Biogas Einspeisung, Netzund Anlagenbetrieb Erdgas, Biogas, Flüssiggas, Konditionierung, Einspeisung ins Erdgasnetz

Biogas Einspeisung, Netzund Anlagenbetrieb Erdgas, Biogas, Flüssiggas, Konditionierung, Einspeisung ins Erdgasnetz Veröffentlichung in Gwf Gas Erdgas 150. Jahrgang

150. JAHRGANG Erdgas Biogas Einspeisung, Netz- und Anlagenbetrieb Erdgas, Biogas, Flüssiggas, Konditionierung, Einspeisung ins Erdgasnetz Frank Burmeister Der Zugang von Biogas zum Erdgasnetz ist in Deutschland klar geregelt und durch Kooperation aller Beteiligten und spezifische FuE-Projekte deutlich transparenter und damit einfacher geworden. Der stetige Ausbau und die Weiterentwicklung werden durch die Lösung von Detailfragestellungen, die sich aus der stetigen Weiterentwicklung ergeben, entsprechend begleitet. Durch eine optimierte Kombination von Aufbereitung und Zumischung von LPG und/oder Luft kann Biogas den Brenngaseigenschaften von Erdgas angepasst werden. Nach den hier durchgeführten Berechnungen und Randbedingungen können bei einer maximalen Aufbereitung des Biogases auf 99,5 Vol.-% Methan bei Zugabe von LPG Brennwerte bis ca. 12 kwh/m 3 für H-Gase erreicht werden. Durch Ausloten der Grenzen und andere Maßnahmen sind evtl. höhere Werte möglich. Für L-Gase besteht evtl. die Möglichkeit, die Einspeisung zu vereinfachen und den komplexen Fall der Luft/LPG Zumischung zu umgehen. Diese beiden Aspekte werden in DVGW- Forschungsvorhaben thematisiert. Biogas injection, grid and plant operation Adding biogas to the natural gas grid is clearly regulated in Germany and has become more transparent and thus simpler due to co-operation of all involved partners and specific R&D projects. The constant development and the advancement are accompanied accordingly by the solution by detail questions, which result from the constant advancement. Due to optimized combination of upgrading and conditioning processes biogas can be matched by adding LPG and/or air to the gaseous fuel combustion characteristics of natural gas. According to boundary conditions applied here, upgrading to a maximum volume fraction of 99,5 Vol-% methane and by restrictive adding LPG, a higher heating value of approx. 12 kwh/m 3 can be achieved. By addressing single boundary values in detail higher values might be possible. For L-gases a simplification of the rather complex air/lpg adding could be achieved. These two aspects are addressed to in DVGW R&D projects. G 64 1. Hintergrund und Stand der Dinge In Deutschland kommen Erdgase aus Russland, Norwegen, den Niederlanden, Dänemark, Großbritannien sowie deutschen Quellen zur Verteilung. Dabei ist davon auszugehen, dass die Variation der in Deutschland verteilten Gasbeschaffenheiten und deren Schwankungen durch die Liberalisierung des Gasmarktes, die Diversifizierung des Bezugsangebotes, die Erschließung auch kleinerer inländischer Vorkommen und aufbereitete Gase aus regenerativen Quellen nicht kleiner werden. Zusätzlich gibt es für LNG (Liquefied Natural Gas) große Markterwartungen, so dass in Zukunft eine Integration wahrscheinlich ist. Als Naturprodukt weist das Erdgas abhängig von der Quelle eine spezifische Zusammensetzung und damit Beschaffenheit auf. Unabhängig von der Herkunft handelt es sich bei Erdgasen aber immer um methanreiche Gase mit einem Methananteil größer 83 Vol.