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Feuchtemessung

Faseroptisches Messprinzip reduziert Fehlerquellen bei der Messung

| Autor/ Redakteur: Dipl.-Ing. Markus Gärber / Jörg Kempf

Langzeitstabil, genau und reproduzierbar – diese Eigenschaft verlangt ein Anwender, der die Feuchtigkeit von Erdgas überprüfen will. Das faseroptische Messprinzip bietet genau das und ermöglicht dank einer Wechselarmatur die Messung direkt im Gasstrom.

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Im Lieferumfang des inline-Feuchtemessgerätes sind Zubehörteile wie Schaltschrank, beheizte Leitung, Entnahmesonden und Übergehäuse für den Ex-Bereich (EEx-d, EEx-p) enthalten.
Im Lieferumfang des inline-Feuchtemessgerätes sind Zubehörteile wie Schaltschrank, beheizte Leitung, Entnahmesonden und Übergehäuse für den Ex-Bereich (EEx-d, EEx-p) enthalten.
( Bild: Bartec )

Natürlich vorkommendes Erdgas enthält Wasser, das Leitungen korrodieren lässt und hohe Anlagenschäden verursachen kann, wenn es nicht entfernt wird. Die meisten Gasunternehmen fordern daher ihre Zulieferer auf, den Feuchtegehalt kontinuierlich zu überwachen. Das gilt für die Trocknung selbst, das Ein- und Ausspeichern sowie die Übergabe.

Feuchtemessgeräte auf Basis des faseroptischen Messprinzips bieten dem Anwender jetzt einige Vorteile, die Geräte mit Aluminiumoxid-Sensoren (Al2O3), Keramiksensoren oder Dünnschicht-Sensoren nicht aufweisen können. Diese arbeiten im Großen und Ganzen alle nach dem gleichen Prinzip: eine Änderung der Kapazitäts- bzw. Dielektrizitätskonstanten aufgrund von Wasseradsorption.

Sensoren mit diesem Messprinzip sind in der Anschaffung günstig, aber nicht besonders langzeitstabil. Ein wesentlicher Nachteil dabei: Je nach Applikation und Gaszusammensetzung beginnen die Sensoren nach drei bis sechs Monaten zu driften, müssen also gewartet und nachkalibriert werden. Die damit verbundenen Kosten kompensieren die Einsparung beim Kauf nach kurzer Zeit. Hinzu kommt, dass bei manchen Sensoren ein Ausfall bei Kontakt mit aggressiven Gasbestandteilen oder Flüssigkeiten, sei es Wasser, Glykol, Kohlenwasserstoffe oder Korrosionsschutzmittel, sehr wahrscheinlich ist. Auch hier fallen weitere Kosten für den Austausch der Fühler an. Und weitere Kostenfaktoren kommen hinzu: Ein Analysensystem (Sample System) mit eingebauten Teflonfiltern muss Flüssigkeiten vom Sensor fern halten, und da viele Fühler nicht für den Hochdruckbereich geeignet sind, ist eine zusätzliche Druckreduzierstufe nötig.

Dadurch entstehen zusätzliche Fehlerquellen. So erzeugt ein flüssigkeitsbenetzter Teflonfilter im Sample System ein Mikroklima, das von den Prozessbedingungen abweicht und Fehlmessungen erzeugen kann. Erschwerend kommt hinzu: Um die sensiblen Sensoren nicht zu stark zu beanspruchen, werden sie nach der Druckreduzierung eingebaut. Die entscheidende Größe in der Erdgasindustrie ist aber der Drucktaupunkt, der bei der Übergabe auch garantiert werden muss (z.B. -10°DT @ 40bar). Bei den Aluminiumoxid-, Keramik- oder Dünnschicht-Messgeräten wird der Taupunkt bei ein bis drei bar gemessen. Um den Drucktaupunkt zu bestimmen, wird mathematisch auf Pipeline-Druck zurückgerechnet. Dabei werden weder physikalische noch chemische Vorgänge unter Druck berücksichtigt, was zu Abweichungen vom tatsächlichen Drucktaupunkt führen kann.

