Siemens AG, Case Study Dezember 2008

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1 Siemens AG, 2008 Einsatz von Prozessanalytik an der Pipeline-Transportkette von Erdgas Case Study Dezember 2008 Erdgas Überwachung von Erdgas bei Transport in Pipelines Erdgas ist ein äußerst wichtiger Teil der weltweiten Energieversorgung und zugleich eine der saubersten, sichersten und am besten nutzbaren Energiequellen. Im Gegensatz zu anderen fossilen Brennstoffen verbrennt Erdgas mit nur geringer Schadstoffabgabe an die Umwelt. Der Hauptbestandteil von Erdgas ist Methan; es enthält jedoch in der Regel auch Anteile an Ethan, Propan, Butan und Pentan sowie geringe Mengen höherer Kohlenwasserstoffe. Da Erdgasvorkommen häufig mit Lagerstätten von Erdöl verbunden sind, enthält Erdgas meist auch Anteile an Erdöl. Nach seiner Förderung aus dem Boden wird das Erdgas durch Entfernung von Komponenten wie Wasser, Begleitgasen, Sand, Schwefelverbindungen u. a. gereinigt, wodurch das Gas Pipeline-Qualität erhält. Bestimmte Kohlenwasserstoffe wie Propan und Butan werden nach Herauslösung aus dem Gas separat vermarktet. Das gereinigte Erdgas wird über ein Netz von Pipelines zum Verbraucher geleitet. Dieser Weg beinhaltet verfahrenstechnische Schritte wie Gasmischung und Druckerhöhung sowie fiskalische (eichpflichtige) Übergaben an z. B. andere Netzbetreiber. Das erfordert eine Überwachung des Erdgases auf seine Qualitätsparameter wie Brennwert (Calorific Value, CV), Kohlenwasserstoff-Taupunkt, Gehalt an Schwefelwasserstoff und anderen Komponenten. Der Brennwert ist von besonderer Bedeutung als Grundlage zur Verrechnung des Gases an Übergabestationen. Auch bei der zum leichteren Transport üblichen Erdgasverflüssigung zu LNG ist diese Parameterermittlung erforderlich. Für diese Aufgabe werden verbreitet Prozessgaschromatographen von Siemens eingesetzt: SITRANS CV als speziell entwickelter Brennwertanalysator und MAXUM II als universelles Gerät für die Qualitäts- und Prozessüberwachung. Natural Gas Industry s

2 Vom Bohrloch zum Endverbraucher Der Lieferweg von Erdgas vom Förderort bis zum Endverbraucher (Bild 1) umfasst verschiedene technische Transport- und Behandlungsschritte einschließlich der Durchführung von Messungen und Übergaben mit Verrechnung. Förderung und Behandlung Gassammlung am Bohrloch Sammelsysteme für Erdgas sind eine Anzahl relativ dünner Rohre, die das Erdgas der einzelnen Bohrstellen sammeln und zu einer größeren Pipeline führen. Diese leitet das Gas - in Abhängigkeit von der Qualität des Gases am Bohrloch - entweder zu einer Anlage zur Gasbehandlung oder direkt zu einer Haupt-Pipeline. Frisch gefördertes Erdgas wird allgemein als wet natural gas bezeichnet, da es häufig noch spürbare Mengen an flüssigen Kohlenwasserstoffen und anderen Verunreinigungen enthält. Anlage zur Erdgasaufbereitung Die Hauptaufgabe einer Anlage zur Erdgasaufbereitung ist die Bearbeitung des Gases bis zur erforderlichen Pipeline- Qualität. Die großen Pipelinesysteme sind aus Gründen der Betriebssicherheit nur zum Transport eines Gases zugelassen, dessen Eigenschaften wie Dichte, Druck, Kohlenwasserstoff-Taupunkt, Btu-Wert, (British thermal unit), Feuchte und H 2 S innerhalb bestimmter Toleranzgrenzen liegen. Daneben dienen Anlagen der Erdgasbehandlung auch zur Abscheidung der höheren Kohlenwasserstoffe und deren Auftrennung in Fraktionen wie Propan, Butan und Ethan sowie der Entfernung von Verunreinigungen. Dazu werden verschiedene Technologien eingesetzt. Erdgasverflüssigung zu LNG Mit zunehmender Bedeutung wird Erdgas verflüssigt, da es in dieser Form durch sein stark reduziertes Volumen über größere Strecken sehr wirtschaftlich mittels speziellen Tankschiffen zu transportieren ist. Am Zielort wird es in flüssiger Form gespeichert und abschließend zur Lieferung an den Verbraucher wieder in gasförmigen Zustand gebracht. On-shore Gasaufbereitung Pipeline Verrechnung Verbraucher Förderung Aufbereitung Transport Speicherung Verteilung Verbrauch Off-shore- Förderung LNG-Aufbereitung und Tanker Untertagespeicher Energieerzeugung Bild 1: Transportkette von Erdgas 2 Vom Bohrloch zum Endverbraucher

