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Erhöh­te Sicher­heit durch Radar-Füllstandsmessung

15. Februar 2022
in Chemie
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Die prä­zi­se und zuver­läs­si­ge Mes­sung des LNG-Füll­stands in Sicher­heits­be­häl­tern ist für die Lager­ver­wal­tung und Sicher­heit ent­schei­dend. Erdem Böce­kli, Pro­dukt­ma­na­ger Füll­stand bei Emer­son, erklärt, wie moderns­te berüh­rungs­lo­se Mess­ge­rä­te die ver­schie­de­nen Her­aus­for­de­run­gen die­ser Anwen­dung erfüllen.
 
Flüs­sig­erd­gas wird in kryo­ge­nen oder gekühl­ten Sicher­heits­be­häl­tern und einem übli­chen Fas­sungs­ver­mö­gen von 30.000 bis 200.000 Kubik­zen­ti­me­ter gela­gert. Die­se gro­ßen, kom­ple­xen Behäl­ter bestehen aus einem inne­ren Stahl­tank als Flüs­sig­keits­be­häl­ter, einem Außen­tank aus Beton oder Stahl, der als zwei­ter Sicher­heits­be­häl­ter dient, und einer Wär­me­iso­lie­rung zwi­schen den bei­den Tanks, um die Flüs­sig­keits­ver­damp­fung wäh­rend der Lage­rung zu minimieren.
 
Da die­se Behäl­ter tech­nisch sehr aus­ge­feilt sind, erfor­dern Pla­nung, Aus­le­gung und Kon­struk­ti­on erheb­li­che Inves­ti­tio­nen sei­tens der Tank­ter­mi­nal-Betrei­ber, und eine Kapi­tal­ren­di­te (ROI) stellt sich mög­li­cher­wei­se erst nach lan­ger Zeit ein. Die Imple­men­tie­rung eines prä­zi­sen und zuver­läs­si­gen Tank­mess­sys­tems, das die Lager­ka­pa­zi­tät und den Durch­satz stei­gert, sowie die Betriebs- und War­tungs­kos­ten mini­miert, kann dazu bei­tra­gen, dass sich die Inves­ti­ti­on schnel­ler auszahlt.
 
Die­se Tech­ni­ken stel­len einen wesent­li­chen Teil von die­sen Tank­mess­sys­te­men dar. Zuver­läs­si­ge und prä­zi­se Mes­sun­gen im Tank sind ent­schei­dend für die Lager­ver­wal­tung und den eich­pflich­ti­gen Ver­kehr und maxi­mie­ren die Wirt­schaft­lich­keit. Die­se Mes­sun­gen wer­den auch im Rah­men eines sicher­heits­tech­ni­schen Sys­tems (Safe­ty Instru­men­ted System/SIS) vor­ge­nom­men, so dass ein Über­fül­len des Tanks ver­hin­dert wird. Zudem ist die Über­wa­chung im Iso­lie­rungs­be­reich eine Metho­de, um Tank­lecks zu iden­ti­fi­zie­ren, wodurch teu­re Pro­dukt­ver­lus­te und mög­li­che Sicher­heits­vor­fäl­le ver­mie­den wer­den. Eine Über­lauf­si­che­rung und Leck­f­rüh­erken­nung sind auch äußerst wich­tig für die Ein­hal­tung umwelt­recht­li­cher Vorgaben.
 
Her­aus­for­de­run­gen bei der Mes­sung
Die Fest­stel­lung des Füll­stands und der Tem­pe­ra­tur von Flüs­sig­erd­gas in Sicher­heits­be­häl­tern stellt Betrei­ber vor diver­se Her­aus­for­de­run­gen. Die enor­me Grö­ße die­ser Tanks bedeu­tet, dass oft Gerä­te mit Mess­be­rei­chen von mehr als 40 Meter benö­tigt wer­den, was die Genau­ig­keits­an­zei­ge erschwert. Zudem wer­den die­se Tanks wäh­rend des Betriebs nicht geöff­net, und auf Mess­ge­rä­te kann wäh­rend der gesam­ten Lebens­dau­er zu War­tungs- und Kali­brie­rungs­zwe­cken nor­ma­ler­wei­se nicht zuge­grif­fen wer­den. Daher ist es äußerst wich­tig, dass die Mess­tech­nik zuver­läs­sig ist; red­un­dan­te Mes­sun­gen sind jedoch bei die­sen Anwen­dun­gen oft uner­läss­lich. Die Struk­tur im Inne­ren der Tanks stellt eine wei­te­re Her­aus­for­de­rung für die Mes­sung dar. Wäh­rend ein Stan­dard­la­ger­tank nur einen Dampf­raum hat, haben Sicher­heits­be­häl­ter zwei – einen außer­halb des Fest­dachs des Tanks und einen wei­te­ren im Inne­ren. Die­se bei­den Dampfräu­me haben unter­schied­li­che Tem­pe­ra­tu­ren, was für Lage­rungs­zwe­cke bei der Berech­nung des Flüs­sig­keits­äqui­va­lents inner­halb der Räu­me berück­sich­tigt wer­den muss.
 