-%, die je nach Quelle höhere Kohlenwasserstoffe (max. ca. %) gwf-gas Erdgas oder Stickstoffanteile (max. ca. %) beinhalten können. Unter dem Begriff Gasbeschaffenheit werden im Arbeitsblatt G 260 [1] der technischen Regeln des DVGW die verbrennungstechnischen Kenndaten Brennwert, Dichte und daraus abgeleitet der so genannte Wobbe- Index sowie die Gasbegleitstoffe zusammengefasst. LNG zeichnet sich je nach Herkunft durch relativ hohe Anteile an C 2 bis C 4 Kohlenwasserstoffe, geringe inerte Anteile und damit hohe Brennwerte und Wobbe- Indizes aus. Zur Anpassung an Pipeline -Gas wird LNG mit LPG (Liquefied Petroleum Gas) bzw. Stickstoff verschnitten. Die Herkunft der Gase aus unterschiedlichen Quellen und die Struktur des Erdgasnetzes führen zu einer regional unterschiedlichen Verteilung der Gasqualitäten. Die Gase werden von den Importpunkten über das Ferntransportnetz, die Transport- und Verteilnetze so an die Endkunden weitergeleitet, dass für den Kunden Versorgungssicherheit, Funktion der Erdgasanwendungen

Erdgas 150. JAHRGANG und gerechte Abrechnung gewährleistet sind. Das vom Gasversorgungsunternehmen im Versorgungsgebiet bereitgestellte Gas wird als Grundgas bezeichnet. Gase anderen Ursprungs aus thermischen Vergasungsprozessen oder fermentativer Erzeugung [2], die hier betrachtet werden, haben andere Ausgangszusammensetzungen. Fermentativ erzeugtes Biogas besteht, abhängig vom eingesetzten Substrat und der Prozessführung, aus etwa 45 75 Vol.-% Methan, 25 55 Vol.-% Kohlendioxid, Anteilen von Wasserdampf, Stickstoff und Sauerstoff sowie geringen Mengen von Schwefelverbindungen und Spurenstoffen. Die damit verbundenen verbrennungstechnischen Kenndaten dieser Biogase sind von verteilten Grundgasen zunächst einmal verschieden und erfordern eine Aufbereitung und Konditionierung des Biogases mit Luft bzw. Flüssiggas (LPG) vor einer Einspeisung in eine Erdgasleitung. Unter Flüssiggas (LPG) sind C 3 - und C 4 -Kohlenwasserstoffe bzw. Gemische daraus zu verstehen, wie sie in der Natur vorkommen oder als Synthesegas anfallen. Der Brennstoff LPG ist bei Raumtemperatur unter Atmosphärenbedingungen gasförmig, lässt sich aber bereits bei niedrigen Drücken verflüssigen. In flüssigem Zustand ist sein spezifisches Volumen ca. 260-mal kleiner als in gasförmigem Zustand. Daher können große Energiemengen in relativ kleinen Behältern transportiert und gelagert werden. Die Treiberfaktoren für die Einspeisung von Biogas lassen sich unter den Leitzielen Klimaschutz durch den Einsatz erneuerbarer Energien, Sicherung der Energieversorgung und Reduktion von Importabhängigkeiten zusammenfassen. Auf politischer Ebene ist dies in den 20 : 20 : 20 Zielen der EU (03/07) mit einer Reduktion der CO 2 -Emissionen um 20 % gegenüber 1990 und einer Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch auf 20 % (6 % Biogas ( % bis 2030)) formuliert. Die Novellierung der Gasnetzzugangsverordnung beinhaltet als Ziel der Neuregelung die Einspeisung von 6 Mrd. Kubikmetern Biogas bis 2020 und Mrd. Kubikmetern bis zum Jahr 2030 zu ermöglichen [3]. Bild 1 stellt das oben beschriebene Szenario der diversifizierten Gasdarbietung mit dem derzeitigen Informationstand der Biogaseinspeisung [4] dar. Bis 2011 werden demnach 37 Biogasanlagen in Betrieb sein. Zur Aufbereitung kommen in der Reihenfolge der Verbreitung die Druckwechseladsorption, Druckwasser-, Amin- und organische Wäsche inkl. Biogasverstärker zur Anwendung. Zum überwiegenden Teil wird in 2 16 bar Leitungen eingespeist, die mittlere Anlagengröße beträgt ca. 500 600 m 3 /h mit steigender Tendenz (Bild 2). Das Verhältnis der Einspeisung in L- und H-Gas- Netze liegt bei ca. 3/1. Eine Einordnung verteilter Gase in den durch die G 260 gegebenen Rahmen für den Brennwert, die rela- Volumenstrom [m 3 /h) Brennwert H s,n [kwh/m 3 ] 2000 1500 00 500 0 14 13 12 11 9 Bild 1. Szenario der Gasdarbietung. 5000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 Anzahl Bild 2. Biogasanlagen mit Einspeisung (in Betrieb bis 2011), Daten aus [4]. EASEE-gas CBP GUS LNG 8 G271 0,5 0,6 0,7 0,8 relative Dichte d [-] Bild 3. Rahmen der verbrennungstechnischen Kenndaten aus G 260. keine Angabe Nordsee Mischgas 4,4% Holland/Verbund G23 9,3% Weser/Ems 14,2% G231 15,8% G27 Osthannover H-Gas L-Gas gwf-gas Erdas 65 G

