DIN EN ISO 2620 Entwurf beschreibt ein Verfahren zur Probenahme und Analyse von flüchtigen organischen Verbindungen, einschließlich Siloxane, Terpene, organische Schwefelverbindungen, in Erdgas- und Biomethan-Matrices mit thermischer Desorptions-Gaschromatographie, mit Flammenionisations- und/oder Massendetektoren.DIN EN ISO 2620 Entwurf 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 zum Unterstützen der Branche erneuerbarer Gase und der Konformitätsbewertung.Je nach Herstellverfahren enthält Biogas üblicherweise flüchtige organische Verbindungen wie Terpene, Siloxane, Kohlenwasserstoffe, schwefelhaltige Verbindungen, sauerstoffhaltige Kohlenwasserstoffe, halogenhaltige Kohlenwasserstoffe, Ketone, Alkohole und Ester. Diese können ebenfalls in Biomethan gefunden werden, selbst nach der Veredlung.

DIN EN ISO 2615 Entwurf enthält einen allgemeinen Leitfaden für die Probenahme und gaschromatographische Analyse von Verdichteröl in Biomethan oder komprimiertem Erdgas.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.DIN EN ISO 2615 Entwurf unterstützt die Umsetzung von Festlegungen für Biomethan und Biogas bei der Verwendung in Erdgasnetzen und als Transportkraftstoff. Die Umsetzung dieser Festlegungen erfordert gebrauchstaugliche Messverfahren mit bekanntem Leistungsverhalten und annehmbarer messtechnischer Rückführbarkeit, um den Handel mit erneuerbaren Gasen und die Konformitätsbewertung zu unterstützen.

Terpene können auf natürliche Weise in Biogas vorkommen und verbleiben nach der Behandlung als Spurenbestandteile im erzeugten Biomethan. Terpene sind geruchsintensive Verbindungen, die den Geruch des dem Biomethan vor der Einspeisung in das Erdgasnetz zugesetzten Odoriermittels überdecken können. Aus Sicherheitsgründen ist es notwendig, diese Verunreinigungen zu überwachen.DIN EN ISO 2614 Entwurf beschreibt ein Verfahren zur Durchführung der Analyse von fünf Terpenen in Biomethan. Das Verfahren umfasst sowohl direkte (Online-) oder indirekte (Offline-)Messtechniken auf der Grundlage der Chromatographie und kann für Kraftstoff-/Brennstoffspezifikationen für Biomethan von Interesse sein.DIN EN ISO 2614 Entwurf trägt zur Normung der Bestimmung von Terpenen in Biomethan bei. Das Dokument steht im Zusammenhang mit der guten Betriebspraxis bei der Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz.DIN EN ISO 2614 Entwurf legt ein Mikrogaschromatographie-Verfahren für die direkte oder indirekte Bestimmung des Gehalts von fünf Terpenen in Biomethan fest, und zwar: alpha-Pinen,beta-Pinen,para-Cymen, Limonen,3-Caren.Das Verfahren wurde speziell für diese fünf Verbindungen entwickelt. Informationen zu den Verbindungen sind in Anhang A angeführt. Das Verfahren ist anwendbar auf die Bestimmung der einzelnen Stoffmengenanteile der fünf Terpene von 1 μmol/mol bis einschließlich 10 μmol/mol. Mit geringen Modifikationen kann es auch für Terpen-Stoffmengenanteile über 10 μmol/mol angewendet werden.