3 Transport und Speicherung Haupt-Pipelines Haupt-Pipelines mit großem Durchmesser dienen dem Erdgastransport über weite Entfernungen von den Fördergebieten zu den Verbraucherbereichen. Sie bilden oft vernetzte Systeme mit Haupt- und Nebenzweigen, mit Annahme- und Übergabestationen sowie Querverbindungen, um mehrere Abnehmerbereiche versorgen zu können. Gasspeicher An der Strecke oder am Ende einer Haupt-Pipeline befinden sind Gasspeicher zur Bevorratung, als Lieferreserve und zum Ausgleich von Schwankungen im Leitungssystem. Gasspeicher ermöglichen auch, Spitzenbedarf bei Abnehmern zeitgerecht zu erfüllen. Als Erdgasspeicher dienen vor allem Untertageanalgen wie leere Öl-, Gas- oder Grundwasserfelder oder Salzstöcke. Kompressorstationen Erdgas wird in Pipelines unter hohem Druck transportiert. Zur Gewährleistung eines ausreichenden Druckes in jedem Teil des Leitungssystems dienen Druckstationen, die in Abständen von etwa 100 km über das System verteilt sind. Größe der Stationen und Zahl der installierten Kompressoren sind abhängig vom Durchmesser der Leitung und der Fördermenge pro Zeiteinheit. Typische Druckwerte für größere Leitungssysteme liegen bei bis kpa. Messstationen Messstationen sind in bestimmten Abständen entlang des Leitungssystems eingerichtet. Damit können die Betreibergesellschaften den Gastransport auf seinem Weg bis zum Verbraucher verfolgen und hinsichtlich Menge, Qualität und Energieinhalt qualitativ und quantitativ überwachen. Mischstationen In Mischstationen werden Gasströme verschiedener Lieferanten mit oft unterschiedlichen Energieinhalten zusammengeführt. Eine weitere Anwendung ist die Zugabe von Biogas als definierten Anteil erneuerbarer Energie im Erdgas. Eine besonders wichtige Aufgabe einer Mischstation ist es, einen konstanten Energieinhalt der Mischung zu gewährleisten. Übergabestationen mit Verrechnung Erdgaslieferungen werden auf Basis der anderen jeweiligen Kunden gelieferten Energiemenge verrechnet. Diese wird als Produkt aus Volumenfluss unter Standardbedingungen und dem Brennwert des Gases ermittelt. Bei jedem Wechsel des Netzbetreibers oder Auslieferung an einen Kunden wird das Gas an Übergabestationen für Verrechnungszwecke auf seine Qualitätsparameter und den Energieinhalt analysiert. Das sind vor allem: Volumenfluss Der Volumenfluss wird mit Durchflussmessgeräten nach z. B. dem Ultraschall-Messprinzip bestimmt. Der Brennwert CV Der Brennwert wird mittels Gaschromatographie durch Bestimmung der Gaszusammensetzung ermittelt. Neue und verbesserte chromatographische Messtechniken, wie im SITRANS CV von Siemens verwirklicht (Seite 5), haben Genauigkeit, Zuverlässigkeit und Integrität dieser Messmethodik zur eichpflichtigen Übergabe deutlich verbessert. Darüber hinaus werden auch Parameter wie Taupunkte von Kohlenwasserstoffen und Wasser sowie die Gehalte an Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid ermittelt. Verteilung Die Verteilung an Endverbraucher ist der letzte Teil der Erdgas-Transportkette. Während Großabnehmer wie Kraftwerke oder Kommunen direkt über Leitungen hoher Kapazität beliefert werden, erhalten Kleinverbraucher das Gas durch lokale Versorgungsgesellschaften durch Leitungen geringerer Kapazität zugeführt. Vom Bohrloch zum Endverbraucher 3

4 Physikalische Eigenschaften und Qualitätsparameter Zusammensetzung und physikalische Eigenschaften von Erdgas in einem Pipeline-System können je nach Ort und Zeitpunkt unterschiedlich sein. Informationen über die jeweilige Erdgasqualität sind für Transport, Verrechnung und Nutzung von Erdgas sehr wichtig. Brennwert und Heizwert Unter Brennwert (Superior Calorific Value - CVs) eines Brennstoffes versteht man die Wärmemenge, die bei seiner Verbrennung unter Standardbedingungen von Temperatur (0, 15, 20, 25 C) und Druck (101, 325 kpa) freigesetzt wird, einschließlich der Wärmemenge, die in den dabei entstehenden feuchten Abgasen gebunden ist und durch Kondensation rückgewonnen werden kann. Unter Heizwert (Inferior Calorific Value - CVi) eines Brennstoffes versteht man die bei seiner Verbrennung freigesetzte Wärmemenge ohne Berücksichtigung der im Abgas gebundenen Wärmemenge. British Thermal Unit (BTU oder Btu) ist eine in den Branchen Energieerzeugung, Dampferzeugung und Klimatechnik gebräuchliche Energieeinheit. Sie wird parallel mit der anderen Energieeinheit, dem Joule (J) verwendet, mit der Umrechnung 1 BTU = 1 055,06 J. Brennwertermittlung mittels Gaschromatographie Die Ermittlung des Brennwertes von Erdgas erfolgt über die Bestimmung der Gaszusammensetzung. Zusätzlich wird aus dieser auch die Kompressibilität ermittelt, die zur Umrechnung des Gasflusses von Prozess auf Standardbedingungen