Inhalte DVGW-Forschungsbericht G 202412 Der Forschungsbericht G 202412 widmet sich der Ausbreitung von Wasserstoff und Methan in geschlossenen Räumen. Dazu werden für jedes der beiden Gase und festgelegte Raumgrößen sowie unterschiedliche Leckageraten die sich ergebenden Verteilungen und Konzentrationen in der Raumluft bestimmt. Als Methode dienen stationäre und instationäre numerische Simulationen der Konzentrationsfelder. Die Randbedingungen ergeben sich durch die drei Aufstellräume Nische (ca. 1 m3), Kellerraum (ca. 28 m3) und GRDM-Anlage (80 m3). Für die Nische und den Kellerraum wird zusätzlich die Fallunterscheidung einer Gasfreisetzung unten bzw. oben im Raum eingeführt. Inhaltsverzeichnis Einleitung Berechnungen für die Nische Berechnungen für den Kellerraum Berechnungen für die Gasdruckregel- und Messanlage Zusammenfassung und Ausblick Literaturverzeichnis Abbildungsverzeichnis   DVGW-Forschungsbericht G 202412 kaufen Sie können den DVGW-Forschungsbericht G 202412 als PDF-Datei zum sofortigen Download kaufen.

Inhalte DVGW-Forschungsbericht G 201920 Der Forschungsbericht G 201920 befasst sich mit der Testung verschiedener Membranmaterialien zur Separierung von Wasserstoff aus Erdgas/Wasserstoffgemischen.  Ziel des Projektes war die Ermittlung geeigneter Membranen für die Trennaufgabe Wasserstoff/Erdgas, wobei die Untersuchungen unabhängig von Typ und Material der Membranen stattfinden sollten. Wasserstoff als Energieträger kann im vorhandenen Leitungsnetz der Erdgasversorgung transportiert werden. Die Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff wird in der Startphase auf die Techniken und Infrastruktur des Erdgasnetzes zugreifen müssen. Es wird eine unter Umständen langjährige Übergangsphase nötig sein, bis große Mengen Wasserstoff für eine flächendeckende Wasserstoffinfrastruktur zur Verfügung stehen. Mit der Möglichkeit der Zu-mischung von Wasserstoff zu Erdgas von 10 bis 20 Vol.-% können jedoch Probleme bei wasserstoffsensiblen Kunden, Erdgastankstellen und Anlagen der Gasindustrie entstehen. Der Bedarf an Wasserstoff-Separierungsanlagen ist somit gegeben.  Membranen können diese Funktionen erfüllen. Der Stand der Technik erfordert jedoch die Testung und Weiterentwicklung der Membranmaterialen. Dies können Polymermembranen, anorganische Membranen, Palladiummembranen oder Hybride dieser sein. Die Versuche fanden an der Wasserstoffeinspeiseanlage (WSEA) der ONTRAS in Prenzlau statt. Es wurde eine Containeranlage installiert, der Wasserstoff und Erdgas zugeführt wurde. Beide Gase wurden gemischt und über die Membranen geleitet. Der Anteil an Wasserstoff betrug 10 – 20 Vol.-% im Gemisch. Die Versuche erfolgten bei bis zu 20 bar. Der Gasfluss betrug ca. 2 m³/h.  Es wurden seit Frühjahr 2022 Polymermembranen von drei verschiedenen Herstellern getestet. Weiterhin wurden Kohlenstoffmembranen auf keramischen Trägern (CBM) untersucht. Es wurden Versuche vor Ort in Prenzlau mit bis zu zwei Membranmodulen pro Membrantyp, Langzeitversuche sowie im Nachhinein Versuche im Labor durchgeführt. Die Polymermembranen trennten H₂ von Erdgas zuverlässig ab. Es sind mindestens zwei Membranen für den Trennprozess Wasserstoff/Erdgas für technische Anwendungen verfüg-bar. Die H₂-Konzentration im abgetrenntem Permeat hing vom Druck und der H₂-Konzentration im Feed ab. Höherer Druck und eine höhere H₂-Konzentration führten zur Abtrennung von mehr H₂ je Membranfläche. Die Polymermembranen wiesen Selektivitäten zwischen 5 und 60 sowie Permeanzen im Bereich von 20 – 250 l/m²*h*bar auf. Die Membranmaterialien waren im Realgas stabil.  Kohlenstoffmembranen zeigten sehr gute Ergebnisse im Labor, die sich jedoch nicht im Feld-versuch reproduzieren ließen. Das Spektrum der Ergebnisse erstreckte sich über Permeanzen zwischen 20 und 1.500 l/m²*h*bar bei Selektivitäten, die mit denen der Polymermembranen vergleichbar sind.  Eine Konzentration von 2 Vol.-% H₂ in Erdgas ist mit den Polymermembranen ausgehend von 10 Vol.-% Wasserstoff im Gasgemisch erreichbar. Die Entfernung des Wasserstoffs aus dem Erdgas mittels Membranen wird perspektivisch zwischen 17 – 64 ct/m³ an kleineren Anlagen (z.B. Erdgastankstellen) kosten. Diese Kosten können im hochskalierten Industriebereich mit ca. 10.000 m³/h auf < 3 ct/m³ Erdgas gesenkt werden, wobei bei großen Volumenströmen Konkurrenz durch PSA entsteht. Inhaltsverzeichnis Einleitung und Aufgabenstellung Technische Realisierung Membranen und Ergebnisse der Feldversuche Technologiebewertung und Praxisüberführung Wirtschaftliche Betrachtungen Schlussfolgerungen und Ausblick Literaturverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Anhang   DVGW-Forschungsbericht G 201920 kaufen Sie können den DVGW-Forschungsbericht G 201920 als PDF-Datei zum sofortigen Download kaufen.

