EP4151900A1 - Verfahren zum betrieb einer erdgaspipeline zum transport und zur verteilung von wasserstoff - Google Patents

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EP4151900A1
EP4151900A1 EP21197370.6A EP21197370A EP4151900A1 EP 4151900 A1 EP4151900 A1 EP 4151900A1 EP 21197370 A EP21197370 A EP 21197370A EP 4151900 A1 EP4151900 A1 EP 4151900A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
damage
pipeline
parameters
risk value
change
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP21197370.6A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Gundula Stadie
Yvonne Drewitz-Aust
Christian Mayer
Arizal Arizal
Albert Bagaviev
Dieter Drews
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
TUEV Rheinland Industrie Service GmbH
Original Assignee
TUEV Rheinland Industrie Service GmbH
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Filing date
Publication date
Application filed by TUEV Rheinland Industrie Service GmbH filed Critical TUEV Rheinland Industrie Service GmbH
Priority to EP21197370.6A priority Critical patent/EP4151900A1/de
Publication of EP4151900A1 publication Critical patent/EP4151900A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/03—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of several different products following one another in the same conduit, e.g. for switching from one receiving tank to another
    • F17D3/05—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of several different products following one another in the same conduit, e.g. for switching from one receiving tank to another the different products not being separated
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D5/00—Protection or supervision of installations
    • F17D5/02—Preventing, monitoring, or locating loss

Definitions

  • the present invention relates to a method for operating a natural gas pipeline for transporting and distributing hydrogen.
  • the object of the present invention is to provide a method with which the safe operation of a natural gas pipeline for the transport and distribution of hydrogen or a natural gas/hydrogen mixture is ensured.
  • a risk value is thus first determined.
  • This risk value results from a compressed hydrogen-specific frequency of occurrence of damage and a compressed hydrogen-specific damage effect.
  • the damage occurrence frequency is a measure of the frequency that damage occurs to the pipeline, particularly taking into account the influence of hydrogen.
  • different damage events or damage scenarios that can lead to damage taking into account their respective frequency of occurrence of damage.
  • a damage effect is determined for the different damage events in order to determine the risk value, in particular taking into account the influence of hydrogen.
  • the damage effect is a measure of the damage that occurs if one of these damage scenarios occurs. This may include property damage, personal injury and/or consequential damage.
  • the risk value determined in this way is then compared with a target value.
  • the specified target value can be, for example, the maximum acceptable risk of damage or a risk acceptance value, which is accepted to ensure safe operation of the pipeline when transporting hydrogen.
  • a manipulated variable is then generated to control the operation of the pipeline based on the comparison of the risk value and the specified target value.
  • the pipeline is then controlled using the manipulated variable.
  • the comparison between the risk value and the specified target value can show that the risk value is above the specified target value, which is taken into account when generating the manipulated variable for controlling the operation of the pipeline.
  • the manipulated variable can also take into account the distance between the determined risk value and the specified target value when generating the manipulated variable, so that the manipulated variable is adjusted gradually or continuously if the risk value approaches or moves away from the specified target value.
  • a risk control in the operation of a pipeline for transporting gaseous hydrogen is achieved, which is based on the determined risk value.
  • the risk value contains the frequency of occurrence of damage and the impact of damage and thus takes into account all possible damage scenarios, so that if a specified target value is exceeded by the risk values, the operation of the pipeline can be adjusted accordingly, so that safe operation of the pipeline is always guaranteed when transporting hydrogen.
  • This can be a dynamic method that is carried out during operation of the pipeline.
  • such a method can be used in the design and construction of pipelines.
  • the present method has the advantage that it can be used with existing pipelines. Subsequent adaptation of the pipelines so that they can be used to transport hydrogen is therefore not necessary.
  • the optimal transport of energy is always guaranteed when it is carried out dynamically, taking into account the risk value, so that safe and efficient transport of energy via the pipeline is always guaranteed.
  • the pipeline is preferably an already existing natural gas pipeline, with the method being implemented subsequently.
  • the pipeline carries at least a portion of hydrogen.
  • the frequency of occurrence of damage specific to compressed hydrogen and/or the damage effect specific to compressed hydrogen is preferably a probabilistic value.
  • at least the compressed hydrogen-specific damage occurrence frequency is a probabilistic value, which is determined on the basis of a probabilistic approach taking into account the individual damage scenarios that can occur during the transport and distribution of hydrogen.
  • the compressed hydrogen-specific frequency of occurrence of damage and/or the compressed hydrogen-specific damage effect can be determined using Monte Carlo simulations. Based on the probabilistic calculation of the frequency of occurrence of damage and/or the impact of damage, it is not necessary to design the pipeline for all possible damage occurrence scenarios according to the deterministic approach used so far.
  • Design and status parameters and/or operating parameters and/or environmental parameters are preferably taken into account to determine the compressed hydrogen-specific frequency of damage occurrence, and in particular the influence of hydrogen on these parameters.
  • the design and condition parameters can be the wall thickness of the pipeline, the age of the pipeline, the burial depth or covering or uncovering and the like.
  • Other design and condition parameters are the change in various material parameters under a hydrogen atmosphere, corrosion, cracking, freedom from notches, material and Manufacturing errors, material parameters and material fatigue and the like. In particular, all design and status parameters that are important for gases containing hydrogen are taken into account.
  • the operating pressure, the hydrogen content in the gas mixture, the other gas composition, the operating temperature, pressure amplitude in the pipeline network, load change frequencies and the like are taken into account as operating parameters when determining the frequency of occurrence of damage.
  • the environment or influencing variables resulting from the environment of the pipeline are taken into account as environment parameters.
  • the environmental parameter can be, for example, an earthquake frequency and magnitude, flooding, heavy rain, subsidence, previous use and the probability of construction activities or the like.
  • the frequency of occurrence of damage is thus determined using the aforementioned design and condition parameters and/or operating parameters and/or environmental parameters, all of which have an influence on the frequency that a damage scenario occurs in the pipeline.
  • Different damage scenarios which occur with different probabilities due to different types of damage to the pipeline, can be taken into account, with the frequency of occurrence of damage or its probability being determined using the aforementioned parameters.
  • design and condition parameters such as ignitability, energy content in connection with physical phenomena (e.g. thermal radiation after ignition of the released gas cloud, gaseous diffusion of hydrogen), and/or operating parameters and/or environmental parameters are taken into account, in particular taking into account the Properties of hydrogen on the damage effect.