150. JAHRGANG Erdgas tive Dichte und den Wobbe-Index liefert Bild 3. Nach dem Wobbe-Index werden Erdgase in L- und H-Gas gruppiert (Gruppe L: W s,n =,5 kwh/m 3, (Gesamtbereich), Nennwert: 12,4 kwh/m 3 (Nennwert ± Schwankungsbereich: 11,0 kwh/m 3 ), Gruppe H: W s,n = 12,8 15,7 kwh/m 3 (Gesamtbereich), Nennwert: 15,0 kwh/m 3 (Nennwert ± Schwankungsbereich: 13,6 15,7 kwh/m 3 )). Die grün eingefärbte Linie steht für aufbereitetes Biogas bestehend aus CH 4 und CO 2, wobei der CO 2 - Anteil an diskreten Punkten notiert ist (derzeit auf 6 % begrenzt [2]). Zusätzlich sind einige Prüfgase nach DIN 437 [5] und die EASEE-gas Spezifikation [6] für grenzüberschreitenden Handel eingezeichnet. 2. Rahmenbedingungen und Regelwerk Bei der Einspeisung von Biogas in eine Erdgasleitung sind Anforderungen, die in Form von Gesetzen und technischen Regeln formuliert sind, zu erfüllen, um Versorgungssicherheit, Funktion der Gasanwendungen und Abrechnungssicherheit zu erhalten. Nach 19 EnWG muss die Interoperabilität des Netzes sichergestellt sein (kompatibles Gas); nach 49 EnWG sind die technischen Regeln des DVGW einzuhalten. Im Kern sind dies die Arbeitsblätter G 260 [1] Gasbeschaffenheit, G 262 [2] Nutzung von Gasen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung, G 685 [7] Gasabrechnung und G 486 [8]. Nach dem Stand der Technik ist eine Aufbereitung von Biogas und eine Anpassung des Brennwertes bzw. der Wobbe-Indizes an das verteilte Gas in Grenzen möglich. Vor einer Einspeisung von Biogas muss zuerst die Fragestellung beantwortet werden, wie an einem konkreten Einspeisepunkt ein einspeisefähiges Biogas zu beschreiben ist und wie die daraus folgende Gasbeschaffenheit über die Prozesskette von Biogasanlage über Aufbereitung und Konditionierung in Übereinstimmung mit dem technischen Regelwerk des DVGW erreicht werden kann. Aus abrechnungstechnischen Gründen kann es erforderlich sein, Biogas vor der Einspeisung der Beschaffenheit des Grundgases am Netzeinspeisepunkt anzupassen. Erdgas kann durch ein zum Austauschgas aufbereitetes und konditioniertes Biogas ersetzt werden, ohne dass sich eine wie auch immer geartete Einschränkung für Gasnetz und Endanwendung ergibt. Unter Aufbereitung werden die Schritte Gasreinigung, Gastrocknung und das Abtrennen des CO 2 vom Methan zusammenfasst. Bei der Aufbereitung von Biogas können abhängig von der eingesetzten Technologie und der Intensität der Reinigung Methan-Konzentrationen bis 99,5 % erreicht werden. Bei dem als Konditionieren bezeichneten Zumischen von LPG und/oder Luft können die verbrennungstechnischen Kenndaten von aufbereitetem Biogas beeinflusst werden. Die Qualität von LPG wird in der DIN 51622 [9] für Propan und Butan und in der DIN EN 589 [] für Autogas festgelegt. Deutsche Flüssiggasversorger beziehen ihre Ware grundsätzlich in der dort angegebenen hohen Reinheit und erfüllen somit auch die weitgehenden Qualitätsanforderungen von Gasnetzbetreibern. In der Prozesskette hat der Grad der Kohlendioxidabscheidung in der Aufbereitung entscheidenden Einfluss auf die anschließende Konditionierung. Dabei ist zu beachten, dass sowohl der optimale Grad der Kohlendioxidentfernung als auch der Konditionierung von den verbrennungstechnischen Kenndaten des Grundgases abhängen. Bei L-Gasen entscheidet der anzustrebende Brennwert, ob eine Propan/Butan- Zumischung erforderlich ist. Eine maximale Abtrennung von Kohlendioxid ist in diesem Fall nicht erforderlich (die 6 %-Grenze