Analysetechnologie für Erdgasqualität

Erdgaslieferanten und Pipeline-Betreiber haben bei der Suche nach Bezugsquellen viele Auswahlmöglichkeiten. Gas kann aus verschiedenen inländischen Feldern, aus anderen Ländern über Pipelines oder LNG-Tanker oder aus alternativen Quellen wie Biomethan bezogen werden. Allen gemeinsam sind Schwankungen in der Zusammensetzung, die oft die Grenze dessen erreichen, was als handelsübliches Erdgas bezeichnet wird. 

Aufsichtsbehörden und Pipeline-Betreiber weltweit definieren die Erdgasqualität anhand von Grenzwerten für die Bestandteile mit Ausnahme von Methan (CH₄). Obwohl es einige Unterschiede gibt, werden meistens Bereiche für die folgende Werte spezifiziert: 

Gas wird im Allgemeinen als sauer betrachtet, wenn der Schwefelwasserstoffgehalt (H₂S) über 5,7 Milligramm pro Kubikmeter liegt. Schwefel stellt ein Problem dar, da es korrosiv ist, die Lebensdauer der Verarbeitungsanlagen verkürzt und da bei Verbrennung Schwefeldioxid entsteht (SO₂), ein stark regulierter Schadstoff. Zudem sind viele Schwefelverbindungen giftig. 

Naturgemäß beeinträchtigt der Schwefelgehalt den Wert des Erdgases, da er entfernt oder behandelt werden muss oder die Auswirkungen begrenzt werden müssen, wodurch wiederum zusätzliche Kosten für den Abnehmer oder Pipeline-Betreiber entstehen. Mit der Aminwäsche, die zur Entschwefelung am häufigsten eingesetzt wird, kann das Erdgas zu einer für den Verkauf geeignete Qualität aufbereitet werden. Die gelben Schwefelberge außerhalb der Gasverarbeitungsanlagen machen ca. 15 Prozent der gesamten Schwefelproduktion aus, was die Entschwefelungskosten eindämmt. Gleichwohl sind diese Reinigungsmethoden nicht komplett wirksam und es können 2-5 Prozent des ursprünglichen Gehalts im Gas verbleiben.  

Daher bleibt es für die Beteiligten in der Lieferkette entscheidend, die Gesamtgaszusammensetzung und den Schwefelgehalt in seiner Gesamtheit kontinuierlich zu überwachen, da sie beim Wechsel der Gasquellen erheblich schwanken können. Wenn die Pipeline von einer konventionellen Gasfeldversorgung zu einem Mix aus verschiedenen Schieferlagerstätten wechselt oder Gas aus einer weniger effektiven Entschwefelungsanlage bezieht, kann es zu erhebliche Schwankungen kommen, obwohl man sich immer noch innerhalb der Grenzen dessen befindet, was als kommerzielles Erdgas bezeichnet wird.  

Pipeline-Betreiber müssen aufgrund betrieblicher Probleme und der Anlagenlebensdauer besonders auf die Zusammensetzung achten. Die Korrosionswirkung von Schwefel hat Auswirkungen auf den Zustand der Pipeline sowie der Armaturen und Kompressoren. Wenn schwere Kohlenwasserstoffe kondensieren, wird mehr Energie für die Beförderung durch die Rohrleitung benötigt und diese muss häufiger gereinigt werden. Schwere Bestandteile können zudem Hydrate bilden, die Anlagen beschädigen und Rohre verstopfen können. 

Nicht fossile Quellen 

Die Erdgasversorgung befindet sich im Wandel, da viele Länder zu einer kohlenstoffarmen Energiesversorung auf der Grundlage verschiedener Arten von erneuerbaren Energien übergehen. Eine der am schnellsten wachsenden erneuerbaren Energiequellen ist Biogas (manchmal auch Biomethan genannt), eine gereinigte Form von Faulgas, das durch die Zersetzung von organischem Abfall in einer abgedichteten Biogasanlage erzeugt wird. Diese Art von Gas kann aus vielen verschiedenen Quellen einschließlich Grün- und tierischen Abfällen gewonnen werden.  

Es muss gereinigt werden, da das Gas aus diesen Prozessen einen Produktmix einschließlich Kohlendioxid (CO₂), Ammoniak (NH₃) und Schwefelwasserstoff enthält. Manche Standorte verbrennen nur wenig aufbereitetes Biogas vor Ort, während andere es zu hochwertigerem Biogas verarbeiten, um es über das Pipeline-Netz zu verkaufen. 