  • This can be the same design and State parameters and / or operating parameters and / or environmental parameters act, which are taken into account when determining the frequency of damage.
  • the design and condition parameters and/or operating parameters and/or environmental parameters when determining the damage effect are other parameters.
  • the design and condition parameters are a burial depth or clearing of the pipeline, the material or material of the pipeline, leak sizes, flow situations or release conditions or the like.
  • the operating parameters taken into account are the operating pressure, the proportion of hydrogen in the gas mixture, the operating temperature or the like.
  • the environmental parameters are meteorological boundary conditions and here in particular vector-related wind direction with proportional probability and mean wind speed, buildings, use of the surroundings, population density/structure and the like.
  • the respective damage effect can thus be determined for different damage scenarios using the design and condition parameters and/or operating parameters and/or environmental parameters, so that the damage effect can be taken into account when determining the risk value.
  • Changing construction and status parameters and/or operating parameters and/or environmental parameters can also be taken into account as a changing damage effect. For example, occurrence of strong winds in the event of a pipeline leak can result in faster distribution of the escaping hydrogen must be ensured so that no ignitable mixture is formed or, in the event of ignition, only a reduced quantity of gas is available for combustion.
  • the operating parameters and/or environmental parameters are preferably measured, in particular to detect interference/fluctuations.
  • the operating parameters and/or environmental parameters are thus used as control variables and a change in the operating parameters and/or environmental parameters is used in a new assessment of the risk value, which takes into account the disruptive influences/fluctuations of the respective parameters.
  • the manipulated variable preferably includes shutting down the pipeline, a pressure change, a change in the H 2 proportion, a change in another gas component, a change in the pressure amplitude, a change in the number of load changes, a change in monitoring intervals or a change in the type of monitoring.
  • the pipeline is therefore controlled using the manipulated variable on the basis of the risk value determined, so that safe operation of the pipeline continues to be guaranteed.
  • a number of target values are preferably specified.
  • individual target values can be provided for different damage scenarios.
  • all damage scenarios are summarized in a single risk value.
  • several setpoints can entail a stepped or staggered generation of the manipulated variables, so that, for example, if a first setpoint is exceeded, only the monitoring intervals are increased and only if a second setpoint is exceeded, for example, the H 2 proportion, the pressure or the like is reduced and at Exceeding a third setpoint, the pipeline is shut down.
  • Other target values are of course also possible to take into account a continuous or gradual control of the pipeline to ensure the safe operation of the pipeline.
  • the determination of the risk value is preferably repeated at predetermined monitoring intervals and/or as a function of an event and/or as a function of the change in input parameters when determining the risk value. This results in a control loop which, based on the determined risk value, generates a manipulated variable for controlling the pipeline, taking into account disturbance variables and controlled variables such as the design and status parameters and/or operating parameters and/or environmental parameters. It is therefore a continuous process that always ensures safe operation of the pipeline under any operating situation.
  • the pipeline is preferably divided into segments and a risk value is determined for each segment. It is also possible to determine a corresponding target value and/or a corresponding manipulated variable for each segment.
  • the segments can be based on a change in a design and status parameter and/or operating parameters and/or environmental parameters.
  • the individual segments do not have to match network sections of a pipeline network.
  • the segments match sections of a pipeline network, so that the respective manipulated variable can be applied to the respective section of the pipeline network. The segmentation allows a reliable risk value to be determined, which can take into account changing parameters along the length of the pipeline.
  • a method for operating a natural gas pipeline for transporting and distributing hydrogen.
  • already existing natural gas pipelines can be used to transport gaseous hydrogen or already known constructions and designs of natural gas pipelines can be used to transport hydrogen.
  • a risk value is first determined in step S01.
  • the risk value results from a damage occurrence frequency of a specific damage scenario and a damage effect, which represents a measure of the damage that occurs if the respective damage scenario occurs.
  • a design and condition parameter is taken into account, which takes into account the condition or the design features of the pipeline.
  • an operating parameter is taken into account, which includes one or more operating parameters of the pipeline.
  • an environmental parameter is taken into account, which takes into account the external influences originating from the environment around the pipeline with regard to their influence on the frequency of occurrence of damage.
  • the construction and condition parameter includes, for example, the wall thickness of the pipeline, the age, the laying depth or covering or uncovering and the like.
  • Other design and condition parameters are embrittlement, corrosion, cracks, freedom from notches, material and manufacturing defects, material parameters and material fatigue and the like.
  • the operating parameter includes, for example, the operating pressure, the proportion of hydrogen in the gas mixture, the gas composition, the operating temperature, pressure amplitude in the pipeline network, load change frequencies and the like.
  • the environmental parameter includes, for example, influencing variables that result from the area surrounding the pipeline.
  • the environmental parameter can be, for example, an earthquake frequency and magnitude, flooding, heavy rain, subsidence, previous use and the probability of construction activities or the like.
  • a design and condition parameter is taken into account for determining the impact of the damage, which takes into account the condition or the design features of the pipeline with regard to the damage that will occur if a damage scenario occurs.
  • an operating parameter is taken into account to determine the damage effect, which includes one or more operating variables in the pipeline and takes into account their effect within a damage scenario on the damage that occurs.
  • environmental parameters are taken into account, which take into account characteristics of the environment of the pipeline when determining the damage effect.
  • Design and condition parameters when determining the damage effects can, for example, be a laying depth or free laying of the Pipeline, the material or material of the pipeline, leak sizes, flow situations or release conditions or the like include.
  • operating parameters can include, for example, the operating pressure, the proportion of hydrogen in the gas mixture, the operating temperature or the like.
  • environmental parameters can include, for example, the weather and here in particular vector-related wind direction with a proportional probability and average wind speed, buildings, use of the surroundings, population density/structure and the like.
  • the design and condition parameters for determining the frequency of occurrence of damage are the same design and condition parameters as for determining the damage effect.
  • these are various design and condition parameters.
  • the same operating parameters are also involved in determining the frequency of occurrence of damage and the impact of damage, or different operating parameters.
  • the environmental parameters for determining the frequency of occurrence of damage can be the same environmental parameters as for determining the effect of damage or different environmental parameters.
