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Richtlinie für den Bau und Betrieb von Gasdruckregel- und Gasmessanlagen
1. Allgemeines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.1 Anwendungsbereich . . . . . . . . . . . . . . 4
1.2 Eigentum und Kosten . . . . . . . . . . . . . 4
1.3 Definitionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.4 Abkürzungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
2. Grundsätzliche Anforderungen . . . . 5
2.1 Durchflussmessung . . . . . . . . . . . . . . . 5
2.2 Brennwertmessung . . . . . . . . . . . . . . . 5
2.2.1 Einspeisegasmessanlagen . . . . . . . . . . 5
2.2.2 Ausspeisegasmessanlagen . . . . . . . . . 5
2.3 Energiemessung . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.4 Versorgungssicherheit . . . . . . . . . . . . . 6
2.5 Umgebungsbedingungen . . . . . . . . . . 6
3. Planung und Bau . . . . . . . . . . . . . . . 6
3.1 Allgemeines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
3.2 Ausrüstung der GDRM . . . . . . . . . . . . 6
3.2.1 Ein- und Ausgangsarmaturen . . . . . . . 6
3.2.2 Filterseparatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.3 Gasvorwärmung . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.4 Sicherheitsarmaturen . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.5 Gasdruck- und Gasmengenregler . . . . 7
3.2.6 Gasmessanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.6.1 Allgemeines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.6.2 Auslegungskriterien . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.6.3 Anzahl der Messstrecken . . . . . . . . . . 7
3.2.6.4 Parallelschaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2.6.5 Redundanz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2.6.6 Hauptmessung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2.6.7 Vergleichsmessung . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2.6.8 Gasbeschaffenheitsmessanlagen . . . . 8
3.2.6.9 Durchflussregelung . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.2.6.10 Messdatenregistrierung . . . . . . . . . . . . 9
3.2.6.11 Automatisierungssystem . . . . . . . . . . . 9
3.2.6.12 Odorieranlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.2.6.13 Stromversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.2.6.14 Datenübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.3 Stationstypen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.3.1 Typ 1: 500 m3/h ≤ Q ≤ 3.000 m3/h . . . . . . . . 10
3.3.2 Typ 2: 3.000 m3/h < Q ≤ 40.000 m3/h . . . . . . 11
3.3.3 Typ 3: 40.000 m3/h < Q ≤ 250.000 m3/h . . . . 12
3.3.4 Typ 4: Q > 250.000 m3/h . . . . . . . . . . 13
4. Anforderungen an die Gasmesseinrichtungen . . . . . . . 14
4.1 Allgemeines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.2 Gaszähler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.3 Mengenumwerter . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.4 Prozessgaschromatographen . . . . . . . 14
5. Betrieb von GDRM . . . . . . . . . . . . . . 15
5.1 Allgemeines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
5.2 Rechte und Pflichten . . . . . . . . . . . . . . 15
5.3 Mengenermittlung . . . . . . . . . . . . . . . . 15
5.4 Inbetriebnahme und Betrieb . . . . . . . . 16
5.4.1 Prüfung und Inbetriebnahme . . . . . . . . 16
5.4.2 Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
5.5 Instandhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
5.6 Überprüfung und Arbeiten an der Gasmessanlage . . . . . . . . . . . . 16
5.7 Abweichungen der Hauptmessung
von der Vergleichsmessung . . . . . . . . 17
5.8 Gasbeschaffenheitsparameter . . . . . . . 17
5.9 Datenfernübertragung . . . . . . . . . . . . . 18
6. Mindestanforderungen an dieGenauigkeit von Messgeräten . . . . 19
6.1 Gaszähler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6.2 Messwertaufnehmer . . . . . . . . . . . . . . 19
6.3 Mengenumwerter . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6.4 Prozessgaschromatographen . . . . . . . 20
6.5 Gasbeschaffenheitsmessgeräte . . . . . 20
Anhang Übersicht über Gesetze, Richtlinien und Verordnungen . . . . . . . 21
Inhaltsverzeichnis
1. Allgemeines
1.1 Anwendungsbereich
Diese Richtlinie gilt für die Planung und den Bau vonGasdruckregel- und Gasmessanlagen (GDRM) mit einemNenndruck von mehr als 1 bar, deren Erweiter ungen undÄnderungen sowie den Betrieb bestehender Anlagen, diein direkter Verbindung mit dem OPAL NEL TRANSPORTErdgas-Fernleitungsnetz stehen. Darüber hinaus enthälltsie ergänzende Anforderungen für die Planung,Errichtung und Änderung von Anlagen für die Gasmen -genmessung mit einer Auslegungskapazität gleich odergrößer 500m3/h und für Betriebsüberdrücke gleich odergrößer 1 bar, die nach den DVGW-Arbeitsblättern G 491und G 492 zu errichten sind, sowie für Gasbeschaffen -heitsmessanlagen nach DVGW-Arbeitsblatt G 488. DieseRichtline gilt nicht für GDRM im Zusammenhang mit derEinspeisung von Biogas.
Gasmessanlagen mit einer Kapazität kleiner 500 m3/hoder einem Betriebsüberdruck kleiner 1 bar unterliegennicht den Zusatzanforderungen aus dieser Richtlinie. Siemüssen den allgemein gültigen gesetzlichen Vor schriftenund technischen Regelwerken entsprechen.
Gasmessanlagen können in Baugruppen, als selbststän -dige Anlagen, oder in Verbindung mit Gasdruckregel -anlagen nach dem DVGW-Arbeitsblatt G 491 diesenunmittelbar vor- oder nachgeschaltet errichtet werden.
Wird die Gasmessanlage zusammen mit anderenEinrichtungen, wie zum Beispiel Druckregel- oder Odo -riereinrichtungen errichtet, so ist sicherzustellen, dassdadurch keine störenden Einflüsse auf die Gasmessan -lage entstehen.
Ist die Gasmessanlage Bestandteil einer Gasdruck -regelanlage, so ist hinsichtlich der Abgrenzung der Gas-druckregelanlage zu dem übrigen Anlagensystem dasDVGW-Arbeitsblatt G 491 maßgeblich.
Für die Abgrenzung der Gasmessanlage von den Bau -gruppen der Gasdruckregelanlage ist die Festlegunggesonderter Grenzen möglich.
1.2 Eigentum und Kosten
Dem Eigentümer und/oder jeweiligem Netzbetreiberder GDRM obliegen entsprechend der Regelungen desEnWG Planung, Beschaffung, Bau, Betrieb und Instand -haltung der GDRM einschließlich der eventuell erforder-lichen Gebäude auf seine Kosten.
Der am OPAL NEL TRANSPORT-Fernleitungsnetz an-grenzende Netz be treiber (Netzkopplungspartner) undOPAL NEL TRANSPORT haben das Recht, Zusatzein-richtungen auch in den Anlagen des jeweils anderen zuinstallieren und zu betreiben. Der die ZusatzeinrichtungenInstallierende bzw. sein(e) Gesellschafter werdenEigentümer der Zusatzeinrichtungen.
Die Eigentumsgrenze zwischen der Anschlussleitungund der GDRM ist in Gasflussrichtung die letzteSchweißnaht vor dem stationseingangsseitigen Isolier -stück, sofern in der Netzkopplungsvereinbarung nichtsanderes vereinbart ist.
Die Anschlussleitung verbindet das Erdgas-Fern -leitungsnetz der OPAL NEL TRANSPORT mit der GDRM.OPAL NEL TRANSPORT obliegt, auf Basis der gesetzli-chen Vorgaben, die Planung, der Bau und der Betrieb derAn schluss leitung sowie die Festlegung des Abgangs-punk tes dieser Leitung vom OPAL NEL TRANSPORT-Fernleitungsnetz.
Der sich an das Fernleitungsnetz der OPAL NEL TRANS-PORT an schließende Netzkopplungspartner hat dieGesamt kosten für die Anschlussleitung, die Errichtungder GDRM-Anlage, die Anbindung des Netzes des Netz -kopplungspartners an das OPAL NEL TRANSPORT-Fernleitungs netz einschließlich der Einrichtungen zurDatenfernübertra gung sowie sämtliche mit der Errichtungder Anschluss leitungen verbundenen Kosten zu tragen.Die Instand haltung der Anschlussleitung erfolgt durchOPAL NEL TRANSPORT auf ihre Kosten und in ihrerVerantwort lichkeit.WINGAS GmbH & Co. KG mit Sitz in Kassel istEigentümer des von OPAL NEL TRANSPORT betriebe-nen Gasfernleitungsnetzes und wird Eigentümer derAnschlussleitung.
Der Übergabepunkt für das zu transportierende Erdgasist die in Pkt. 1.2 Absatz 3 genannte Eigentumsgrenze.
1.3 Definitionen
Volumenangaben in der Richtlinie beziehen sich immerauf das Normvolumen. Normvolumen einer Erdgas -menge in (m3) ist das Volumen im Normzustand beieinem absoluten Druck von 1,01325 bar und einerTemperatur von 273,15 Kelvin.
Alle Zeitangaben beziehen sich auf die Ortszeit inDeutschland.
