Gasanalysatoren für Erdgasqualität und -sicherheit – H₂S, Feuchte, Spuren-O₂ und CH₄ in Pipelinequalität
Stabile Messwerte trotz Glykol-, Methanol- oder Aminmitführung und Spannungseinbrüchen an Verdichterstationen – ausgelegt auf Ihre tatsächliche Gasmatrix, nicht auf reines N₂.
Die Erdgasanalysatoren von GESHINE sind auf Teilanwendungen für Erdgasqualität und -sicherheit ausgerichtet: Überwachung der H₂S-Entschwefelung, Feuchte- und Taupunktregelung, Korrosionsschutz durch Spuren-O₂-Messung sowie die Spurenmessung von CH₄ und Kohlenwasserstoffen für Pipelines, Biogasaufbereitung und LNG-Betrieb. Wir bieten KEINE vollständige GC-Analyse der Zusammensetzung (C1–C9-Kohlenwasserstoffspezifizierung, primäre BTU-/Wobbe-Berechnung) an – dafür arbeiten wir mit GC-Herstellern zusammen.
Was diese Seite nicht bietet: GESHINE stellt keine Prozessgaschromatografen her. Wir messen weder die GC-Zusammensetzung von C1–C9 noch BTU oder den Wobbe-Index als Primärmessung. Für diese Anwendungen vermitteln wir eine GC-Integration durch Drittanbieter – siehe den Partnerbereich unten.
Klarer Leistungsumfang: Was wir tun, was nicht und wann wir weitervermitteln
Pipeline-Ingenieure verlieren Tage, wenn sie erst spät feststellen, dass ein Anbieter zu viel versprochen hat. Wir legen unseren Leistungsumfang von Anfang an offen, damit Sie in 30 Sekunden entscheiden können, ob GESHINE in Ihre engere Auswahl gehört.
Im Leistungsumfang
- Überwachung der H₂S-Entschwefelung
- Feuchte- und Taupunktregelung
- Korrosionsschutz durch Spuren-O₂-Messung
- Spurenmessung von CH₄ und Kohlenwasserstoffen
- Messgasaufbereitung für heiße und feuchte Erdgasströme
Nicht im Leistungsumfang
- Vollständige Erdgaszusammensetzung (GC-Spezifizierung von C1–C9)
- Primärmessung von BTU und Wobbe-Index
- Genauigkeitsklasse für die eichpflichtige Messung bei der Übergabe
- Nachweis von Odoriermitteln im Erdgas
Partnerlösung
Für GC-Analysen der Zusammensetzung oder die Abrechnungsgenauigkeit bei der Übergabe kontaktieren Sie uns. Wir koordinieren die GC-Integration durch Drittanbieter; die konkrete Plattform wird bei der Angebotsanfrage bestätigt.
GC-Partnerlösung anfragenVier Teilanwendungen für Erdgas, auf die wir unsere Lösungen auslegen
Jede Teilanwendung hat ihre eigene Messtechnik, ihre eigenen Fehlerursachen und ihr eigenes Kernprodukt. Wählen Sie die passende Anwendung – die Seite ist so aufgebaut, dass Sie direkt dorthin springen können.
H₂S-Entschwefelungsüberwachung
ZS8300-H2S wird hinter der Amin-, Sulfatreat- oder Eisenschwamm-Anlage installiert und überwacht den H₂S-Durchbruch in die Verkaufsleitung. Entscheidend ist nicht einfach ein Messwert – sondern ob Ihre Bleiacetatband-, EC- oder TDLAS-Messkette auch nach einer Glykol- oder Methanolbelastung noch zuverlässige Werte liefert.
Hinweise zur Auslegung- Bleiacetatband weist ausschließlich H₂S nach – Mercaptane und COS bleiben unentdeckt. Wenn Ihr Vertrag „Gesamtschwefel“ vorgibt, erfasst eine reine Bandmessung nicht alle Schwefelverbindungen.
- EC-Messzellen müssen monatlich regeneriert und auf Nullpunkt und Messspanne geprüft werden. Die laufenden Kosten dafür fallen an und schlagen sich in den Gesamtbetriebskosten über 5 Jahre nieder.