  • a risk value is determined from the frequency of occurrence of damage and the impact of damage according to step S01, in particular by multiplying the frequency of occurrence of damage by the impact of damage, in order to determine an overall risk of operating the pipeline with hydrogen.
  • the risk value determined is then compared with a specified target value.
  • the target value is, for example, a risk acceptance value that indicates the upper limit of the acceptable risk.
  • the target value is a predetermined limit value which is below the maximum risk acceptance value.
  • a manipulated variable for controlling the pipeline is generated on the basis of the comparison between the risk value and the specified target value.
  • the pipeline is controlled using the manipulated variable. The operation of the pipeline is thus controlled on the basis of the manipulated variable so that safe operation of the gas pipeline when transporting hydrogen is always ensured.
  • the manipulated variable is one or more of shutting down the pipeline, pressure change within the pipeline, change in the H 2 proportion in the conveyed medium, change in another gas component, for example by supplying an inert gas or the like, change in the pressure amplitude, in particular during a load change, change in the number of permissible load changes, changing monitoring intervals so that, for example, when approaching a specified setpoint, monitoring intervals are reduced in order to ensure early detection of damage, or changing the type of monitoring.
  • the pipeline can be monitored during normal operation using sensors. If the determined risk value approaches the specified target value, optical monitoring can also be carried out as another type of monitoring in order to ensure the safe operation of the pipeline.
  • the present method is therefore a probabilistic approach, which differs from the previously used deterministic approach for risk assessment of pipelines.
  • different damage scenarios and their frequency of occurrence of damage or damage effects can be taken into account to determine the risk when operating the pipeline, especially when transporting hydrogen.
  • Different operating states of the pipeline can be taken into account, in particular with a different degree of admixture of hydrogen or the transport of pure hydrogen in existing pipelines.
  • Figure 2 shows a pipeline 10 extending through different geographic areas.
  • the pipeline 10 is routed above ground 18, which can be taken into account as a design and status parameter in the frequency of occurrence of damage.
  • Geographical properties such as a lake 22 or a mountain range 20 with their properties on earth movement, meteorological, geological and hydrological influences and the like can also be taken into account as environmental parameters.
  • the frequency of earthquakes in the area of the pipeline 10, shown as a fault line 13 is also taken into account as an environmental parameter when determining the frequency of occurrence of damage.
  • the building density 16 in the immediate vicinity of the pipeline 10 is taken into account for determining the impact of the damage.
  • the pipeline 10 is divided into different segments 12 with segment boundaries 14 and a risk value for each Segment 12 determined independently.
  • the segments can coincide with network sections of the pipeline or be based on the environment, constructive changes along the pipeline 10 or be chosen freely.
  • the risk value is then determined individually for each segment 12 and used in the comparison with the target value.
  • the segmentation ensures that a detailed consideration of construction and status parameters, operating parameters and/or environmental parameters can take place with regard to the frequency of occurrence of damage and/or the impact of the damage.
  • FIG 3 shows the method of the present invention as a closed loop.
  • Operating parameters, construction and status parameters or environmental parameters of the pipeline 10 are determined by means of a measuring device 38 .
  • a risk value is determined from this in the control device 30 and compared with a risk acceptance value.
  • a manipulated variable is determined from this, which acts on the pipeline by means of an actuator 32 .
  • External disturbance variables 36 act in the controlled system 34 and change the state of the pipeline, for example by changing a design and state parameter of one or more operating parameters and/or one or more environmental parameters.
  • the disturbance variables can influence the frequency of occurrence of damage and/or the impact of the damage. This is in turn recorded by the measuring device 38 and forwarded to the control device 30 .
  • a continuous control loop is thus created, which always ensures safe operation of the pipeline.
  • a probabilistic approach is chosen to determine the risk value. Changing operating states, different damage scenarios and the like can thus be taken into account overall in the probabilistic approach, without a deterministic damage assessment having to be carried out again if one of these parameters changes. It is thus possible in a simple manner to ensure the safe operation of the pipeline even when transporting hydrogen.

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Abstract

Verfahrung zum Betrieb einer Erdgaspipeline zum Transport und zur Verteilung von Wasserstoff, mit den Schritten: Bestimmen eines Risikowertes, wobei sich der Risikowert ergibt aus einer Schadenseintrittshäufigkeit und einer Schadensauswirkung; Vergleichen des Risikowertes mit einem vorgegebenen Sollwert; Erzeugen einer Stellgröße zur Steuerung des Betriebs der Pipeline auf Grundlage des Vergleichs zwischen dem Risikowert und dem vorgegebenen Sollwert; Ansteuern der Pipeline mittels der Stellgröße.

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Erdgaspipeline zum Transport und zur Verteilung von Wasserstoff.
  • Mit Aufkommen neuer Energieträger, wie zum Beispiel Wasserstoff, ergibt sich das Problem des sicheren Transportes dieser Energieträger. Es besteht ein Netz aus Erdgaspipelines, welches Erdgas transportiert. Diese Erdgaspipelines sind ausgelegt zum sicheren Transport von Erdgas. Insbesondere existiert ein deterministisches Regelwerk, welches gewährleistet, dass beim Transport von Erdgas in den Erdgasleitungen die Sicherheit gewährleistet wird. Bei der deterministischen Gefahrenanalyse einer Erdgaspipeline wird bei der Auslegung, der Konstruktion und dem Betrieb der Erdgaspipeline für einen vorgegebenen Betriebszustand für jeden sicherheitsrelevanten Parameter der Erdgaspipeline. Dies führt zu einer statischen Risikobewertung, welche einem Betreib der Erdgaspipeline lediglich in engen Grenzen zulässt. Die Anwendung deterministischer Gefahrenanalyse soll dabei sicherstellen, dass durch genügend Vorsorgemaßnahmen eine ernste Gefahr ausgeschlossen werden kann. Wenn bei Planung, Auslegung, Errichtung etc. keine Fehler gemacht werden, dürfte es nach deterministischer Logik keine Störfälle geben. Die Erfahrung zeigt aber, dass Störfälle vorkommen. Diese Tatsache kann mit Determinismus allein nicht beseitigt werden.