für das Mischgas nach G 262 gilt unabhängig davon). Entgegengesetzt ist der Fall bei H-Gasen: Hier ist eine weitgehende Entfernung des CO 2 Bild 4. Anpassung des Wobbe-Index durch Luftzugabe (L-Gas). G 66 Brennwert [kwh/m 3 ] 11,50 11,25 11,00,75,50,27,25,24,00 9,75 9,50 9,25 9,00 8,75 8,50 0 90 92 92,8 94 93,6 96 98 0 Methankonzentration [%] (0,1% N 2, 0,3% O 2 ) gwf-gas Erdgas CO 2 > 6% L-Gase 1,1 1,7 H-Gas CO 2 < 6% 3,1 4,6 6,1 7,5 9,7 Luftzugabe 15,00 14,75 14,50 14,25 14,00 13,75 13,50 13,25 0 12,75 0 12,25 Wobbe-Index [kwh/m 3 ] Wobbe-Index ohne Luftzugabe Wobbe-Index mit Luftzugabe Brennwert ohne Luftzugabe Brennwert mit Luftzugabe

Erdgas 150. JAHRGANG notwendig, da der Zumischung von Propan/Butan Grenzen gesetzt sind. Für die Praxis bedeutet dies, dass mit einer Methan- Konzentration von 93,6 % und einer derzeitigen Grenze von 6 % CO 2, Rest O 2, N 2 mit den verbrennungstechnischen Kenndaten H s,n =,356 kwh/m 3 und W s,n = 13,19 kwh/m 3 in L-Gas-Gebieten zur Einhaltung der oberen Wobbe-Index-Grenze von 13 kwh/m 3 eine Luftzumischung erforderlich ist, da das aufbereitete Biogas ein H-Gas ist (Bild 4, gelb). Bei einer Methankonzentration von 92,8 % mit H s,n =,27 kwh/m 3 wird ein Wobbe-Index von 13 kwh/m 3 erreicht (grün gekennzeichnet), allerdings wird die CO 2 - Grenze überschritten. In der Abbildung sind die Luftzugaben notiert, die den Wobbe-Index an der Grenze halten, wobei sich gleichzeitig der Brennwert reduziert. Bei einer Konditionierung mit Luft wird der Wobbe- Index stärker reduziert als der Brennwert des Gemisches. Bei Flüssiggaszugabe ist die Steigerung des Brennwertes größer als der Anstieg des Wobbe-Indexes. Dies ist insbesondere bei der Konditionierung mit Luft und Flüssiggas von Bedeutung. Das DVGW-Regelwerk begrenzt die Zugaben von Luft und Flüssiggas bei der Konditionierung von Biogas. Abhängig vom Brennwert des Grundgases kann zusätzlich eine Propan/Butan-Zumischung erforderlich sein. In H-Gas-Gebieten wird abhängig von den Netzgegebenheiten gleichermaßen eine Propan/Butan-Zumischung zur Brennwertanhebung notwendig sein. Die verteilten L-Gase zeigen Brennwertbereiche von ca. 9,1/9,6,45 kwh/m 3, Wobbe-Index-Bereiche von ca. 11,3/12,4 12,9 kwh/m 3, wobei die jeweils ersten Werte für Osthannover-Gas, ein Brennwertbereich von ca. 9,6 9,9 kwh/m 3 für niederkaloriges und ein Bereich von ca.,1,45 kwh/m 3 für hochkaloriges L-Gas gelten. Somit gibt es zusammengefasst drei Konditionierszenarien für die Einspeisung in Netze mit niederkalorigem und hochkalorigem L-Gas sowie für H-Gas, die in den Bildern 5 bis 7 beispielhaft dargestellt sind. 3. Weitere Aspekte der Biogaskonditionierung Der Gasnetzzugangsverordnung folgend übergibt der Anlagenbetreiber regelkonformes Gas nach G 260/ G 262 [3], solange keine offensichtlichen technischwirtschaftlichen Hinderungsgründe andere Lösungen erfordern. Den technisch-wirtschaftlichen Idealfall unter Berücksichtigung der Zuständigkeiten stellt eine an die verteilten Gase angepasste Aufbereitung dar, so dass der regelkonforme Bereich der verbrennungstechnischen Kenndaten ohne bzw. mit einer geringen Zumischung von Luft und LPG erreicht werden kann und die Anforderungen an die Abrechnung gleich mit berücksichtigt werden. Eine Verschiebung der CO 2 -Grenze könnte evtl. die Einspeisung vereinfachen, da in bestimmten Fällen auf W s,n [kwh/m 3 ] CH 4 -Konzentration im Gemisch Propan-Zumischrate [Vol.-%] 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 Methan Luftzumischung O 2 -Konzentration Wobbe-Index 78 0 8,6 8,8 9,0 9,2 9,4 9,6 9,8,0,2,4,6,8 11,0 H S,n [kwh/m³] 11,5 11,0,5 Bild 5. Luftzugabe zu Biogas, Zielbrennwertband 9,6 kwh/m 3, Aufbereitung auf 94 % Methan. Bild 6. Luft- und Flüssiggaszugabe für hochkaloriges L-Gas. Bild 7. Beispielhafte Gemischbrennwerte in Abhängigkeit von Aufbereitungsgrad und Propanzugabe. gwf-gas Erdas 20 18 16 14 12 8,3 8 6 Luftzumischung [Vol.