Dieses Dokument DIN 17526/A1 Entwurf enthält eine Änderung zu DIN EN 17526:2024-02. Dieses Dokument legt Anforderungen und Prüfungen für die Konstruktion, Leistung, Sicherheit und Herstellung von batteriebetriebenen thermischen Kapillar-Massendurchflusssensor-Gaszählern der Klasse 1,5 (im Nachfolgenden als Zähler bezeichnet) fest.  

Dieses Dokument DIN EN ISO 2615 enthält einen allgemeinen Leitfaden für die Probenahme und gaschromatographische Analyse von Verdichteröl in Biomethan oder komprimiertem Erdgas (CNG, en: compressed natural gas). Der Massenanteil des Verdichteröls wird durch Probenahme auf Koaleszenzfiltern unter festgelegten Betriebsbedingungen (die ersten beiden Kubikmeter Gas, die unter Standardbedingungen an einer Tankstelle abgegeben werden) bestimmt.  Verdichteröle sind Schmiermittel, die in mechanischen Geräten verwendet werden und deren Zweck es ist, das Volumen von Gasen zu reduzieren und deren Druck zu erhöhen, um sie für eine Vielzahl von Anwendungen zu nutzen. Das Verfahren ist ausschließlich auf komprimiertes Gas (p>18MPa) anwendbar.  Der Gehalt an Verdichteröl wird als Massenanteil angegeben. Der Anwendungsbereich dieses Verfahrens liegt zwischen 3mg/kg und 30mg/kg. Dieses Dokument unterstützt die Umsetzung von Spezifikationen (Festlegungen) für Biomethan und Biogas, wie z.B. ISO15403-1oder der Normenreihe EN16723[9][10], bei der Verwendung in Erdgasnetzen und als Transportkraftstoff. Die Umsetzung dieser Spezifikationen erfordert gebrauchstaugliche Messverfahren mit bekanntem Leistungsverhalten und annehmbarer messtechnischer Rückführbarkeit, um den Handel mit erneuerbaren Gasen und die Konformitätsbewertung zu unterstützen.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2611-1 legt ein Verfahren zur Bestimmung der Konzentration von Salzsäure (HCl) und Flusssäure (HF) in Biomethan nach Absorption auf einem alkaliimprägnierten Quarzfaserfilter oder in einer Sorptionsfalle durch Ionenchromatographie (IC) mit konduktometrischer Detektion fest. Sofern nicht anders angegeben, werden alle Konzentrationen in diesem Dokument unter Standardbezugsbedingungen angegeben. Andere Bedingungen können angewendet werden.  Dieses Verfahren ist auch auf Biogas anwendbar. Dieses Verfahren ist zur Unterstützung der Konformitätsbewertung von Biomethan und Biogas in Übereinstimmung mit Festlegungen (Spezifikationen), wie z.B. der EN16723 Reihe, bestimmt. Für die Messung von Chlorwasserstoff (HCl) und Fluorwasserstoff (HF) in Biomethan wird ein Verfahren beschrieben, das auf der Absorption dieser Komponenten auf einem alkaliimprägnierten Quarzfaserfilter beruht. Die Anionen Chlorid und Fluorid werden dann durch Ionenchromatographie mit konduktometrischer Detektion analysiert. Die Konzentrationen werden in Äquivalenten von Salzsäure und Flusssäure bei geeigneten Bezugsbedingungen angegeben.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2620 beschreibt ein Verfahren zur Probenahme und Analyse von flüchtigen organischen Verbindungen (VOCs), einschließlich Siloxanen, Terpenen, organischen Schwefelverbindungen, in Erdgas- und Biomethan-Matrices mit thermischer Desorptions-Gaschromatographie mit Flammenionisations- und/oder Massendetektoren (TD-GC-FID/MS). DIN EN ISO 2620 unterstützt die Anwendung von Spezifikationen für Biomethan und Biogas, die in den Erdgasnetzen eingesetzt und als Transportkraftstoff verwendet werden. Die Anwendung dieser Spezifikationen erfordert gebrauchstaugliche Prüfverfahren mit bekannter Leistung und annehmbarer metrologischer Rückführbarkeit, um den Handel der erneuerbaren Gase und der Konformitätsbewertung zu unterstützen.  Je nach Herstellverfahren enthält Biogas üblicherweise flüchtige organische Verbindungen (en: Volatile Organic Compounds, VOC) wie Terpene, Siloxane, Kohlenwasserstoffe, schwefelhaltige Verbindungen, sauerstoffhaltige Kohlenwasserstoffe, halogenhaltige Kohlenwasserstoffe, Ketone, Alkohole und Ester. VOCs können ebenfalls in Biomethan gefunden werden, selbst nach der Aufbereitung.

