Raffineriegasanalyse: Zusammensetzung, Prozess und Sicherheitsaufgaben erfassen

Aktualisiert: Oktober 2026

Am Anfang der Raffineriegasanalyse steht die Entscheidung, ob die Zusammensetzung eines Gasstroms bestimmt, eine Prozesskomponente überwacht oder eine Gefahr in der Umgebungsluft erkannt werden soll. Stimmen Sie Messgröße und Probenahmesystem auf die jeweilige Aufgabe ab und vergleichen Sie anschließend die Geräte.

Die Raffineriegasanalyse unterstützt verschiedene Entscheidungen im Raffineriebetrieb. Ein Brenngassammelstrang kann mehrere Öfen versorgen und gleichzeitig Gas aus wechselnden Prozesseinheiten aufnehmen. Das Labor benötigt Angaben zur Zusammensetzung, der Betrieb zeitnahe Informationen zur Regelung und das Sicherheitsteam eine geeignete Gefahrendetektion. Wird ein einziges Gerät für alle drei Anforderungen beschafft, kann eine Messgröße fehlen. Ein guter Ausgangspunkt ist eine Liste der Entscheidungen und der jeweils benötigten Messgrößen.

Zusammensetzung von Raffineriegas: den Messgasstrom festlegen

Definieren Sie einen Raffineriegasstrom anhand seiner Quelle, der erwarteten Komponenten und des Betriebsbereichs. Raffineriegas ist kein festes Gemisch. Bei einer Anfrage zur Zusammensetzung sollten permanente Gase, einzelne Kohlenwasserstoffe, gruppierte schwerere Komponenten und die Anforderungen an die Schwefelmessung sowie die erforderliche Berichtsgrundlage genannt werden.

Typische Quellen sind Brenngassammelstränge, Recyclingsysteme, Gas aus der Entschwefelung und Prozessabgas aus der Rohölverarbeitung. Wasserstoff, Methan, Ethan, Ethylen, Propan und Propylen können je nach Analyse relevant sein. Stickstoff, Kohlendioxid und Kohlenmonoxid sollten berücksichtigt werden, wenn es die Prozessfrage erfordert. Eine Spezifikation für Pipeline-Erdgas sollte nicht automatisch als Spezifikation für jeden Petroleumgasstrom gelten.

ASTM D7833-20 behandelt die chromatografische Analyse nicht kondensierter Gase und leichter Kohlenwasserstoffe. Kohlenwasserstoffe, die schwerer als Benzol sind, werden der Gruppe C7+ zugeordnet. Für eine korrekte Analyse schwererer Komponenten ist eine geeignete Verdampfung erforderlich. Ergebnisse für gruppierte und einzelne Molekülspezies beantworten unterschiedliche Fragen.

Bei den aufgeführten Spezifikationsmerkmalen ist eine Zeile der Schwefelspezifikation gewidmet. Die Messung von Schwefelwasserstoff unterscheidet sich von der Bestimmung einzelner Schwefelspezies oder des Gesamtschwefels. ASTM D5504-20 behandelt flüchtige Schwefelspezies, auch in Anwendungen mit Raffineriebrenngas, mittels Gaschromatografie und Chemilumineszenz. Gemessen werden die Spezies, die unter den gewählten chromatografischen Bedingungen eluieren. Diese Unterscheidung ist wichtig, wenn ein Katalysator vor einem bestimmten Schadstoff geschützt werden soll.

Raffineriegasmessungen den Prozessaufgaben zuordnen

Drei Messaufgaben dienen der Projektstrukturierung: die Zusammensetzung, eine spezifische Prozess- oder Emissionsgröße und der Schutz der Umgebung. Die nachstehende Refinery Measurement Map mit 3 Messaufgaben ordnet jeder Aufgabe ein nutzbares Ergebnis zu. Der Name der Raffinerieanlage allein reicht nicht aus, um den geeigneten Detektor für die Analyse zu bestimmen und den vollständigen analytischen Umfang des Projekts festzulegen.