- Die H₂S-Messung mit TDLAS ist auf bestimmte Laserlinien ausgelegt. Glykol, Methanol und Amineintrag vergiften den Sensor nicht wie bei EC-Messzellen, können diese aber beeinträchtigen. Ein Filter in der Probenahmeleitung ist weiterhin zwingend erforderlich.
- Von Betreibern berichtetes Muster: Verbrauchsmaterial für Bleiacetatband verursacht bei typischem Pipelinebetrieb wiederkehrende monatliche Betriebskosten pro Gasanalysator. Austauschintervalle von 15–30 Tagen sind üblich.
Klare Einschätzung: Wenn Ihr Verkaufsvertrag Gesamtschwefel (H₂S + Mercaptane + COS) statt nur H₂S fordert, fragen Sie uns nach einer mehrstufigen Messkette – Bandmessung und TDLAS mit einer einzelnen Laserlinie weisen zu niedrige Werte aus.
Feuchte- und Taupunktregelung
Der Feuchteanalysator ZS8100-H₂O hält den Taupunkt des Verkaufsgases innerhalb der vertraglichen Vorgaben und senkt das Risiko der Hydratbildung. Bei der Spurenfeuchtemessung entscheidet die Integrität des Messgases über Erfolg oder Misserfolg – nicht der Laser.
Hinweise zur Auslegung- Querabsorption durch C1 / C2 / CO₂ verfälscht die TDLAS-Feuchtemessung tatsächlich: Methan- und Ethanlinien liegen nahe an der H₂O-Linie und lassen den Messwert zu hoch erscheinen; die CO₂-Druckverbreiterung des Peaks verschiebt ihn nach unten. Die Kalibrierung muss auf den Zusammensetzungsbereich Ihres Gases abgestimmt sein, nicht auf reines N₂.
- Umgebungsluft enthält 100×+ so viel Feuchte wie Pipelinegas – jede Verbindung vor der Messzelle kann eine Eintrittsstelle sein. Klemmringverschraubungen mit Sicherung und eine beheizte Messgasleitung oberhalb des Kohlenwasserstofftaupunkts sind unverzichtbar.
- Geben Sie die Feuchte in den vertraglich festgelegten Einheiten an: lbs/MMSCF, ppmv bei Leitungsdruck oder Taupunkt in °C bei MAOP. Ein stiller Einheitenwechsel nach Vertragsabschluss führt zu Streitigkeiten.
- Bei abgelegenen, solarversorgten Standorten bestimmen die Messgaspumpe und die beheizte Leitung den Energiebedarf des Feuchteanalysators. Lassen Sie den Leistungsbedarf vor der Auswahl des Solarmoduls auslegen.
Klare Einschätzung: Eine Drift der Absorptionsspitze ist bei Laser-Feuchtemesszellen ein bekannter Langzeitausfall. Jährliche Verifizierung mit Nullgas und Prüfung der Messspanne mit zertifiziertem Feuchtegas halten den Messwert zuverlässig. Wir berücksichtigen das im Inbetriebnahmeplan.
Korrosionsschutz durch Spuren-O₂-Messung
ZS8100-O2 überwacht O₂ an Pipeline-Eintrittsstellen und Übergabepunkten von Biogas ins Erdgasnetz. Messbereich und Messgasaufbereitung von ppm bis %vol werden bei der Angebotsanfrage passend zur Korrosionsschutzanwendung ausgelegt. Spuren-O₂ fördert Korrosion und mikrobielles Wachstum und kann bei der Biogasaufbereitung zu einem Risiko durch explosionsfähige Gemische führen.
Hinweise zur Auslegung- O₂-Eintritt in Pipelines beschleunigt die Innenkorrosion und begünstigt mikrobiell beeinflusste Korrosion (MIC). Der passende niedrige O₂-Messbereich und die Messgasaufbereitung hängen von der Anwendung ab und werden bei der Angebotsanfrage auf das Korrosionsschutzziel ausgelegt.
- Bei der Biogasaufbereitung ist ein O₂-Gehalt von über ~0,5–1 %vol im aufbereiteten Gas ein Sicherheitssignal – Ihre Brand- und Gaserkennung und der Gasanalysator müssen denselben Abschaltpunkt verwenden.