benötigt wird. Die chromatographische Analyse von Erdgas erfolgt auf Basis der ISO 6974 (Seite 9). Das Gas wird in seine Bestandteile Methan, Ethan, Kohlendioxid, C3, C4, C5 und C6+ aufgetrennt und deren Mengen werden bestimmt. Unter Nutzung der z. B. in der ISO 6976 oder der GPS 2172 gelisteten physikalischen Kenngrößen der einzelnen Gaskomponenten kann der Energieinhalt des Gases aus der Gaszusammensetzung ermittelt werden mit den Parametern Gasfluss, Druck und Temperatur als Variable (Bild 2). Der Gaschromatograph SITRANS CV (Bild 3) wurde speziell zur Durchführung dieser Brennwertbestimmung (Messung einschließlich Rechengang) in einem einzigen kompakten Gerät entwickelt (Seite 7). Vergleichbarkeit von Gasen Wobbe Index / Dichte Der Wobbeindex eines Gases ist der Brennwert dividiert durch die Wurzel aus der Dichte des Gases und wird in Btu pro Kubik Fuß oder Megajoul pro m 3 ausgedrückt. Für Erdgas ist der typische Brennwert etwa 1,050 Btu pro Kubik Fuß und die Dichte etwa 0,59, was für den Wobbeindex einen typischen Wert von 1,367 ergibt. Der Wobbeindex ist die wichtigste Kenngröße für die Vergleichbarkeit von Brenngasen und findet sich häufig in den Spezifikationen von Gaslieferungen. Zwei Gase mit gleichen Wobbeindices verfügen bei gleichem Druck über gleiche Energieinhalte. Messung Berechnung Gasfluss Normierter Gasfluss Erdgas-Fluss Gasdruck Gastemperatur Kompressibilität (ISO12213) Energie Gaszusammensetzung (GC, ISO 6974) Brennwert, Dichte, CO 2 (ISO 6976) Bild 2: Energieinhalt-Berechnung eines Gasflusses auf Basis Gaschromatographie 4 Physikalische Eigenschaften und Qualitätsparameter

5 Kohlenwasserstoff-Taupunkt Der Kohlenwasserstoff-Taupunkt ist ein Maß für die Konzentration von Kohlenwasserstoffen in einem Gas. Er ist definiert als die Temperatur, bei der unter einem bestimmten Druck die Kohlenwasserstoff-Komponenten aus der Gasphase heraus zu kondensieren beginnen. Der Kohlenwasserstoff-Taupunkt ist für den Transport von Erdgas in Pipelines wichtig, da die bei der Kondensation höherer Kohlenwasserstoffe entstehenden Tröpfchen die Kompressorschaufeln in den Druckstationen beschädigen können. Der Kohlenwasserstoff-Taupunkt wird in der Regel mit Hilfe von Gaschromatographen und speziellen Berechnungen auf Basis von Zustandsgleichungen ermittelt. Eine andere Methode beruht auf der Verwendung von gekühlten Spiegeln. Wasser-Taupunkt Der Wasser-Taupunkt eines Gases ist die Temperatur, bei welcher, unter einem bestimmten Druck, die Feuchtigkeit des Gases zu kondensieren beginnt. Der Wasser-Taupunkt bei einem bestimmten Druck ist ein Maß für die Molfraktion Wasserdampf im Gas und damit für die spezifische Feuchte des Gases. Hierfür eingesetzte Analysatoren verwenden Sensoren (ZrO 2, Al 2 O 3, Keramik) oder Lasertechnologie. Schwefelverbindungen und CO 2 Vielfach enthält das geförderte Erdgas Schwefelwasserstoff, Mercaptane, Sulfide und Disulfide in Konzentrationen, die Transport und Verwendung des Erdgases verhindern. Man spricht hier von Sauergas. Zusätzlich kann Erdgas auch Kohlendioxid unterschiedlicher Konzentration enthalten. Zur Entfernung dieser Verunreinigungen muss das Erdgas behandelt werden, wofür mehrere Verfahren in Gebrauch sind. Zu deren Überwachung und Optimierung werden Prozess-Gaschromatographen wie der MAXUM II von Siemens (Bild 4) eingesetzt. Geruchsstoffe Nach Entfernung der Verunreinigungen ist Erdgas nahezu geruchslos, was ein erhebliches Sicherheitsrisiko darstellt, weil mögliche Leckagen im Pipelinesystem nicht einfach und schnell genug erkannt werden können. Daher ist es Vorschrift, dass Erdgas vor Lieferung an den Verbraucher zur Leckageerkennung mit einem Geruchsstoff versetzt werden muss. In USA beispielsweise müssen die Betreibergesellschaften gemäß 49CFR192 (Transportation of natural gas by pipeline, minimum federal safety standards) die Konzentration solcher Geruchsstoffe überwachen und die Übereinstimmung mit den gesetzlichen Vorgaben bestätigen. Eine zuverlässige und leistungsfähige Methode hierfür ist der Einsatz von online Prozess-Gaschromatographen wie MAXUM II. Bild 3: SITRANS CV Bild 4: MAXUM II Physikalische Eigenschaften und Qualitätsparameter 5