Die chemische Zusammensetzung von Biogas variiert je nach Verfahren und Rohstoff, so dass die Verteilung anderer Bestandteile ebenfalls variiert. Will ein Erzeuger aufbereitetes Biogas an einen Pipeline-Betreiber liefern, so muss er sicherstellen, dass die Zusammensetzung die Mindestanforderungen erfüllt. 

Diese Arten von GCs haben eine gepackte Säule in Verbindung mit einem Wärmeleitfähigkeitsdetektor (TCD) für die tatsächliche mengenmäßige Bestimmung. 

Normalerweise wird eine FPD-Stufe in Verbindung mit einem GC verwendet, wobei die Säule die einzelnen Arten von Schwefelverbindungen trennt, die anschließend mit dem FPD nachgewiesen, bestimmt und gemessen werden.  

Warum sind sie angesichts dieser Fähigkeit nicht weiter verbreitet? Herkömmliche gaschromatographische FPD-Analysatoren sind mit großen Heißluftöfen ausgestattet und normalerweise zu teuer, sperrig und kompliziert für den Einsatz im Feld. Sie erfordern aufwändige, luftgespülte Gehäuse, die erhebliche Investitionen und Betriebskosten in Verbindung mit Installation, Betriebsmitteln, Begleitheizung, langen Probenleitungen, Klimaregelung sowie Heizung, Lüftung und Klimaanlagen insbesondere in heißen Umgebungen bedeuten, da Heißluftöfen viel latente Wärme erzeugen, was die Gesamtbetriebskosten in die Höhe treibt. Glücklicherweise ist die FPD-Technologie durch Weiterentwicklungen wesentlich praktikabler und wirtschaftlicher geworden. Neue miniaturisierte Mikro-FPD-Versionen (μFPD) eignen sich für die Integration in einen im Feld montierbaren und explosionsgeschützten Analysator in Form eines Messumformers, bei dem der μFPD als weitere Stufe zusätzlich zu einem universellen GC agiert, wodurch Kosten und Größe erheblich reduziert werden und die Notwendigkeit für den Betrieb von Spülleitungen beseitigt wird.

Die Tabellen 1 und 2 zeigen einen praktischen Vergleich der besprochenen Technologien, ihrer Anwendungen und Messbereiche.

Alles mit einem einzelnen, unabhängigen, im Feld montierbaren Analysator, der Anwenderschulungen reduziert und die Installation aufgrund der geringeren Anforderungen an Energie und Umweltkontrollen vereinfacht. Das führt zu einer Reduzierung der Investitions- und Betriebskosten um bis zu 50 % und des Platzbedarfs um bis zu 40 %. Spülluft und Schutzräume werden sogar in Außenumgebungen, wo diese Analysatoren in der Regel eingesetzt werden, nicht mehr benötigt. 

Widerstandsfähigkeit und einfacher Betrieb 

Die Analysatoren von heute sind nicht mehr die komplexen, empfindlichen, großen und teuren Geräte von früher. Es werden wesentlich weniger Verbrauchsmaterialien benötigt und verbesserte Benutzerschnittstellen ermöglichen die automatisierte Verarbeitung, Remote-Konnektivität und Audit Checks, während die Notwendigkeit spezieller Schulungen reduziert wird. Die geringere Größe und Anfälligkeit der Ventile und Sensoren im Inneren ermöglichen die Reduzierung des Platzbedarfs eines GC und machen spezielle Gehäuse überflüssig. Manche der heute verfügbaren Modelle sind explosionsgeschützt und sogar ATEX/IECEX-zertifiziert für Klasse 1, Division 1 – sie können also im Feld ohne Gehäuse installiert werden –, wodurch teure luftgespülte Gehäuse in jeglicher Umgebung überflüssig werden.  

Die Möglichkeit der Erfassung der notwendigen Daten für ein Gesamtbild der Erdgaseigenschaften ist viel einfacher als bisher. Die Notwendigkeit mehrerer spezieller Einzelanalysatoren wurde durch GCs mit μFPD-Technologie ersetzt, aus der die einfacheren, kleineren, günstigeren und vielseitigeren Angebote von heute hervorgehen. Gaserzeuger, Pipeline-Betreiber und Endverbraucher profitieren davon, dass sie die erforderlichen Messungen ohne die mit den alten Technologien und Lösungen verbundenen Schwierigkeiten, Ausgaben und Wartungsanforderungen bekommen. 

Über den Autor 

Andreas Jung ist Produktmanager für Analysentechnik bei Emerson für die Region D/A/CH. Er verfügt über jahrzehntelange Erfahrung in der Gasanalyse und hat ein Diplom in Physik der Johannes-Gutenberg-Universität zu Mainz.