Gasspeicherung: Risiken reduzieren und Kosten senken mit optischer Feuchtemessung

Der jüngste steile Anstieg der europäischen Gaspreise ist auf die gestiegene Nachfrage bei gleichzeitig geringerem Angebot zurückzuführen. Trotz des Vorstoßes in Richtung erneuerbare Energien bleibt Erdgas ein attraktiver Brennstoff für industrielle und stromerzeugende Anwendungen, da es relativ effizient ist und sauberer verbrennt als Kohle und Erdölprodukte. Darüber hinaus bemühen sich Regierungen und Energieversorger weltweit um die Einspeisung von Wasserstoff in die Erdgastransportsysteme, um sowohl den Verbrauch fossiler Brennstoffe als auch die Emissionen zu verringern.

Während die Gasproduktion relativ vorhersehbar ist, ist der Verbrauch von saisonalen und täglichen Wetterschwankungen geprägt. Die Energieunternehmen gleichen die schwankende Nachfrage durch die Speicherung von Gas aus, was umso wichtiger wird, je geringer das normale Angebot ist. Erdgas kann auf verschiedene Weise gespeichert werden, am häufigsten wird es jedoch unterirdisch unter Druck gelagert, idealerweise in der Nähe des Verbrauchsortes. Energieunternehmen nutzen erschöpfte Kohlenwasserstofffelder (Öl und Gas), Aquifere und Salzkavernen, um ihre Erdgasvorräte zu speichern, wodurch sie Spitzenlasten leichter abdecken können.

Jede Speichermethode hat spezifische physikalische Eigenschaften wie Porosität, Durchlässigkeit und Rückhaltevermögen. Die Speicherkapazität und die Förderrate - die Geschwindigkeit, mit der Gas entnommen werden kann - sind besonders wichtig, da sie sich auf die Wirtschaftlichkeit der Speicheranlage auswirken.

Warum sind Feuchtigkeitsmessungen in Erdgas wichtig?

Eine der Folgen der unterirdischen Gasspeicherung ist, dass das Gas unweigerlich verunreinigt wird. Wenn Gas in ein "nasses Loch im Boden" gepumpt wird, erhöht sich sein Feuchtigkeitsgehalt. Es ist allgemein bekannt, dass eine strenge Kontrolle der Feuchtigkeitskonzentration für den sicheren und effizienten Betrieb des Fernleitungsnetzes unerlässlich ist. Zu diesem Zweck benötigen die Energieunternehmen ein schnelles, genaues und zuverlässiges Mittel zur Messung des Feuchtigkeitsgehalts, der bei der Ausfuhr des Gases aus dem Speicher entsteht. Damit kann beurteilt werden, ob eine Dehydratisierung erforderlich ist, um die Tarifgrenze bzw. die vertragliche Spezifikation für den Feuchtigkeitsgehalt zu erfüllen, die der das Gas empfangende Fernleitungsnetzbetreiber vorschreibt.

Energieunternehmen messen den Feuchtigkeitsgehalt von Erdgas mit einer Reihe von Techniken, von denen jede ihre Vor- und Nachteile in Bezug auf Genauigkeit, Geschwindigkeit und Kosten der Messung hat. Zu den verfügbaren Technologien für die Feuchtigkeitsmessung gehören Impedanz- und kapazitive Sensoren, Kühlspiegel, Quarzkristall-Mikrowaagen und abstimmbare Diodenlaserspektroskopie.

Was sind die möglichen Probleme bei der Feuchtemessung in Erdgas?

Wenn die Analyse ungenau ist, gibt es zwei mögliche Folgen. Die Folgen hängen davon ab, ob die Analyse eine Über- oder Unterschätzung des tatsächlichen Feuchtigkeitsgehalts ergibt.

Überschätzung

Eine Analyse, die einen höheren als den tatsächlichen Feuchtigkeitsgehalt des Gases ausweist, wird als "Überbewertung" bezeichnet. Zu hohe Werte erhöhen die Kosten und verzögern die Freigabe des Gases, weil der Betreiber mehr Entfeuchtungsvorgänge als nötig durchführt. Diese zusätzlichen Verarbeitungskosten können mit zunehmendem Gasvolumen schnell erheblich werden.