Her­kömm­li­che Verfahren
Füll­stands­mes­sun­gen in LNG-Anwen­dun­gen wur­den bis­her ent­we­der mit Schwim­mer und Seil oder mit­hil­fe der Ser­vo­tech­no­lo­gie durch­ge­führt. Bei der ers­ten Metho­de wer­den ein gro­ßer Schwim­mer im Tank an einen Feder­mo­tor und eine mecha­ni­sche, nume­ri­sche Anzei­ge am unte­ren Ende außer­halb des Tanks über ein Seil­zug­sys­tem ange­schlos­sen. Für die Fern­über­wa­chung kann der Schwim­mer mit einem Mess­um­for­mer aus­ge­stat­tet wer­den, der Tank­füll­stands­wer­te an die Leit­war­te über­trägt. Bei der Ser­vo­me­tho­de wird der Schwim­mer durch einen klei­nen Ver­drän­ger ersetzt, der Auf­trieb hat, aber nicht auf der Flüs­sig­keit schwimmt. Der Ver­drän­ger hängt an einem dün­nen Draht, der an das Ser­vo­mess­ge­rät oben auf dem Tank ange­schlos­sen wird. Ein Wie­ge­sys­tem im Ser­vo­mess­ge­rät misst den Zug des Drah­tes. Signa­le des Wie­ge­me­cha­nis­mus steu­ern einen elek­tri­schen Motor in der Ser­vo­ein­heit und bewir­ken, dass der Ver­drän­ger den Bewe­gun­gen des Flüs­sig­keits­füll­stands folgt. Ein elek­tro­ni­scher Mess­um­for­mer sen­det die Infor­ma­tio­nen über eine digi­ta­le Kom­mu­ni­ka­ti­ons­mög­lich­keit an die Leitwarte.
 
Auch wenn die­se Ver­fah­ren immer noch weit ver­brei­tet sind, wei­sen sie gro­ße Defi­zi­te hin­sicht­lich Genau­ig­keit und Zuver­läs­sig­keit auf. Die Genau­ig­keit eines Mess­sys­tems mit Schwim­mer bei­spiels­wei­se ist oft man­gel­haft. Zu den Feh­ler­quel­len gehö­ren Auf­triebs­dif­fe­ren­zen, Tot­band, Schwim­mer­spiel und Hys­te­re­se in den Mecha­nis­men. Wenn bezüg­lich Schwim­mer, Seil oder Füh­rungs­draht etwas falsch läuft, sind War­tungs­ar­bei­ten im Tank erfor­der­lich, wofür die­ser außer Betrieb genom­men wer­den muss, was wie­der­um Aus­wir­kun­gen auf den Durch­satz und die Ren­ta­bi­li­tät hat. Obwohl der Schwim­mer eine rela­tiv ein­fa­che Vor­rich­tung ist, ver­fügt er über vie­le beweg­li­che Tei­le, die über die Lebens­dau­er gewar­tet wer­den müs­sen, was eben­falls die Tank­ver­füg­bar­keit beein­flusst. Ser­vo­mess­ge­rä­te sind in der Regel leis­tungs­stär­ker als Sys­te­me mit Schwim­mer, aber auch sie haben vie­le beweg­li­che Tei­le. Da der Ver­drän­ger und der Draht mit der Flüs­sig­keit in Berüh­rung kom­men, erfor­dern Ser­vo­mess­ge­rä­te mehr Auf­wand hin­sicht­lich Kali­brie­rung, rou­ti­ne­mä­ßi­ge War­tung und Repa­ra­tur, was nur mög­lich ist, wenn der Tank außer Betrieb genom­men wird.
 
Berüh­rungs­lo­se Radartechnologie 
Für zuver­läs­si­ge­re und prä­zi­se­re Mes­sun­gen wer­den bei einem moder­nen Ansatz berüh­rungs­lo­se Radar­mess­ge­rä­te ein­ge­setzt, die von oben nach unten mes­sen. Die­se Gerä­te nut­zen Mikro­wel­len­si­gna­le, die in Rich­tung Ober­flä­che der Flüs­sig­keit aus­ge­sen­det wer­den und dann zurück an den Mess­um­for­mer reflek­tiert wer­den, wodurch sehr genau und zuver­läs­sig gemes­sen wer­den kann. Für kon­ti­nu­ier­li­che Mes­sun­gen in einem Sicher­heits­be­häl­ter benö­tigt ein Radar­mess­ge­rät ein aus­rei­chend star­kes, reflek­tier­tes Signal von der Flüs­sig­erd­gas­ober­flä­che, das auch als Echo bezeich­net wird. Die Emp­find­lich­keit der Mess­ge­rä­te, die auf der fre­quenz­mo­du­lier­ten Dau­er­strich­ra­dar­tech­no­lo­gie (Fre­quen­cy Modu­la­ted Con­ti­nuous Wave/FMCW) beru­hen, ist 30mal grö­ßer als bei der Impuls­mo­du­la­ti­on. Somit wird die Signal­stär­ke maxi­miert, und FMCW-Gerä­te bie­ten eine grö­ße­re Mess­ge­nau­ig­keit und ‑zuver­läs­sig­keit.
 