Die Karte unterstützt Anwendungen zur Raffineriegasanalyse, ohne jede Messaufgabe in ein Chromatografieprojekt umzuwandeln. Das Betriebsziel kann darin bestehen, ein Brenngasgemisch zu optimieren, eine Komponente nach der Behandlung zu verfolgen oder eine unerwünschte Freisetzung in die Atmosphäre zu erkennen. Dafür sind unterschiedliche Messorte und Definitionen der Ansprechzeit erforderlich.

Schornstein- und Prozessabgas erfordern ebenfalls unterschiedliche Messumfänge: Eine Emissionsanforderung für den Schornstein ist nicht automatisch eine Anforderung zur Prozesszusammensetzung. Bei einem Projekt zur Propylenproduktion definiert eine zweckmäßige Spezifikation den Messgasstrom und das erforderliche Ergebnis, statt sich auf den Namen der Produktionseinheit zu stützen.

Diese Vorschriften definieren Messverfahren für den Heizwert und weitere Anforderungen für Fackeln, die unter 40 CFR 63.670 fallen. Beim kontinuierlichen Verfahren zur Zusammensetzungsmessung werden die Komponenten mindestens einmal alle 15 Minuten gemessen. Eine alleinige Messung der Gesamtkohlenwasserstoffe erfüllt die Anforderung nicht. Die geltenden Überwachungsvorschriften umfassen außerdem Kalibrier- und Anforderungen an die Datengültigkeit gemäß Abschnitt 63.671.

Die in diesen Vorschriften behandelten Verfahren zur Zusammensetzungsmessung beruhen nicht alle auf Gaschromatografie. Anforderungen an kontinuierliche Verfahren mit Massenspektrometrie ohne Chromatografie sind in Abschnitt 63.671(f) festgelegt. Bei der Auswahl des Messverfahrens müssen die geltenden Bestimmungen zu Kalibrierung, Komponentenansprechen und Datenqualität eingehalten werden.

Gaschromatografie, Gesamtkohlenwasserstoffe oder Gasdetektion

Verwenden Sie Gaschromatografie, wenn für die Entscheidung einzelne, nach dem gewählten Verfahren getrennte Komponenten erforderlich sind. Verwenden Sie eine Messung der Gesamtkohlenwasserstoffe, wenn die Gesamtmenge der Kohlenwasserstoffe die relevante Frage beantwortet. Wählen Sie für die ermittelte Gefährdung eine passende Gasdetektion für die Umgebungsluft. Jedes Verfahren misst eine andere Größe; ein gemeinsamer Gasname bedeutet nicht, dass die Ergebnisse dasselbe aussagen.

Wie wird Raffineriegas analysiert?

Bei Raffineriegasanalysen wird eine repräsentative Probe entnommen oder kontinuierlich extraktiv entnommen und mit einem Verfahren untersucht, das sich für die benötigten Komponenten eignet. Ein Gaschromatograf trennt die Verbindungen. Spezielle Analysatoren messen die benötigten Komponenten, während andere ein aggregiertes Ansprechen ausgeben.

Die Detektorkonfiguration ist entscheidend. Ein TCD und ein FID arbeiten unterschiedlich. Für Fragestellungen zu Wasserstoff und anderen permanenten Gasen sind geeignete Messwege oder spezielle Geräte erforderlich; ein kohlenstoffbasiertes Signal kann sie nicht ersetzen. Eine komplexere Analyse ist nur dann sinnvoll, wenn die zusätzlichen Ergebnisse eine klar definierte Entscheidung unterstützen.

Der Anwendungsbereich von ASTM D7833 umfasst laut Messverfahren einen weiten Bereich: 0,03-100 mol-% nicht kohlenwasserstoffhaltige Gase bei Detektion mit Wärmeleitfähigkeit sowie 0,005-100 mol-% C1-C6-Kohlenwasserstoffe bei Flammenionisationsdetektion. Diese Verfahrensgrenzen müssen den komponentenspezifischen Grenzen des Geräts gegenübergestellt werden. Eine Bereichsangabe allein klärt weder Auflösung und Querempfindlichkeit noch die Probenrückgewinnung.