DIN EN ISO 2613-2 Entwurf beschreibt ein Verfahren für die Bestimmung des Siloxangehalts von Biomethan, das auf die Labor- und Online-Analyse anwendbar ist. Siloxane stellen aufgrund ihrer umfangreichen Verwendung in üblichen Haushaltsprodukten wie kosmetische Mittel und Reinigungsmittel häufige Verunreinigungen dar. Diese Produkte gelangen gegebenenfalls in Abfallströme, die zum Erzeugen von Biogas verwendet werden. Zusätzlich werden Siloxane manchmal in Vergärungsanlagen als Schaumverhüter eingesetzt, um die Erzeugungseffizienz zu verbessern. Wenn Siloxane nicht wirksam entfernt werden, können diese bei hohen Temperaturen Schäden an Gasverarbeitungs- und Fahrzeugeinspritzeinrichtungen durch die Bildung von Siliciumdioxid Ablagerungen verursachen. Viele Gasverteiler brauchen Messberichte zum Nachweis, dass das resultierende Biomethan ihren Anforderungen entspricht, was typischerweise aufgrund des Potentials zur Schadenserzeugung den Siloxangehalt beinhaltet. Zusätzlich wünschen Hersteller gegebenenfalls eine Überwachung des Siloxangehalts zu Prozessoptimierungszwecken. Das in dieser Norm beschriebene Verfahren ist handelsüblich und speziell an das Messen von Siloxanen in Biomethan in niedrigen Konzentrationen angepasst. Es eignet sich sowohl für den Einsatz im Labor als auch vor Ort.

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.

DIN EN ISO 2611-1 Entwurf ist Teil eines modularen horizontalen Ansatzes, der ein Prüfverfahren für Gesamtchlor, Fluor und halogenierte VOC in Biomethan umfasst. Für die Messung von Chlorwasserstoff (HCl) und Fluorwasserstoff (HF) in Biomethan wird ein Verfahren beschrieben, das auf der Absorption dieser Komponenten auf einem alkali-imprägnierten 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.

DIN EN ISO 2612 Entwurf beschreibt mehrere Prüfverfahren zum Messen des Ammoniakmengenanteils in Erdgas und Biomethan im Spurenbereich (μmol mol-1). Die geeignete Handhabung und Probenahme von druckbeaufschlagten Gemischen von Ammoniak in Methan, die auf mehrere verschiedene Ammoniakmesseinrichtungen angewendet werden, sind beschrieben.

DIN EN ISO 14912 Entwurf definiert die folgenden Größen, die zur Angabe der Zusammensetzung von Gasgemischen verwendet werden: Stoffmengenanteil,und Stoffmengenkonzentration, Massenkonzentration, Volumenkonzentration. Für die genannten Zusammensetzungsgrößen legt DIN EN ISO 14912 Entwurf Verfahren fest zur Umrechnung zwischen verschiedenen Größen, und Umrechnung zwischen verschiedenen Zustandsbedingungen. DIN EN ISO 14912 Entwurf enthält Umrechnungsverfahren, die dem Realgasverhalten reiner Gase und Gasgemische in vollem Umfang Rechnung tragen. Zusätzlich dazu werden Näherungsverfahren für praktische Anwendungen beschrieben, ausgelegt für unterschiedliche Fälle betreffs Genauigkeitsniveau und verfügbare Daten.

Dieses Dokument DIN EN ISO 6143 Entwurf legt Verfahren fest zur: Bestimmung der Zusammensetzung eines Kalibriergasgemisches durch Vergleich mit geeigneten Referenzgasgemischen, Berechnung der Unsicherheit der Zusammensetzung eines Kalibriergasgemisches unter Einbeziehung der bekannten Unsicherheit der Zusammensetzung der Referenzgasgemische, mit denen es verglichen wurde, Überprüfung der einem Kalibriergasgemisch zugeschriebenen Zusammensetzung durch Vergleich mit geeigneten Referenzgasgemischen, Prüfung der Konsistenz und Suche nach Außreißern bei Kalibriergasgemischen nahe benachbarter Zusammensetzung.

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.