Dieses Dokument DIN EN ISO 17507-2 Entwurf legt das PKI-Verfahren für die Berechnung der Methanzahl eines gasförmigen Kraftstoffes anhand der Zusammensetzung des Gases als einzige Eingabegröße für die Berechnung fest. Die Methanzahl eines Gases quantifiziert die Klopfneigung dieses Gases, wenn es als Kraftstoff in einem Hubkolben-Verbrennungsmotor verwendet wird. Je höher die Methanzahl, desto klopffester ist das Gas, und umgekehrt. Dieses Dokument gilt für Erdgas (und Biomethan) und dessen Gemische mit Wasserstoff.

Dieses Dokument DIN EN ISO 17507-1 Entwurf legt das MNc-Verfahren für die Berechnung der Methanzahl eines gasförmigen Kraftstoffes anhand der Zusammensetzung des Gases als einzige Eingabegröße für die Berechnung fest.Die Methanzahl eines Gases quantifiziert die Klopfneigung dieses Gases, wenn es als Kraftstoff in einem Hubkolben-Verbrennungsmotor verwendet wird. Je höher die Methanzahl, desto klopffester ist der gasförmige Kraftstoff, und umgekehrt.Dieses Dokument gilt für Erdgas (und Biomethan) und dessen Gemische mit Wasserstoff.  

DIN EN 17127 Entwurf legt die Mindestanforderungen zur Sicherstellung der Interoperabilität von Wasserstoff-Füllanlagen fest.

DIN EN ISO 22734-1 legt die Anforderungen an den Aufbau, die Sicherheit, die Eignungsprüfung und die Dokumentation von modularen oder werkseitig angepassten Wasserstoffgas-Erzeugungsgeräten oder -Erzeugungssystemen, im Folgenden Wasserstofferzeuger genannt, fest, die elektrochemische Reaktionen für die Elektrolyse von Wasser nutzen, um Wasserstoff zu erzeugen. DIN EN ISO 22734-1 gilt für Wasserstofferzeuger, die die folgenden Arten eines Ionentransportmediums nutzen: wässrige alkalische (basische) Elektrolyte wie Kaliumhydroxid- oder Natriumhydroxidlösungen; wässrige saure Elektrolyte wie verdünnte Schwefelsäure; Festpolymermaterial mit angehängten sauren funktionellen Gruppen wie Säure-Protonenaustauschmembran; Festpolymermaterial mit angehängten basischen funktionellen Gruppen wie Anionenaustauschmembran. Die Norm gilt für Wasserstofferzeuger, die für industrielle, gewerbliche und häusliche Anwendungen sowohl im Innenraum als auch im Freien vorgesehen sind. Diese DIN-Norm enthält Hinweise zu Wasserstofferzeugern, die auch Sauerstoff für industrielle und gewerbliche Anwendungen bereitstellen; hierzu können jedoch zusätzliche Überlegungen notwendig sein. Folgendes wird aus dem Anwendungsbereich dieses Dokuments ausgeschlossen: Wasserstofferzeuger für häusliche Anwendungen, die als Produkt auch Sauerstoff bereitstellen; Wasserstofferzeuger, die auch zur Elektrizitätserzeugung genutzt werden können, wie z. B. reversible Brennstoffzellen; Wasserstofferzeuger, die Festoxid-Elektrolyte nutzen.