6 Einsatz der Prozess-Gaschromatographie Hohe Anforderungen an die Gerätetechnik Bei der Analyse von Erdgas sind die Anforderungen an die Chromatographen hinsichtlich Genauigkeit und Betriebssicherheit besonders hoch. Angesichts der schwierigen örtl. Bedingungen sind auch Fernüberwachung und robuster Aufbau von höchster Bedeutung. Förderung und Aufbereitung Bohrstelle Transport Import cross border Mischstation Biogas Aufbereitung on-/offshore/fpso Verflüssigung & Speicherung Tanker Stand der Technik Für die Erdgasanalyse an Pipelines ist heute der Einsatz eines universellen Prozess-Gaschromatographen zur Qualitäts- und Prozessüberwachung (Bestimmung von Verunreinigungen, Geruchsstoffe, Kohlenwasserstoff-Taupunkt) sowie eines speziellen Chromatographen für die eichpflichtige Brennwertbestimmung üblich. Gaschromatograph in Mikro-Technik für eichpflichtige Brennwertanalyse Angesichts der wachsenden weltweiten Nachfrage nach Erdgas, der Liberalisierung der Märkte und den international betriebenen Pipeline-Netzen wächst die Nachfrage nach speziellen Brennwert- Analysatoren zum Zweck der Energieverrechnung an den Übergabestationen. Die Forderungen an diese Geräte sind: besonders hohe Analysenleistung bei gleichzeitig kompakter Bauart und Eignung zum Betrieb an entlegenen Orten und unter sehr rauen Umgebungsbedinungen. SITRANS CV mit seiner hochmodernen Mikrotechnik erfüllt alle diese Bedürfnisse. Messorte und Messaufgaben Bild 5 zeigt den Transportweg von Erdgas von der Förderung bis zum Verbraucher mit typischen Messorten. Die Messaufgaben (Tabelle 1) variieren von schnellen Prozessmessungen, gezielter Brennwertbestimmung an Mischstationen, über eichpflichtige Brennwertermittlung an Biogas-Einspeisungen bis zu umfangreichen Qualitätsmessungen an Übergabestationen. Entsprechend variabel ist die Gerätebestückung. Beispiele zeigt Bild 6. Bild 5: Messorte entlang dem Erdgas-Transportweg Messaufgaben Untertagespeicher Export cross border Verteilung Verbraucher Kommunen Verteilung Verbraucher Industrie Überwachung der Pipeline-Qualität von Erdgas N 2, CO 2, C1 bis C5, C6+ (Applikation 1) H 2 S und COS (Applikation 2) Geruchsstoffe (Mercaptane, Disulphide, Applikation 3) Brennwertbestimmung für Zwecke der Verrechnung Bestimmung von CV / BTU Prozessüberwachung Verschiedene Applikationen und Aufgaben Gemischte Messaufgaben Brennwertbestimmung und Qualitätsüberwachung (Appl. 1) Brennwertbestimmung und umfangreiche Qualitätsüberwachung (Appl. 1, 2 und/oder 3) Brennwertbestimmung und Prozessüberwachung Tabelle 1: Messaufgaben und empfohlene Geräte Rückvergasung & Speicherung Verbraucher Kraftwerk Messsorte FPSO: Floating production storage and offloading Empfohlener Analysator SITRANS CV MAXUM II MAXUM II SITRANS CV MAXUM II, SITRANS CV SITRANS CV SITRANS CV + MAXUM II SITRANS CV + MAXUM II Bild 6: Installationsvarianten von SITRANS CV (links) und MAXUM II (rechts) für die Erdgasanalyse 6 Einsatz der Prozess-Gaschromatographie

7 SITRANS CV, die perfekte Lösung SITRANS CV design SITRANS CV ist ein äußerst kompakter online Gaschromatograph, der speziell zur Brennwertermittlung entwickelt wurde. SITRANS CV ist für vielfältige Aufgaben von der Gasförderung bis zum Verteilernetz einsetzbar, wie eichpflichtiger Gasverrechnung, Vollanalysen oder Qualitätsüberwachung des Erdgases. Hardware Die Hardware von SITRANS CV basiert auf fortschrittlicher Mikrosystemtechnik unter Verwendung von Siliziumchips. Die dadurch erreichte Miniaturisierung der wichtigsten Gerätekomponenten ermöglich einen äußerst kompakten Aufbau mit hoher Widerstandsfähigkeit gegen äußere Einflüsse. Hoher Schutz gegen Feuchtigkeit, Staub und Korrosion (IP65, NEMA4X), Betrieb bei extremen Umgebungstemperaturen (-20 bis +55 C) und Schutz gegen Explosionsgefahr durch druckfestes Gehäuse ohne Spülung sind unverzichtbare Voraussetzungen für eine Feldinstallation, häufig direkt am Ort der Probennahme. Der Analysator besteht aus drei im Gehäuse eingebauten Modulen für Analytik, Pneumatik und Eletronik. Die Module sind gleichartig aufgebaut mit einheitlicher Verbindungs- und Interfacetechnik, was den Austausch von Modulen sowie die Bervorratung von Ersatzteilen erleichtert. Live- Dosierung Trägergas Validierung WLD Säule 1 C6+ WLD Analytik-Modul Das Analytik-Modul des SITRANS CV ist speziell zur Analyse von Erdgas ausgelegt. Alle Hardwarekomponenten wie ventillose Live-Dosierung, hochauflösende Kapillarsäulen, ventillose Säulenschaltung sowie die zahlreichen in-line Detektoren (Mikro-WLD) sind durch nahezu identische innere Durchmesser, in der Regel 0,15 mm, aufeinander angepasst. Diese ideale Abstimmung ohne Totvolumina leistet einen