-%] 4 4,0 2 4,0 3,5 67 G 15,0 14,5 14,0 3%-Grenze 8,5 9,0 9,5,0,5 11,0 11,5 13,5 14,0 16,0 16,0 15,5 0 15,5 15,0 15,0 14,5 8 6 4 2 14,5 14,0 14,0 Luft-Zugabe 13,5 16 1412 13,5 O 2 >3 % 0 2 4 18 2018 16 14 LPG-Zugabe 6 8 12,0,0 8,5 9,0 9,5,0,5 11,0 11,5 13,5 14,0 Grenze für relative Dichte 16 14 12 8 6 4 H s,n [kwh/m 3 ] d > 0,75 92 93 94 95 96 97 98 99 0 18 18 =13 kwh/m 3 =12,8 kwh/m 3 = kwh/m 3 2 2 92 93 94 95 96 97 98 99 0 Methan-Konzentration (nach Aufbereitung) [Vol.-%] 16 14 12 8 6 4 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Sauerstoff-Konzentration [Vol.-%] 11,5 11,0,5 13,5 L-Grenze 11,5 11,0,5 Wobbe - Index [kwh/m³] =11,890 kwh/m 3 =11,783 kwh/m 3 =11,513 kwh/m 3 =11,416 kwh/m 3

150. JAHRGANG Erdgas 12,6 Nennwert12,4 W s,n [kwh/m 3 ] 12,8 12,2 11,8 11,6 11,4 11,2 11,0,8,6 82 9,0 9,2 9,4 9,6 9,8,0,2,4 G 68 Methankonzentration 88 84 86 eine Luftzugabe bzw. eine regelungstechnisch anspruchsvolle Kombination von Luft- und Flüssiggaszugabe verzichtet werden kann. Allerdings gäbe es auch in diesem Fall einiges zu beachten. Die obere Wobbe-Index-Grenze markiert dann eine Methan-Konzentration von 92,8 % mit H s,n =,27 kwh/m 3 und W s,n = 12,997 kwh/m 3. Für höhere Brennwerte wäre dann Flüssiggaszumischung erforderlich, wobei allerdings die Aufbereitung auf ca. 92 % Methan (H s,n =,17 kwh/ m 3 ) zu begrenzen ist, da sonst der Wobbe- Index zu groß ist. Die theoretische Untergrenze für die Methan- Konzentration wird durch den örtl. Wobbe-Index Schwankungsbereich, die Brennwertanpassung zur Abrechnung [7] durch den Netzbetreiber und die Endgerätebeeinflussung relativiert. Daher kann es bei niederkalorigen L-Gasen, auch aus Gründen der Anlagenregelung, sinnvoll sein, höhere Methan-Konzentrationen anzustreben, da andernfalls mit Flüssiggas konditioniert werden müsste, wobei die Dichtegrenze restriktiv wirkt (Bild 8). Die in diesem Zusammenhang wesentliche Endgerätebeeinflussung wird in einem DVGW-Forschungsvorhaben mit dem Titel Ermittlung der CO 2 -Konzentrationsgrenze für den Betrieb von Endgeräten untersucht. Bei H-Gasen stellt sich die Frage, welche Brennwerte in der Verbindung von Aufbereitung und Konditionierung erzielt werden können. Ausgangspunkt bisheriger Diskussionen zur Konditionierung vor der Einspeisung in L- und H-Gas-Netze [11, 12] war eine Flüssiggaszusammensetzung von 95 % Propan und 5 % Butan nach DIN 51622. Ein Flüssiggas mit einem Propananteil von mindestens 95 % wird als Propan bezeichnet. Die Zusammensetzung von Flüssiggas gwf-gas Erdgas Propanzugabe 90 H s,n [kwh/m 3 ] 92 Dichtegrenze Bild 8. Propanzugaben zu Biogas für L-Gas Zielbrennwerte bei verschiedenen Aufbereitungsgraden (nicht G 262-konform). muss nicht diesem Standard folgen, vielmehr ist die Qualität durch den Flüssiggaslieferanten einstellbar. Es ist somit möglich, die im Arbeitsblatt G 486 genannten Grenzen für Propan- und Butan-Konzentrationen mit entsprechend konfektionierten Flüssiggasen auszuloten. Generell können Flüssiggasgemische bis zu 60 % Butan enthalten. Bei der Konditionierung mit Flüssiggas sind im Wesentlichen die Aspekte der K-Zahl-Bestimmung, eichfähigen Messung und Umrechnung, Methanzahl sowie Kondensation höherer Kohlenwasserstoffe zu beachten. Um eine Umrechnung von Betriebs- auf Normzustand mittels der in G 486 [8] spezifizierten Zustandsgleichungen anwenden zu können, ist die zumischbare Propan/Butan-Menge begrenzt. Zur Berechnung der Realgasfaktoren für die Umrechnung werden in der G 486 inklusive der Beiblätter 