  • Insbesondere eine veränderte Nutzung durch den Transport bzw. die Beimischung von Wasserstoff lässt sich hierdurch nicht erfassen. Eine Berücksichtigung des Einflusses des transportierten Mediums findet bisher nicht statt. Insbesondere beim Transport und bei Verteilung von Erdgas besteht üblicherweise keine Wechselwirkung zwischen der Pipeline selbst und dem geförderten Medium. Methan ist gegenüber der Pipeline im Wesentlichen als inert anzusehen. Eine Berücksichtigung von Einflüssen des geförderten Mediums auf die Pipeline erfolgt in bisherigen Risikobewertungen nicht und ist im Rahmen der deterministischen Analyse nicht oder nur mit sehr großem Aufwand möglich.
  • Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es ein Verfahren bereitzustellen, mit dem der sichere Betrieb einer Erdgaspipeline für den Transport und die Verteilung von Wasserstoff bzw. einem Erdgas/Wasserstoff-Gemisch gewährleistet ist.
  • Das Verfahren zum Betrieb einer Erdgaspipeline zum Transport und zur Verteilung von Wasserstoff weist die Schritte auf:
    • Bestimmen eines Risikowertes, wobei sich der Risikowert ergibt aus einer Schadenseintrittshäufigkeit und einer Schadensauswirkung;
    • Vergleichen des Risikowertes mit einem vorgegebenen Sollwert;
    • Erzeugen einer Stellgröße zur Steuerung des Betriebs der Pipeline auf Grundlage des Vergleichs zwischen dem Risikowert und dem vorgegebenen Sollwert;
    • Ansteuern der Pipeline mittels der Stellgröße.
  • Somit wird zunächst ein Risikowert bestimmt. Dieser Risikowert ergibt aus einer druckwasserstoffspezifischen Schadenseintrittshäufigkeit und einer druckwasserstoffspezifischen Schadensauswirkung. So ist die Schadenseintrittshäufigkeit ein Maß für die Häufigkeit, dass ein Schaden an der Pipeline auftritt insbesondere unter Berücksichtigung des Einflusses von Wasserstoff. Hierbei werden unterschiedliche Schadensereignisse bzw. Schadenszenarien, die zu einem Schaden führen können, berücksichtigt mit ihren jeweiligen Schadenseintrittshäufigkeit. Zu den unterschiedlichen Schadensereignissen wird zur Bestimmung des Risikowertes eine Schadensauswirkung ermittelt insbesondere unter Berücksichtigung des Einflusses von Wasserstoff. Die Schadensauswirkung ist dabei ein Maß für den entstehenden Schaden bei Eintritt eines dieser Schadensszenarios. Dies kann Sachschäden, Personenschäden und/oder Folgeschäden umfassen.
  • Nachfolgend wird der so ermittelt Risikowert mit einem Sollwert verglichen. Bei dem vorgegeben Sollwert kann es sich beispielsweise um das maximale akzeptable Schadensrisiko bzw. einen Risiko-Akzeptanzwert handeln, welches akzeptiert wird zur Gewährleistung eines sicheren Betriebs Pipeline bei der Beförderung von Wasserstoff.
  • Nachfolgend wird eine Stellgröße erzeugt zur Steuerung des Betriebs der Pipeline auf Grundlage des Vergleichs des Risikowert und dem vergebenen Sollwert. Nachfolgend wird die Pipeline angesteuert mittels der Stellgröße. So kann sich beispielsweise aus dem Vergleich zwischen dem Risikowert und dem vergebenen Sollwert ergeben, dass der Risikowert über den vorgegebenen Sollwert liegt, was bei der Erzeugung der Stellgröße zur Steuerung des Betriebs der Pipeline berücksichtig wird. Ebenso kann die Stellgröße den Abstand zwischen dem ermittelten Risikowert und dem vergebenen Sollwert berücksichtigen bei der Erzeugung der Stellgröße, sodass eine graduelle oder kontinuierliche Anpassung der Stellgröße erfolgt, sofern sich der Risikowert dem vorgegebenen Sollwert nähert bzw. sich von diesem entfernt.
  • Somit wird eine Risikokontrolle beim Betrieb einer Pipeline zur Beförderung von gasförmigem Wasserstoff erreicht, welche sich stützt auf den bestimmten Risikowert. Der Risikowert enthält dabei die Schadenseintrittshäufigkeit und die Schadensauswirkung und berücksichtigt somit alle möglichen Schadensszenarien, sodass bei Überschreiten eines vorgegebenen Sollwerts durch den Risikowerte der Betrieb der Pipeline entsprechend angepasst werden kann, sodass stets ein sicherer Betrieb Pipeline bei der Beförderung von Wasserstoff gewährleistet ist. Dabei kann es sich sowohl um ein dynamisches Verfahren handeln, welches während dem Betrieb der Pipeline durchgeführt wird. Alternativ oder zusätzlich hierzu kann ein solches Verfahren angewendet werden bei der Auslegung und Konstruktion von Pipelines. Weiterhin hat das vorliegende Verfahren den Vorteil bei bereits existierenden Pipelines angewendet werden zu können. Ein nachträgliches Anpassen der Pipelines, sodass diese zur Beförderung von Wasserstoff genutzt werden können, ist somit gerade nicht nötig. Gleichzeit ist aufgrund des erfindungsgemäßen Verfahrens bei einer dynamischen Durchführung stets der optimale Energietransport gewährleistet unter Berücksichtigung des Risikowertes, sodass stets ein sicherer und effizienter Energietransport über die Pipeline gewährleistet ist.
  • Vorzugsweise handelt es sich bei der Pipeline um eine bereits bestehende Erdgaspipeline, wobei das Verfahren nachträglich implementiert wird.
  • Vorzugsweise befördert die Pipeline mindesten einen Anteil Wasserstoff.