1.4 Abkürzungen
Im Text werden folgende Abkürzungen verwendet:
AS AutomatisierungssystemDfÜ DatenfernübertragungDKZ DrehkolbengaszählerDSfG Digitale Schnittstelle für
Gasmessgeräte nach DVGW G485DVGW Deutsche Vereinigung des Gas-
und Wasserfaches e. V. E EnergiemengeEnWG EnergiewirtschaftsgesetzFS FilterseparatorFWA FernwirkanlageGBM Gasbeschaffenheitsmessanlage
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GDRM Gasdruckregel- und GasmessanlageHART Highway Addressable Remote Transducer
(= offenes Kommunikationsprotokoll für industrielle Messgeräte)
HD HochdruckHF HochfrequenzHM HauptmessungMEZ Mitteleuropäische ZeitMRG MesswertregistriergerätMUW MengenumwerterPGC ProzessgaschromatographPTB Physikalisch-Technische Bundesanstalt,
BraunschweigPTZ Druck-Temperatur-ZustandszahlQmax Maximaler Gasdurchfluss im
Betriebszustand eines Gaszählers SAV SicherheitsabsperrventilSBV SicherheitsabblaseeinrichtungTRZ TurbinenradgaszählerUSV Unterbrechungsfreie
StromversorgungsanlageUSZ UltraschallgaszählerVM VergleichsmessungWBZ WirbelgaszählerWGZ WirkdruckgaszählerZMU III Zustandsmengenumwertung mit
festen Werten für die Gasbeschaffenheit zur K-Zahlberechnung
2. Grundsätzliche Anforderungen
2.1 Durchflussmessung
Für Verrechnungsmessungen sind nur solche Messein -richtungen zulässig, welche den Anforderungen aus demGesetz über das Mess- und Eichwesen – Eichgesetz –und der Eichordnung entsprechen.Die vorzugsweise zu verwendenden Durchflussmess -verfahren sind in Kapitel 3.3 je nach Stationstyp festgelegt.Abweichungen von Kapitel 3.3 sind dann zulässig, wenn:
– auf Grund spezifischer technischer Gegebenheiten die im Kapitel 3.3 genann-ten Messverfahren ungeeignet sind;
– bereits bestehende Messeinrichtungen zum Einsatz kommen;
– insbesondere im grenzüberschreitendenVerkehr Interessen von Netzkopplungs- partnern und/oder Vertragspartnern Be rücksichtigung finden.
Bei Gasmessanlagen im grenzüberschreitenden Verkehrmüssen zusätzlich international anerkannte Standardsberücksichtigt werden.Die Mengenumwertung muss mit elektronischen Dichte-oder PTZ-Mengenumwertern durchgeführt werden.Zur Berechnung der Realgasfaktoren dürfen Fixwerte derGaszusammensetzung verwendet werden, wenn in derGasmessanlage die Gaszusammensetzung nicht on -line ermittelt wird.
2.2 Brennwertmessung2.2.1 Einspeisegasmessanlagen
Die Einspeisegasmessanlage dient zur Übernahme vonErdgas aus einem anderen Netz in das OPAL NELTRANSPORT-Fernleitungsnetz.Der Brennwert ist indirekt, mittels 11 Komponenten Pro -zessgaschromatographen (PGC) (Mindestanforderung)aus der Gaszusammensetzung zu ermitteln. Es mussgewährleistet sein, dass der PGC das Messgas in folgen-de 11 Komponenten auftrennen kann:
Kurzform Chem. Variante 1 Variante 2Formel
N2 N2 Stickstoff Stickstoff und Sauerstoff
O2 O2 Sauerstoff
CO2 CO2 Kohlenstoff- Kohlenstoff-dioxid dioxid
C1 CH4 Methan Methan
C2 C2H6 Ethan Ethan
C3 C3H8 Propan Propan
i- C4 i- C4H10 Iso-Butan Iso-Butan
n- C4 n- C4H10 Normal-Butan Normal-Butan
i- C5 i- C5H12 Iso-Pentan Iso-Pentan
n- C5 n- C5H12 Normal-Pentan Normal-Pentan
neo- C5 neo- C5H12 Neo-Pentan
C6+ C6+ Hexane und Hexane undhöhere Kohlen- höhere Kohlen-wasserstoffe wasserstoffe
Diese Geräte müssen dem Stand der Technik ent spre-chen und eine Bauartzulassung der PTB besitzen.
Die PTB-Zulassung sollte in Anlehnung an die ISO 6974den Einsatz eines internen Kalibriergases mit einer Zu -sammensetzung ähnlich dem Betriebsgas ermöglichen.
Bei Prüfungen des PGC muss gewährleistet sein, dassPrüfdaten die abrechnungsrelevanten Messdaten unddie Online-Leitsystemdaten nicht beeinflussen.
2.2.2 Ausspeisegasmessanlagen
Die Ausspeisegasmessanlage dient zur Abgabe vonErdgas aus dem OPAL NEL TRANSPORT-Fern-leitungsnetz. Für Aus speisegasmessanlagen wird derBrennwert mittels eines PTB zugelassenen Brenn-wertrekonstruktionssystems berechnet.
Unabhängig davon kann der Eigentümer einer Aus -speisegasmessanlage auf seine Kosten ein dem Standder Technik entsprechendes und PTB zugelassenesBrennwertmessgerät installieren und betreiben. Sollendie mit diesen Messgeräten ermittelten Brennwerte indie Gasabrechnung einfließen, so darf es sich dabeinicht um Messgeräte nach einem „Korrelativen Mess -prinzip“ handeln.
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2.3 Energiemessung
In den Gasmessanlagen, in denen der Brennwert durchMessung bestimmt wird, hat die Berechnung derEnergiemenge im Mengenumwerter unter Verwendungdes gemessenen Brennwertes zu erfolgen.
2.4 Versorgungssicherheit
Die GDRM ist so zu planen und zu bauen, dass beiStörungen an der GDRM keine Unterbrechungen desGasstroms auftreten.
2.5 Umgebungsbedingungen
Um die geforderte Messgenauigkeit und Betriebssicher -heit auf Dauer sicherzustellen, dürfen keine störendenEinflüsse auf die Messeinrichtung wirken. Beeinträchti -gun gen können insbesondere verursacht werdendurch:
– Störung des Strömungsprofils vor und nach dem Gaszähler, z. B. Drall
– Pulsationen
– Vibrationen, Resonanzen
– Schall
– stark wechselnder Durchfluss oder Durchfluss im Qmin-Bereich
– starke Schwankungen von Druck und Temperatur des zu messenden Gases
– Druck- und Temperatureinflüsse aus der Umgebung
– Feuchtigkeit und Verunreinigung des Gases
– elektromagnetische Beeinflussung.
Die störenden Einflüsse sind in ihrer Wirkung durch ge -eignete Maßnahmen auf ein Niveau zu reduzieren, dasnachweislich keinen Einfluss auf die Messeinrichtung hat.
Die in dem DVGW-Arbeitsblatt G 492 festgelegten undin dieser OPAL NEL TRANSPORT-Richtlinie spezifizier-ten Anforderungen an die Umgebungsbedingungensind ohne Einschränkungen einzuhalten.
3. Planung und Bau
3.1 Allgemeines
Planung und Bau der GDRM stimmt der jeweilige Netz -kopplungspartner mit OPAL NEL TRANSPORT ab.Hierzu stellt der Netzkopplungspartner alle erforderli-chen schriftlichen Unterlagen, Dokumentationen und
Zeich nungen, nachfolgend „Planungsunterlagen“genannt, rechtzeitig vor Auftragsvergabe zwecks Prüfungin 2-facher Ausführung, zur Verfügung.Entsprechen diese Planungsunterlagen den einschlägi-gen Bestimmungen der Netzkopplungsvereinbarungund dieser Richtlinie, wird die Zustimmung durch OPALNEL TRANSPORT erteilt und dem Netzkopplungs-partner eine Ausführung der Planungsunterlagen mitBestäti gungsvermerk übergeben. Im Falle einerNichtbestäti gung werden die Änderungswünsche derOPAL NEL TRANSPORT dem Netzkopplungspartnerschriftlich mit geteilt.
Rechtzeitig vor Inbetriebnahme der GDRM wird durchOPAL NEL TRANSPORT die Übereinstimmung derAusführung der Anlage mit den eingereichten und bestä-tigten Planungsunterlagen geprüft. Die vorgenanntenVerpflichtungen des Netzkopplungspartners bleiben hier-von unberührt.Die Prüfung durch OPAL NEL TRANSPORT entlässt denErsteller der GDRM nicht aus seiner Verantwortung.
3.2 Ausrüstung der GDRM
Die GDRM besteht aus den Hauptbaugruppen:
– Ein- und Ausgangsarmaturen– Filterseparatoren– Gasvorwärmung– Sicherheitsarmaturen (SAV), (SBV)– Gasdruck- und/oder Gasmengenregler– Gasmessanlage
Weitere Anlagenteile sind:
– Odorieranlage– Unterbrechungsfreie
Stromversorgungsanlage (USV)– Telefonanschluss– Zusatzeinrichtungen
• zur Datenfernübertragung • zur Messdatenregistrierung
– optional Gaswarnanlage
3.2.1 Ein- und Ausgangsarmaturen
Ein- und ausgangsseitige Absperrarmaturen stellen dieGrenze zwischen der GDRM und dem übrigenRohrleitungssystem dar und müssen den dafür gelten-den Anforderungen entsprechen. Absperrarmaturen sindin Double-Block und ≥ DN 150 mit einer Bleedarmaturauszurüsten.