- Elektrische Störungen an Verdichterstationen (Spannungseinbrüche, Schalttransienten) wirken sich auf die 4–20-mA-Stromschleifen des Gasanalysators aus. Galvanische Trennung und eine USV-gestützte Stromversorgung sind die übliche Abhilfe.
- Auch hier ist die Integrität des Messgases entscheidend: Undichte Leitungen lassen Umgebungsluft in die Messzelle eindringen und führen zu zu hohen Messwerten. Prüfen Sie bei der Inbetriebnahme jede Verbindung mit Seifenlösung oder einem Lecksuchgerät.
Spurenmessung von CH₄ und Kohlenwasserstoffen
Die Gesamt-Kohlenwasserstoffmessung mit beheiztem FID deckt Messaufgaben für Methan und Spuren von Gesamtkohlenwasserstoffen ab – Lecksuche, Überwachung von Entlüftungen und Qualitätsbereich für RNG. Dies ist kein GC für die eichpflichtige Übergabemessung. Für die primäre Messung von BTU und Wobbe-Index siehe den Partnerlösungsbereich unten.
Hinweise zur Auslegung- CH₄-Spurenmessung ≠ Erdgaszusammensetzung. Diese Teilanwendung deckt die Einkanalüberwachung von CH₄ / THC für Sicherheit und Qualitätsbereich ab – nicht die GC-Spezifizierung von C1–C9-Kohlenwasserstoffen.
- Für BTU, Wobbe-Index und Kohlenwasserstofftaupunkt ist ein Prozessgaschromatograf (GC) das geeignete Messgerät. GESHINE stellt keine GC her, kann aber auf Anfrage eine GC-Integration durch Drittanbieter koordinieren.
- Bei Entlüftungen und diffusen Emissionen gilt: Das Treibhauspotenzial von CH₄ entspricht dem 28-Fachen von CO₂ – Betreiber von RNG-Anlagen und unterirdischen Speichern nutzen die THC-Spurenmessung als Frühwarnsystem.
- Der Kohlenwasserstofftaupunkt selbst wird berechnet und nicht mit einer einzelnen Messung bestimmt. Sprechen Sie mit uns darüber, die CH₄-Spurenmessung mit einem GC eines Drittanbieters und einem HCDP-Modell im DCS zu kombinieren.
- Eine spezielle CH₄-Messung im Prozess (TDLAS / NDIR, Messbereiche von ppm bis %vol) ist eine andere Anwendung als die THC-Spurenmessung. Informationen zur Auswahl eines Gasanalysators dafür finden Sie in der Kategorie Methananalysatoren.
Klare Einschätzung: Wenn der Einkauf ein einzelnes Gerät verlangt, das BTU und die vollständige Zusammensetzung ausgibt, ist ein GC-Projekt erforderlich. Das sagen wir Ihnen von Anfang an, statt einen CH₄-Analysator als GC-Ersatz zu verkaufen.
Einsatzbereiche für Erdgas-Gasanalysatoren
In sechs Branchen kommen die vier oben genannten Teilanwendungen unter verschiedenen Bezeichnungen zum Einsatz: Pipeline-Messung, Biogas-Einspeisung ins Erdgasnetz, LNG-Terminals, NGL-Verarbeitung, unterirdische Speicherung und Wasserstoffproduktion für Brennstoffzellen.
Pipelinebetrieb
Biogas- / RNG-Aufbereitung
LNG-Entladeterminals
NGL-Verarbeitung
Unterirdische Speicherung
Aufbereitung des Einsatzgases für die Wasserstoffproduktion
Messgasaufbereitung für Erdgasströme
Die Leistungsfähigkeit jedes oben genannten Gasanalysators hängt von der Qualität des zugeführten Messgases ab. Glykolmitführung, Methanolbelastung, Aminmitführung, Partikel und Druckschwankungen sind die Gründe, warum diese Messgeräte ausfallen – fast nie der Sensor selbst.
Auch „trockenes“ Pipelinegas enthält Methanolinjektionen, mitgeführtes TEG-Glykol, feine Partikel und Spuren von Kondensat. Die Aufgabe des Gasanalysators endet am Fenster der Messzelle. Das Messgasaufbereitungssystem (SCS) verhindert, dass Flüssigkeit und Schmutz die Messzelle beeinträchtigen.