2 Verfahren angeführt: Die Standard-GERG-88-Virialgleichung und die AGA8-DC92 Zustandsgleichung. Erstere benötigt als Eingangsgrößen p, T,, ρ, X CO2 und X H2, wobei letztere die Stoffmengenanteile bezeichnen. Die AGA8-Zustandgleichung erfordert eine Vollanalyse mittels Prozessgaschromatograph. Im Folgenden werden die wesentlichen Aussagen zusammengefasst: Für die SGERG-88 wird davon ausgegangen, dass die Mol-Anteile die für ein Erdgas typische Korrelation aufweisen: Abnehmende Mol-Anteile bei steigender Kohlenstoffatomzahl und kein Fehlen einzelner Komponenten (G 486 B-1). Als Grenzen werden 5 Mol-% für Propan und 1,5 Mol-% für Butan aufgeführt. G 486 B-2 weist darauf hin, dass Realgasfaktoren für einige in Deutschland verteilte Erdgase nicht hinreichend genau berechnet werden und dass das AGA8-Verfahren als Stand der Technik zukünftig vorzugsweise eingesetzt werden soll, wenn bei Verwendung von SGERG mit Abweichungen zu rechnen ist. Der Anwendungsbereich des AGA8-Verfahrens für aufbereitetes Erdgas wird im 2. Beiblatt in Bezug auf die Propan/Butan-Stoffmengenanteile mit 3,5 Mol-% (6 Mol-% für p < 0 bar)/1,5 Mol-% angegeben. Im 2. Beiblatt werden die 1/3-Regel und ein Kohlenwasserstoffkriterium zur Überprüfung der Anwendbarkeit ausgeführt. Bei Betriebsdrücken kleiner/gleich 26 bar (absolut) sind die möglichen Fehler vernachlässigbar. Zu beachten sind auch die Übergangs- und Ausnahmeregelungen. Bild 7 zeigt die berechneten Propan-Zugaben, die abhängig vom Aufbereitungsgrad für das Erreichen von Gemischbrennwerten notwendig sind. Beispielhaft ist die Lage der Brennwerte und die Schwankungsbreite von H-Gas Süd (11,416 11,513 kwh/m³) und H-Gas Nord (11,783 11,89 kwh/m³) [12, 14] im Diagramm dargestellt. Zudem sind Lage des Brennwerts 12 kwh/m³, des maximalen H-Gas Nord Brennwerts 12,8 kwh/m³ und der oberen Brennwertgrenze 13 kwh/m³ eingetragen.

Erdgas 150. JAHRGANG Tabelle 1. Brennwerte bei maximaler Prop. Verfahren Max. Propananteil [Mol-%] Brennwert [kwh/m³] AGA8 (p > 0 bar) 3,5 11,63 AGA8 (p < 0 bar) 6 7 SGERG 5 11,9 Tabelle 2. Brennwerte bei maximaler LPG-Zugabe. Für den maximalen Aufbereitungsgrad auf 99,5 Vol.-% Methan können abhängig vom angewandten Berechnungsverfahren die in Tabelle 1 aufgeführten maximalen Gemischbrennwerte durch Zugabe von Propan erreicht werden. Durch die Konditionierung von aufbereitetem Biogas mit Propan können Gase mit Brennwerten bis 12 kwh/m³ gemischt werden. Werden in den Berechnungen anstatt eines Flüssiggasgemisches von 95/5 Propan/Butan andere Gemische zugrunde gelegt, ergeben sich für den Aufbereitungsgrad 99,5 % maximale Gemischbrennwerte nach Tabelle 2 Autogas -Zusammensetzungen sind hier nicht notiert. Die Methanzahlgrenze 72 [13] aus der DIN 51624 Erdgas als Kraftstoff wird durch das Gemisch 71/29 in Tabelle 2 erreicht und durch Konditionierung mit den Gemischen 77/23 sowie 80/20 unterschritten. Zu beachten ist ferner, dass in den Berechnungen sowohl die maximale Propan- als auch Butan-Konzentration zugrunde gelegt wurde. In der Praxis können infolge dieser hohen Konzentrationen Probleme mit eichfähiger Messung und Umrechnung auftreten. Für die Kondensation höherer Kohlenwasserstoffe ist zu beachten, dass zur genauen Beurteilung eine detaillierte Analyse des verteilten Erdgases erforderlich ist. Anteile höherer Kohlenwasserstoffe verschieben die Phasengrenzlinien zu höheren Temperaturen. Exemplarisch wird dies in Bild 9 qualitativ gezeigt. Inwieweit ein entsprechender Brennwert bei einem bestimmten Aufbereitungsgrad rein technisch erreicht werden kann, ist davon abhängig, welcher der o. g. Aspekte zuerst greift und ob einzelne Grenzen neu ausgelotet werden können. Dies wird in einem