DIN EN ISO 2612 beschreibt mehrere Prüfverfahren zum Messen des Ammoniakstoffmengenanteils in Erdgas und Biomethan im Spurenbereich. Die geeignete Handhabung und Probenahme von druckbeaufschlagten Gemischen von Ammoniak in Methan, die auf mehrere verschiedene Ammoniakmesseinrichtungen angewendet werden, sind beschrieben. Die Messeinrichtungen bestehen aus fertig im Handel erhältlichen spektroskopischen Analysatoren, die spezifisch für Ammoniak sind. Diese NH-Analysatoren gelten als eine Black Box bezüglich ihres Betriebs, der von den Anweisungen des Herstellers abhängig ist. Das Dokument beschreibt geeignete Kalibrier- und Messstrategien zum Quantifizieren von Ammoniak in (Bio)Methan.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2614 legt ein Mikrogaschromatographie-Verfahren für die direkte oder indirekte Bestimmung des Gehalts von fünf Terpenen in Biomethan fest; alpha-Pinen, beta-Pinen, para-Cymen, Limonen und 3-Caren. Das Verfahren wurde speziell für diese fünf Verbindungen entwickelt. Es ist anwendbar auf die Bestimmung der einzelnen Stoffmengenanteile der fünf Terpene von 1μmol/mol bis einschließlich 10μmol/mol. Mit geringen Modifikationen kann es auch für Terpen- Stoffmengenanteile über 10μmol/mol angewendet werden.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2613-2 Entwurf beschreibt ein Gaschromatographie-Ionenbeweglichkeitsspektrometrie-(GC-IMS-)Verfahren zur Bestimmung der Konzentration von Siloxanen in Biomethan.Der Norm Entwurf beschreibt geeignete Kalibrier- und Messstrategien zum Quantifizieren von Siloxanen in (Bio)Methan um ein und über einem Niveau von 0,3 mg m−3 (14 μmol mol−1) und ist anwendbar für eine Analyse innerhalb eines absoluten Druckbereiches von 1 bar bis 2 bar1, bei Temperaturen von 0 °C bis 40 °C und bei einer relativen Luftfeuchte von < 90 %.

Inhalt dieser Prüfnorm DIN CEN ISO TS 2610 ist speziell die Bestimmung der Massenkonzentration von Aminoalkoholen, insbesondere von Monoethanolamin (MEA), Diglycolamin (DGA), Diethanolamin (DEA), N-Methyldiethanolamin und Piperazin (PZ), in Biomethan. Diese werden während der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan in der Aminwäsche zur Entfernung von schwefelhaltigen Bestandteilen und Kohlendioxid eingesetzt. Aus diesem Grund können diese in Biomethan im Spurenbereich vorhanden sein. Im hier dargestellten Verfahren erfolgt die Probenahme über Sorptionsröhrchen, wodurch die Proben über eine Thermodesorptionseinheit und einen Gaschromatographen aufgetrennt und mittels Flammenionisationsdetektor und/oder Massenspektrometer qualifiziert und quantifiziert werden können. Darüber hinaus werden wichtige Verfahrenskenngrößen, Anforderungen an die Kalibrierung, Berechnungen und Inhalte des Prüfberichts behandelt.