deutlichen Beitrag zur analytischen Leistungsfähigkeit des gesamten Analysensystems. Analysenaufbau Bild 7 zeigt den Analysenaufbau mit drei Trenn- und Detektionssystemen bestehend aus Kapillartrennsäulen und inline Mikro-WLDs. Polarität und Länge der Trennsäulen sind so bemessen, dass die Analysen möglichst schnell und einfach ablaufen können. Die Listen unterhalb der Trennsysteme zeigen die jeweils aufgetrennten Komponenten an. Weitere drei inline Detektoren sind an anderen Stellen des Systems angeordnet, um den Injektionspeak und die Gasausgänge zu überwachen sowie den Verlauf der Auftrennungen zu verfolgen. Damit liefert das System wichtige Informationen über die Qualität der Dosierung und die genaue Zeiteinstellung für Rückspülung und Schnitt. Diese Informationen sind zur Überprüfung des Messsystems (Validierung) außerordentlich hilfreich. Säule 2 Propan i-butan n-butan neo-pentan i-pentan n-pentan WLD Validierung WLD WLD Validierung Live- Schaltung Säule 3 Stickstoff Methan Ethan CO2 BIld 7: Aufbau der Analysenwege im SITRANS CV mit jeweiligen Messkomponenten WLD Leitwarte CV Control & PC Anywhere Messstelle SITRANS CV Ethernet Box-PC Security- Modem Firewall INTERNET Modem Firewall Router VPN Tunnel Bild 8: Fernbedienung SITRANS CV über VPN Zusätzlich zu den wichtigsten Komponenten kann das System auch Kohlenwasserstoffe mit höheren Siedepunkten (C6+) mittels Trennsäule 1 sowie Komponenten wie Stickstoff, Methan, Ethan und CO 2 mittels Trennsäule 3 bestimmen. Auch eine verfeinerte Brennwertbestimmung mit zusätzlicher Auftrennung von Sauerstoff und CO ist möglich. Die Analysenzeit von < 180 s für alle Alternativen wird dadurch nicht überschritten. Software SITRANS CV ist mit einer deutlich und einfach strukturierten, Windows-basierten Software ausgestattet. Einige besondere Eigenschaften sind: Datensicherung > 30 Tage und Mittelwertbildung für alle Komponenten und Brennwerte Automatische Methodenoptimierung und damit erhöhte Zuverlässigkeit Logbuch für Rückverfolgung von Ereignissen und Alarmen Errechnung der optimalen Einstellung der elektronischen Druckregler statt Ermittlung durch komplexe, empirische Methoden Berechnung von Brennwert, Dichte und Wobbe-Index Eigendiagnose aller analytischen Parameter für Statusübersicht Passwort-geschützter Zugang für hohe Sicherheit Interne Mittelwertbildung und Trendermittlung SITRANS CV, die perfekte Lösung 7

8 Anschluss an Steuerungen Die im Analysator integrierten Schnittstellen erlauben die Kommunikation mit übergeordneten Steuerungen oder Flow-Computern über RS 485/MODBUS oder Ethernet TCP/IP für Fernsteuerung, Fernbedienung und Ferndiagnose. Die Installation befindet sich oft an entlegenen Orten ohne Telefonanschluss. Dafür ist eine GPRS / VPN (General Packet Radio Service / Virtual Private Network)-Lösung unter Verwendung von Siemens-Komponenten verfügbar. Beispiel für die Trennleistung zeigt Bild 9 die sehr gute Auflösung von n-butan und neo-pentane, wodurch eine Nachweisgrenze für neo-pentane von < 5 ppm möglich wird. Wiederholbarkeit Die Standardabweichung als Maß für die Güte der Wiederholbarkeit sowohl der gemessenen als auch der errechneten Größen (Tabelle 2) erfüllen bzw. übertreffen deutlich die Mindestanforderungen, die gemäß ISO 6974 an hochgenaue Brennwertanalysatoren gestellt werden. Linearität, Einpunktkalibrierung Bei Einsatz als eichfähiges Gerät zur Gasabrechnung muss ein Brennwertanalysator regelmäßig, meist wöchentlich, kalibriert werden. Die Kalibrierung erfolgt, wie in der Gaschromatographie üblich, mittels automatischer Kalibriergasaufgabe. Wegen der besonders hohen Linearität der Mikro-WLDs ist dafür nur ein einziges Kalibriergas je Messkomponente (Ein-Punkt-Kalibrierung) erforderlich, auch in der Anfahrphase des Gerätes. Komplexe Mehrpunktkalibrierungen mit bis zu 7 Kalibriergasen sind hier nicht erforderlich. Am Installationsort: Ein Box-PC mit Software für SITRANS CV- Steuerung und Fernbedienung wie PC- Anywhere ist über Modem und Firewall mit dem Internet verbunden. PC und Modem können leicht in ein Exx-d-Gehäuse integriert werden. In der Leitwarte: Ein PC mit SITRANS CV-Steuersoftware und PC-Anywhere ist über Security-Modem, Firewall und DSL-Modul mit dem Internet verbunden. Durch Firewall- und VPN-Technologie ist eine sichere bi-direktionale Kommunikation zwischen Leitwarte und Installationsort möglich. Leistungsfähigkeit Messkomponenten und errechnete