DVGW-Information Gas Nr. 31 gilt als Ergänzung des DVGW-Arbeitsblattes G 685-2.Im Rahmen der veränderten Gasversorgungslage müssen sich die Netzbetreiber auf neue Herausforderungen einstellen. Durch das Fehlen der russischen Gasimporte werden vermehrt Gas aus Norwegen und LNG-Importe mit sehr unterschiedlichen Gaszusammensetzungen zur Nutzung kommen. Zusätzliche Herausforderungen bestehen durch zunehmend fehlendes Flüssiggas (LPG) für die Konditionierung des in das Netz eingespeisten Biogases. Hinzu kommt der Anspruch, in Zukunft Wasserstoff in das Gasnetz einzuspeisen.Mit dem Brennwert wird das beim Kunden gemessene Gasvolumen in die gelieferte Energiemenge umgerechnet. Damit geht ein Fehler bei der Ermittlung des Brennwertes direkt in die Abrechnung des Kunden ein.

Im Rahmen des Projekts Roadmap Gas 2050 wurde in diesem Bericht G 201824 D 4.3 untersucht, ob der Aufbau eines Gastransportnetzmodells auf Basis öffentlich verfügbarer Daten grundsätzlich möglich ist. Aus Gründen der Datenverfügbarkeit und des Zeitaufwands wurde ein Teilmodell für die süd-deutschen Gastransportnetze aufgebaut. Mit der Netzsimulation des Gastransportnetzmodells Süddeutschland konnte gezeigt werden, dass der Aufbau eines Gastransportnetzmodells auf Basis öffentlich verfügbarer Daten grundsätzlich möglich ist. Eine Überprüfung der Ergebnisse bzw. eine generelle Validierung, die für eine anschließende Verbesserung des Modells erforderlich ist, ist nicht möglich. Hierfür wird der Zugang zu realen Daten wie Messwerten von Flüssen und Drücken sowie Informationen zu möglichen Netzverschaltungen benötigt. Diese sind jedoch öffentlich nicht verfügbar.

Die Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz erlangt im Rahmen der Energiewende zu-nehmend an Bedeutung. Als zukünftige Größe des Wasserstoffanteils im Gasnetz werden 20 Vol.-% genannt oder reiner Wasserstoff nach G 260. Da der zuzumischende Wasserstoff vornehmlich aus erneuerbaren Energiequellen stammen wird, ist davon auszugehen, dass tages- und jahreszeitliche Schwankungen der erzeugbaren Wasserstoffmengen auftreten können. Zudem ist die Gasabnahme aus dem Netz stetigen Änderungen unterworfen, sodass von Änderungen des Wasserstoffanteils im Erdgasnetz auszugehen ist. Im Rahmen von realisierten (DVGW) Forschungsprojekten wurden bereits Untersuchungen zu Auswirkungen der Zumischung von Wasserstoff in Erdgas durchgeführt. Dabei wurde die Zu-mischung von bis zu 40 Vol.-% Wasserstoff betrachtet. Es zeigte sich, dass die signifikant verringerte Dichte bei höheren Volumenanteilen an Wasserstoff mit deutlich erhöhten Volumenströmen einhergeht, während mechanische Druckregelventile unbeeinflusst bleiben. Nun wurde eine Weiterführung des Projekts „Sicherheitskonzept TRGI“ vorgenommen und insbesondere um Einzelkomponenten aus Gasgeräten ergänzt. Die Untersuchungen liefern Informationen über die Anwendbarkeit der Komponenten bis zu 50 % und bis zu 100 % H2 sowie Maßnahmen zur Anpassung. Komponenten, die für 100 % H2 ausgelegt sind, wurden mitbetrachtet. Diese Untersuchungen scheinen zwingend notwendig, da von gleichem Druck und einer gleichbleibenden Leistung am Endgerät ausgehend, der zu transportierende Volumenstrom mit steigendem Wasserstoffanteil deutlich steigt. Im Teilprojekt 3 der Roadmap Gas 2050 wurde am GWI die H2-Readyness von Gasströmungs-wächtern, die Dichtigkeit von Bauteilen und Verbindungen sowie Leckage-Raten und die Lei-tungsdimensionierung mit Wasserstoffgehalten bis 100 Vol.-% untersucht. Das DBI und das EBI haben Untersuchungen zur Dichtigkeit von Verbindungen (Gewinde- und Presssysteme) sowie das EBI Untersuchungen zur Eignung von Haushaltsgaszählern für wasserstoffhaltige Gase durchgeführt.