  • Vorzugsweise handelt es sich bei der druckwasserstoffspezifischen Schadenseintrittshäufigkeit und/oder der druckwasserstoffspezifischen Schadensauswirkung um einen probabilistischen Wert. Insbesondere handelt es sich mindestens bei der druckwasserstoffspezifischen Schadenseintrittshäufigkeit um einen probabilistischen Wert, welcher auf Grundlage eines probabilistischen Ansatzes unter Berücksichtigung der einzelnen Schadensszenarien ermittelt wird, welche beim Transport und der Verteilung von Wasserstoff eintreten können. Insbesondere lässt sich die druckwasserstoffspezifischen Schadenseintrittshäufigkeit und/oder der druckwasserstoffspezifischen Schadensauswirkung ermitteln mittels Monte-Carlo-Simulationen. Aufgrund der probabilistischen Berechnung der Schadenseintrittshäufigkeit und/oder der Schadensauswirkung, ist es nicht erforderliche die Pipeline für alle möglichen Schadenseintrittsszenarien entsprechend auszulegen gemäß dem bisher verwendeten deterministischen Ansatz. Vielmehr können einzelne Schadenseintrittsszenarien unter Berücksichtigung des Einflusses von Wasserstoff in den probabilistischen Risikowert einfließen und so bei der Erzeugung der Stellgröße berücksichtigt werden. Somit ist es möglich auch bei sich dynamisch verändernden Bedingungen bei dem Betrieb der Pipeline bei der Förderung von Wasserstoff stets einen sicheren Betrieb zu gewährleisten. Mit einer systematischen Risikobewertung möglicher Schadensszenarien lassen sich diejenigen (i.d.R. sind es nur einige z.B. auch zufällige Ereignisse) potenziellen Störfälle herausfinden, von denen ein überhöhtes Risiko ausgeht. Sind diese erkannt worden, können ausgewählte Maßnahmen zur Risikoreduzierung ergriffen werden (risikoorientierte Entscheidungsfindung). Ohne solche Risikobewertungen ist es nicht möglich das von einer Anlage ausgehende (Rest-)Risiko, gerade im Kontext einer durch Druckwasserstoff erhöhten und zusätzlichen Gefährdung, systematisch und stetig im Laufe der Zeit zu verringern. Dabei werden Datensätze verwendet, die eine konkrete Versagenswahrscheinlichkeit wiedergeben und eben nicht nur, wie bei reinen deterministischen Verfahren - eine akkumulierte Sammlung konservativer Annahmen. Daneben lassen sich die einzelnen Einflüsse der wirksamen stochastischen Variablen darstellen und miteinander vergleichen (Sensitivität). Schlussendlich kann dadurch ein kostengünstigeres Design erreicht werden.
  • Vorzugsweise werden zur Bestimmung der druckwasserstoffspezifischen Schadenseintrittshäufigkeit Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter berücksichtigt und insbesondere der Einfluss von Wasserstoff auf diese Parameter. So kann es sich bei den Konstruktions- und Zustandsparameter beispielsweise um die Wandstärke der Pipeline, das Pipelinealter, die Verlegungstiefe bzw. Überdeckung bzw. Freiverlegung und dergleichen berücksichtigt werden. Weitere Konstruktions- und Zustandsparameter sind die Veränderung verschiedener Materialkennwerte unter Wasserstoffatmosphäre, Korrosion, Rissbehaftung, Kerbfreiheit, Material- und Fertigungsfehler, Werkstoffkennwerte und Materialermüdung und dergleichen. Insbesondere werden hierbei alle Konstruktions- und Zustandsparameter berücksichtigt, die für wasserstoffhaltige Gase von Bedeutung sind.
  • Als Betriebsparameter werden bei der Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit unter anderem der Betriebsdruck, der Wasserstoffanteil im Gasgemisch, die weitere Gaszusammensetzung, die Betriebstemperatur, Druckamplitude im Pipelinenetz, Lastwechselfrequenzen und dergleichen berücksichtigt.
  • Als Umgebungsparameter wird die Umgebung bzw. Einflussgrößen, welche aus der Umgebung der Pipeline resultieren, berücksichtigt. Dabei kann es sich bei dem Umgebungsparameter beispielsweise um eine Erdbebenhäufigkeit und Stärke, Hochwasser, Starkregen, Bergsenkung, Vornutzung sowie in die Wahrscheinlichkeit von Bautätigkeiten oder dergleichen handeln.
  • Somit wird die Schadenseintrittshäufigkeit anhand der vorgenannten Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter ermittelt, welche allesamt Einfluss haben auf die Häufigkeit, dass ein Schadensszenario an der Pipeline auftritt. Dabei können unterschiedlichen Schadensszenarien, welche aufgrund von unterschiedlichen Schäden an der Pipeline mit unterschiedlicher Wahrscheinlichkeit eintreten berücksichtigt werden, wobei die Schadenseintrittshäufigkeit bzw. deren Wahrscheinlichkeit anhand der vorgenannten Parameter ermittelt wird.
  • Vorzugsweise wird bei der Bestimmung der druckwasserstoffspezifischen Schadensauswirkung Konstruktions- und Zustandsparameter, wie z.B. Zündfähigkeit, Energieinhalt in Verbindung mit physikalischen Phänomenen (z.B. Wärmestrahlung nach Zündung der freigesetzten Gaswolke, Gasdiffusion von Wasserstoff), und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter berücksichtigt insbesondere unter Berücksichtigung der Eigenschaften von Wasserstoff auf die Schadensauswirkung. Hierbei kann es sich um dieselben Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter handeln, welche bei der Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit berücksichtigt werden. Alternativ oder zusätzlich hierzu handelt es sich bei den Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter bei der Bestimmung des Schadensauswirkung um andere Parameter.
  • Insbesondere handelt es ich bei den Konstruktions- und Zustandsparameter um eine Verlegungstiefe bzw. Freiverlegung der Pipeline, dem Material bzw. Werkstoff der Pipeline, Leckgrößen, Strömungssituationen bzw. Freisetzungsverhältnisse oder dergleichen.
  • Insbesondere handelt es sich bei den berücksichtigten Betriebsparametern um in den Betriebsdruck, dem Wasserstoffanteil im Gasgemisch, der Betriebstemperatur oder dergleichen.
  • Insbesondre handelt es sich bei dem Umgebungsparameter um meteorologische Randbedingungen und hierbei insbesondere Vektor bezogene Windrichtung mit anteiliger Wahrscheinlichkeit sowie mittlerer Windgeschwindigkeit, Bebauung, Umgebungsnutzung, Bevölkerungsdichte/ Struktur und dergleichen.
  • Somit kann für unterschiedliche Schadensszenarien die jeweilige Schadensauswirkung anhand der Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter ermittelt werden, sodass die Schadensauswirkung bei der Bestimmung des Risikowertes berücksichtigt werden kann. Sich ändernde Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter können dabei auch als eine sich ändernde Schadensauswirkung berücksichtigt werden. So kann beispielsweise Auftreten von starkem Wind bei einem Leck der Pipeline ein schnelleres Verteilen des austretenden Wasserstoffes gewährleistet werden, sodass kein zündfähiges Gemisch entsteht bzw. bei einer Zündung nur eine verringerte Menge von Gas für die Verbrennung zur Verfügung steht.