Parameter Als spezieller Analysator bestimmt und errechnet SITRANS CV alle beim Transport von Erdgas erforderlichen Kenngrößen einschließlich Anzeige und Ausgabe der Werte. Tabelle 2 zeigt oben die gemessenen Komponenten mit Messbereichen, Konzentrationen und den jeweils erzielten Standardabweichungen; der untere Teil zeigt die drei daraus errechneten Parameter Brennwert, Heizwert und Wobbe Index zusammen mit den Standardabweichungen. Die Messungen und Berechnungen erfolgten auf Basis der neuen ISO-Standards, siehe unten. Trennvermögen Auftrennung und Nachweis der Erdgas- Komponenten erfolgte durch narrowbore Kapillarsäulen in Verbindung mit in-line angeordneten Detektoren. Als Komponenten Messbereich [%] Konzentration (Mittelwerte) Wiederholbarkeit als relative Standardabweichung [%] Stickstoff N 2 < Mol % Kohlendioxid CO 2 < Mol % Methan C1 > Mol % Ethan C2 < Mol % Propan C3 < Mol % iso-butan C4 < Mol % n-butan n-c4 < Mol % neo-pentan neo-c5 < Mol % iso-pentan i-c4 < Mol % n-pentan n-c5 < Mol % Sum C6+ C6+ < Mol % Calculated Values Brennwert 39,8284 MJ/m Heizwert 35,9134 MJ/m Dichte 0,7433 Kg/m Relative Dichte 0, Wobbe Index 52, Tabelle 2: SITRANS CV-Messungen mit Komponenten, Messbereichen und Wiederholbarkeit Bild 9: Trennvermögen des SITRANS CV 8 SITRANS CV, die perfekte Lösung

9 Messtechnische Zulassungen SITRANS CV in vielen Ländern durch spezielle Zertifikate für die Durchführung eichpflichtiger Messungen zugelassen (Tabelle 3). Minimaler Temperatureinfluss Wegen der häufig extremen Installationsbedingungen ist der Einfluss von Temperaturschwankungen auf die Messgenauigkeit des Gerätes ein entscheidender Faktor. Daher wurde der SITRANS CV einem sehr ausführlichen Temperaturtest (Bild 10) gemäß den Teilen der EN Norm unterzogen, die sich auf Kälte, trockene Wärme und feuchte Wärme beziehen. Die Ergebnisse waren hervorragend: Bild 11 zeigt als typisches Beispiel den minimalen Messfehler des Brennwertsignals (grün) über einen weiten Temperaturbereich zusammen mit dem von der PTB (Physikalisch Technische Bundesanstalt) tolerierten Fehlerbereich (rot). ISO (2000) Erdgas - Bestimmung der Zusammensetzung mit definierter Unsicherheit durch Gaschromatographie Teil 5: Bestimmung von Stickstoff, Kohlenstoffdioxid und C1- bis C5- und C6+-Kohlenwasserstoffen für eine Labor- und online-prozessanwendung mit drei Säulen. ISO 6976 (1995) Die DIN EN ISO 6976 spezifiziert Methoden zur Berechnung von Brennwert und Heizwert, Dichte, relativer Dichte und Wobbe-Index von trockenem Erdgas und anderen brennbaren Gasen. Die Berechnung erfolgt auf Basis der Zusammensetzung des Gases nach Molfraktionen, die mittels Gaschromatigraphie ermittelt wird. Die Norm beschreibt auch die Genauigkeit der Ermittlung von Brenn- und Heizwert in Abhängigkeit von der Genauigkeit der GC-Analyse. Temperatur [ C] SITRANS CV Absoluter 36,0 35,9 Messfehler 20 35,8 Temperatur 35, ,6 10 Brennwert 35,5 5 Tolerierter 35,4 Messfehler 0 35,3-5 35, , ,0 14:24 19:12 00:00 04:48 09:36 14:24 19:12 Zeit Brennwert [MJ/m3] Bild 11: Messfehler als Funktion der Umgebungstemperatur Behörde PTB Physikalisch-Technische Bundesanstalt General Administration of Quality, Supervision, Inspection and Quarantine of the P.R. of China Committee for Technical Regulation and Metrology of Kazakhstan Republic GOST Standard BRLM Romanian Bureau of Legal Metrology Land Deutschland China Kasachstan Russland Rumänien Tabelle 3: Zulassungen SITRANS CV für den eichpflichtigen Verkehr Bild 10: Temperaturtest, Prüfstand SITRANS CV, die perfekte Lösung 9

10 Anwendernutzen Genaue Erdgas-Analyse Sehr hohe Brennwert-Genauigkeit durch separate Analyse von C6, C7, C8 und C9 Messwerte unbeeinflusst von Änderungen von Proben- und Umgebungsdruck durch ventillose Live-Dosierung Hohe Trennleistung durch narrowbore-kapillartrennsäulen; Verstopfen der Trennsäule wird in der Praxis nicht beobachtet. Niedrige Nachweisgrenze durch empfindliche Detektoren Einsparung an kostspieligen Kalibriergasen durch hohe Linearität (Einpunktkalibrierung) Schnelle Erdgas-Analyse Sehr schnelle Analyse durch fortschrittliche Mikro-Systemtechnik Aktualisierung der Messergebnisse aller 180 s Zuverlässige Erdgas-Analyse Zuverlässige Gerätetechnik durch viele Jahrzehnte Erfahrung Plug & Play-Wartungsprinzip verkürzt Ausfallzeit auf < 2 Stunden. Zuverlässige Auftrennung durch inline-detektoren Sichere Ventilschaltung ohne bewegte Teile Erhöhte