Die Überwachung der Gesamtkohlenwasserstoffe kann ein Summensignal messen. Ohne zusätzliche Analyseverfahren lassen sich Methan, Ethan und Propan damit nicht in einzelne Konzentrationen auftrennen. Ein niedriger Summenwert sagt zudem wenig über eine Komponente aus, auf die diese Messung nicht anspricht.

Die Detektion brennbarer Gase erfüllt eine eigene Sicherheitsfunktion. Das Technische Handbuch der OSHA behandelt Einflüsse des Kalibriergases und Grenzen katalytischer Sensoren für brennbare Gase, etwa ihre Abhängigkeit von Sauerstoff. Ein Prozentwert der unteren Explosionsgrenze gibt weder eine toxische Expositionskonzentration noch die vollständige Prozesszusammensetzung an.

Beispiel: (hypothetisch) Ein Kunde verlangt eine „Kohlenwasserstoffüberwachung“, muss tatsächlich aber Änderungen des Wasserstoffanteils nachvollziehen. Der Einkauf erhält ein attraktives Angebot für einen Summenkanal für Kohlenwasserstoffe. Dieser Kanal beantwortet eine andere Frage. Der Ingenieur präzisiert den Umfang, damit Wasserstoff und weitere Komponenten für die gewählte Berechnung der Brenngasqualität bestimmt werden. Eine Summenmessung bleibt nur dann enthalten, wenn sie einem separaten Zweck dient. Anschließend kann die Finanzabteilung Systeme vergleichen, die dieselben Informationen liefern. Ausschlaggebend ist die fehlende Messgröße, nicht die Annahme, dass das komplexeste Gerät immer besser ist.

Probenahme und Ansprechzeit bei Raffineriegas festlegen

Transport, Messgasaufbereitung, Auswahl des Messgasstroms, Messung und Aktualisierung der Daten beeinflussen den Nutzen eines aufgezeichneten Ergebnisses. Legen Sie die Ansprechzeit vom Prozessprobenahmepunkt bis zum nutzbaren, aufgezeichneten Ergebnis fest. Auch ein schneller Detektor kann eine alte oder veränderte Probe messen. Die Probenahmesystemauslegung muss die benötigten Komponenten über den erwarteten Druck-, Temperatur- und Phasenbereich hinweg erhalten.

Änderungen des Gaszustands und -drucks können die Probenanalyse beeinflussen. Beim Abkühlen können sich schwerere Komponenten verflüssigen. Bei der Prüfung der Messgasaufbereitung ist auch zu klären, ob durch Filtern oder Trocknen eine zu messende Komponente entfernt wird. ASTM D7833 weist darauf hin, dass bei der Probenahme ein Teil des Schwefelwasserstoffs verloren gehen kann. Die verwendeten Messgasaufbereitungssysteme müssen auf den interessierenden Analyten abgestimmt sein. Eine Probe ist nur dann nützlich, wenn sie den gemessenen Prozess repräsentiert.

Ian Verhappens Fachartikel zur Probenahmesystemtechnik behandelt Toträume, Verzögerungen und Druckabfall als separate Prüfpunkte bei der Auslegung. Die Durchflussmenge wird in Standardlitern pro Minute angegeben. Bevor sie mit dem Leitungsvolumen verglichen wird, müssen die Referenzbedingungen geklärt werden.

Wo sollte der Gasanalysator installiert werden?

Installieren Sie den Gasanalysator an einem Ort, an dem das ausgelegte System die Anforderungen an Probenintegrität, Ansprechzeit, Umgebungsbedingungen und Wartung erfüllt. Ein prozessnaher Standort kann die Transportstrecke verkürzen, während ein Schutzraum kontrollierte Bedingungen und gute Zugänglichkeit bietet. Bei der Standortwahl müssen außerdem das Explosionsschutzkonzept des Standorts sowie sichere Lösungen für die Probenentsorgung oder -rückführung berücksichtigt werden.