DVGW-Forschungsvorhaben mit dem Titel Optionen der Konditionierung von aufbereitetem Biogas mit Flüssiggas untersucht. Weitere Aspekte für den Netz- und Anlagenbetrieb treten durch eine für die Schnittstelle Einspeiser/Netz- Propan/Butan- Verhältnis im LPG Max. Propan-Anteil [Mol-%] Max. Butan-Anteil [Mol-%] Brennwert [kwh/m³] 71/29 3,5 1,5 11,97 72 77/23 5 1,5 12,22 69 80/20 6 1,5 12,4 67 p [bar] 0 90 80 70 60 50 40 30 20 Gemisch 2 (Chemcad: SRK-Zustandsgleichung) Gemisch 3 (Chemcad: SRK-Zustandsgleichung) Gemisch 3 (chemcad: Peng-Robinson-Zustandsgleichung) Gemisch 3 (eon-ruhrgas: Peng-Robinson-Zustandsgleichung) Gemisch 4 (Chemcad: SRK-Zustandsgleichung) Gemisch 4 (chemcad: Peng-Robinson-Zustandsgleichung) Gemisch 4 (eon-ruhrgas: Peng-Robinson-Zustandsgleichung) Kondensationslinien 0-85 -80-75 -70-65 -60-55 -50-45 -40-35 -30-25 -20-15 - -5 0 5 15 T [ C] Bild 9. Phasengrenzlinen für konditionierte Biogase. MZ Werksfoto: Büttig Koblenz Gasibox...von Gassicherheitsbox...wir erfinden s einfach Zählerschacht für den Unterflurbereich Diverse Varianten Hochnehmbare Zähleranlage Edelstahl rostfrei (V2A) elomat Anlagenbau Wassertechnik GmbH Mättich D-77880 Sasbach Tel: 07841/2077-0 Fax: 07841/2077-22 wittenauer@elomat.de www.elomat.de gwf-gas Erdas 69 G

150. JAHRGANG Erdgas Bild. Auslegung der Luft/LPG- Zumischung (kleiner Betriebsbereich). Wobbe - Index [kwh/m³] mittlerer Brennwert =,3 kwh/m³,0,1,2,3,4,5,6 13,1 13,1 12,9 12,9 12,8 12,8 12,7 12,7 12,6 12,6 12,4 12,4 12,3 12,3 12,2 12,2 94 Vol.-% Methan 95 Vol.-% Methan 96 Vol.-% Methan 97 Vol.-% Methan 98 Vol.-% Methan 99 Vol.-% Methan 99,5 Vol.-% Methan 12,1 12,1,0,1,2,3,4,5,6 Brennwert [kwh/m³] Bild 11. Optimierte Auslegung der Luft/LPG Zumischung für einen größeren Betriebsbereich. Wobbe - Index [kwh/m³] mittlerer Brennwert =,3 kwh/m³,0,1,2,3,4,5,6 13,1 13,1 12,9 12,9 12,8 12,8 12,7 12,7 12,6 12,6 12,4 12,4 12,3 12,3 12,2 12,2 94 Vol.-% Methan 95 Vol.-% Methan 96 Vol.-% Methan 97 Vol.-% Methan 98 Vol.-% Methan 99 Vol.-% Methan 99,5 Vol.-% Methan 12,1 12,1,0,1,2,3,4,5,6 Brennwert [kwh/m³] G 70 betreiber optimierte Einspeisung unter Berücksichtigung von wechselndem Bezug oder saisonalen Schwankungen der Volumenströme und Beschaffenheiten sowie Fehlertoleranzen der Anlagenteile hinzu. Das folgende Beispiel zeigt, dass ein Ausnutzen der Regelwerksgrenzen nicht vorteilhaft ist: Szenario hochkaloriges L-Gas im Netz mit Zumischung von Luft und Flüssiggas an der Regelwerksgrenze bei einer Aufbereitung auf 95 % Methan, 3,2 % Luftzugabe, H s,n =,18 kwh/m 3. Für einen Brennwert von H s,n =,3 kwh/m 3 sind ca. 1,3 % LPG und 4,2 % Luft notwendig (Bild ). Bei Schwankungen im Methangehalt sind andere Luftmengen erforderlich. Durch eine Auslegung auf 4 % LPG kann ein großer Bereich abgedeckt werden (5,7 15,7 % Luft) (Bild 11). 4. Zusammenfassung Durch eine optimierte Kombination von Aufbereitung und Zumischung von LPG und/oder Luft kann Biogas gwf-gas Erdgas den Brenngaseigenschaften von Erdgas angepasst werden. Nach den hier durchgeführten Berechnungen und Randbedingungen können bei einer maximalen Aufbereitung des Biogases auf 99,5 Vol.-% Methan bei Zugabe von LPG Brennwerte bis ca. 12 kwh/m 3 für H-Gase erreicht werden. Durch Ausloten der Grenzen und andere Maßnahmen sind evtl. höhere Werte möglich. Für L-Gase besteht evtl. die Möglichkeit, die Einspeisung zu vereinfachen und den komplexen Fall der Luft/LPG Zumischung zu umgehen. Diese beiden Aspekte werden in DVGW-Forschungsvorhaben thematisiert Literatur [1] DVGW-Arbeitsblatt G 260 Gasbe schaffenheit, Januar 2000. [2] DVGW-Arbeitsblatt G 262 Nutzu ng von Gasen aus regenerativen Quellen in der öffentlichen Gasversorgung, November 2004.