DIN EN 12480 Entwurf legt den Einsatzbereich, die Bauart, den Betrieb, die Ausgabecharakteristiken und die Prüfung von Drehkolbengaszählern (nachfolgend RD-Zähler oder einfach nur Zähler genannt) für die Gasvolumenmessung fest.DIN EN 12480 Entwurf gilt für Drehkolbengaszähler, die bei einem maximalen Betriebsdruck bis einschließlich 20bar in einem Umgebungs- und Gastemperaturbereich von mindestens −10°C bis +40°C für die Volumenmessung von Brenngasen von mindestens der 1., 2. und 3.Gasfamilie eingesetzt werden.DIN EN 12480 Entwurf gilt für Zähler, die an Standorten eingebaut sind, an denen unbedeutende Schwingungen und Erschütterungen auftreten können und die angeschlossenen Standorten (innen oder außen mit dem vom Hersteller vorgeschriebenen Schutz) mit oder ohne Betauung, oder, bei entsprechender Angabe durch den Hersteller, anoffenen Standorten (außen ohne Abdeckung) mit oder ohne Betauungund an Standorten mit elektromagnetischen Störungen (Klasse E1 undE2) eingesetzt werden.Die Normen gelten für mechanische Zähler mit mechanischem Zählwerk.DIN EN 12480 kann für die Musterzulassungsprüfung und die Einzelzählerprüfung angewendet werden.Die hier angewendete Risikophilosophie beruht auf einer Gefahrenanalyse, die Druck einschließt. DIN EN 12480 Entwurf werdet Grundsätze an, mit denen Gefahren beseitigt oder verringert werden. Dort, wo diese Gefahren nicht beseitigt werden können, werden angemessene Schutzmaßnahmen gelegt.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2613-1 beschreibt ein Verfahren für die Messung der Gesamtkonzentration von Silizium in Biomethan, Biogas und ähnlichen gasförmigen Matrices, die in den Erdgasnetzen eingesetzt und als Transportkraftstoff verwendet werden. Das Verfahren beruht auf der Anwendung eines Flüssigimpingers, um das Silizium aus einer Gasprobe zu sammeln, gefolgt von einer instrumentellen Analyse.

Die Handlungsempfehlung dieser DVGW-Information Gas Nr. 32 beschreibt technische Anforderungen für die Verwendung von Gaszählern und Mengenumwertern bei der Mengenbestimmung von reinem Wasserstoff in Gasleitungen mit DN ≥ 50. Abgesehen von Balgengaszählern gibt es derzeit auf dem Markt keine Volumenmessgeräte mit einer Baumusterprüfbescheinigung für die Messung von reinem Wasserstoff. Außerdem existieren nur wenige Prüfmöglichkeiten, die eine Kalibrierung mit Wasserstoff erlauben. Die ersten Wasserstoffmessanlagen werden aber bereits geplant. Mit dieser Handlungsempfehlung wird der aktuell beste Stand der Technik für die Wasserstoffmessung dargestellt, um zu zeigen, wie die ersten Anlagen für Abrechnungsmessungen geplant und gebaut werden können. Ziel dieser Handlungsempfehlung ist es, eine Übergangsregelung für Wasserstoffmessanlagen anzubieten, bis Baumusterprüfbescheinigungen für die unten genannten Messgeräte für Wasserstoff vorliegen. Es ist vorgesehen, dass die Regelungen zu einem späteren Zeitpunkt als Bestandteil einer Technischen Regel (TR-G) der PTB oder eines DVGW-Arbeitsblattes übernommen werden. Im DVGW Arbeitsblatt G 260 wird technisch reiner Wasserstoff (H2) in Gasleitungen der Gasversorgung mit einer Reinheit xH2 ≥ 98 mol-% oder mit einer