Eine ungünstige Entnahmestelle lässt sich nicht dadurch ausgleichen, dass der Schaltschrank nahe am Prozess aufgestellt wird. Umgekehrt kann ein geschütztes Gerät mit einem korrekt ausgelegten Transportsystem funktionieren. Die Standortprüfung sollte den gesamten Weg von der Entnahmestelle bis zum Ziel umfassen, einschließlich stagnierender Abzweige, des Umschaltens zwischen Messgasströmen und des Zeitpunkts, an dem das Leitsystem ein gültiges neues Ergebnis erhält.

Die vollständige Prüfgrenze für ein Beispiel mit Brenngassammelstrang lautet: „Von der Entnahmestelle des Brenngassammelstrangs bis zum Zusammensetzungskennzeichen im Leitsystem.“ Das Ergebnis ist eine zeitlich abgestimmte Aufzeichnung der Probenbedingungen, des Messwerts und seiner Gültigkeit. Der Betrieb legt die Anforderungen an die Ansprechzeit fest. Die Anbieter bestimmen die Prüfgrenze. Eine Prüfung der Detektoransprechzeit allein reicht nicht aus, um diesen Punkt abzuschließen.

Gaskonzentration und Berichtsgrundlagen für Kohlenwasserstoffe verstehen

Vergleichen Sie Konzentrationen erst, wenn Messgröße und Berichtsgrundlage übereinstimmen. Volumenanteil, Stoffmengenanteil, Massenkonzentration, kohlenstoffäquivalentes Ansprechen und Prozent der unteren Explosionsgrenze bezeichnen unterschiedliche Größen. Geben Sie auch die Bezugsbasis (feucht oder trocken) und das Kalibriergas zusammen mit dem Zahlenwert an, statt sie in einer Fußnote wegzulassen.

Auf derselben Volumenanteilsbasis entspricht 1 % 10.000 ppmv. Bei der Angabe als Kohlenstoffäquivalent kommt eine weitere Unterscheidung hinzu: Die Erläuterung des FID-Prinzips von HORIBA veranschaulicht dies mit 100 ppm Propan, die aufgrund der drei Kohlenstoffatome im Propan 300 ppmC entsprechen. Diese Anzahl an Kohlenstoffatomen berechtigt nicht dazu, Ansprechfaktoren der Verbindungen bei einer quantitativen Messung außer Acht zu lassen.

Analytenname, Einheit, Bezugsbasis (feucht/trocken), Kalibrierkonvention und Gruppierungsregel sollten in der Berichtskopfzeile stehen. Im festgelegten Messverfahren entspricht ein C1-Ergebnis Methan; C6+ ist ein gruppiertes Analyseergebnis. Eine Angabe, die lediglich als „Gaskonzentration“ bezeichnet ist, lässt den Vergleich unvollständig.

Das vollständige Raffineriegasanalysatorsystem validieren

Bewerten Sie das System im Hinblick auf die erforderliche Eigenschaft, repräsentative Materialien und eine vereinbarte physische Prüfgrenze. Unterscheiden Sie eine Prüfung am Analysatoreinlass von einer Prüfung des installierten Probenwegs. Legen Sie die Prüfbedingungen fest und dokumentieren Sie sie. Definieren Sie Kriterien für Präzision, systematische Abweichung und Ansprechzeit vor der Prüfung.

ASTM D3764-23 beschreibt die Leistungsvalidierung von Prozessstromanalysatoren. Die Norm bietet einen Bezugsrahmen, um Validierungsmaterialien von Materialien zu unterscheiden, die zuvor zur Entwicklung einer Korrelation zwischen den beiden Messsystemen verwendet wurden. Außerdem beschränkt sie die Validierung auf das System hinter der festgelegten Einspritz- oder Entnahmestelle sowie auf den geprüften Materialtyp und Eigenschaftsbereich. Ein einfaches Gemisch kann sich anders verhalten als eine Prozessmatrix.

Kalibrierung kann mangelnde Präzision nicht beheben, schreibt der Probenahmefachmann Tony Waters. In seiner Erläuterung zur Kalibrierung von Swagelok bedeutet Prüfen, das Ergebnis mit einem Standard zu verifizieren, während Einstellen eine Korrektur bezeichnet. Bei mangelnder Wiederholbarkeit müssen das Gerät oder die Probenbedingungen untersucht werden. Wiederholtes Nachstellen kann das eigentliche Problem verdecken.