Überarbeitete Version

Das Mehrkanal-Spurenfeuchte-Messgerät Hygrophil F 5673 hingegen arbeitet nach dem faseroptischen Messprinzip. Es enthält einen robusten und temperaturkompensierten Sensor, der im Hochdruckbereich bis 200 bar eingesetzt werden kann. Glykol, Hydrate, Inhibitoren, flüssige Kohlenwasserstoffe oder Wasser können den Sensor nicht beschädigen, da das Messsystem in anderen Applikationen auch zur Feuchtemessung in Flüssigkeiten eingesetzt wird. Mittlerweile wurde das Anzeigegerät völlig überholt und auf den neuesten Stand gebracht. Der Anwender hat nun die Möglichkeit, bis zu drei Feuchtesensoren an das Anzeigegerät anzuschließen, was in vielen Applikationen Kosten reduziert. Das große grafikfähige Display zeigt drei bis sechs Messwerte und drei Verlaufskurven, gleichzeitig oder nacheinander. Auch die Kommunikation wurde aufgerüstet: RS232, RS485, Ethernet, USB und mehrere Analogausgänge stehen standardmäßig zur Verfügung. Modbus und Profibus können optional gewählt werden. Ein Datenlogger rundet das Gesamtkonzept des Gerätes ab.

Für Erdgas

Ein speziell für die Erdgasindustrie konzipiertes Sample System entnimmt über eine Druckreduzierstufe Gas aus der Pipeline. Statt eines Glykol- bzw. Teflonfilters kommt in diesem System ein Gas-/ Flüssigkeits-Separator zum Einsatz, der mechanisch das Gas von unerwünschten Flüssigkeiten trennt und somit eine Verschmutzung des Sensors verhindert. Das verhindert außerdem Messwert-Ausreißer (Peaks), die durch kurzzeitiges Auftreffen von Flüssigkeit am Sensor entstehen würden. Der bis 200 bar druckstabile Sensor kann auf der Hochdruckseite installiert werden, wo annähernd die gleichen Verhältnisse wie in der Pipeline vorherrschen. Damit wird der tatsächliche Drucktaupunkt gemessen und nicht berechnet. Alle gasberührenden Teile des Sample Systems sind aus hochwertigem Edelstahl, wodurch sowohl das Gehäuse selbst als auch die Druckreduzierung beheizt sind. Außerdem kann das System bis 170 bar betrieben und in EEx-d/e IIC T5 eingesetzt werden.

Direkte Messung

Fazit: Um den exakten Drucktaupunkt im Erdgas zu bestimmen, ist es ideal den Sensor direkt in der Pipeline zu platzieren. Viele Anlagenbetreiber scheuen jedoch dieses Risiko. Bei einem Sensorausfall muss der Prozess nämlich zum Austausch entweder gestoppt und umgeleitet werden oder man muss auf einen Anlagenstillstand warten bzw. auf die Messung verzichten. Bei der Feuchtemessung im Erdgas ist beides nicht akzeptabel, zum einen verursacht ein Freiblasen der Leitung erhebliche Kosten, zum anderen handelt es sich bei der Feuchte um eine Qualitätsgröße, die permanent gemessen werden muss. Mithilfe der Sensorwechselarmatur kann der Anwender nun direkt in der Pipeline die Feuchte messen. Und es besteht jederzeit die Möglichkeit, den Sensor aus dem Prozess zu nehmen und wieder einzubauen. Die Armatur wurde speziell auf die Anforderungen und Sicherheitsaspekte von Erdgaspipelines abgestimmt, kann auf Leitungen ab DN 80 montiert werden und ist bis 200 bar vom TÜV zugelassen.

Auf einen Blick: Warum sich Feuchtemessung lohnt?

Argumente für eine kontinuierliche Überwachung des Feuchtegehaltes gibt es mehrere. Der Einsatz von Feuchtemessgeräten bei der Trocknung bietet Potenzial, um Kosten zu senken. Wird die Feuchte vor und nach der Trocknungsanlage gemessen, kann der Beitreiber eine energetische Übertrocknung verhindern und den Einsatz von Trocknungsmitteln reduzieren. Auch eine Messung nach der Ausspeicherung aus den Kavernen kann Kosten sparen helfen. Enthält das Gas schon bei der Förderung nur einen sehr geringen Wasseranteil kann auf die aufwändige Trocknung ganz verzichtet werden. In gewisser Weise ist der Wassergehalt im Erdgas auch ein Maß für dessen Qualität und Wert, da dieser nachteilig den BTU-Wert (British-Thermal-Unit / 1000 BTU = 0,293 kWh) beeinflusst. Und durch die zunehmende Globalisierung kommt noch ein weiterer entscheidender Punkt hinzu. Bei der Übergabe ins kommunale oder auch ins internationale Pipelinenetz muss ein gewisser Taupunkt garantiert werden.

Der Autor arbeitet als Produktmanager Feuchtemesstechnik bei Bartec GmbH.

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