  • Vorzugsweise werden die Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter gemessen insbesondere zur Erfassung von Störeinflüssen/Schwankungen. Somit werden die Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter als Regelgröße herangezogen und eine Veränderung der Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter herangezogen bei einer neuen Bewertung des Risikowertes, welche die Störeinflüssen/Schwankungen der jeweiligen Parameter berücksichtigt.
  • Vorzugsweise umfasst die Stellgröße ein Abschalten der Pipeline, eine Druckänderung, eine Änderung des H2-Anteils, eine Änderung eines anderen Gasbestandteiles, eine Änderung der Druckamplitude, eine Änderung der Anzahl von Lastwechseln, eine Änderung von Überwachungsintervallen oder eine Änderung der Überwachungsart. Somit wird aufgrund des bestimmten Risikowertes die Pipeline anhand der Stellgröße angesteuert, sodass ein sicherer Betreib der Pipeline weiterhin gewährleitest wird.
  • Vorzugsweise sind mehrere Sollwerte vorgegeben. Dabei können einzelne Sollwerte für unterschiedliche Schadensszenarien vorgesehen sein. Insbesondere sind jedoch alle Schadensszenarien in einem einzelnen Risikowert zusammengefasst. Alternativ hierzu können mehrere Sollwerte eine gestufte oder gestaffelte Erzeugung der Stellgrößen nach sich ziehen, sodass beispielsweise bei Überschreiten eines ersten Sollwerts lediglich die Überwachungsintervalle erhöht werden und erst bei Überschreiten eines zweiten Sollwerts beispielsweise der H2-Anteils, der Druck oder dergleichen reduziert wird und bei Überschreiten eines dritte Sollwerts die Pipeline abgeschaltet wird. Andere Sollwerte sind selbstverständlich ebenfalls möglich zur Berücksichtigung einer kontinuierlichen oder schrittweise Steuerung der Pipeline zur Gewährleistung des sicheren Betriebs der Pipeline.
  • Vorzugsweise wird die die Bestimmung des Risikowertes wiederholt in vorgegebenen Überwachungsintervallen und/oder in Abhängigkeit eines Ereignisses und/oder in Abhängigkeit der Änderung von Eingangsparametern bei der Bestimmung des Risikowertes. Somit ergibt sich ein Regelkreis, welcher auf Grundlage des ermittelten Risikowertes eine Stellgröße erzeugt zur Steuerung der Pipeline und hierbei Störgrößen und Regelgrößen wie beispielsweise den Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter berücksichtigt. Somit handelt es sich um ein kontinuierliches Verfahren, welches stets unter jeglicher Betriebssituation ein sicheres Betreiben der Pipeline gewährleistet.
  • Vorzugsweise wird bei Bestimmung des Risikowertes die Pipeline in Segmente unterteilt und für jedes Segment jeweils ein Risikowert bestimmt wird. Ebenso ist es möglich für jedes Segment einen entsprechenden Sollwert und/oder eine entsprechende Stellgröße zu bestimmen. Hierbei können sich die Segmente orientieren an einer Änderung eines Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter. Insbesondere müssen die einzelnen Segmente nicht mit Netzabschnitten eines Pipelinenetzes übereinstimmen. Alternativ hierzu stimmen die Segmente bei der Bestimmung des Risikowertes überein mit Abschnitten eines Pipelinenetzes, sodass die jeweiligen Stellgröße auf den jeweiligen Abschnitt des Pipelinenetzes anwendbar ist. Durch die Segmentierung lässt sich ein zuverlässiger Risikowert ermitteln, welcher sich ändernde Parameter entlang der Länge der Pipeline berücksichtigen kann.
  • Nachfolgend wird die Erfindung anhand bevorzugter Ausführungsform unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen näher erläutert.
  • Es zeigen:
    • Figur 1
    eine Schematische Darstellung des Verfahrens,
    Figur 2
    eine schematische Darstellung der Pipeline und
    Figur 3
    eine schematische Darstellung des Regelkreises in die vorliegende Erfindung.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren bereitgestellt zum Betrieb einer Erdgaspipeline zum Transport und zur Verteilung von Wasserstoff. Hierbei können insbesondere bereits bestehende Erdgaspipelines Verwendung finden zur Beförderung von gasförmigem Wasserstoff oder bereits bekannte Konstruktionen und Auslegungen von Erdgaspipelines verwendet werden zur Beförderung von Wasserstoff.
  • Hierzu wird, gemäß der vorliegenden Erfindung, in Schritt S01 zunächst ein Risikowert bestimmt. Dabei ergibt sich der Risikowert aus einer Schadenseintrittshäufigkeit eines bestimmten Schadensszenarios und einer Schadensauswirkung, welcher ein Maß darstellt für den Schaden, welcher entsteht, wenn das jeweilige Schadensszenario eintritt.
  • Zur Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit wird insbesondere eine Konstruktions- und Zustandsparameter berücksichtigt, welcher den Zustand bzw. die Konstruktiven Merkmale der Pipeline berücksichtigt. Alternativ oder zusätzlich hierzu wird bei der Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit ein Betriebsparameter berücksichtigt, welcher einzelne oder mehrere Betriebsparameter der Pipeline umfasst. Alternativ oder zusätzlich hierzu wird bei der Bestimmung der Schadeneintrittshäufigkeit ein Umgebungsparameter berücksichtigt, welcher die externen Einflüsse ausgehend von der Umgebung Pipeline berücksichtigt hinsichtlich deren Einfluss auf die Schadenseintrittshäufigkeit.
  • Dabei umfasst der Konstruktions- und Zustandsparameter beispielsweise die Wandstärke der Pipeline, das Alter, die Verlegungstiefe bzw. Überdeckung bzw. Freiverlegung und dergleichen. Weitere Konstruktions- und Zustandsparameter sind die Versprödung, Korrosion, Rissbehaftung, Kerbfreiheit, Material- und Fertigungsfehler, Werkstoffkennwerte und Materialermüdung und dergleichen.
  • Weiterhin umfasst der Betriebsparameter beispielsweise der Betriebsdruck, der Wasserstoffanteil im Gasgemisch, die Gaszusammensetzung, die Betriebstemperatur, Druckamplitude im Pipelinenetz, Lastwechselfrequenzen und dergleichen.
