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Platz für alle: Biogas und Power-to-Gas bringen neue Gasqualitäten ins Netz - eine Herausforderung für die Messgeräte. Bild: Huyangshu/iStockphoto
Konventionelle Energie

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Energiewende-Gase bestimmen

Text: Dr. Sabrina Adamczyk, Linde Group
Die Einspeisung von Gasen aus regenerativen Quellen ins Erdgasnetz eröffnet ein hohes Potenzial für die Speicherung erneuerbarer Energien. Dabei ist allerdings die Gasqualität entscheidend. Um diese zu gewährleisten ist eine neue Generation von Gasbeschaffenheitsmessgeräten notwendig, die auf die veränderte Zusammensetzung von regenerativ erzeugten Erdgasen ausgelegt sind.

Rund 970 Terawattstunden (Milliarden ­Kilowattstunden) Energie wurden im vergangenen Jahr über das deutsche Erd­gas­netz transportiert. Weitere 200 TWh lassen sich unterirdisch in Gasspeichern unterbringen. Dank dieser hohen Transport- und Speicherkapazität kommt dem Erdgasnetz eine entscheidende Rolle beim Ausbau erneuerbarer Ener­gien zu: Sowohl Biogas als auch synthetisches Erdgas aus Power-to-Gas-Anlagen (P2G) können in das Netz eingespeist werden und so fossile Brennstoffe ersetzen. Doch mit diesen Entwicklungen gehen Schwankungen der Gasqualitäten einher, beispielsweise indem neue Gaskomponenten wie Sauerstoff und Wasserstoff eingespeist werden. Dies stellt zum einen Gasanwender in der Industrie vor Herausforderungen, deren Gasverwendungsprozesse auf bestimmte Gasbeschaffenheiten ausgerichtet sind. Zum anderen ergeben sich hieraus neue Anforderungen an die Gasbeschaffenheitsmessung.

Einspeisungen von Wasserstoff im einstelligen Prozentbereich gelten grundsätzlich als unkritisch, wenn eine gleichmäßige Durchmischung mit dem Erdgas gegeben ist. In der Regel darf Wasserstoff mit einem maximalen Volumenanteil von fünf Prozent dem vorhandenen Erdgas zugemischt werden. Bei vereinzelten Anwendungen sind nur zwei Prozent zulässig.

Während die Power-to-Gas-Technologie noch für den Einsatz im großen Umfang erprobt wird, sind Biogasanlagen bereits als Energiequelle etabliert. Laut Angaben der Deutschen Energie-Agentur (Dena) haben 130 Biogasanlagen im Jahr 2013 auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas in das öffentliche Gasnetz eingespeist – insgesamt 80.390 Nm3/h.

Qualitätsanforderungen an regenerative Gase

Lange Zeit wurde fast ausschließlich fossiles Gas in das Erdgasnetz eingespeist. Dies hatte den Vorteil, dass die Gasqualität relativ konstant blieb. Die Einspeisung von Synthesegas, Biomethan und Wasserstoff in das Erdgasnetz führt nun dazu, dass die Zusammensetzung des gespeicherten Erdgases zunehmend stärkeren Schwankungen unterworfen ist – ein Trend, der durch einen liberalisierten, globalen Gashandel noch verstärkt wird.

Dies ist besonders für die industrielle Gasverwendung relevant, beispielsweise bei Thermoprozessen oder der Anwendung in Motoren und Turbinen. Denn hier spielt die Beschaffenheit des Brenngases eine zentrale Rolle: In der Regel sind die Prozesse auf eine bestimmte Gasbeschaffenheit ausgelegt, die nur geringfügig variieren sollte. Kommt es zu größeren Abweichungen, kann dies die Prozessführung von Anlagen oder auch die Qualität wärmebehandelter Produkte erheblich beeinflussen. Vor diesem Hintergrund gewinnt die Gasbeschaffenheitsmessung von Erdgas noch weiter an Bedeutung. Doch auch sie steht angesichts der sich ändernden Gaszusammensetzungen vor neuen Herausforderungen.

Die Gasbeschaffenheit wird mit verschiedenen Brennwert- und Gasbeschaffenheitsmessgeräten wie Gaskalorimeter oder Prozessgaschromatographen analysiert. Gaskalorimeter messen lediglich den Brennwert eines Gases und kommen nur noch selten zum Einsatz. Sie werden mit Gasgemischen aus zwei oder drei Komponenten (Methan sowie Stickstoff, Ethan oder Wasserstoff) kalibriert. Prozessgaschromatographen sind in der Lage, detaillierte Aussagen über die Stoffzusammensetzung des Erdgases zu treffen. Sie bestimmen neben Methan alle relevanten Gaskomponenten und müssen daher für jede zu messende Komponente kalibriert werden. Prozessgaschromatographen werden nicht nur zur exakten und kontinuierlichen Bestimmung der einzelnen Gaskomponenten eingesetzt, sondern auch für die eichrechtliche Abrechnungsmessung.