GESHINE legt das SCS als gleichwertigen Teil des Gasanalysators aus – nicht als nachträgliche Position auf der Stückliste. Der typische Aufbau für eine Erdgas-Messstelle: Abscheider → Koaleszenzfilter → Druckregler → Membranabscheider → Durchflussregler → beheizte Messgasleitung zur Messzelle des Gasanalysators. Jedes Element erfüllt einen konkreten Zweck und verhindert bestimmte Ausfälle im Betriebszyklus.
- Sicherbare Klemmringverschraubungen und Dichtheitsprüfung bei der Inbetriebnahme – Umgebungsluft enthält 100×+ so viel Feuchte wie Pipelinegas.
- Beheizte Messgasleitung oberhalb des Kohlenwasserstofftaupunkts – Kondensation in der Leitung lässt Feuchte- und H₂S-Messwerte unbrauchbar werden.
- Regelmäßige Prüfung auf Verstopfung des Membranabscheiders – erforderlich, damit keine Flüssigkeit in die Messzelle gelangt.
- Auf die T₉₀-Ansprechzeit des Gasanalysators ausgelegte Bypass-Leitung – Verzögerungen durch lange Messgasleitungen bleiben unbemerkt, bis Sie versuchen, mit dem Messwert einen Regelkreis in Betrieb zu nehmen.
Häufige Fehler bei der Spezifikation von Erdgas-Gasanalysatoren
Fünf häufige Formulierungen in Spezifikationen, die bei der Angebotsanfrage stillschweigend zu Mehrkosten oder Problemen bei Audits führen – zusammengestellt aus öffentlich zugänglichen Betreiberbeschwerden und unseren eigenen Inbetriebnahmeprotokollen.
Bleiacetatband zur H₂S-Messung wählen, obwohl der Vertrag „Gesamtschwefel“ fordert
Bleiacetatband weist spezifisch H₂S nach – Mercaptane (RSH) und COS bleiben unentdeckt. Wenn Ihr Verkaufsvertrag oder die eichpflichtige Übergabemessung Gesamtschwefel vorgibt, weist eine Messkette mit reinem Bleiacetatband zu niedrige Werte aus. Das fällt beim nächsten Audit auf.
Feuchte spezifizieren, ohne den Bereich der Gaszusammensetzung anzugeben
Die TDLAS-Feuchtemessung wird durch Querabsorption von Methan / Ethan (Messwert zu hoch) und durch CO₂-Peakverbreiterung (Messwert zu niedrig) verfälscht. Eine Spezifikation wie „1 ppmv H₂O bei 10 MPa“ ohne Angabe des C1- / C2- / CO₂-Bereichs kann im Werk gegen reines N₂ kalibriert werden und im Einsatz um 20–40 % vom tatsächlichen Wert abweichen.
Logistik für Träger- und Kalibriergase in den Kosten über 5 Jahre vergessen
Verbrauchsmaterial für Bänder, Regeneriergas für EC-Messzellen, Trägergas für GC, Flaschen mit mehreren Kalibriergasen, Filter für Messgasleitungen und Pumpenüberholungen verursachen laufende Betriebskosten. Ein Gasanalysator mit den niedrigsten Anschaffungskosten ist über 5 Jahre häufig teurer, wenn die Logistikkosten realistisch eingerechnet werden.
Die Gasentnahmesonde weglassen, weil der Gasanalysator „kompakt aussieht“
Mitgeführte Flüssigkeiten (Glykol, Methanol oder Amine), Partikel sowie Druck- und Durchflussschwankungen sind die Gründe, warum H₂S-Gasanalysatoren ausfallen – nicht der Sensor selbst. Die Messqualität des Gasanalysators hängt von der Qualität des zugeführten Messgases ab. Planen Sie das Messgasaufbereitungssystem (SCS) als gleichwertigen Teil des Gasanalysators ein und nicht als nachträgliche Position auf der Stückliste.