Erdgas 150. JAHRGANG [3] Verordnung über den Zugang zu G asversorgungsnetzen (Gasnetzzugangsverordnung GasNZV) vom 25. Juli 2005, zuletzt geändert durch Verordnung zur Änderung der Gasnetzzugangsverordnung, der Gasnetzentgeltverordnung, der Anreizregulierungsverordnung und der Stromnetzentgeltverordnung vom 8. April 2008. [4] dena, ISET e.v., DVGW e.v., siehe www.biogaspartner.de. [5] DIN EN 437 Prüfgase, Prüfdrücke, Gerätekategorien, September 2003. [6] EASEE (European Association for the St reamlining of Energy Exchange)-gas, Common Business Practice, Nr. 2005-001/01 Harmonisation of Natural Gas Quality. [7] DVGW-Arbeitsblatt G 685 Gasabrechnung inkl.1. Beiblatt von April 1995, April 1993, DVGW-Arbeitsblatt G 685-2-B 2. Beiblatt zum DVGW-Arbeitsblatt G 685 Mengenaufteilung innerhalb einer Abrechnungszeitspanne, Dezember 2004, DVGW-Arbeitsblatt G 685-3-B 3. Beiblatt zum DVGW- Arbeitsblatt G 685 Ersatzwertbildung von abrechnungsrelevanten Gasdaten, Dezember 2004. [8] DVGW-Arbeitsblatt G 486 Gasmengenmess ung, Realgasfaktoren und Kompressibilitätszahlen von Erdgasen, August 1992. [9] DIN 51622 Flüssiggase; Propan, Propen, Butan, Buten und deren Gemische; Anforderungen. [] DIN 589 Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge - Flüssiggas - Anforderungen und Prüfverfahren; Deutsche Fassung EN 589:2004, Berichtigungen zu DIN EN 589:2004-03; Deutsche Fassung EN 589:2004/AC:2005. [11] Studie zur Einspeisung von aufbereitetem Bi ogas in eine L-Gas-Leitung, Studie im Auftrag der RWE WWE Netzservice GmbH, Oktober 2006, zu beziehen über RWE Transportnetz Gas GmbH. [12] Studie zur Einspeisung von aufbereitetem Bio gas in eine H-Gas-Leitung, Studie im Auftrag der RWE WWE Netzservice GmbH, September 2007, zu beziehen über RWE Transportnetz Gas GmbH. [13] Berechnet mit E.on Ruhrgas GasCalc-Software [14] Stichtenoth, J., Uhlenbrock und Burmeister, F.: Neue Aspekte der Biogaskonditionierung, gwf-gas Erdgas 6, S. 352 355, Juni 2008. Autor Dipl.-Ing. Frank Burmeister Gaswärme-Institut e.v. Essen Tel.: +49 201 3618 245 E-Mail: burmeister@gwi-essen.de 2. MCC-FACHFORUM StadtwerkeForum 2009 - Energieeffizienz und Kooperationsmodelle - 26. und 27. Oktober 2009 in Düsseldorf, Lindner Congress Hotel 3 Die Zukunft der Stadtwerke Innovative Strategien auf dem Prüfstand 3 Neue Beschaffungsstrategien für Stadtwerke 3 Strategische Ausrichtung des Vertriebs auf Erfolgskurs 3 Energieeffizienz und Energiedienstleistungen als neue Geschäftsfelder für Stadtwerke 3 Status Quo und Entwicklungen: Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung 3 Möglichkeiten und Grenzen für Stadtwerke im Rahmen der IEKP 3 Smart Metering Chancen im liberalisierten Messwesen Moderation: Marc Sauthoff, Vice President, Capgemini Consulting, Leiter Sektor Energy & Utilities, Deutschland und Schweiz Ihre Referenten: Annegret Agricola, Bereichsleiterin Energiesysteme und Energiedienstleistungen, Dt. Energie-Agentur GmbH (dena) Frank Brösse, Geschäftsführer, STAWAG Energie GmbH Thomas Fösel, Geschäftsführer, impleaplus GmbH Timo Graf, Senior Consultant, Capgemini Consulting, Geschäftsbereich Energy & Utilities, Deutschland und Schweiz Marc Hall, Geschäftsführer, Bayerngas GmbH Hartmut Henkel, Leiter Vertriebs direktion West, E.ON Ruhrgas AG Prof. Dr. Christian Jänig, Geschäftsführer, Stadtwerke Unna GmbH Udo Mey, Leiter Marketing u. Produkt management, Stadtwerke Leipzig GmbH Cord Müller, Geschäftsführer, Stadtwerke Aalen GmbH Dr. Barbara Praetorius, Bereichsleiterin Verbandsstrategie und Grundsatz fragen der Energiewirtschaft, VKU e.v. Arndt Robbe, Prokurist, RheinEnergie Trading GmbH Markus F. Schmidt, Vorstandsvorsitzender, Stadtwerke Düsseldorf AG Stefan Söchtig, Geschäftsführer, Technische Werke Friedrichshafen GmbH (TWF) SONDERPREIS Weitere Informationen unter +49 (0)2421 12177-0 oder mcc@mcc-seminare.de The Communication Company Scharnhorststraße 67a 52351 Düren www.mcc-seminare.de für Mitarbeiter von Stadtwerken (gem. 59 HGB) MCC Stadtwerke09 GWF 1.0.indd 1 71 G 26.08.2009 18:23:26 Uhr gwf-gas Erdas

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