Unterer Messwert

Eine Unterschätzung bedeutet, dass der Feuchtigkeitsgehalt niedriger ist als in Wirklichkeit. Dies birgt die Gefahr, dass der Betreiber dem Gas nicht genügend Feuchtigkeit entzieht. Dies könnte zu einer Hydratbildung in der nachgelagerten Transportleitung führen, was eine Verstopfung der Pipeline und Schäden an den Kompressoren zur Folge hätte. Im schlimmsten Fall kann es zu einer Verletzung der vertraglichen Im schlimmsten Fall kann ein Verstoß gegen vertragliche oder tarifliche Grenzwerte zur Abschaltung der Transportpipeline führen, was wirtschaftliche Verluste und Geldstrafen, ein erhöhtes Korrosionsrisiko in der Pipeline und schließlich einen katastrophalen Druckabfall zur Folge hat.

Welches sind die empfohlenen Messmethoden zur Messung der Feuchtigkeit in gespeichertem Erdgas?

Die abstimmbaren Diodenlaser-Absorptionsspektrometer (TDLAS) eignen sich besonders für die Messung des Feuchtegehalts in Erdgas. Die Michell OptiPEAK TDL600 ist ein Analysator der nächsten Generation, der das die Online-Messung des Feuchtigkeitsgehalts von Erdgas und Biomethan in verschiedenen Zusammensetzungen automatisiert. Es bietet eine klassenführende Genauigkeit mit einem Betriebsbereich von bis zu 1ppmV und eine schnelle Reaktionszeit. Reaktionszeit. Geringer Wartungsaufwand, einfache Installation und Einrichtung sowie integrierte Selbsttests sorgen für niedrige Gesamtbetriebskosten.

Michell OptiPEAK TDL600 Feuchtemessgerät für Erdgas

Zuverlässige Feuchtemessungen bei wechselnden Erdgaszusammensetzungen

TDLAS-Analysatoren leiden unter erheblichen Störungen bei der Interaktion mit Methan, Ethan, Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff, die alle im Erdgas vorhanden sind. Unser früherer Artikel, 'Was ist der Kohlenwasserstoff-Taupunkt und wie wird er gemessen?' enthält eine detaillierte Analyse der Zusammensetzung von Erdgas.

Die Bestandteile des Erdgases - mehr erfahren

Der Grad der Störung bestimmt die Nachweisgrenzen und die Genauigkeit, aber diese Fehler können durch die Kalibrierung des Analysators für die verwendete Gaszusammensetzung gemildert werden. Die reale Erdgaszusammensetzung schwankt jedoch stark, was zu Fehlern führt, die außerhalb der Leistungsangaben der Hersteller liegen. Eine spezifizierte TDLAS-Leistungsgrenze von ±4 ppm lässt auf ein Vertrauensband von etwa 2 °C Taupunkt schließen. Realistisch gesehen könnte diese Abweichung bis zu 20ppmV betragen und an jedem Messpunkt auftreten, an dem sich die Zusammensetzung des Erdgases ändert. Ein typisches Beispiel hierfür wären Ferngasleitungen, die von mehreren Gasquellen gespeist werden, die mit wiederverflüssigtem Flüssiggas gespeist werden oder die einer nicht konventionellen Brenngaseinspeisung, wie z. B. Biomethan, nachgeschaltet sind.

Die Auswirkung ist dramatisch, da der zusätzliche Fehler das Vertrauensband auf etwa 14 °C Taupunkt erhöht.

Das Michell OptiPEAK TDL600 bietet eine klassenführende Genauigkeit von ±1ppmV über reale Gaszusammensetzungsbereiche. Dieses Genauigkeitsniveau schützt sowohl vor unnötigen Prozesskosten durch Übertrocknung als auch vor Abschaltungen aufgrund von zu pessimistischen Messungen. Wir schätzen, dass die Verbesserung der Genauigkeit auf dieses Niveau das Potenzial hat, Effizienzeinsparungen von bis zu 20 % bei der Verarbeitung von realen Gasen zu erzielen.