Als Stellantriebe für die Armaturen am Messstrecken -ausgang dürfen keine pneumatischen bzw. hydrauli-schen Stellantriebe verwendet werden.
Zum langsamen Druckausgleich über die Absperrar -maturen ist, in Abhängigkeit von der Messtreckengröße,eine Bypassleitung mit kleinem Durchmesser vorzusehen.
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3.2.2 Filterseparatoren
Zur Gewährleistung der ordnungsgemäßen Funktionder Messeinrichtungen sind geeignete Filterseparatoren den Messeinrichtungen vorzuschalten. Zur Sicher stel -lung der Versorgungssicherheit müssen Filtersepara -toren eine Differenzdrucküberwachung und eineUmgehungs leitung erhalten. Bei der Planung sind dieAnforderungen an Filterseparatoren zu spezifizieren.
3.2.3 Gasvorwärmung
Bei Druckreduzierungen, die eine Taupunktunterschrei -tung erwarten lassen, sind ausreichend dimensionierteVorwärmer zu installieren. Dabei sollten die Gastempe -raturschwankungen kurzzeitig Δt=±2°C nicht über-schreiten und die Gastemperaturen in der Gasmess -anlage t=+5°C nicht unterschreiten.
Die Vorwärmeanlage ist mit Sicherheitseinrichtungen,die einen unzulässigen Druckanstieg auf derWärmeträger- und Gasseite ausschließen, zu versehen.
3.2.4 Sicherheitsarmaturen
Vor den Gasdruckreglern sind Sicherheitsabsperrventile(SAV) gemäß DVGW-Arbeitsblatt G 491 einzubauen.
Zu jedem SAV müssen separate Messleitungen geführtwerden, die einen funktionsgerechten Schließvorganggewährleisten.
Sicherheitsabblaseeinrichtungen (SBV) sind entsprechendDVGW-Arbeitsblatt G 491 einzubauen. Der Einsatz eineszusätzlichen SBV mit Ansprechüberwachung ist unver-zichtbar, wenn zeitweise kein Erdgastransport erfolgt.
3.2.5 Gasdruck- und Gasmengenregler
Sind vor oder nach der Messeinrichtung Gasdruck -regler bzw. Gasmengenregler angeordnet, so ist beider Planung und bei der Ausführung sicherzustellen,dass keine Beeinträchtigung der Funktionstüchtigkeitder GDRM auftreten kann.
3.2.6 Gasmessanlage3.2.6.1 Allgemeines
Die Gasmesseinrichtung sollte grundsätzlich in einemGebäude untergebracht sein.
Anlagenteile der Messeinrichtung können, solange da -durch weder die Betriebssicherheit der Messeinrichtungnoch ihre Genauigkeit eingeschränkt wird, im Freien in -stalliert werden. Diese Möglichkeit ist projektspezifischzu prüfen.
Zur Vermeidung von Gasrückfluss in den Messstreckendürfen keine mechanischen Rückschlagklappen einge-setzt werden, da diese einen störenden Einfluss auf dieMesseinrichtung ausüben können.Gasrückfluss muss durch das Schließen von Absperr-oder Regelarmaturen z. B. SAV ausgeschlossen werden.
3.2.6.2 Auslegungskriterien
Basierend auf wirtschaftlichen und technischenÜberlegungen werden verschiedene Typen vonGasmessan lagen mit unterschiedlicher messtechni-scher Ausrüstung festgelegt.
Unterscheidungskriterien sind die von den vertragli-chen Vereinbarungen abhängige Auslegungskapazitätin m3/h, die Anforderungen an die Verfügbarkeit derGasmessanlage, die geforderte Versorgungssicherheitund die Gasparameter. In Kapitel 3.3 werden dieStationstypen schematisch dargestellt und ihrewesentlichen Merkmale beschrieben.
3.2.6.3 Anzahl der Messstrecken
Für die Gasmessanlagen nach Typ 1 (Pkt. 3.3.1) istimmer nur eine Messstrecke vorzusehen. In allen anderenFällen muss die Anzahl der Hauptmessungen so fest-gelegt werden, dass bei allen möglichen Mengen -situationen die Gaszähler im zulässigen Messbereichbetrieben werden können.
Die nach diesem Standard maximal zulässige Kapazi -tät je Messstrecke wird auf die Zählergröße G 4000begrenzt.
Bei der Parallelschaltung von Messstrecken ist dieLeitungsführung so zu planen, dass sich im Betriebmöglichst gleichmäßige Mengenflüsse je Messstreckeeinstellen.
Es ist zu gewährleisten, dass die Kapazität derGaszähler so dimensioniert wird, dass bei dem maxi-mal vorgesehenen Mengenfluss die Gaszähler nichtüber 90 % von Qmax belastet werden. Der minimal vor- gesehene Mengenfluss muss im Bereich oberhalb von1/20 Qmax eines Gaszählers liegen.
Mit Ausnahme der Stationstype 1 (Pkt. 3.3.1) muss fürGasmessanlagen eine Reservemessstrecke vorgesehenwerden, die gleichzeitig als Vergleichsmessung dient.
Zur optimalen Anpassung an die jeweilige Betriebs -situation ist die Belastung der einzelnen Gaszähler voneinem Steuerungs- und Regelungssystem ständig zuüberwachen und die notwendige Zu- und Abschaltungvon Gaszählern automatisch durchzuführen.
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3.2.6.4 Parallelschaltung
In Gasmessanlagen 3.000 m3/h < Q≤ 40.000 m3/h, sieheTyp 2 (Pkt. 3.3.2), ist eine Vergleichsmessung/Reserve-messung parallel zu der Hauptmessung zu installieren,die für Überprüfungszwecke in Reihe geschaltet werdenkann (Z-Schaltung). In Gasmessanlagen vom Typ 1(≤3.000m3/h) kann darauf verzichtet werden.Die Vergleichsmessung/Reservemessung muss mit dergleichen Zählergröße wie die der Hauptmessungbestückt sein und darf nur bei Störungen und zuÜberprüfungen (Zählervergleich mittels zeitweiserReihenschaltung) betrieben werden.
Die Leitungsführung ist so zu gestalten, dass dieEinlaufstrecke der Hauptmessung durch die Hinter -einanderschaltung der beiden Messstrecken nichtverändert wird. Der Gasstrom fließt zuerst durch dieHauptmessung und danach durch die Vergleichs -messung/Reservemessung.
3.2.6.5 Redundanz
In Gasmessanlagen mit einer Auslegungskapazität von40.000 m3/h < Q ≤ 250.000 m3/h, siehe Typ 3(Pkt.3.3.3), ist zusätzlich zu jeder Hauptmessung einezweite, unabhängige Messeinrichtung als Vergleichs -messung dauernd in Reihe zu schalten.
Diese Vergleichsmessung ist mit einem Gaszähler einesanderen Messprinzip als die Hauptmessung zu bestük-ken, z.B. Wirbelgaszähler oder Ultraschallgas zähler.In Gasmessanlagen mit einer Auslegungskapazität>250.000m3/h, die maximale Auslegungskapazität jeMess trecke wird hier durch die Gaszählergröße G 4000begrenzt, ist jede Messstrecke mit Hauptmessung undVer gleichsmessung in Dauerreihenschaltung auszu -rüsten.
Unter Berücksichtigung der Auslegungskapazität, denAn forderungen an die Verfügbarkeit und die Versor -gungs sicherheit, ist die Anzahl der Messstrecken sofestzulegen, dass 90 % von Qmax je Gaszähler nichtüberschritten werden.
3.2.6.6 Hauptmessung
Die Hauptmessung kann aus einer oder mehreren par-allelen Messstrecken bestehen, die jeweils mit einemGaszähler, einem elektronischen Zustandsmengenum -werter mit DSfG-Schnittstelle, Aufnehmern für Druckund Temperatur oder Normdichte und Betriebsdichtesowie mit gasdichten Absperrarmaturen ein- und aus-gangsseitig auszurüsten sind.
Für Hauptmessungen sind vorzugsweise Turbinenrad -gas zähler, in Ausnahmefällen Wirkdruckgaszähler, ein-zusetzen. Bei Einsatz von Turbinenradgaszählern hat dieDurchflussmengenermittlung grundsätzlich aus den HFImpulsen zu erfolgen.
Wenn die Absperrarmaturen mit Stellantrieben(Anforderung Pkt. 3.2.1 beachten) zur automatischenZu- und Abschaltung von Messstrecken ausgerüstetsind, sind die Armaturen am Eingang mit einerBypassleitung und mit einer Absperreinrichtung zurferngesteuerten langsamen Befüllung der Messstreckeauszustatten.Die Ein- und Ausgangsarmaturen jeder Messstreckesind mit Endlagenschaltern (Stellungsanzeigern) auszu-statten, die fernübertragen werden können.
Eine Messstrecken-Bypassleitung muss in geschlosse-ner Stellung fixiert werden können und die Dichtheitmuss bei DN >150 überprüfbar sein.
3.2.6.7 Vergleichsmessung
Die Vergleichsmessung besteht im Regelfall aus einemWirbelgaszähler oder einem Ultraschallgaszähler (Aus -nahme Station Typ 2, hier muss die Vergleichs- bzw.Reservemessung in Typ und Größe mit der Haupt -messung identisch sein), einem elektronischenZustandsmengenumwerter mit DSfG-Schnittstelle sowieden Aufnehmern für Druck und Temperatur.