Reinheit von xH2 ≥ 99,97 mol-% spezifiziert. Diese Reinheitsanforderungen gelten auch an den Einspeisestellen in Wasserstoffnetze bzw. bei der Zumischung in die Erdgasnetze. Die erreichbare Reinheit hängt von der Erzeugungsmethode und dem Aufwand bei der Aufbereitung des Wasserstoffs ab. Die Reinheit an den Ausspeisestellen wird aber bei der Umstellung von Netzen durch Reste der vorherigen Nutzung beeinflusst. Bei der Planung und Errichtung von Gasmessstationen ist zu beachten, dass Verunreinigungen dazu führen, dass die K-Zahl und insbesondere die Dichte andere Werte haben als reiner Wasserstoff. Die Technischen Richtlinien G 19 (PTB) gestatten die Verwendung des Brennwertes von reinem Wasser-stoff für Abrechnungszwecke, wenn xH2 ≥ 99,9 mol-% gilt. Zur Überwachung dieser Reinheitsanforderung wurde eine PTB TR-G erarbeitet (diese PTB TR-G ist noch nicht veröffentlicht), die unter anderem eine Schallgeschwindigkeitsmessung zur Kontrolle der Reinheitsanforderung gestattet. Für eichrechtskonforme Wasserstoffmessungen sind derzeit (September 2023) nur Wirkdruckgaszähler und bei ausreichend hohem Druck Coriolisgaszähler verwendbar. Eine Berechnung des gelieferten Volumens im Normzustand und der Energie erfordert aber eine sehr hohe Reinheit (xH2 ≥ 99,97 mol-%) oder die Messung der Gasbeschaffenheit. Für die Messung der Gasbeschaffenheit gibt es derzeit keine Geräte mit einer Baumusterprüfbescheinigung.

Der Fokus von DVGW-Information Gas Nr. 7-4 liegt darauf, welche Daten über DSfG in welchem Format zwischen Messeinrichtungen und weiterverarbeitenden Systemen – insbesondere für Revisionszwecke – ausgetauscht werden sollen. Für die Arbeiten an und mit Messeinrichtungen werden Kenndaten der Messeinrichtungen benötigt und in weiterverarbeitende Systeme übernommen. Bei der Übernahme der Daten ergeben sich mehrere ungünstige Randbedingungen: Die Datenübernahme erfolgt größtenteils manuell. Importierbare Daten werden gerätespezifisch in unterschiedlichen Formaten angeboten. Die Daten werden von den Messeinrichtungen unterschiedlich zur Verfügung gestellt. Zeitgleich benötigte Daten können nur nacheinander aufgenommen werden. Im Bereich der Großgasmessung gibt es mit der „Digitalen Schnittstelle für Gasmessgeräte“ (DSfG) einen herstellerübergreifenden Standard. Über diesen werden die meisten der benötigten Daten bereits jetzt bereitgestellt. Die hiermit vorliegende 1. Auflage der „Technischen Spezifikation für DSfG-Realisierungen, Teil 4“ fasst als Ergebnis folgende Punkte zusammen: Aus DSfG-Messeinrichtungen sollen die für Revisionszwecke benötigten Daten über das DSfG-Protokoll ausgelesen werden. Es wird angeregt, dass diese Daten auch von Kompaktgeräten, die über das DSfG-Protokoll (DSfG-B) abgerufen werden können, zur Verfügung gestellt werden. Der Umfang der bereitzustellenden Daten wurde auf Datenelementadresse-Ebene definiert - für den Bereich der Geräte-Parameter, - für den Bereich der Messdaten. Benötigte Daten, die im Katalog der DSfG-Datenelemente noch nicht vorhanden waren, wurden hier ergänzt. Es wurden Dateien und XML-Strukturen vereinbart, in denen diese Daten bereitgestellt werden sollen.