Beispiel: (hypothetisch) Bei einer neuen Installation ist die Zylinderprüfung am Analysatoreinlass stabil, die Prozessmesswerte stimmen jedoch nicht mit dem Labor überein. Das Projektteam klärt, welchen Umfang die einzelnen Prüfungen abdecken. Dabei zeigt sich, dass die Prüfung am Einlass die Transportleitung umgeht und die Laborprobe einen anderen Entnahmezeitpunkt abbildet. Die Qualitätsleitung stimmt Vergleichsmaterial und Zeitplan aufeinander ab; ein Anbieter von Probenahmesystemen prüft, ob die Zielkomponenten erhalten bleiben. Im Abnahmebericht werden das Ergebnis am Einlass und das Ergebnis des installierten Messwegs getrennt ausgewiesen. Die Übereinstimmung bei einem einfachen Kalibriergemisch wird nicht als abgeschlossene Prüfung der gesamten Prozessmessung gewertet.

Langsame oder instabile Gasanalysator-Messwerte untersuchen

Ordnen Sie zunächst die Symptome, bevor Sie Änderungen an der Kalibrierung vornehmen. Bei trägem Ansprechen prüfen Sie Zeitverhalten und Probenbewegung. Bei instabilen Messwerten prüfen Sie Wiederholbarkeit und Bedingungen. Bei einer anhaltenden Abweichung prüfen Sie die Berichtsgrundlage der Probe sowie Probenahme und Analyseverfahren. Der Diagnosebericht sollte die ursprüngliche Beobachtung festhalten, damit eine Anpassung das Muster nicht verändert.

Bei verzögerten Messwerten vergleichen Sie den Probenzeitstempel, den Analysezyklus und die Aktualisierung des Leitsystems. Bei einer anhaltenden Abweichung vergleichen Sie die Bezugsbasis (feucht/trocken), die Kalibrierkonvention und die in den Ergebnissen enthaltenen Komponenten. Bei schwankenden Messwerten kann im Rahmen des genehmigten Wartungsverfahrens geprüft werden, ob Druck- oder Temperaturschwankungen, das Umschalten zwischen Messgasströmen oder Verunreinigungen die Ursache sind.

In einem Interview mit Control Global erwähnt der beratende Technologe Michael Chaney, dass vor der Übergabe eines Analysators zur Regelung die Strecke von der Prozessentnahmestelle bis zur Schnittstelle des Leitsystems überprüft werden sollte. Diese Prüfgrenze verhindert, dass ein Kommunikations- oder Messgasaufbereitungsproblem auf eine Detektoreinstellung reduziert wird.

Trennen Sie die Fehlersuche von Eingriffen in einen gefährlichen Prozess. Das Diagnoseblatt benennt die zuständige Fachkraft und den Bedarf; die vor Ort genehmigten Verfahren für Isolierung, Probenahme und Wartung regeln die Arbeiten an der Anlage.

Anbieter anhand des dokumentierten Messumfangs auswählen

Die Verantwortlichkeiten des Anbieters müssen zur Messaufgabe des Kunden passen und mit den übrigen Systemkomponenten abgestimmt sein. Gerätefertigung, Messgasaufbereitung, Integration und Inbetriebnahme sind getrennte Leistungsumfänge. Für jede Schnittstelle muss ein Verantwortlicher benannt sein, insbesondere wenn ein Analysator eines Drittanbieters Teil des Systempakets ist.

Zu den aktuellen Angeboten zählen die Raffineriekonfigurationen des Agilent 990 Micro GC und die Raffineriegasanalysator-Konfigurationen von Thermo Scientific TRACE 1610. Dies sind Beispiele veröffentlichter Angebote, keine austauschbaren Systempakete und keine Empfehlungen. Vergleichen Sie Kanal- und Komponentenliste und lassen Sie anschließend vom Systemintegrator die Probenahme und die Abnahmeverantwortung vor Ort für die jeweilige Konfiguration festlegen.