Bisherige Prozessgaschromatographen sind für die Prüfung fossiler Gase konzipiert und damit für die Analytik von Biogasen nur bedingt geeignet. Denn regenerative Gase unterscheiden sich aufgrund des Herstellungsprozesses in ihrer Zusammensetzung von den fossilen Gasen – insbesondere durch ihren Wasserstoff- und Sauerstoffanteil. Viele Prozessgaschromatographen sind nicht in der Lage den Wasser­stoffanteil zu analysieren. Inzwischen haben sich Hersteller von Gasmess- und Regeltechnik auf die neuen Anforderungen eingestellt. Sie bieten Prozessgaschromatographen an, die speziell für die amtliche fiskalische Energiemessung von Biogas entwickelt wurden. Die Geräte können neben Methan auch den Anteil an Wasserstoff des einzuspeisenden Gases bestimmen. Die Analytik von Gasen aus regenerativen Energien stellt dabei nicht nur besondere Herausforderungen an die Gasbeschaffenheitsmessgeräte. Auch die zu verwendenden Kalibriergasgemische für die Eichung und Kalibrierung von Prozessgaschromatographen zur Messung regenerativer Gase ändern sich. Der Sauerstoff- und Wasserstoffanteil dieser Gemische unterscheidet sich von den bisher eingesetzten Kalibriergasen.

Kalibriergase für Prozessgaschromatographen

Geht es um die Einspeisung von Gas – egal ob aus fossiler oder regenerativer Herkunft – in das Erdgasnetz, werden geeichte Messgeräte benötigt, die mittels eines fest angeschlossenen, zertifizierten Eichgases regelmäßig geeicht werden müssen. Die zertifizierten Eich- und Kalibriergase dienen zur Darstellung und Weitergabe der Brennwerteinheit und der Stoffmengenanteile von Gasgemischen. Die Details zur Zusammensetzung und Verwendung dieser Kalibriergase als amtlich zertifizierte Gasgemische schreibt die Physikalisch-Technische Bundesanstalt vor (PTB-A 7.63, Mai 2011). Es werden drei Klassen von Kalibriergasen unterschieden: Primärnormale (Kalibriergase 1. Ordnung), Sekundärnormale (Kalibriergase 2. Ordnung) und Gebrauchsnormale (Kalibriergase 3. Ordnung). Für die Eichung und Kalibrierung von Brennwert- und Gasbeschaffenheitsmessgeräten werden Gebrauchsnormale verwendet, die von einer staatlich anerkann­ten Prüfstelle amtlich zertifiziert sein müssen.

Alle Kalibriergase bestehen aus dem Grundgas Methan und einer oder mehreren Beimengungen wie Stickstoff, Kohlendioxid oder – speziell für die Analytik von Biogas – Sauerstoff und Wasserstoff. Je nach Anwendung und Analysengerät kommen ganz unterschiedliche Gemische zum Einsatz. Das Spektrum reicht von binären Gemischen bis hin zu Gemischen aus 17 Komponenten. Die Gemische 11D und 11M sind die gängigsten Kalibriergase für die Bestimmung der Qualität fossilen Erdgases. Mit den Gasgemischen 9M und 9E stehen spezielle Kalibriergase für die Bestimmung von Biogas zur Verfügung. Neu hinzugekommen sind die Gemische 12E und 12M, welche für Gasbeschaffenheitsmessungen von synthetisch erzeugtem Erdgas aus Power-to-Gas-Anlagen verwendet werden.

Die gravimetrische Herstellung der Kalibriergasgemische nach DIN ISO 6142 oder ISO Guide 34, das heißt das Abwiegen der einzelnen Komponenten mittels hochpräziser Waagen, erfordert äußerste Sorgfalt – und Zeit. Dadurch kann der Herstellungsprozess mehrere Wochen dauern. Da Unternehmen, die mit Erdgas handeln, die Gasgemische allerdings mit einem amtlichen Prüfschein benötigen, werden die Kalibriergase anschließend bei einer der drei in Deutschland amtlich zugelassenen Zertifizierstellen Bega.tec, Open Grid Europe oder der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt nachzertifiziert (siehe unten). Ein Vorgang der bis zu sechs Wochen in Anspruch nimmt. Erst dann kann das Kalibriergas an den Kunden ausgeliefert werden.

Um Engpässen beim Kunden vorzubeugen und sie von langfristiger Bevorratung zu entbinden, hat Linde beispielsweise den Service für Betreiber von geeichten Prozessgaschromatographen verbessert: Die am häufigsten nachgefragten Kalibriergase werden im Werk Unterschleißheim auf Vorrat produziert. Damit sind sie ab Lager verfügbar – zum Teil bereits inklusive des erforderlichen amtlichen Analysenzertifikats. Die Lieferzeiten, die bisher bis zu zwölf Wochen betrugen, können so für die gängigen Gemische reduziert werden.

Kalibriergase: Bezeichnung und Zertifizierung

9M, 12E oder H2-11K: Kalibriergase werden mit einer Kombination aus Buchstaben und Zahlen bezeichnet, der eine definierte Logik zugrunde liegt:

  • Zahl: Anzahl der Komponenten des Kalibriergasgemisches

  • H und L: Verweis auf einen hohen („high“) und niedrigen („low“) Brennwert- oder Methangehalt

  • M, D und E: Initialen der Analysengerätehersteller Marquis, Daniel und Elster. Gasgemische mit diesen Buchstaben sind speziell für Geräte dieser Hersteller konzipiert, allerdings können sie auch für Geräte anderer Hersteller zugelassen sein.

  • B: Bioerdgas-Eichgase

  • K: Betriebspunkt-nahe Kalibriergase (K steht für Komponente)

  • P: Prüfgas

In Deutschland existieren drei staatlich anerkannte Prüfstellen für die Zertifizierung von Kalibriergasen: Die Physikalisch-Technische Bundesanstalt (Herstellung und Berechnung von Primärnormalen und Sekundärnormalen sowie zur Zertifizierung von Gebrauchsnormalen), die Bega.tec und die Open Grid Europe (beide zertifizieren Gebrauchsnormale). Gängige Kalibriergase 3. Ordnung werden von der Bega.tec oder der Open Grid Europe zertifiziert, alle anderen Gemische von der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt.

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