DVGW-Information Gas Nr. 7-2 behandelt DSfG (Digitale Schnittstelle für Gasmessgeräte). DSfG ist ein in Deutschland etabliertes digitales Kommunikationsprotokoll zur Übertragung von Abrechnungs- und Überwachungsmessdaten im Bereich der Erdgasmessung. Die Mächtigkeit der DSfG liegt in der ausgeprägt und detailliert beschriebenen Anwenderschicht. Hier gibt es etablierte Mechanismen und Datenelementlisten, die genau auf die Anwendung „Gasmesskonzept“ zugeschnitten sind und die die DSfG zu einem universellen und herstellerunabhängigen Werkzeug im Bereich der Erdgasmessung machen. Auch sind die Mechanismen der DSfG anerkannt und akzeptiert zur Übertragung von geeichten Messdaten im geschäftlichen Abrechnungsverkehr. Eine Analyse des Status quo zeigt, dass sich im Laufe der Zeit nicht nur die DSfG, sondern auch das Umfeld deren Kernanwendungen verändert hat. Es ist insbesondere geprägt durch ständig wachsenden Informationsbedarf der verschiedenen Anwendergruppen und durch Zentralisierung und Vereinheitlichung der Betriebsmittel zur Datenfernübertragung. Dabei ist eine deutliche Tendenz zur Vereinheitlichung auf Basis der IEC 60870-5, hier insbesondere der Ausprägungen nach IEC 60870-5-101/ -104 zu erkennen. Die Erfahrung zeigt, dass sich hier eine Erweiterung der DSfG als nützlich erweisen könnte. Zum Zwecke dieser Erweiterung hat sich ein Herstellerkreis zusammengefunden, der die notwendigen Spezifikationen erarbeitet hat. Die Ergebnisse sollen von jedem Mitglied des Teilnehmerkreises nach Belieben verwendbar sein. Sie werden veröffentlicht, wenn die Spezifikation abgeschlossen und prototypische Schnittstellen entstanden sind. Die Veröffentlichung geschieht aufgrund eines einstimmigen Votums im Teilnehmerkreis. Das Spezifikationsprojekt trägt den Namen DSfG-C. Aufgabe der DSfG-C ist die Integration der DSfG in die IEC 60870-5. Diese Variante der DSfG soll als DSfG Klasse C bezeichnet werden. Die DSfG Klasse C ist eine neue Variante der DSfG. Sie soll unabhängig von der Spezifikation und Verwendung der bisherigen DSfG Klassen A und B sein. Der Betrieb der Klasse C behindert nicht den gleichzeitigen Betrieb der Klassen A und B, sondern ist eine zielgerichtete und sinnvolle Erweiterung. Die DSfG Klasse C soll den Weg öffnen, die DSfG-Welt in die vorhandene Infrastruktur der Messanlagen-Betreiber zu integrieren. Dies betrifft insbesondere die gemeinsame Nutzung vorhandener Betriebsmittel und Datenkommunikationswege und die Einsparung exklusiv genutzter Komponenten.

Diese DVGW-Information Nr. 7 Ausgabe 2015 „Technische Spezifikation für DSfG-Realisierungen“ ergänzt das DVGW-Arbeitsblatt G 485 so weit, dass damit die Entwicklung von Schaltkreisen und Betriebsprogrammen (Hard- und Software) für DSfG-fähige Gasmessgeräte und Zusatzeinrichtungen möglich ist. DSfG (Digitale Schnittstelle für Gasmessgeräte) ist ein in Deutschland etabliertes digitales Kommunikationsprotokoll zur Übertragung von Abrechnungs- und Überwachungsmessdaten im Bereich der Erdgasmessung. Um dem Benutzer die Anwendung zu erleichtern, folgt der Aufbau der Spezifikation dem des Arbeitsblattes, indem jede Schicht des ISO/OSI-Referenzmodells nacheinander in jeweils einem eigenen Kapitel behandelt wird. Zur weiteren Erleichterung werden die wichtigsten Festlegungen des Arbeitsblattes G 485 den ergänzenden Spezifikationen vorangestellt. Den Beschreibungen der einzelnen Schichten des ISO/OSI-Referenzmodells folgt ein Anhang mit Erläuterungen und Beispielen. Weiterhin enthält der Anhang die Liste der Fehlerkenner und die bisher definierten Datenelementelisten. Die Arbeiten an der 8. Auflage wurden parallel zur Überarbeitung der G 485 begonnen, um beide Dokumente auf dem gleichen Stand zu halten. Neben redaktionellen Ergänzungen und Korrekturen zeichnet sich die 8. Auflage dieses Dokuments wesentlich aus durch folgende Änderungen und Erweiterungen: Die Einführung der Instanzen Gasbegleitstoffe und Elektronischer Gaszähler. Für die Instanz Elektronischer Gaszähler wurde die Übertragung via Modbus an die ISO angelehnt. Zusätzlich wurde ein Verfahren definiert, um Sensorwerte aus Umwertern in die Zähler zu übernehmen. Die Instanz Gasbeschaffenheit I wurde für obsolet erklärt. In dem Zuge wurden die für PGCs relevanten Datenelemente in die Gasbeschaffenheit II mit aufgenommen. Zudem wurden die Instanzen Revision und Protokolldrucker entfernt. Die Ereignisnummern wurden neu geordnet und sind zukünftig herstellerunabhängig Bestandteil der Gas Information Nr. 7, Teil 3. Ein Datenübergabeverfahren für Revisionsdaten wurde abgestimmt und in der DVGW-Information Gas Nr. 7 als neuer Teil 4 mit aufgenommen. Die k-Zahlberechnungsverfahren wurden an den aktuellen Stand der G 685 angepasst. Es wurden Präzisierungen im Bereich von DFÜ, Signatur und Störzähler vorgenommen.