Verfügbarkeit durch automatische Methodenoptimierung Problemlose Integration in Kommunikationsnetze durch Interface-Optionen Flexible Installation durch kompakten Aufbau Sehr geringer Platzbedarf Robuster Aufbau für extreme Einsatzbedingungen; durch IP65-Feldgehäuse auch geeignet für Off-Shore- Applikationen; durch Umgebungstemperatureignung bis +55 C auch für Wüsteninstallationen z. B. im Mittleren Osten geeignet. Einfache Installation vor Ort Niedrige Betriebskosten durch modulare Bauweise Geringer Wartungsbedarf im Betrieb Minimaler Zeitbedarf für Reparaturen durch einfachen Tausch des Analytikmoduls; stabiler Betriebszustand nach nur 30 min. Trägergasverbrauch im Stand-by-Betrieb nur 6 ml/min Geringer Energieverbrauch Bild 12: Feldinstallation SITRANS CV 10 Anwendernutzen

11 Analytische Lösungen Unsere Lösungen Lösungen in der Analysentechnik werden immer von den Anforderungen des Kunden bestimmt. Wir realisieren eine durchgängige Planung vom Ort der Probennahme, über die Probenaufbereitung bis hin zum fertigen Analysensystem im Schrank oder Analysenhaus. Das schließt auch die Signalverarbeitung und die Kommunikation zum Leitsystem ein. Prozesskontrolle Integration in DCS*: Modbus PROFIBUS Industrial Ethernet OPC via Ethernet Einzelgerät Wartung ASM* Zentraler Wartungszugriff System Wir verfügen über ein breites Spektrum von extraktiven und in-situ Gasanalysatoren und Gaschromatographen (Tabelle 4) und können auf ein langjähriges, weltweites Erfahrungspotenzial in Prozessautomatisierung und Engineering zurückgreifen sowie auf eine Sammlung von speziellem Know-how in allen wichtigen Bereichen der Prozessindustrie. Sie erhalten Siemens-Qualität aus einer Hand mit der Funktionsgarantie für das ganze System. Vernetzung von Analysatoren Planung und Realisierung von Lösungen der Prozessanalytik umfassen zunehmend auch die Vernetzung der Geräte. In der Prozessindustrie ist es heute eine Standardanforderung geworden, Analysatoren und Analysensysteme zu vernetzen mit dem Ziel, einen direkten Datenverkehr von und zu den Analysatoren zu realisieren. Dabei werden zwei Ziele verfolgt (Bild 13): Die durchgängige Integration von Analysatoren und Analysensystemen in eine übergeordnete Steuerung oder ein Leitsystem und der direkte Zugriff zu den Geräten von einer Wartungsstation mit der Aufgabe, den funktionsgemäßen und zuverlässigen Betrieb der Geräte einschließlich vorbeugender Wartung zu gewährleisten. Siemens Process Analytics bietet Vernetzungskonzepte, die beide Anforderungen erfüllen (Bild 9). Kontinuierlicher Gasanalysator Prozess GC * DCS: Distributed Control System ASM: Analyzer System Manager CEMS: Continuous Emission Monitoring System Third Party Analysator Dezentral Feld- Installation Bild 13: Kommunikationsvernetzung für DCS-Integration und zentralen Wartungszugriff Tabelle 4: Gaschromatographen von Siemens Zentral Analysenhaus CEMS* Siemens Prozess-Gaschromatographen MAXUM II Der Prozess-Gaschromatograph MAXUM edition II ist bestens für den Einsatz in rauer Industrieumgebung geeignet und löst die vielseitigen Aufgaben in der chemischen und petrochemischen Industrie sowie in Raffinerien. MAXUM II zeichnet sich u. a durch ein flexibles und energiesparendes Doppelofenkonzept sowie die ventillose Dosier- und Säulenschalttechnik aus. Die mit MAXUM II realisierbare parallele Chromatographie verkürzt die Analysenzeit bei der Auftrennung komplexer Proben. Die breite Palette der Detektoren umfasst TCD, FID, FPD, PDHID, PDECD und PDPID. MicroSAM MicroSAM ist ein sehr kompakter, explosionsgeschützter Prozess-Gaschromatograph. Modernste Mikromechanik auf Basis von Silizium erlaubt Miniaturisierung bei gleichzeitiger Leistungssteigerung. MicroSAM ist denkbar einfach in der Handhabung und kann dank seiner kompakten und robusten Bauweise direkt am Ort der Probennahme installiert werden. MicroSAM verringert drastisch die Zykluszeiten, bietet ventillose Dosier- und Säulenschalttechnik und senkt die Kosten für Installation, Wartung und Service. SITRANS CV SITRANS CV (Calorific Value) ist ein sehr kompakter Prozess-Gaschromatograph speziell für die zuverlässige, genaue und schnelle Analyse von Erdgas. Die robuste Bauweise macht den SITRANS CV einsatzfähig auch in sehr rauer Umgebung, z. B. bei der Off-Shore-Exploration oder direkt an der Pipeline. Die spezielle Software "CV Control" erfüllt die Anforderungen des Erdgasmarktes z. B. nach Brennwertbestimmung oder eichpflichtigem Verkehr. Analytische Lösungen 11