Dieses Dokument DIN ISO 6338 bietet ein Verfahren zur Berechnung der THG-Emissionen aus einer LNG-Verflüssigungsanlage an Land oder auf See. Der Anwendungsbereich der DIN ISO 6338 reicht von den Flanschen der Gaseintrittseinrichtungen in der LNG-Anlage bis einschließlich zu den Verladearmen für Lkw, Schiffe oder Eisenbahnwagen. Die vorgelagerte Gaszufuhr bis zu den Flanschen der Eintrittseinrichtungen in der LNG-Anlage und die nachgelagerte Verteilung des Gases hinter den Verladearmen werden nur allgemein behandelt.

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 24078 Entwurf legt die Begriffe, Symbole und Abkürzungen im Bereich von Wasserstoff in Energiesystemen fest. Der maßgebliche Zweck dieses Dokuments ist es, die Grundlagen der Begriffe darzustellen, die der Normung in den Bereichen, die mit Wasserstoff in Energiesystemen zusammenhängen, unterliegen. Daher enthält dieses Dokument allgemeine Begriffe und verweist den Leser auf spezifischere Normen/Dokumente, in denen weitere technische Details gefunden werden können

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 %.

Inhalte DVGW-Arbeitsblatt G 260-B1 Entwurf Das Beiblatt DVGW G 260-B1 legt spezifische Anforderungen an die relative Dichte von Gasen der 2. Gasfamilie fest. Die Anpassung erfolgt im Kontext der zunehmenden Beimischung von Wasserstoff zu Erdgas und anderer Veränderungen der Gasbeschaffenheit. Dabei wird der untere Grenzwert der relativen Dichte von 0,55 auf 0,45 gesenkt. Einfach erklärt: Diese Änderung ermöglicht eine bessere Nutzung neuer Gasmischungen und trägt zur Harmonisierung von europäischen Normen bei. Die Definition der relativen Dichte und deren Bedeutung sind zentral, um sowohl technische als auch sicherheitsrelevante Anforderungen an Gasanwendungen zu gewährleisten.Dieses Beiblatt ändert den unteren Grenzwert der relativen Dichte für Gase der 2. Gasfamilie im DVGW-Arbeitsblatt G 260:2021-09. Die bisher bestehenden Grenzen für die relative Dichte für H- und L-Gas werden zwischen 0,45 bis 0,75 neu festgesetzt. Die Neuregelung der relativen Dichte gilt ausdrücklich nur für Gase der 2. Gasfamilie.  Die relative Dichte, definitionsgemäß auch in der Formel zur Berechnung des Wobbe-Index enthalten, ist abhängig von der Gaszusammensetzung. Entsprechend lassen sich ihre Grenzwerte anhand der Beschaffenheit des derzeit transportierten Erdgases technisch begründen. In den DVGW-Projekten Roadmap Gas 2050, H2-20 und dem EU-Projekt THyGA (Testing Hydrogenadmixture for Gas Applications), wurden Gasanwendungen in Laboren und im Feld mit unterschiedlichen H2-Konzentrationen im Erdgas bzw. Methan getestet. Die Ergebnisse der durchgeführten Testreihen im Labor zeigen, dass die Geräte in gewartetem Werkszustand mit einem Anteil von 20 Vol.-% H2 im Gasgemisch ohne Einschränkung der Betriebssicherheit funktionieren. Im Gewerbe- und Industriebereich sind die Anwendungen vielschichtiger. Hier wurde gezeigt,dass durch Kompensationsmaßnahmen/Regelungssysteme sowohl dem Vorhandensein von Wasserstoff als auch Schwankungen technisch begegnet werden kann. Die Untersuchungen zeigen, dass bei Industrieanwendungen – bis auf wenige Ausnahmen – eine Zumischung bis 20 Vol.-% möglich ist.  Die Installationen im TRGI-Bereich tolerieren eine Zumischung von 20 Vol.-% H2.Ein Effekt durch die kleinere relative Dichte der Gemische konnte nicht beobachtet werden. 20 Vol.% H2-Anteil entsprechen einer relativen Dichte von etwa 0,45.   Inhaltsverzeichnis Vorwort Änderungen Anwendungsbereich 3 Grenzwerte der relativen Dichte 4 Anpassung des unteren Grenzwertes der relativen Dichte 5 Wasserstoff als Zusatzgas 6 Messung der relativen Dichte 7 Harmonisierungsstand Literaturhinweise  Wichtige normative Verweisungen DVGW-Arbeitsblatt G 260DIN EN 16726   DVGW-Arbeitsblatt G 260-B1 Entwurf kaufen Sie können DVGW-Arbeitsblatt G 260-B1 Entwurf als PDF-Datei zum sofortigen Download oder als gedruckte Ausgabe kaufen.

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.