu beachten, dass je nach Erdgaszusammense t- zung auch leicht abweichende Taupunkte auftreten können (± 1 K). Das Umrechnungsverfahren des Wassertaupunkts in Wassergehalte ist in DIN EN ISO dargestellt Wassergehalt 200 mg/m³ Wassergehalt 50 mg/m³ Gasdruck (absolut) in bar Bild A.1 Wassertaupunkt in Abhängigkeit vom absoluten Gasdruck bei Wassergehalten von 50 mg/m³ und 200 mg/m³ 26 DVGW G 260 Arbeitsblatt

27 DVGW G 260 Arbeitsblatt 27

28 Brennwert HS,n in kwh/m³ Brennwert HS,n in MJ/m³ 14 13,1 13 Wobbe-Index W S,n in MJ/m³ 36 39,6 43,2 46,8 50, ,6 Nordsee Erdgas-H Dänemark Erdgas-H 50,4 46,8 12 relative Dichte d = 0,75 Biogas +LPG 43,2 11 Weser/Ems Erdgas-L Holland Erdgas-L H Russ.- Erdgas H 39,6 10 Biogas 36 9 L relative Dichte d = 0,55 32,4 8,4 8 28,8 7 25,2 13,6 15, Wobbe-Index W S,n in kwh/m³ Bild A.2 Brennwert in Abhängigkeit vom Wobbe-Index unter Berücksichtigung der zulässigen Bereiche nach Tabelle DVGW G 260 Arbeitsblatt

29 Bild A.3 Brennwert in Abhängigkeit der relativen Dichte unter Berücksichtigung der zulässigen Bereiche nach Tabelle 2 DVGW G 260 Arbeitsblatt 29

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