Inhalte DVGW-Arbeitsblatt G 685-8 DVGW-Arbeitsblatt G 685-8 beschreibt die Ermittlung abrechnungsrelevanter Größen für Gase der Gasfamilie 5 nach DVGW-Arbeitsblatt G 260 und richtet sich insbesondere an Netzbetreiber, die Wasserstoffnetze betreiben. Messrichtigkeit und Messbeständigkeit sind nach dem Mess- und Eichgesetz (MessEG) und der Mess- und Eichverordnung (MessEV) zum Schutz der Verbraucherinnen und Verbraucher sowie zum Schutz des lauteren Handelsverkehrs zu gewährleisten. G 685-8 ist nach einem entsprechenden Beschluss des Regelermittlungsausschusses und der darauf folgenden Veröffentlichung der Fundstelle im Bundesanzeiger eine anerkannte Regel der Technik nach dem MessEG. Es wurde vom Technischen Komitee „Gasmessung und Abrechnung“ des DVGW unter Mitwirkung der Eichbehörden der Bundesländer und der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt erarbeitet. Inhaltsverzeichnis Vorwort 1 Anwendungsbereich 2 Grundlagen 3 Verfahren zur Ermittlung des Wasserstoffanteils 4 Verfahren zur Ermittlung abrechnungsrelevanter Größen 5 Nachvollziehbarkeit der Rechnung 6 Dokumentation Wichtige normative Verweisungen DVGW-Arbeitsblatt G 260   DVGW-Arbeitsblatt G 685-8 kaufen Sie können DVGW-Arbeitsblatt G 685-8 als PDF-Datei zum sofortigen Download oder als gedruckte Ausgabe kaufen.

Diese Technische Regel DVGW G 685-6 gilt im eichpflichtigen Verkehr für Messlokationen, in denen Gase im Sinne des DVGW-Arbeitsblattes G 260 gemessen werden und die mit Zustands-Mengenumwertern ausgerüstet sind. Sie regelt die Berechnung von Realgasfaktoren und Kompressibilitätszahlen mit den Verfahren SGERG-88, SGERG-mod-H2 und AGA8-92DC sowie die Parameterwahl des Mengenumwerters. Dieses Arbeitsblatt betrachtet Erdgas-Wasserstoffgemische bis zum Stoffmengenanteilx (H2) = 0,3 sowie Gasgemische mit dem Grundgas Wasserstoff (x(H2) ≥ 0,98). Abweichungen von dieser Technischen Regel bedürfen der Zustimmung der zuständigen Eichbehörde. Bei anderen Gasen bzw. Gasgemischen oder bei Überschreitung der in der Regel genannten Grenzen ist diese Technische Regel sinngemäß anzuwenden. Das Vorgehen ist mit der zuständigen Eichbehörde sowie mit der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB) abzustimmen. Vorherige Ausgaben G 685-6 G 685-6 Arbeitsblatt 08/2020 G 685-6 Arbeitsblatt 08/2022