Bei Gasmessanlagen mit Wirkdruckgaszählern ist dasMessprinzip der Vergleichsmessung anhand der sta ti-onsspezifischen technischen Bedingungen auszuwäh-len. Die redundante Mengenermittlung aus einemWirkdruckgeber gilt nicht als Vergleichsmessung.
In Gasmessanlagen einer Station vom Typ 4 (Pkt. 3.3.4)er hält jede Messstrecke eine Hauptmessung und eineVer gleichsmessung, die dauernd in Reihe geschaltet sind.
3.2.6.8 Gasbeschaffenheitsmessanlagen
Der Bedarf an Gasbeschaffenheitsmessanlagen ergibtsich aus den vertraglichen Vereinbarungen und der Not-wendigkeit zur Überwachung bestimmter Gasbeschaf -fenheitskenngrößen gemäß DVGW-Arbeitsblatt G 260.
Die grundsätzlichen Anforderungen an den Aufbau, denBetrieb und die Instandhaltung von Gasbeschaffen -heitsmessanlagen sind im DVGW-Arbeitsblatt G 488enthalten.
Das betrifft folgende Kenngrößen:
• Brennwert• Heizwert• Normdichte• Relative Dichte• Wobbe Index• 11-Komponenten-Gasanalyse• Methanzahl
Weitere Kenngrößen sind:
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• Schwefelkomponenten• Wassertaupunkt• Kohlenwasserstoffkondensationspunkt• Druck• Temperatur
Für Geräte zur Bestimmung eichrelevanter Größen sind die in den Zulassungsbedingungen genannten Anfor -derungen maßgebend.
Die Probeentnahmestellen für Gasbeschaffenheitsmess-geräte sind so zu wählen, dass ständig ein repräsenta-tiver Gasfluss gewährleistet ist und die Verweilzeit inden Probenahmeleitungen möglichst kurz ist.
Die Festlegung der Probenahmestelle erfolgt mit Erstel -lung der anlagenspezifischen Spezifikation.
Es sind Sonden mit fester Einbautiefe von 1/3 der Rohr -leitungsnennweite einzusetzen. Bei Einbau im molchfähi -gen Bereich sind Sonderkonstruktionen zu verwenden.
Die Verlegung der Probenahmeleitung hat ausgehendvon der Probenahmestelle ansteigend zu erfolgen. AlsMaterial ist Präzisionsedelstahlrohr min. 6 x1mm einzu-setzen. Die Leitungsführung für die Probenahmeleitungenmuss überschaubar und leicht kontrollierbar sein.
Bei der Schwefelanalytik sind für die ProbenahmeleitungMaterialien einzusetzen, die eine Wechselwirkung mitden Schwefelkomponenten ausschließen.
Probenahmestutzen, Druckreduzierung und Probenah -meleitung sind zu isolieren und geregelt bei einerTemperatur von ca. 20 bis 30°C. zu beheizen.
Vor der Aufbereitung des Probenahmegases ist das Gaszu filtern. Es sind Koaleszensfilter mit einer Abscheide -größe von <7μm zu verwenden.
Bei Wassertaupunktmessungen mit kapazitativem Mess-prinzip und insbesondere nach Gastrocknungsanlagensind der Messzelle zusätzlich spezielle Glysorbfilter vor-zuschalten.
Die Messung des Kohlenwasserstoffkondensations -punktes hat bei 27 bar zu erfolgen. Das Druckminder -ventil muss beheizt sein.
Bei Taupunktmessungen ist zusätzlich zu dem Taupunktder jeweilige Messdruck aufzuzeichnen.
Werden Taupunktmessgeräte in Schränken unterge-bracht, so sind diese Schränke geregelt zu beheizen(bei ca. 20 bis 30°C), zu isolieren und gegen Sonnen -einstrahlung zu schützen.
3.2.6.9 Durchflussregelung
Zur Erfüllung vertraglicher Erfordernisse und/oder zumSchutz der Gasmengenmessung vor Überlast, ist die
Gasmessanlage bei Bedarf mit einer Einrichtung zurDurchflussregelung auszurüsten. Die Stellgeräte für dieDurchflussregelung sind am Messstreckenausgang an -zu ordnen. Bei der Verwendung von Drehkolbenzählernkönnen die Stellgeräte vor den Messeinrichtungen in -stalliert werden. Die Durchflussregelung ist so auszulegen, dass bei allenvorgesehenen Betriebsbedingungen das Regelverhaltenstabil ist und keine störenden Schwankungen des Gas -flusses auftreten, welche die Genauigkeit der Mess ein -richtung beeinflussen könnten.
3.2.6.10 Messdatenregistrierung
Die Registrierung von abrechnungsrelevanten Daten hatgemäß dem jeweils gültigen DVGW-Arbeitsblatt G 485„Digitale Schnittstelle für Gasmessgeräte (DSfG)“ zuerfolgen.
Technische Lösungen, bei denen die Messwertregistrier -instanz im Mengenumwerter integriert ist, sind unterBeachtung der Anforderungen an die Redundanz derGasmessanlage zulässig.
Die Anzahl der Messwertregistriergeräte ist abhängigvon der Anzahl der Messstrecken und ob Hauptmes -sungen und Vergleichsmessungen bzw. Gasbeschaffen-heitsmessungen vorhanden sind.
Die Messwertregistriergeräte sollen über einen Bausteinzur Abfrage des PTB Zeitdienstes (über einen Telefon-Anschluss) verfügen. In Ausnahmefällen ist die Ausstat -tung des Messwertregistriergerätes mit einer DCF 77Funkuhr möglich.
In der Gasmessanlage muss die Möglichkeit zur Som -merzeitunterdrückung gegeben sein. Die Datenregis -trierung hat in MEZ zu erfolgen.
Die Messwertregistriergeräte müssen über eine Spei -cherkapazität von mindestens 40 Tagen verfügen (Aus -nahme Messdaten registriergeräte an PGC).
3.2.6.11 Automatisierungssystem
Mit Ausnahme der Stationen vom Typ 1 (siehe Pkt.3.3.1) ist zur Überwachung und Steuerung derÜbergabemessstation, zur Alarmierung unzulässigerBe triebs zustände und zur Unterstützung derFernbedienung ein Automatisierungssystem zu instal-lieren.
3.2.6.12 Odorieranlage
Ist entsprechend DVGW-Arbeitsblatt G 280 eine Odo -rieranlage vorzusehen, so ist diese möglichst getrenntvon den übrigen Einrichtungen der GDRM zu installie ren.Das Odoriermittel ist am Ausgang der Gasdruck regel-und Gasmessanlage durchflussabhängig einzu -
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3.2.6.13 Stromversorgung
Neben der Stromversorgung aus dem öffentlichenStrom versorgungsnetz ist eine unterbrechungsfreieStrom versorgung einzurichten, welche bei Netzausfalldie elektrische Energieversorgung für zumindest fünfStun den gewährleistet. Der OPAL NEL TRANSPORTwird ein Stromversorgungsabgang der USV zurVerfügung gestellt.
Hauptmessung und Vergleichsmessung sollen über von-einander unabhängige USV verfügen.
3.2.6.14 Datenübertragung
Bei der technischen Spezifizierung der Datenfernüber -tragung von Messwerten aus der Gasmessanlage istzwischen der Messdatenübertragung für das Leitsystemder OPAL NEL TRANSPORT und der Übertragung vonVer rechnungsdaten zu unterscheiden. Die Übertragungvon Verrechnungsdaten aus dem Messwertregistrier -gerät ist über das Festnetz oder ein Mobilfunknetzmöglich, wobei das Mobilfunknetz die Ausnahme dar-stellt. Die Übertragung von Leitsystemdaten erfolgt imNormalfall mittels einer Verbindung zwischen der Fern -wirk anlage und dem DSfG-Bus und der Fernwirkan -lage und dem Automatisierungssystem. Sind beideVarianten nicht möglich, können zur Datenübertragungzum Leitsystem auch diskret verkabelte Signale dienen.
3.3 Stationstypen3.3.1 Typ 1: 500 m3/h ≤ Q ≤ 3.000 m3/h
Hauptmessung:
• eine Messtrecke ausgerüstet mit einem Turbinenradgaszähler oder Drehkolbengas -zähler, Zähler sind mit Vo Zählwerk auszu-statten
Vergleichs-/Reservemessung:
• bei diesem Stationstyp gibt es keine Ver-gleichsmessung und keine Reservemessung
Gasbeschaffenheitsdaten:
• im Regelfall keine Messung der Gaszusammensetzung
• wird im Ausnahmefall der Stationstyp 1 als Einspeisemessung errichtet, so bestehtdie Notwendigkeit zur Messung der Gas-zusammensetzung gem. Pkt. 2.2
Datenerfassung und Datenfernübertragung:
• MRG
• DSfG-DFÜ zur Übertragung von Verrechnungsdaten
• Fernwirkanlage für Steuerungszwecke und zur Übertragung von Leitsystemdaten ausdem DSfG-Bus
Typ 1
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3.3.2 Typ 2: 3.000 m3/h < Q ≤ 40.000 m3/h
Hauptmessung:
• eine Messstrecke ausgerüstet mit Turbinenradgaszähler und Vo Zählwerk
Vergleichsmessung:
• eine Messstrecke für Überprüfungszweckemit Turbinenradgaszähler und Vo Zählwerk
• die Vergleichsmessung dient bei Ausfall derHauptmessung als Reservemessung
• Die Z-Schaltungsarmatur ist mit Endlagen-schaltern auszustatten, die fernübertragenwerden können.