Wartungsfreundlichkeit vor Ort als nebensächlich behandeln
An einer abgelegenen Pipeline-Messstation führt ein zur Reparatur eingeschicktes Modul zu einem mehrwöchigen Ausfall. Fragen Sie Anbieter, welche Module vor Ort ausgetauscht werden können, welche Ersatzteile aus dem Lager im Land versandt werden und wie der tatsächliche Wiedereinbau und die erneute Inbetriebnahme ablaufen.
FAQ zu Erdgas-Gasanalysatoren
Sieben Fragen, die Pipeline-Ingenieure vor der Angebotsanfrage stellen – plus drei Fragen aus öffentlichen Betreiberforen zu TDLAS-Feuchtedrift, monatlichen H₂S-Betriebskosten und Energiebedarf an abgelegenen oder solarversorgten Standorten.
Können Gasanalysatoren von GESHINE die vollständige Erdgaszusammensetzung (C1–C9) für BTU / Wobbe messen?
Nein. Für die vollständige Spezifizierung von Kohlenwasserstoffen und die primäre Berechnung von BTU / Wobbe ist ein Prozess-GC erforderlich, den GESHINE nicht herstellt. Kontaktieren Sie uns für die Abrechnung bei der Übergabemessung. Wir koordinieren die GC-Integration durch Drittanbieter; die konkrete Plattform wird bei der Angebotsanfrage bestätigt.
Gibt es einen Heizwert- oder BTU-Gasanalysator für Erdgas, und bietet GESHINE einen an?
Heizwert (Brennwert, BTU) und Wobbe-Index sind aus der Gaszusammensetzung abgeleitete Energiekennwerte. Daher ist ein Heizwert- oder BTU-Gasanalysator ein Prozessgaschromatograf oder ein Kalorimeter – Messgerätetypen, die GESHINE nicht herstellt. Bei Erdgas konzentriert sich GESHINE auf Qualität und Sicherheit und ergänzt damit die Energiemessung: H₂S, Feuchte / Taupunkt, Spuren-O₂ sowie CH₄- und Kohlenwasserstoffspuren. Benötigt ein Projekt zusätzlich den Energiekennwert, organisiert GESHINE die Messung der Zusammensetzung / BTU als GC-Integration durch Drittanbieter, damit Qualitäts- und Energiewerte gemeinsam bereitgestellt werden.
Welcher H₂S-Messbereich ist für die Überwachung der Erdgasqualität in Pipelines realistisch?
ZS8300-H2S deckt niedrige H₂S-Konzentrationen im ppm-Bereich ab, wie sie typischerweise hinter Entschwefelungsanlagen und bei Pipeline-Qualitätsprüfungen auftreten. Der genaue Messbereich hängt von der Auswahl der Messzelle und der Schwefelbelastung in der Gasphase ab und wird bei der Angebotsanfrage bestätigt.
Warum ist Spuren-O₂ in Erdgas-Pipelines kritisch?
O₂-Eintritt beschleunigt die Innenkorrosion, begünstigt mikrobielles Wachstum und kann bei der Biogasaufbereitung zu explosionsfähigen Gemischen führen. ZS8100-O2 misst O₂ in einem bei der Angebotsanfrage festgelegten Messbereich von ppm bis %vol für den Korrosionsschutz in Pipelines und bei der Biogas-Einspeisung ins Erdgasnetz. Der erforderliche untere Messbereich und die Messgasaufbereitung werden projektspezifisch bestätigt.
Wie messen Sie die feuchte Seite von Erdgas (am Ausgang der Entwässerung)?
Der Feuchteanalysator ZS8100-H2O misst H₂O und den Taupunkt in Pipelinegas. Typische Messstellen liegen am Ausgang eines TEG-Entwässerers und am Verkaufsgaszähler der Übergabestation, damit das Gas die Anforderungen der ISO 13686 und die vertragliche Taupunktspezifikation einhält.
Benötige ich für Erdgas ein Messgasaufbereitungssystem?
Ja – selbst „trockenes“ Pipeline-Erdgas enthält Methanol, mitgeführtes Glykol, feine Partikel und Spuren von Kondensat. Kombinieren Sie die oben genannten Spuren-Gasanalysatoren mit einem ZS-SCS-Probenahmesystem, um die Messzellen zu schützen und stabile Messwerte zu erhalten.
Decken Sie die Biogas- / RNG-Aufbereitung ab?