Berührungslose Messtechnik schützt vor Verunreinigung durch Glykol im Erdgas

Die gebräuchlichste und kostengünstigste Methode, Wasser aus Erdgas zu entfernen, ist die Verwendung von Glykol als flüssiges Trockenmittel in einem Glykolabsorber- oder Kontaktorverfahren. Dieser Ansatz ist zwar gut etabliert, birgt aber auch einige Risiken. Ein potenzielles Problem besteht darin, dass Glykol durch zu hohe Gasgeschwindigkeiten zusammen mit dem trockenen Erdgasstrom aus dem oberen Teil der Kolonne herausgedrückt werden kann. Glykol hat eine hohe Dielektrizitätskonstante, so dass jeder nachgeschaltete Feuchtigkeitssensor, der mit kapazitiven Metalloxid-/Impedanzsensoren arbeitet, das Glykol erkennt und ungenaue oder vollständig feuchte Messwerte liefert. Die Verwendung der TDLAS-Technologie, die eine berührungslose Messung ist, ist immun gegen die Auswirkungen der Glykolverschmutzung.

Bereit für Wasserstoff- und Erdgasgemische

Zusätzlich zu seiner Unempfindlichkeit gegenüber Verunreinigungen verwendet das Michell OptiPEAK TDL600 fortschrittliche Spektroskopiealgorithmen, um Schwankungen in der Hintergrundgaszusammensetzung automatisch auszugleichen. Dies ist besonders nützlich, da verschiedene staatliche Umweltinitiativen in ganz Europa fordern, dass 20 % der Energie in der EU aus erneuerbaren Quellen stammen sollen. Die Einspeisung von Biomethan in Erdgasverteilungsnetze ist in Europa und Nordamerika ebenfalls gang und gäbe. Die Wasserstoffeinspeisung ist ein weiterer Schritt zur Verringerung des Anteils fossiler Brennstoffe in der Erdgasversorgung. In den Netzen der EU-Länder sind Fortschritte in Richtung einer H2-Einspeisung von bis zu 20 % geplant, die durch Elektrolyse von Wasser aus überschüssigem Solar- und Windstrom erzeugt wird.

Es ist erwiesen, dass diese erhöhten Wasserstoffgehalte keine Auswirkungen auf die Messgenauigkeit des Michell TDLAS-Analysators haben. Dies wird durch unabhängige Tests bestätigt, die von DBI Gas- und Umwelttechnik in Leipzig durchgeführt wurden und bei denen eine Zugabe von 10 mol% H2 in Erdgas keinen negativen Einfluss auf die Genauigkeit und die Gesamtmessleistung des TDL600 zeigten.

Da sich dieser Sektor durch die Förderung von Erdgas aus verschiedenen Quellen wie Schiefergestein weiter verändert und die Einspeisung von nicht-konventionellem Brenngas wie Biomethan und Wasserstoff alltäglicher wird, benötigen die Betreiber schnellere, genauere und robustere Messtechnologien.

Bestehende TDLAS-Analysatoren scheinen eine Lösung zu bieten, versagen aber in der Praxis oft, da in Situationen, in denen sich die Gaszusammensetzung ändert, Hintergrundstörungen zu erheblichen Fehlern führen können.

Das Michell OptiPEAK TDL600 ist in der Lage, den Feuchtigkeitsgehalt in Erdgas mit einer Genauigkeit im einstelligen ppmV-Bereich zu bestimmen, selbst bei Vorhandensein von sauren und sauren Komponenten wie Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff und bei unterschiedlichen Wasserstoffgehalten. Dieser Genauigkeitsgrad ermöglicht Effizienzeinsparungen von bis zu 20 % bei der Verarbeitung und Entfernung von Feuchtigkeit aus Erdgas.

Möchten Sie mehr über die Erdgasspeicherung erfahren? Der Wert der Gasspeicherung - Fragen und Antworten Unter Gas Infrastructure Europe ist ein ausgezeichneter Startpunkt.

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