Keine Bypassleitungen zu den Gaszählern
Gasbeschaffenheitsdaten:
• bei Einspeisegasmessanlage kontinuierlicheMessung der Gaszusammensetzung gem. Pkt. 2.2.
• bei Ausspeisegasmessanlage im Regelfallkeine Messung der Gaszusammensetzung
Datenerfassung und Datenfernübertragung
• MRG
• DSfG-DFÜ zur Übertragung von Verrechnungsdaten
• Fernwirkanlage für Steuerungszwecke und zur Übertragung von Leitsystemdaten ausdem DSfG-Bus
Typ 2
3.3.3 Typ 3: 40.000 m3/h < Q ≤ 250.000 m3/h
Hauptmessung:
• Messstrecke ausgerüstet mit Turbinenrad-gaszähler und Vo Zählwerk, die Zählergrößeist auf max. G 4000 begrenzt
Vergleichsmessung:
• Messstrecke ausgerüstet mit Ultraschallgas-zähler oder Wirbelgaszähler
• dauernde Reihenschaltung der Hauptmessungund der Vergleichsmessung über Z-Schaltung.Die Z-Schaltungsarmatur ist mit Endlagen-schaltern auszustatten, die fernübertragenwerden können.
Reservemessung:
• bei Ausfall einer Messung besteht dieReserve in der jeweils voll redundanten anderen Messung
Gasbeschaffenheitsdaten:
• bei Einspeisegasmessanlagen kontinuierlicheMessung der Gaszusammensetzung gem.Pkt. 2.2.
• bei Ausspeisegasmessanlagen ist über die kontinuierliche Messung der Gaszusammen-setzung zwischen den Netzkopplungspartnernbzw. mit dem Stationseigentümer zu ent-scheiden
• Messung weiterer Beschaffenheitsdaten jenach vertraglicher Vereinbarung
Datenerfassung und Datenfernübertragung:
• MRG
• DSfG-DFÜ zur Übertragung von Verrechnungsdaten
• Fernwirkanlage für Steuerungszwecke undzur Übertragung von Leitsystemdaten ausdem DSfG-Bus
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Typ 3
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3.3.4 Typ 4: Q > 250.000 m3/h
Hauptmessung:
• jede Messstrecke ausgerüstet mit einemTurbinenradgaszähler und Vo Zählwerk; dieZählergröße ist auf max. G 4000 begrenzt
• die Festlegung der Messstreckenanzahl erfolgt entsprechend dem Mengenprofil undden Anforderungen an die Verfügbarkeit derGasmessanlage
• keine Serienschaltungsmöglichkeit der Messstrecken
• keine Bypassleitung zu der Gasmessanlage
• Die Ein- und Ausgangsarmaturen sind mit Endlagenschaltern auszurüsten, die fernüber-tragen werden können.
Vergleichsmessung:
• jede Messstrecke erhält einen Ultraschallgas-zähler oder Wirbelgaszähler in Reihe zu derHauptmessung
Reservemessung:
• bei Ausfall einer Messung besteht die Reservein der jeweils voll redundanten anderenMessung einer Messstrecke
• Messung weiterer Beschaffenheitsdaten jenach vertraglicher Vereinbarung
Datenerfassung und Datenfernübertragung:
• getrennte MRG für HM, VM und Gasbeschaffenheit
• DSfG-DFÜ zur Übertragung von Verrechnungsdaten
• Fernwirkanlage für Steuerungszwecke undzur Übertragung von Leitsystemdaten ausdem DSfG-Bus
Gasbeschaffenheitsdaten:
• im Regelfall kontinuierliche Messung derGaszusammensetzung mit Prozessgas-chromatographen
Typ 4
4. Anforderungen an die Gasmesseinrichtungen
4.1 Allgemeines
Eine Gasmesseinrichtung besteht aus einem Gaszählerund einem Mengenumwerter mit Messwertaufnehmern.
Der Mengenumwerter muss
– das Normvolumen in m3
und bei Bedarf– die Energie in MJ oder kWh
bestimmen können und für beide Messergebnisse Zähl-werte anzeigen.
Die Messeinrichtungen müssen den Anforderungen desEichgesetzes entsprechen. Die Genauigkeit und die Be -triebsbereiche der eingesetzten Messgeräte haben denim Pkt. 6 dieser Richtlinie festgelegten Werten zu ent-sprechen.
4.2 Gaszähler
Alle im geschäftlichen und amtlichen Verkehr zum Ein -satz kommenden Gaszähler müssen eine PTB-Zu -lassung besitzen und eichamtlich abgenommen sein.
Die in den Zulassungsbedingungen genannten Einbau -bedingungen sind als Mindestanforderungen zu verste-hen. Aus den projektspezifischen Einsatzbedingungenkönnen sich Zusatzforderungen für den Einbau derZähler wie z.B. längere Ein- und Auslaufstrecken oderStrömungsgleichrichter ergeben.
Gaszähler, die im Druckbereich >4 bar eingesetzt wer-den, müssen eine Hochdruckeichung besitzen. Diesesoll mit einem Druck durchgeführt werden, der demmittleren Betriebsdruck beim späteren Einsatz mög-lichst nahe kommt. Grundlage sind die PTB-PrüfregelnBand 30 „Hochdruckprüfung von Gaszählern“. DieHochdruckprüfung ist an 7 Prüfpunkten, bei Zählern abG 2500 an 11 Prüfpunkten durchzuführen.
Das Ergebnis der HD-Prüfung ist bei Zählern ab G 2500und Messung im Vordruckbereich zur Korrektur desHD-Versatzes in die Mengenumwerter einzugeben.
Gaszähler, die für einen Betriebsüberdruck >1 bar und <4 bar bestimmt sind, können einer freiwilligen, zusätz-lichen Hochdruckeichung unterzogen werden.
4.3 Mengenumwerter
Das von den Gaszählern ermittelte Messergebnis unterBetriebsbedingungen ist mit elektronischen Mengen -umwertern in den festgelegten Normzustand umzuwer -ten. Die Mengenumwerter müssen eine PTB-Zulassungbesitzen.
Für die Umwertung ist die Verwendung von Festwertenfür Temperatur und Druck unzulässig. In Ausspeise -gasmessanlagen können für die Gaszusammenset -zung Fixwerte eingesetzt werden, wenn die notwendigenGasbeschaffenheitswerte in der Messstation nicht on -line ermittelt werden.
Die Fixwerte der Gasbeschaffenheit müssen durch Para-me trierung veränderbar sein.
Onlinewerte der Gaszusammensetzung vom Prozess -gaschromatographen sollen über die DSfG-Schnittstelleder Mengenumwerter übernommen werden.
Die Mengenumwerter müssen die online Berechnungdes Realgasfaktors ermöglichen. Im Rahmen der Kon -zepterstellung für die Gasmessanlage ist zu prüfen,welche Erdgasbeschaffenheit am betreffenden Netz -punkt anstehen kann. Hierbei ist das DVGW-Arbeits -blatt G 486 inklusive Beiblättern zu berücksichtigen.Handelt es sich bei dem Erdgas um ein „unbehandeltes“Erdgas, so ist für die Berechnung des Realgasfaktorsdie ISO 12213-2:1997 (S-GERG-Gleichung) anzuwen-den. Wurde das Erdgas behandelt, d.h. bestimmte Kom -ponenten entfernt oder eine Abmischung unterVerwendung eines solchen Gases hergestellt, dann istbei Messdrücken >25 bar zur Berechnung des Real -gas faktors die ISO 12213 – 2: 1997 (AGA 8 DC 92Verfahren) oder ein anderes, zugelassenes Vollanalyse-Verfahren z. B. GERG 2004 anzuwenden.
Die Signalübertragung von den Messwertaufnehmernfür Druck und Temperatur (PT 100, 4 Leiter) zum Men -gen umwerter hat für die Stationstypen 2 bis 4 in digitalerForm unter Nutzung des HART©-Protokolls zu erfolgen.
Der Mengenumwerter muss eine DSfG-Schnittstelle fürden Transfer von Verrechnungsdaten besitzen, über denauch ein Zugriff mittels Fernwirkanlage möglich ist, undzusätzlich einen völlig unabhängigen Datenweg zur Kom-munikation mit dem Automatisierungssystem/Leitsys -tem aufbauen können (min. 4 Stromausgänge, 2 Impuls -ausgänge, 1 Warn- und 1 Alarmkontakt potentialfreiund ex-getrennt).
Bei Gasmessanlagen mit Mengenumwertern ZMU III istdie Voraussetzung zur Fernparametrierung der Gas -beschaffenheitswerte für die Mengenumwertung überdie DSfG-Schnittstelle zu schaffen.
