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Das Kondensationsverhalten von Triethylenglykol (TEG) sowie der im russischen Erdgas vertretenen Schwersieder wurde am Beispiel einer realen Ferngasleitung untersucht. Das Kondensationsverhalten wurde dabei auf der Basis der Peng-Robinson Zustandsgleichung und eines integralen Kondensationsmodells bestimmt. Es wurden einerseits Labormessungen der TEG-Gaslöslichkeit im überkritischen Methan sowie im Erdgas und andererseits Feldversuche zur Bestimmung der TEG-Gaslöslichkeit im Erdgas am Eingang und Ausgang zur FGL100-Ferngasleitung durchgeführt. Die gemessenen TEG-Gaslöslichkeiten im überkritischen Methan und im russischen Erdgas wurden bei 25, 36 und 43,6 °C sowie Drücken bis 9 MPa bestimmt. Im Fall des Methans wurden Werte zwischen 2 und 10 mg/Nm3 ermittelt. Die gemessenen TEG-Gaslöslichkeiten im russischen Erdgas zeigen keine signifikanten Abweichungen zum binären Methan-TEG System. Die Ursache hierfür liegt am verhältnismäßig hohen Methan-Anteil im Erdgas mit bis zu 98 Mol-%. Es zeigte sich, dass die TEG-Gaslöslichkeit im Erdgas am Leitungseingang im Wesentlichen von der Temperatur abhängig ist. Dabei konnte auch am Ausgang eine eher lineare Temperaturabhängigkeit des TEG-Kondensatgehaltes bestimmt werden. Die Ergebnisse zeigen zudem, dass bis zu 90 % des am Leitungseingang in das Erdgas gelösten TEG in der Leitung verbleibt. Das im Rahmen dieser Arbeit postulierte integrale Kondensationsmodell wurde im Wesentlichen auf der Basis von Erhaltungsgleichungen für Masse, Impuls und Energie aller am Kondensationsprozess beteiligten Phasen aufgestellt. Mit dem integralen Kondensationsmodell und der Peng-Robinson Zustandsgieichung wurden schließlich Nachrechnungen der TEG-Kondensation im russischen Erdgas sowie der FGL100-Ferngasleitung im Fall des Sommerbetriebes und Winterbetriebes durchgeführt. Generell wurde mit beiden Modellen in der ersten Hälfte der untersuchten Ferngasleitung keine TEG-Kondensation bestimmt. Auf der Basis der Zustandsgieichung erfolgte die Kondensation im Fall des Winterbetriebes erst nach etwa 100 km und mit dem integralen Kondensationsmodell erst nach etwa 200 km. Im Vergleich dazu kondensierte das TEG in der Leitung im Sommerbetrieb etwa 50 km später, was mit dem generell höheren Temperaturniveau im Sommerbetrieb erklärt werden kann. Die hierbei evidente Längendifferenz hinsichtlich der Kondensationsstartpunkte erklärt sich durch unterschiedliche, physikalisch begründete Modellansätze. Erst am Ausgang der Ferngasleitung gleichen sich die modellbedingten Kondensationsprofile fast an. Aus den Ergebnissen folgt auch, dass sich das TEG bzw. das Erdgas am Leitungsende im bzw. in der Nähe des thermodynamischen Gleichgewichtes befindet. Schließlich werden auch die am Ausgang der Leitung gemessenen TEG-Kondensatgehalte mit beiden Modellen zutreffend wiedergegeben. Im Rahmen der theoretischen Untersuchungen wurde ebenfalls das potentiell akkumulierte Gesamtkondensatvolumen in der FGL100-Ferngasleitung auf der Basis des integralen Kondensationsmodells bestimmt. Es konnte gezeigt werden, dass selbst nach einem Jahr kontinuierlicher Kondensation der Schwersieder, das akkumulierte Gesamtkondensatvolumen größenordnungsmäßig vernachlässigbar gering bleibt. Die sich daraus ableitenden umfangsbezogenen Kondensatfilmhöhen betragen nach einem Jahr deutlich weniger als 1 mm. Die Ergebnisse der Analysen zeigen, dass der Massenstrom sowie die Wärmeleitfähigkeit im Vergleich zur Temperatur und Druck einen signifikant geringeren Einfluss auf die TEG-Kondensation ausüben. In Hinblick auf den Druck fällt zudem besonders auf, dass seine Sensitivität auf die TEG-Kondensation besonders stark in der Nähe der Taulinie des Erdgases ausgeprägt ist.