  • Weiterhin umfasst der Umgebungsparameter beispielsweise Einflussgrößen, welche aus der Umgebung der Pipeline resultieren. Dabei kann es sich bei dem Umgebungsparameter beispielsweise um eine Erdbebenhäufigkeit und Stärke, Hochwasser, Starkregen, Bergsenkung, Vornutzung sowie in die Wahrscheinlichkeit von Bautätigkeiten oder dergleichen handeln.
  • Insbesondere wird für die Bestimmung der Schadensauswirkung ein Konstruktions- und Zustandsparameter berücksichtigt, welcher den Zustand bzw. die konstruktiven Merkmale der Pipeline berücksichtigt hinsichtlich des entstehenden Schadens bei Eintritt eines Schadensszenarios. Alternativ oder zusätzlich hierzu wird zur Bestimmung der Schadensauswirkung ein Betriebsparameter berücksichtigt, welcher eine oder mehrerer Betriebsgrößen in der Pipeline umfassen und deren Auswirkung innerhalb eines Schadensszenarios auf den entstehenden Schaden berücksichtigen. Alternativ oder zusätzlich hierzu werden Umgebungsparameter berücksichtigt, welche Merkmale der Umgebung der Pipeline bei der Ermittlung Schadensauswirkung berücksichtigen.
  • Konstruktions- und Zustandsparameter bei der Bestimmung der Schadensauswirkung können beispielsweise eine Verlegungstiefe bzw. Freiverlegung der Pipeline, dem Material bzw. Werkstoff der Pipeline, Leckgrößen, Strömungssituationen bzw. Freisetzungsverhältnisse oder dergleichen umfassen.
  • Weiterhin können Betriebsparameter bei der Bestimmung der Schadensauswirkung beispielsweise den Betriebsdruck, dem Wasserstoffanteil im Gasgemisch, der Betriebstemperatur oder dergleichen umfassen.
  • Weiterhin können Umgebungsparameter bei der Bestimmung der Schadensauswirkung beispielsweise das Wetter und hierbei insbesondere Vektor bezogene Windrichtung mit anteiliger Wahrscheinlichkeit sowie mittlerer Windgeschwindigkeit, Bebauung, Umgebungsnutzung, Bevölkerungsdichte/ Struktur und dergleichen umfassen.
  • Insbesondere handelt es sich bei dem Konstruktions- und Zustandsparameter für die Ermittlung der Schadenseintrittshäufigkeit um dieselben Konstruktions- und Zustandsparameter wie für die Bestimmung der Schadensauswirkung. Alternativ handelt es sich um verschiedene Konstruktions- und Zustandsparameter. Ebenso handelt es sich um dieselben Betriebsparameter bei der Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit und der Schadensauswirkung oder verschiedene Betriebsparameter. Ebenso kann es sich bei den Umgebungsparametern für die Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit um dieselben Umgebungsparameter handeln wie bei der Bestimmung der Schadensauswirkung oder um verschiedene Umgebungsparameter.
  • Aus der Schadenseintrittshäufigkeit und bei der Schadensauswirkung wird, wie vorstehend beschrieben, gemäß Schritt S01 ein Risikowert insbesondere durch Multiplikation der Schadenseintrittshäufigkeit mit der Schadensauswirkung bestimmt, um somit ein Gesamtrisiko des Betriebs der Pipeline mit Wasserstoff zu bestimmen.
  • Gemäß Schritt S02 wird sodann der bestimmte Risikowert verglichen mit einem vorgegebenen Sollwert. Bei dem Sollwert handelt es sich beispielsweise um einen Risikoakzeptanzwert, welche die obere Grenze des akzeptablen Risikos angibt.
  • Alternativ hierzu handelt es sich bei dem Sollwert um einen vorgegebenen Grenzwert, welcher unterhalb des maximalen Risikoakzeptanzwertes liegt. Hierdurch kann durch geeignete Wahl des Sollwerts frühzeitig auf sich ändernd Betriebszustände der Pipeline reagiert werden und somit stets ein sicherer Betrieb der Pipeline gewähreistet werden.
  • Gemäß Schritt S03 wird auf Grundlage des Vergleichs zwischen dem Risikowert und dem vorgegebenen Sollwert eine Stellgröße erzeugt zur Steuerung der Pipeline. Dabei wird gemäß Schritt S04 die Pipeline mittels der Stellgröße angesteuert. Somit wird anhand der Stellgröße der Betrieb der Pipeline gesteuert sodass stets ein sicherer Betrieb der Gaspipeline bei der Beförderung von Wasserstoff sichergestellt ist.
  • Insbesondere wird die Stellgröße eines oder mehreres von Abschalten der Pipeline, Druckänderung innerhalb der Pipeline, Änderung des H2-Anteils im geförderten Mediums Änderung eines anderen Gasbestandteils beispielsweise durch Zuführung eines Inertgases oder dergleichen, Änderung der Druckamplitude insbesondere bei einem Lastwechsel, Änderung der Anzahl von zulässigen Lastwechseln, Änderung von Überwachungsintervallen, sodass beispielsweise bei Annäherung an einen vorgegebenen Sollwert Überwachungsintervalle verringert werden, um eine frühzeitige Erkennung von Schäden zu gewährleisten, oder Änderung der Überwachungsart. So kann beispielsweise Überwachung der Pipeline im Normalbetrieb mittels Sensoren erfolgen. Nähert sich der bestimmte Risikowert dem vorgegebenen Sollwert an, kann zusätzlich als andere Überwachungsart eine optische Überwachung erfolgen, um somit den sicheren Betrieb der Pipeline zu gewährleisten.
  • Aufgrund des erfindungsgemäßen Verfahrens ist es möglich eine probabilistische Risikowert aufgrund der Wahrscheinlichkeit eines Schadenseintritts bzw. der erwarteten Schadenshäufigkeit und einer Schadensauswirkung zu berücksichtigen. Somit handelt es sich bei dem vorliegenden Verfahren um einen probabilistischen Ansatz, welcher sich gerade von dem bisher verwendeten deterministischen Ansatz zur Risikobewertung von Pipelines unterscheidet. Somit können aufgrund des probabilistischen Ansatzes unterschiedliche Schadensszenarien und deren Schadenseintrittshäufigkeit bzw. Schadensauswirkung berücksichtigt werden zur Ermittlung des Risikos beim Betrieb der Pipeline insbesondere bei der Beförderung Wasserstoff. Dabei können unterschiedliche Betriebszustände der Pipeline berücksichtigt werden insbesondere bei einem unterschiedlichen Grad der Beimischung von Wasserstoff oder der Beförderung von reinem Wasserstoff auch in bereits bestehenden Pipelines.