4.4 Prozessgaschromatographen
Prozessgaschromatographen müssen innerhalb vonDeutsch land eine Bauartzulassung der PTB besitzen.Zur Aufzeichnung der Messdaten und Kalibrierergeb -nisse ist ein elektronischer Datenspeicher notwendig.Der Datentransfer vom Gaschromatograph zu den Men-gen umwertern und zu den Messwertregistriergerätenist mittels DSfG-Schnittstelle über einen separatenPGC-Rechner zu realisieren.Zum Datenaustausch mit dem Automatisierungs -
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system müssen weitere Daten-Schnittstellen am PGC-Rechner vorhanden sein. Es sind Voraussetzungen zuschaffen, damit eine Fernrevision des PGC über dieDSfG-Schnittstelle möglich ist.Die Voraussetzungen umfassen zum einen die Fern aus -lösung und Fernüberwachung des Kalibriervorgangesmit internem und externem Kalibriergas sowie die Er -fassung aller Kalibrierergebnisse auf einem dafür zuge-lassenen MRG und zum anderen den Datenfernabrufder Kalibrierergebnisse so wie deren Auswertung.
5. Betrieb von GDRM
5.1 Allgemeines
Dieser Teil beinhaltet die Mindestanforderungen für denBetrieb bestehender Gasmessanlagen sowie solcher,die nach Inkrafttreten dieses Standards neu errichtetwerden. Zusatzanforderungen die über die Anforderun -gen des Eichgesetzes hinausgehen, z. B. für Gasmess -anlagen an Staatsgrenzen überschreitenden Transport -leitungen, sind zwischen den Netzkopplungspartnernzu vereinbaren.
Der Umfang für die messtechnische Erfassung vonMengen, Leistungen und Gasbeschaffenheitspara -metern ist festzulegen.
Der Betreiber der GDRM ist verpflichtet, dem entspre-chenden Netzkopplungspartner alle Überprüfungen anden Bauteilen der Station rechtzeitig mitzuteilen.Nehmen die Vertreter der Parteien nicht an denÜberprüfungen teil, so sind ihnen die Ergebnisse derÜberprüfung umgehend mitzuteilen.
Können sich die Parteien über die ermittelten Verrech -nungsmengen oder Beschaffenheitswerte nicht einigen,so hat ein von den Parteien zu bestimmender Sachver -ständiger zu entscheiden.
5.2 Rechte und Pflichten
Die Netzkopplungspartner und OPAL NEL TRANS-PORT benennen bevollmächtigte Vertreter. Die bevoll-mächtigten Vertreter haben in Begleitung einesMitarbeiters des Betreibers der GDRM das Recht zumZutritt zu der GDRM. Die bevollmächtigten Vertreterhaben rechtzeitig eine entsprechende Anmeldung beimBetreiber der Gas messanlage vorzunehmen.
In der Station ist ein Stationsbuch zu führen, in dasjeder Besucher, der Zweck des Besuches und sonstigeVorkommnisse einzutragen sind.
Der Betreiber der GDRM hat den bevollmächtigtenVertretern besondere Vorkommnisse unverzüglich zumelden.
Amtliche Plomben an geeichten Messgeräten dürfengrundsätzlich nicht verletzt werden. Plomben eines be -
vollmächtigten Vertreters, z. B. an Absperrarmaturen vonUmgehungsleitungen, dürfen nur im Beisein des jeweili -gen bevollmächtigten Vertreters oder nach dessenZustimmung entfernt werden. Nur bei Gefahr in Verzugist eine Beseitigung der Plomben ohne vorherige Zu -stimmung zulässig. Die bevollmächtigten Vertreter sindhiervon unverzüglich, unter Angabe des Zeitpunktesund der Zählerstände der Mengenumwerter zum Zeit -punkt der Entfernung der Plombe, zu informieren. NachBehebung der Störung sind die bevollmächtigten Ver -treter zu verständigen und ist eine erneute gemeinsameVerplombung vorzunehmen.
Der Betreiber der GDRM räumt den Betreibern der vor-und nachgeschalteten Netze das Recht ein, die in derStation erfassten Messwerte im festgelegten Umfangzur Fernübertragung an festgelegten Schnittstellen ab -zunehmen.
Der für die Installation der Zusatzeinrichtungen erfor-derliche messtechnische Aufwand und Platzbedarfbedarf der vorherigen Abstimmung.
5.3 Mengenermittlung
Jede Gasmessanlage ist mit Messgeräten entspre-chend dem Stand der Technik ausgerüstet. Wird einsystematischer Fehler festgestellt, so haben die Netz -kopplungspartner die Ursache zu untersuchen undMaßnahmen zur Beseitigung des Fehlers einzuleiten.
Die Überwachung und Wartung der Gasmessanlagehat entsprechend DVGW-Arbeitsblatt G 492 zu erfolgen.
Übersteigt die Differenz zwischen der Kompressibi -litätszahl, berechnet aus den in dem Mengenumwertergespeicherten Werten und der Kompressibilitätszahl,errechnet aus den aktuell gemessenen und ermitteltenWerten |A|>0,25 %, so sind die in den Mengenum -werter eingegebenen Werte an die aktuellen Gasdatenanzupassen. Die ermittelten Werte können alternativzur Messung mit einem von der PTB zugelassenenBrennwertrekonstruktionsverfahren bestimmt werden. Für den Zeitraum der Überschreitung der Kompressibi -litätszahldifferenz |A|>0,25 % wird eine nachträglicheKorrektur des gemessenen Normvolumens auf derGrundlage des DVGW-Arbeitsblattes G 486 vorgenom-men. Für Überschreitungen der Kompressibilitätszahl-differenz 0,1 %<|A| ≤ 0,25 % kann eine Korrektur erfol-gen, wenn es ein Netzkopplungspartner fordert. FürKompressibili täts zahldifferenzen |A| ≤ 0,1 % erfolgt eineKorrektur, wenn es ein Netzkopplungspartner fordertund die beson deren Regelungen des DVGW-Arbeits -blattes G 486 erfüllt sind.
Ist dem Betreiber des der GDRM vorgeschalteten Netzeseine nennenswerte Änderung der Gaszusammenset -zung bekannt, so sind diese Daten in Übereinstimmungmit dem Netzkopplungspartner so bald wie möglich be-kannt zu geben und die Einstellungen in den Mengen -umwertern anzupassen.
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Liegen die Messergebnisse der Hauptmessung außer-halb der festgelegten Messgenauigkeit oder ist dieHauptmessung defekt, so sind die Messergebnisse der Vergleichsmessung/Reservemessung für die Mengen -ermittlung zu verwenden.
Grundlage für die Ermittlung der über eine Gasmess -anlage geflossenen Gasmenge sind bei Turbinenrad -gaszählern und Drehkolbengaszählern ohne Korrekturdes HD-Versatzes im Mengenumwerter die manuellerfassten Zählerstände des mechanischen Zählwerkesoder die mittels eines Encoder Zählwerkes elektronischer fassten und fernübertragenen Zählerstände. Ansons tengelten die Zählerstände des Mengenumwerters.
Der Betreiber der Gasmessanlage wird alle für die Rech-nungslegung notwendigen Messdaten mittels zeit ge -mäßem Datentransfer auf seine Kosten den Betreibernder vor- und nachgeschalteten Netze zur Verfügungstellen.
5.4 Inbetriebnahme und Betrieb5.4.1 Prüfung und Inbetriebnahme
Vor Inbetriebnahme der GDRM erhält OPAL NELTRANSPORT die Gelegenheit zu prüfen, ob die Anlagevereinbarungsgemäß errichtet wurde. Werden Ab -weichungen festgestellt, so ist festzulegen wie dieseAbweichungen beseitigt werden sollen und unter wel-chen Bedingungen der Betrieb dennoch aufgenommenwerden kann.
Voraussetzung für die Inbetriebnahme ist die Erfüllungaller gesetzlichen und behördlichen Anforderungen.Hierunter fallen auch die von behördlich anerkanntenSachverständigen bescheinigten Prüfungen zum Zweckder Abnahme der GDRM. Eine Kopie der Vorabbe -scheinigung nach § 6 Abs. 1 der GasHL-VO ist OPALNEL TRANSPORT vor Inbetriebnahme vorzulegen.
Die Inbetriebnahme der GDRM ist in einem Protokollfestzuhalten, welches von dem Netzkopplungspartnerzu unterzeichnen ist.
Die Ziff. 5.4.1 Absatz 1 bis 3 gelten sinngemäß für Än -derungen und Erweiterungen an bestehenden GDRM.
Die GDRM darf erst nach Erfüllung der Voraussetzungengemäß Ziff. 5.4.1 Absatz 1 bis 3 und Zustimmung vonOPAL NEL TRANSPORT in Betrieb genommen wer-den. Dazu veranlasst OPAL NEL TRANSPORT dasÖffnen der Absperrarmatur vor der GDRM, die Kontrolleder Mess geräte und das Verplomben der Armaturen.
Die Gaszähler sind innerhalb der zugelassenen Mess -bereiche, mind. im Bereich 1:20, zu betreiben.
Eine Kopie der Schlussbescheinigung nach § 6 Abs. 2der GasHL-VO ist innerhalb von einem Jahr nachInbetriebnahme der Anlage der OPAL NEL TRANS-PORT zu übergeben.
5.4.2 Betrieb
Der Netzkopplungspartner sorgt für Sauberkeit der Ge -räte und Räume. Betriebsfremde Gegenstände dürfenin der GDRM nicht vorhanden sein.
Schäden, Störungen und Mängel an der GDRM, die dieFunktionstüchtigkeit derselben beeinträchtigen, sowieMaßnahmen zu deren Behebung sind der OPAL NELTRANSPORT unverzüglich fernmündlich und schriftlichmitzuteilen.