12 Dienstleistungen Service-Portfolio Unser breites Portfolio an Dienstleistungen ist in Themen Beratung, Unterstützung und Service gegliedert (Bild 14). Es umfasst alle Maßnahmen und Leistungen, die von unseren Kunden während der Laufzeit einer analysentechnischen Anlage als Unterstützung benötigt werden könnten. Die Leistungen erstrecken sich von Besichtigung der Baustelle bis zur Installationsüberprüfung, von der Schulung vor Ort bis zum Ersatzteil-Management und von FEED for Process Analytics (siehe unten) bis zur Internet- Hotline: Planning & Engineering & design development FEED for Process Analytics Engineering Plant life cycle Installation & Operation & commissioning maintenance Modernization Online Support Installation and commissioning Repairs and spare parts Field service Service contracts Optimization and modernization Technical Support Überprüfung der Installation Funktionstest Abnahmetest vor Ort Schulung auf der Anlage Vorbeugende Wartung Reparaturen vor Ort Ferndiagnose Erarbeitung Ersatzteilvorrat Ersatzteil-Management Schulungszentren Prozessoptimierung Hotline über Internet FEED for Process Analytics Technische Beratung FEED for Process Analytics Front End Engineering and Design (FEED) ist ein Teil der Planungs- und Engineeringsphase bei Neu- oder Umbauprojekten prozesstechnischer Anlagen. Die FEED-Tätigkeiten liegen zeitlich nach der Konzepterarbeitung und vor der Einzelauslegung. Während der FEED-Phase bestehen beste Möglichkeiten zur Kostensenkung und Zeitoptimierung des Projektes, da hier ein Großteil der späteren Investitionen festgeschrieben und Entscheidungen getroffen werden, die sich langfristig auf Leistung, Betriebssicherheit und Betriebskosten der Anlage auswirken. Siemens Process Analytics verfügt über beste Voraussetzungen zur Durchführung von FEED for Process Analytics durch ausführliche Kenntnisse und Erfahrungen in der Analysentechnik und deren Anwendungen sowie in der Erarbeitung kompletter Lösungen für zahlreiche Industriebranchen. Gestützt auf diese Voraussetzungen bietet Siemens Process Analytics ein breites Spektrum an einschlägigen FEED-Leistungen, konzentriert auf Analysenverfahren, Technologien zur Probennahme und Lösungen für gegebene Applikationen, jedoch auch hinsichtlich z. B. Vernetzung der Geräte in Kommunikationssystemen oder Beratung bezüglich der für die Analysentechnik relevanten Normen und Standards. Damit können wir effektiv zu Sicherheit und Wirtschaftlichkeit der Projekte unserer Kunden beitragen. Gleichgültig ob Anlagenbetreiber oder Anlagenbauer, für jeden kann ein Nutzen aus diesen FEED for Process Analytics - Leistungen generiert werden: Wissen über Analytik und Verfahrenstechnik verfügbar ab Projektbeginn Erstklassige Leistungsfähigkeit der Analytik mit hoher Verfügbarkeit Fundierte Studien für realistische Investitionsentscheidungen Schnelle und eindeutige Festlegung von Spezifikation und Schaltplänen der Analyseneinrichtung Training Bild 14: Dienstleistungsportfolio von Siemens Process Analytics Geringer Aufwand für Projektleitung durch nur einen verantwortlichen Ansprechpartner Verfügbarkeit von zusätzlichem Fachwissen ohne die Kosten und Risiken einer Kapazitätserweiterung Geringstmögliche Gesamtbetriebskosten (TCO, Total Cost of Ownership) über die Lebensdauer der Analyseneinrichtung Vorhersehbare Zeitpläne durch genehmigte Designpläne bereits in der frühen Projektphase Beträchtliche Reduzierung von Änderungsaufträgen während der Projektausführung 12 Dienstleistungen

13 Siemens Process Analytics - Answers for industry Bei weiteren Fragen wenden Sie sich bitte an unsere lokalen Partner oder an die folgenden Adressen: Siemens AG I IA SC PA, Process Analytics Östliche Rheinbrückenstr Karlsruhe Deutschland Siemens Energy & Automation Inc Hollister Road Houston, TX USA Siemens Pte. Limited I IA SC PS/PA CoC 60 MacPherson Road Singapore Tel.: Fax: processanalytics.automation@siemens.com Siemens Ltd., China I IA SC, Process Analytics 7F, China Marine Tower No.1 Pu Dong Avenue Shanghai, P.R.China Tel: Fax: xiao.liu1@siemens.com Tel.: Fax: saasales.sea@siemens.com Siemens LLC I IA 2B. PO Box 2154, Dubai, U.A.E. Tel.: Fax: fairuz.yooseff@siemens.com Tel.: Fax: splanalytics.sg@siemens.com Siemens AG Sector Industrie Sensors and Communcation Process Analytics Karlsruhe GERMANY Siemens AG 2008 Änderungen vorbehalten