Ja – vor der Einspeisung ins Erdgasnetz benötigt die Biogasaufbereitung genau die H₂S-, Feuchte- und Spuren-O₂-Messungen. CH₄ / CO₂ messen wir nicht mit der Genauigkeit einer eichpflichtigen Übergabemessung; dafür ist ein GC eines Drittanbieters erforderlich. Die Überwachung der Sicherheits- und Qualitätsparameter decken wir ab.
Warum driftet mein TDLAS-Feuchtemesswert, wenn sich die Gaszusammensetzung ändert?
Querabsorber verändern das Signal der Laserlinie. Methan und Ethan absorbieren nahe der H₂O-Linie und verfälschen den Messwert nach oben, wenn die Kalibrierung auf ein mageres Gas ausgelegt wurde. Die CO₂-Peakverbreiterung verschiebt den Messwert in die andere Richtung. Abhilfe schafft eine auf die Gaszusammensetzung abgestimmte Kalibrierung anhand Ihres Gasbereichs sowie die jährliche Prüfung der Messspanne mit zertifiziertem Feuchtegas – nicht ein anderer Laser.
Wie hoch sind die realistischen monatlichen Betriebskosten für H₂S-Messung mit Bleiacetatband im Vergleich zu TDLAS?
Betreiberberichte beschreiben Verbrauchsmaterial für Bleiacetatband bei typischem Pipelinebetrieb regelmäßig als laufende monatliche Betriebskosten pro Gasanalysator. Bei H₂S-Messung mit TDLAS entfällt das Band, dafür kommen eine beheizte Messgasleitung und regelmäßige Prüfungen der Messspanne hinzu. Es geht um den Unterschied zwischen Verbrauchsmaterial und der Auslegung der Messgaskette. Die richtige Wahl hängt von Ihrem Betriebszyklus und davon ab, welche Technologie der Glykol- und Methanolmitführung in Ihrer Anwendung standhält.
Kann der Gasanalysator mit Fern- oder Solarstrom betrieben werden?
Manchmal – die Antwort hängt von der Messgaspumpe, der beheizten Leitung und dem Betriebszyklus der Elektronik ab. Bitten Sie uns, den Leistungsbedarf (W durchschnittlich / W Spitze) für die angebotene Konfiguration anzugeben, damit Solarmodul und Batterie passend dimensioniert werden können. Wir sagen nicht einfach „Ja, läuft mit Solarstrom“ und liefern dann eine 200-W-Heizleitung, die über Nacht die Batterie entlädt.
Anderer Gaszusammensetzungsbereich oder andere vertragliche Spezifikation?
Senden Sie Ihre Gasmatrix an einen Erdgas-AnwendungstechnikerBenötigen Sie eine GC-Analyse der Zusammensetzung, BTU oder Wobbe? Fragen Sie nach der Partnerlösung.
GESHINE stellt keine Prozessgaschromatografen her. Für die GC-Spezifizierung von C1–C9-Kohlenwasserstoffen, die primäre BTU- / Wobbe-Messung und Genauigkeitsklassen für die eichpflichtige Übergabemessung koordinieren wir die GC-Integration durch Drittanbieter (Plattformen der Klasse Agilent / ABB / Endress+Hauser; die konkrete Plattform wird bei der Angebotsanfrage bestätigt). Wir sagen Ihnen von Anfang an, wenn das die richtige Lösung ist und nicht unser eigenes Produkt.
- GC-Spezifizierung von C1–C9-Kohlenwasserstoffen (Mikro-GC-Plattformen von Drittanbietern)
- Primäre BTU- / Wobbe-Messung für die eichpflichtige Übergabemessung
- Modellierung des Kohlenwasserstofftaupunkts anhand der GC-Zusammensetzung
- Systeme für eichpflichtige Übergabemessungen mit Genauigkeitsklasse und vollständigem Audit-Trail
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Beschreiben Sie Ihre Anwendung (Gaszusammensetzung, Genauigkeitsklasse, eichpflichtige Übergabe- oder Kontrollmessung, Platzbedarf am Standort). Wir vermitteln Ihnen den passenden Partner – oder erklären, warum Ihre Anwendung keinen GC benötigt.