5.5 Instandhaltung
Die Überwachung der GDRM hat im Umfang gemäßDVGW-Arbeitsblatt G 495 zu erfolgen. Dabei ist für dieGDRM der in der jeweiligen Bauartzulassung genannteWartungsplan einzuhalten.
Bei Instandhaltungsarbeiten sind herstellerspezifischeAnweisungen zu beachten.
Die Inspektion der Filterseparatoren hat einmal jährlichzu erfolgen. Wird ein erhöhter Anfall von Verunreinigun -gen (Flüssigkeiten, Staub, Feststoffe) festgestellt, so istdie Wirksamkeit der Filterseparatoren entsprechend zuprüfen und die Zähler sind zu kontrollieren.
Wird ein entsprechend hoher Wert des Differenzdrucksüber den Filterseparator während des Betriebes derMessstation gemessen, ist der Filterseparator ebenfallszu inspizieren.
5.6 Überprüfung und Arbeiten an derGasmessanlage
Durch kontinuierliche Auswertung der fernübertragenenMesswerte sollen mögliche fehlerhafte Entwicklungenin der Gasmessanlage rechtzeitig erkannt werden.
Die Gasmessanlage ist in einem festgelegten Zyklus zuüberprüfen. Die Festlegung des Zyklus und des Prüf -umfangs erfolgt auf der Grundlage der messtechnischenAusstattung der Gasmessanlage. Zum Prüfumfang ge -hören alle Messgeräte, die zur Mengenermittlung undBestimmung der Gasparameter erforderlich sind.
Bestehen seitens der Parteien Zweifel an der richtigenArbeitsweise der Gasmessanlage, so haben die Partei endas Recht, vom Betreiber der Gasmessanlage eine außer-ordentliche Überprüfung zu verlangen. Der Betrei ber derGasmessanlage hat dafür Sorge zu tragen, dass dieÜberprüfung unverzüglich durchgeführt wird. Die für dieÜberprüfung anfallenden Kosten sind vom Betreiber derGasmessanlage zu tragen, wenn die Genauigkeit derGasmessanlage außerhalb der in Pkt. 6 spezifiziertenWerte liegt. Andernfalls sind die Kosten von der Partei zutragen, die eine zusätzliche Überprüfung beauftragt hat.
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Sind bei einer Überprüfung Eingriffe an geeichten Mess -geräten erforderlich, so ist die Anwesenheit des Eich -amtes oder einer Prüfstelle notwendig.Werden bei der Überprüfung der Gasmessanlage Fehleran der Hauptmessung festgestellt, welche die in Pkt. 6festgelegten Grenzwerte überschreiten, so sind für dieZeit der Überschreitung die Messwerte der Vergleichs -messung zu verwenden.
Ist keine Vergleichsmessung vorhanden, so sind Ersatz -werte unter Anwendung anerkannter technischerRegeln zu bilden (DVGW-Arbeitsblatt G 685; 3. Beiblatt).Die Ersatzwertbildung ist zu dokumentieren.
Alle Überprüfungen, Justierungen und Reparaturen anKomponenten der Gasmessanlage sind zu dokumen-tieren und den Parteien im Umfang der vertraglichenVereinbarungen zur Verfügung zu stellen.
5.7 Abweichungen der Hauptmessung von der Vergleichsmessung
Ist eine Vergleichsmessung installiert, so ist beim Ver -gleich der Mengen der Hauptmessung mit jenen derVergleichsmessung der Wert der Vergleichsmessungder Referenzwert.
Der Vergleich zwischen der Haupt- und Vergleichs -messung hat nur im zulässigen Betriebsbereich derMessgeräte stattzufinden.
Weicht die tägliche Menge der Hauptmessung nichtmehr als 0,75 % von der täglichen Menge der Ver -gleichsmessung ab, werden beide Messungen als kor-rekt betrachtet.
Weicht die tägliche Menge der Hauptmessung mehrals 0,75 % von der täglichen Menge der Vergleichs -messung ab, so ist die Gasmessanlage umgehend zuüberprüfen.
Ergibt die Überprüfung, dass die erlaubten Genauig -keiten der Messgeräte der Haupt- und der Vergleichs -messung innerhalb der erlaubten Toleranzen sind, istdie Hauptmessung weiter zur Bestimmung der Mengenzu verwenden.
5.8 Gasbeschaffenheitsparameter
Werden in der Gasmessanlage Beschaffenheitspara -meter im Umfang gemäß Pkt. 3.2.6.8 gemessen, sosind für die Messgeräte die im Pkt. 6.4 und Pkt. 6.5genannten Toleranzgrenzen einzuhalten.
Gasproben für die chemische Analyse sind entspre-chend der ISO 10715:2000 zu entnehmen.
Die Inbetriebnahme, der Betrieb, die Instandhaltungund die Kalibrierung der Messgeräte hat entsprechendden Herstellerangaben, den Anforderungen aus der Ge-
rätezulassung und den gasmessanlagenspezifischenFestlegungen zu erfolgen.
Werden brenntechnische Kenndaten aus der chemi-schen Zusammensetzung des Erdgases berechnet, soist das entsprechend ISO 6976:1995/DIN 51857 vor-zunehmen.
Für die berechneten Parameter sind die unter Pkt. 6.4genannten Toleranzgrenzen einzuhalten.
Der Betreiber der GDRM ist verpflichtet, den Partnernalle Störungen an den Messgeräten unverzüglich mitzu -teilen. Die Messgeräte sind durch den Betreiber derÜbergabemessstation unverzüglich instand zu setzen.
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5.9 Datenfernübertragung
Entsprechend den in der Messstation installierten Messgeräten sind vom Betreiber der Gasmessanlage folgendeDaten (Mindestanforderung) an die Betreiber der vor- und nachgeschalteten Netze zu übertragen:
Online für die Steuerung und Überwachung
Diskontinuierlich zu übertragende Daten (Verrechnungs daten)
Parameter Einheit Anzahl Art
Zählerstände von Haupt- und Vergleichsmessung, jede Zählerstandzur vollen Stunde und ereignisorientiert Messung
Messdruck Stundenmittelwert bar jede MesswertMessstrecke
Messtemperatur Stundenmittelwert °C jede MesswertMessstrecke
Kohlenstoffdioxid Stundenmittelwert mol% 1 Messwert
Brennwert Stundenmittelwert kWh/m3 1 Messwert
Normdichte Stundenmittelwert kg/m3 1 Messwert
Gasbeschaffenheitsdaten entsprechend MesswertemesstechnischerAusstattung
Parameter Einheit Anzahl Art
Summe Volumenstrom Hauptmessung m3/h 1 Messwert
Summe Volumenstrom Vergleichsmessung m3/h 1 Messwert
Stationseingangsdruck bar 1 Messwert
Messdruck/-temperatur jeder Messung bar/°C 2 Messwert
Stationsausgangsdruck bar 1 Messwert
Zählimpuls direkt vom Zähler m3/Imp. 1 Impuls
Stationseingangstemperatur °C 1 Messwert
Stationsausgangstemperatur °C 1 Messwert
Gasbeschaffenheitsdaten entsprechend Zyklisch nach Messung (ggf. über DSfG-Bus) messtechnischer Messwerte
Ausstattung
ArmaturenendlagenEin- und Ausgangsarmaturen 5 Stellungsmeldungsowie Z-Schaltungsarmatur
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6 Mindestanforderungen an die Genauigkeit von Messgeräten
6.1 Gaszähler
Bei Zählern mit Hochdruckkalibrierung gelten die bei der Hochdruckkalibrierung festgestellten Messabweichungen.Für die Hochdruckkalibrierung ist die PTB Prüfregel Band 30 „Messgeräte für Gashochdruckprüfung von Gaszählern“;Ausgabe 2003, maßgeblich.
6.2 Messwertaufnehmer
6.3 Mengenumwerter
max. Messabweichung max. Messabweichung zulässigerbei der Kalibrierung + / - im Betrieb + / - Messbereich
Umwerter als 0,01 % – bezogen auf das elektr. Bauelement angezeigte Vn
(ohne A/D Wandler)
Mengenumwerter 0,5 % vom Sollwert 0,5 % vom Sollwert –bezogen auf Vn und E
MengenumwerterAbweichung zwischen Vn – 0,75 % 20 - 100 % von QmaxHauptmessung zu VnVergleichsmessung
max. Messabweichung max. Messabweichung zulässigerbei der Kalibrierung + / - im Betrieb + / - Arbeitsbereich
HF Impulsvergleich max. 10 Impulse/ am Betriebspunkt10.000 Impulse
0,2 % vom Messwert 0,3 % vom MesswertAbsolutdruckaufnehmer Prüfung an 5 Punkten Prüfung am Betriebspunkt 20-100 % vom
steigend und fallend incl. Nullpunktkontrolle Messbereichsendwert
Temperaturaufnehmer 0,3 K 0,5 KPrüfung an 3 Punkten Prüfung an 3 Punkten 0 bis 30°C
Normdichteaufnehmer 0,2 % vom Sollwert 0,3 % vom Sollwert entsprechend Messbereich
Differenzdrucktransmitter 0,1 % vom 0,4 % vom 20 - 95 % vom Messbereichsendwert Messbereichsendwert Messbereichsendwert
Prüfkriterium maximale zulässige Abweichung +/-
Turbinenradgaszähler Fehler HD Prüfung5-25 % von Qmax: 0,5 %25-100 % von Qmax: 0,3 %
Drehkolbengaszähler Linearität der HD Kurve 20-100 % von Qmax: 0,3 %
Ultraschallgaszähler Fehler HD Prüfung5-25 % von Qmax: 0,5 %25-100 % von Qmax: 0,3 %
Wirbelgaszähler Linearität der HD Kurve 20-100 % von Qmax: 0,3 %
Drosselgerät des WGZ d 0,05 % bezogen auf Angabe Typschild
D (2 x D vor Blende) 0,2 % bezogen auf Angabe Typschild
Rundheit der Einlaufstrecke +0,8 % vom Durchmessernennwert
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6.4 Prozessgaschromatographen
6.5 Gasbeschaffenheitsmessgeräte
max. Messabweichung Anmerkungbei der Kalibrierung +/-
Brennwert 0,05 % bei Kalibrierung mit int. Kalibriergas im Messbereich0,2 % bei Kalibrierung mit externem Prüfgas gemäß Zulassung
Normdichte 0,05 % bei Kalibrierung mit int. Kalibriergas im Messbereich0,2 % bei Kalibrierung mit externem Prüfgas gemäß Zulassung
Einzelkomponenten Konzentrationsbereich mol% (abs.) Messabweichung mol% (abs.)