  • Im Folgenden wird Bezug genommen auf Figur 2. Figur 2 zeigt eine Pipeline 10 welche sich durch unterschiedliche geografische Gebiete erstreckt. So ist beispielsweise dargestellt, dass die Pipeline 10 oberirdisch 18 geführt ist, welches bei der Schadenseintrittshäufigkeit als Konstruktions- und Zustandsparameter berücksichtigt werden kann. Ebenso können geografische Eigenschaften wie ein See 22 oder ein Gebirge 20 mit ihren Eigenschaften auf Erdbewegung, meteorologischen, geologischen und hydrologischen Einflüssen und dergleichen berücksichtigt werden als Umgebungsparameter. Ebenfalls wird die Häufigkeit von Erdbeben im Bereich der Pipeline 10, dargestellt als Verwerfungslinie 13, als Umgebungsparameter berücksichtigt bei der Ermittlung der Schadeneintrittshäufigkeit. Dahingegen wird für die Ermittlung der Schadenauswirkung beispielsweise die Bebauungsdichte 16 in unmittelbarer Nähe der Pipeline 10 berücksichtigt.
  • Zur Ermittlung des Risikowertes wird hierbei die Pipeline 10 in unterschiedliche Segmente 12 mit Segmentgrenzen 14 unterteilt und ein Risikowert für jedes Segment 12 unabhängig ermittelt. Dabei können die Segmente mit Netzabschnitten der Pipeline zusammenfallen oder sich orientieren an der Umgebung, konstruktiven Veränderung entlang der Pipeline 10 oder frei gewählt sein. Sodann wird der Risikowert für jedes Segment 12 einzeln bestimmt und herangezogen bei dem Vergleich mit dem Sollwert. Durch die Segmentierung wird sichergestellt, dass eine detaillierte Berücksichtigung von Konstruktions- und Zustandsparametern, Betriebsparametern, und oder Umgebungsparametern auf die Schadenseintrittshäufigkeit und/oder die Schadenauswirkung erfolgen kann.
  • Figur 3 zeigt das Verfahren der vorliegenden Erfindung als Regelkreis. Mittels einer Messeinrichtung 38 werden Betriebsparameter, Konstruktions- und Zustandsparameter oder Umgebungsparameter der Pipeline 10 ermittelt. In der Regeleinrichtung 30 wird hieraus ein Risikowert ermittelt und dieser mit einem Risikoakzeptanzwert verglichen. Hieraus wird eine Stellgröße ermittelt, welche mittels eines Stellglieds 32 auf die Pipeline wirkt. In der Regelstrecke 34 wirken äußere Störgrößen 36 und verändern den Zustand der Pipeline beispielsweise durch eine Veränderung eines Konstruktions- und Zustandsparameters eines oder mehrerer Betriebsparameter und/oder eines oder mehrerer Umgebungsparameter. Dabei können die Störgrößen Einfluss nehmen auf die Schadenseintrittshäufigkeit und/oder die Schadensauswirkung. Dies wird von der Messeinrichtung 38 wiederum erfasst und an die Regeleinrichtung 30 weitergegeben. Somit ist ein kontinuierlicher Regelkreis geschaffen, welcher stets einen sicheren Betrieb der Pipeline gewährleistet. Hierbei wird insbesondere ein probabilistischer Ansatz gewählt zur Bestimmung des Risikowertes. Sich ändernde Betriebszustände, verschiedenen Schadensszenarien und dergleichen können somit insgesamt berücksichtigt werden in dem probabilistischen Ansatz, ohne dass bei einer Veränderung eines dieser Parameter erneut eine deterministische Schadensbeurteilung durchgeführt werden muss. Somit ist es auf einfache Weise möglich den sicheren Betrieb der Pipeline auch bei einer Beförderung von Wasserstoff zu gewährleisten.

Claims (9)

  1. Verfahrung zum Betrieb einer Erdgaspipeline zum Transport und zur Verteilung von Wasserstoff, mit den Schritten:
    - Bestimmen eines Risikowertes, wobei sich der Risikowert ergibt aus einer Schadenseintrittshäufigkeit und einer Schadensauswirkung;
    - Vergleichen des Risikowertes mit einem vorgegebenen Sollwert;
    - Erzeugen einer Stellgröße zur Steuerung des Betriebs der Pipeline auf Grundlage des Vergleichs zwischen dem Risikowert und dem vorgegebenen Sollwert;
    - Ansteuern der Pipeline mittels der Stellgröße.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei es sich bei der Schadenseintrittshäufigkeit und/oder der Schadensauswirkung um einen probabilistischen Wert handelt.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei zur Bestimmung der Schadenseintrittshäufigkeit Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter berücksichtigt werden.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei zur Bestimmung der Schadensauswirkung Konstruktions- und Zustandsparameter und/oder Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter berücksichtigt werden.
  5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, bei welchem die Betriebsparameter und/oder Umgebungsparameter gemessen werden, insbesondere zur Erfassung von Störeinflüssen/Schwankungen.
  6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei die Stellgröße ein oder mehreres bewirkt von Abschalten der Pipeline, Druckänderung, Änderung des H2-Anteils, Änderung eines anderen Gasbestandteiles, Änderung der Druckamplitude, Änderung der Anzahl von Lastwechseln, Änderung von Überwachungsintervallen, Änderung der Überwachungsart.
  7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei mehrere Sollwerte vorgegeben sind.
  8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei die Bestimmung des Risikowertes wiederholt wird in vorgegebenen Überwachungsintervallen und/oder in Abhängigkeit eines Ereignisses und/oder in Abhängigkeit von einer Änderung von Eingangsparametern bei der Bestimmung des Risikowertes.
  9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei die Pipeline zur Bestimmung des Risikowertes in Segmente unterteilt wird und für jedes Segment jeweils ein Risikowert bestimmt wird.
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