GESHINE bietet Prozessgasanalysatoren für definierte Komponenten und Anwendungen an. Bei vollständigen Prozess-GC-Systemen umfasst der Integrationsumfang von GESHINE bei Bedarf die Koordination mit Drittanbietern, da GESHINE keine Gaschromatografen herstellt. Die ausgewählte Plattform, die Verantwortung für die Probenahme und die Inbetriebnahme gehören in das vereinbarte Systempaket.

IEC 62381:2024 bietet einen hilfreichen Rahmen, damit Betreiber, Käufer und Anbieter Abnahmeaktivitäten vereinbaren können. Die Ausgabe 2024 ergänzt optionale Integrationstests im Werk. Ein projektspezifischer Prüfumfang ist sinnvoller, als bei jeder Gerätebestellung alle denkbaren Prüfungen vorzusehen.

Angebot für einen Raffineriegasanalysator anfordern

Definieren Sie einen Messumfang und geben Sie allen Bietern denselben vor. Dazu gehören der Prozessstrom, die erforderlichen Ausgänge, der Betriebsbereich, die Probenführung, die Versorgungseinrichtungen, die Schnittstellen und die Abnahmeverantwortlichkeiten. Vergleichen Sie den vollständigen installierten Lieferumfang und die wiederkehrenden Verpflichtungen, bevor Sie die Gerätepreise isoliert betrachten. Eine fehlende Zuständigkeit ist ein Klärungspunkt im Angebot, keine Einsparung.

Das ISA-Wissensframework für Automatisierung berücksichtigt Gerätedatenblätter, Umgebungsbedingungen, Leistung, Kommunikation und Prüfungen bei Systemauslegung und Beschaffung. Diese Angaben helfen den technischen und kaufmännischen Teams, Angebote gemeinsam zu bewerten.

Erstellen Sie eine Vergleichstabelle mit einer Zeile für jeden der folgenden Punkte und Spalten für Bieter, enthalten, kundenseitig beigestellt, ausgeschlossen, zuständige Partei und Abnahmenachweis. Kennzeichnen Sie beispielsweise ein Probenahmepanel nur dann als enthalten, wenn das Angebot dessen Auslegungsbereich und Lieferverantwortung nennt; erfassen Sie die Prüfung vor Ort separat.

Beispiel: (hypothetisch) Zwei Angebote betreffen dieselbe Zusammensetzungsmessung. Ein Angebot umfasst neben einem aufbereiteten Probenahmepanel auch die Prüfung der Schnittstelle zum Leitsystem, das andere dagegen nur das Gerät. Die Beschaffung gliedert beide Angebote in dieselben Positionen auf. Der Betrieb ermittelt, welche Wartungsarbeiten er selbst übernehmen kann, und die Finanzabteilung berücksichtigt die nicht enthaltenen Installations- und laufenden Servicekosten im Vergleich. Der Angebotspreis für das Gerät kann zwar niedriger sein, die Gesamtkosten müssen es jedoch nicht sein; entscheidend ist ein gleichwertiger Lieferumfang. Aus dem Arbeitsumfang geht außerdem hervor, wer bei einer nicht bestandenen Abnahmeprüfung vor Ort für die Klärung zuständig ist.

Stellen Sie für ein konkretes Projekt eine Komponentenliste und den Betriebsbereich bereit, um den Messumfang zu besprechen. Geben Sie außerdem an, ob es um eine Zusammensetzungsmessung, eine bestimmte Prozessgröße, Emissionsmessung oder den Schutz der Umgebungsluft geht.

Häufige Fragen zur Raffineriegasanalyse

Warum ist eine Raffineriegasanalyse erforderlich?

Ist Raffineriegas dasselbe wie Erdgas?

Wie oft muss ein Raffineriegasanalysator kalibriert werden?

Wie vielen ppm entsprechen 1 % Gas?

Kann ein Kalibriergasgemisch für alle Raffineriegasströme verwendet werden?