10 bis 100 0,3
1 bis 10 0,2
0,1 bis 1 0,1
0,01 bis 0,1 0,04
max. Messabweichung max. Messabweichung Messbereichbei der Kalibrierung + / - im Betrieb + / -
Wassertaupunkt 1 K (Mittelwert 2 K bei Prüfung -30°C bis +10°Caus 3 Messungen) nach DIN 51871
Kohlenwasserstoff- 2 K zum Kalibriergas max. 4 K, abhängig vom Typkondensationspunkt (Mittelwert aus des Referenzmessgerätes -30°C bis +10°C
3 Messungen)
Schwefelwasserstoff 5 % vom Sollwert – 0,1-20 mg/m3
des Kalibriergases
Kohlenstoffoxidsulfid 5 % vom Sollwert - 0,1-15 mg/m3
des Kalibriergases
Merkaptanschwefel abhängig von der Anzahl 0,5-40 mg/m3
der Komponenten imKalibriergas 5 % bzw 10 % vom Sollwert desKalibriergases –
Gesamtschwefel 5 % bzw.10 % vom Sollwert – 0-100 mg/m3
des Kalibriergases
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ANHANG
Übersicht über Gesetze, Richtlinien und Verordnungen*
GasHL-VO Verordnung über Gashoch- druckleitungen
Betriebssicherheitsverordnung
BGV BerufsgenossenschaftlicheVerordnungen
ATEX Regelungen für explosions-gefährdete Bereiche undAtmosphären
Eichgesetz Gesetz über das Mess- und Eichwesen
Eichordnung Allgemeine Vorschriften
Eichordnung Anlage 7 Messgeräte für Gas
DVGW-Arbeitsblatt G 260 Gasbeschaffenheit
DVGW-Arbeitsblatt G 280-1 Gasodorierung
DVGW-Arbeitsblatt G 469 Druckprüfverfahren für Leitungen und Anlagen der Gasversorgung
DVGW-Arbeitsblatt G 485 Digitale Schnittstelle fürGasmessgeräte (DSfG)
DVGW-Arbeitsblatt G 486 Realgasfaktoren und Kom -pressibilitätszahlen vonErdgasen; Berechnung undAnwendung; inklusive Beiblättern
DVGW-Arbeitsblatt G 488 Anlagen für die Gasbe-schaffenheitsmessung,Planung, Errichtung, Betrieb
DVGW-Arbeitsblatt G 491 Gas-Druckregelanlagen fürEingangsdrücke bis ein-schließlich 100 bar; Pla- nung, Fertigung, Errich- tung, Prüfung, Inbetriebnah-me und Betrieb
DVGW-Arbeitblatt G 492 Gas-Messanlagen für einenBetriebdruck bis einschließ-lich 100 bar; Planung, Ferti-gung, Errichtung, Prüfung,Inbetriebnahme, Betriebund Instandhaltung
DVGW-Arbeitsblatt G 493-1 Gasodorierung
DVGW-Arbeitsblatt G 493-2 Qualifikationskriterien für Un- ternehmen zur Instandhal -
tung von Gas-Druckregel- und Gasmessanlagen in Gasanlagen
DVGW-Arbeitsblatt G 495 Gasanlagen-Instandhaltung
DVGW-Arbeitsblatt G 496 Rohrleitungen in Gasanlagen
DVGW-Arbeitsblatt G 498 Durchleitungsdruckbehälterin Gasrohrleitungen und-anlagen der öffentlichenGasversorgung
DVGW-Arbeitsblatt G 499 Erdgas-Vorwärmung in Gasanlagen
DVGW-Arbeitsblatt G 685 Gasabrechnung
DVGW-Arbeitsblatt G 2000 Mindestanforderungenbezüglich Interoperabilitätund Anschluß anGasversorgungsnetze
DIN 1343 Referenzzustand, Normzu-stand, Normvolumen;Begriffe und Werte
DIN EN 1776 Gasversorgungs-,Erdgasmessanlagen – Funktionale Anforder-
ungen
DIN EN ISO 5167 Durchflussmessung vonFluiden mit Drosselgerätenin voll durchströmtenLeitungen mit Kreisquerschnitt
DIN EN 12261 Gaszähler – Turbinenradgaszähler
DIN EN 12405 Gaszähler – Elektronische Zustands-
Mengenumwerter
DIN EN 12480 Gaszähler – Drehkolbengaszähler
DIN EN 30690 Bauteile in Anlagender Gasversorgung
DIN 33800 Gaszähler; Turbinenradgas-zähler
DIN 51857 Berechnung von Brennwert,Heizwert, Dichte, relativerDichte und Wobbe-Index von Gasen und Gasge- mischen
DIN 51871 Bestimmung des Wasser-dampf-Taupunktes – Verfahren mit gekühltem
Spiegel
ISO TR 5168 Durchflussmessung von Fluiden – Unsicherheitsermittlung
ISO TR 12765 Durchflussmessung in geschlossenen Leitungen– Anwendung von Ultraschall– Durchflussmessgerätennach dem Laufzeitverfahren
ISO 6327 Gas analysis – Determinatinof the Water Dew Point ofNatural Gas Colled surfacecondensations hygrometers
ISO 6570 Natural gas – Determinationof potential hydrocarbonliquid content – Gravimetricmethods
ISO 6974 Bestimmung der Zusam -mensetzung mit definierterUnsicherheit durch Gas -chromatographie, Natural gas – Determination of com-position with defined uncert-ainty by gas chromatograph
ISO 6976:1995 Natural gas – Calculation ofcalorific values, density,relative density and Wobbeindex from composition
ISO 10715:2000 Probenahmerichtlinie,Natural gas – Samplingguidelines
ISO 12213-2:1997 Erdgas – Berechnung vonRealgasfaktoren, Teil 2
TR G 8 Gas-Druckregelgerät für die Gasabrechnung
TR G 9 Eichung von Zustands-Mengenumwertern undWirkdruckgaszählern mit Zustandserfassung für Gasmit realem Zustandsver-halten
TR G 13 Einbau und Betrieb vonTurbinenradgaszählern
PTB Prüfregeln Band 14 Zustands-Mengenumwerter
PTB Prüfregeln Band 20 Elektronische Zustands-mengenumwerter für Gas
PTB Prüfregeln Band 22 Elektronische Zusatzein-richtungen zur Bildungneuer Messwerte für Gas,Wasser und Wärme
PTB Prüfregeln Band 29 Messgeräte für Gas – Gaszähler: Prüfung vonVolumengaszählern mitLuft bei Atmosphärendruck
PTB Prüfregeln Band 30 Messgeräte für Gas –Hochdruckprüfung von Gaszählern
PTB – A 7.2. Wirkdruckgaszähler
PTB – A 7.61 Messgeräte für Gas –Brennwertmessgeräte
PTB – A 7.62 Messgeräte für Gas –Brennwertmessgeräte:Anforderungen an denGebrauchsort
PTB – A 7.63 Messgeräte für Gas –Brennwertmessgeräte:Anforderungen an Kalibrier-gase für Brennwertmess- geräte
PTB – A 7.64 Messgeräte für Gas –Ermittlung von Abrech- nungsbrennwerten undweiteren Gasbeschaffen-heitsdaten mittelsZustandsrekonstruktion
PTB – A 50.7. Anforderungen an elektroni-
sche und softwaregesteu-
erte Messgeräte undZusatz -
einrichtungen für Elektrizität,Gas, Wasser und Wärme
EWG Richtlinie 71/318/EWG Volumengaszähler
AfK – Empfehlung Nr. 5 Kathodischer Korrosions-schutz in Verbindung mit explosionsgefährdetenBereichen
TA-Lärm Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm
* Von den aufgeführten Gesetzen, Richtlinien undVerordnungen ist, sofern nichts anderes angegeben,die jeweils geltende Fassung anzuwenden.
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Verfasser:
OPAL NEL TRANSPORT GmbHAugust 2008, Revision 1.1