Im Teilprojekt 3 der Roadmap Gas 2050 wurde die H2-Readyness älterer und neuer Gasgeräte in zahlreichen Tests mit Gasgemischen mit H2-Gehalten von 10 – 40 Vol.-% untersucht. Im Berichtsteil „Bewertung der H2-Verträglichkeit von Gasanwendungen bis zu einer Grenze von 40 Vol.-%; Deliverable 3.3“ werden die Messergebnisse der Untersuchungen zur H2-Verträglichkeit bis 40 Vol.-% der am GWI untersuchten 10 Gasgeräte, der 5 am DBI und der 5 am EBI untersuchten Geräte ausführlich zusammengestellt.

Diese Studie DVGW-Forschungsbericht G 201824 D 4.4 analysiert auf der Basis von szenariobasierten Modellrechnungen den verstärkten Einsatz von Wasserstoff und Erneuerbaren (EE)-Gasen in Deutschland bis 2045 für ein Wasserstoffszenario. Grundlage der Modellierung ist die Einhaltung der THG-Minderungsziele für die Sektoren entsprechend des Klimaschutzgesetzes von 2021. Das Ziel der Modellierung ist dabei nicht, ein möglichst wahrscheinliches Szenario im Sinne einer Vorhersage zu entwerfen, sondern zu analysieren, welche Auswirkungen ein schneller Hochlauf der Nachfrage von Wasserstoff und EE-Gasen haben könnte und wie die Bereitstellung dafür technisch dargestellt werden könnte. Die Kernfrage hinter dem Szenario ist also nicht, welche Rolle Wasserstoff in der Energiewende einnehmen muss, sondern welche Rolle Wasserstoff spielen könnte, wenn sein Einsatz bewusst gezielt forciert wird und günstige Rahmenbedingungen dafür unterstellt werden. Dabei wird auch untersucht, welche Bedingungen für einen schnellen und ambitionierten Hochlauf erforderlich sind. Die Ergebnisse zeigen, dass der Einsatz grüner Gase (Erdgas, Wasserstoff, Biogas und synthetische Gase) bei der Erreichung der gesetzten Klimaziele eine substantielle Rolle spielen kann. Im Wasserstoffszenario sinkt die Gasnachnachfrage zwar langfristig gegenüber heute, bleibt aber insgesamt hoch. Die Wasserstoffnachfrage erreicht dabei in 2045 660 TWh, die durch 76 TWh an regeneratives Methan ergänzt werden. Damit ein derartiges Szenario umgesetzt werden kann, ist die schnelle Bereitstellung von ausreichend regenerativen Gasen und der dazugehörenden Infrastruktur notwendig.

Im Forschungsbericht G 201824 Teilprojekt D 1.3 wurden Konzepte für die lokale katalytische Methanisierung von Wasserstoff vor H2-sensiblen Erdgasverbrauchern entwickelt. Hintergrund ist die Beimischung von bis zu 20 % Wasserstoff ins Erdgasnetz, die bei unterschiedlichen Erdgasanwendungen ohne technische Anpassungen zu Problemen in der Prozessführung führen kann. Beispielsweise ist für die Anwendung als Kraftstoff eine maximale Wasserstoffkonzentration von 2 Vol.-% zulässig. Auch bei industriellen Anwendungen kann insbesondere bei schwankenden Wasserstoffanteilen zu Problemen kommen. Details zur Wasserstoffverträglichkeit von üblichen Erdgasanwendungen finden sich in den Deliverables des Teilprojekts 3. In diesem Teilprojekt wurden Verfahrenskonzepte für verschiedene Anwendungsfälle anhand von experimentellen und theoretischen Untersuchungen entwickelt.Die Grundidee der Verfahrenskonzepte auf Basis einer lokalen Methanisierung ist die Bereitstellung eines Gases mit einer geringen und konstanten Wasserstoffkonzentration. Dazu wird der Wasserstoff in einer Methanisierung mit CO2 zu Methan umgesetzt