Um die Signal­stär­ke von berüh­rungs­lo­sen Mess­ge­rä­ten in die­sen Anwen­dun­gen wei­ter zu erhö­hen, wird das Radar­si­gnal durch ein Beru­hi­gungs­rohr geführt, was ein star­kes, unge­stör­tes Echo von der Ober­flä­che bewirkt. Somit ermög­li­chen die­se Gerä­te hoch­ge­naue Mes­sun­gen über Distan­zen von mehr als 55 m (180 Fuß) – die wäh­rend des Tank­be­triebs über­prüft wer­den kön­nen –, und die Volu­men­un­si­cher­heit wird gegen­über her­kömm­li­chen Ver­fah­ren um bis zu 180 Pro­zent reduziert.
 
Auf­grund der extre­men Tem­pe­ra­tu­ren in kryo­ge­nen Tanks wird eine spe­zi­el­le Anten­nen­op­ti­on für den Ein­satz des Flüs­sig­erd­ga­ses ver­wen­det, damit das Mess­ge­rät kor­rekt funk­tio­niert. Die Elek­tro­nik ist im Mess­um­for­mer­kopf unter­ge­bracht, der sich außer­halb des Tanks befin­det und bei Bedarf zugäng­lich ist. Berüh­rungs­lo­se Radar­mess­ge­rä­te stei­gern die Zuver­läs­sig­keit erheb­lich, da die mitt­le­re Betriebs­dau­er zwi­schen auf­ein­an­der fol­gen­den Aus­fäl­len kri­ti­scher Tei­le in Jahr­zehn­ten gemes­sen wird. Zudem wei­sen sie kei­ne beweg­li­chen oder medi­en­be­rühr­ten Tei­le auf, wodurch die War­tungs­an­for­de­run­gen mini­mal sind.
 
Tem­pe­ra­tur­über­wa­chung
Berüh­rungs­lo­se Gerä­te zur Mes­sung wer­den in Hoch­leis­tungs­mess­sys­te­me für Tanks inte­griert, die auch LTD-Gerä­te (Füllstand/Temperatur/Dichte) zur Über­wa­chung der Tank­tem­pe­ra­tur und Dich­te­pro­fi­le ent­hal­ten. Die­se Mes­sun­gen ermög­li­chen die Erken­nung einer Schich­ten­bil­dung, die auf­tritt, wenn sich zwei getrenn­te Schich­ten von Flüs­sig­erd­gas in einem Tank bil­den. Dies kann zu einer gefähr­li­chen Frei­set­zung von Dämp­fen und einem Druck­auf­bau füh­ren, die wie­der­um einen Über­schlag ver­ur­sa­chen kön­nen. Zur Unter­stüt­zung der Lager­ver­wal­tung sind Tem­pe­ra­tur­sen­so­ren, die auch ein Online-Tem­pe­ra­tur­pro­fil als Back­up für die LTD-Gerä­te lie­fern, an meh­re­ren Stel­len instal­liert. Die Tem­pe­ra­tur­sen­so­ren sind ent­lang der inne­ren Tank­wand und am Tank­bo­den (zur Beob­ach­tung des Abkühl­vor­gangs) und inner­halb des Iso­lie­rungs­raums zwi­schen den inne­ren und äuße­ren Tank­wän­den (zur Unter­stüt­zung der Erken­nung von Lecka­gen) verteilt.
 
Tren­nung durch unter­schied­li­che oder iden­ti­sche Technologien 
Die Sicher­heits­funk­tio­nen der Tank­mess­tech­no­lo­gie sind in die­sen Anwen­dun­gen ent­schei­dend. Bei Sicher­heits­be­häl­tern ist die Instal­la­ti­on von drei Mess­ge­rä­ten üblich – das ers­te und das zwei­te Mess­ge­rät unter­stüt­zen das BPCS und das drit­te lie­fert Infor­ma­tio­nen für das SIS, wobei Alar­me nach einem Zwei-aus-Drei-Sche­ma aus­ge­löst werden.
 
Es ist ein Irr­glau­be, dass in Nor­men gefor­dert wird, dass die für das SIS ver­wen­de­te Tech­no­lo­gie eine ande­re sein muss als die für das BPCS ver­wen­de­te Tech­no­lo­gie – zum Bei­spiel Radar- und Ser­vo­tech­no­lo­gie. Dies wird in der Regel „Diver­se Sepa­ra­ti­on“ (Tren­nung mit unter­schied­li­chen Tech­no­lo­gien) genannt. Jedoch wird in der Norm IEC 61511–2, die die bes­ten Sicher­heits­stan­dards für die Umset­zung eines moder­nen SIS defi­niert, bestä­tigt, dass die Ver­wen­dung der­sel­ben Tech­no­lo­gie für bei­des zuläs­sig ist. Dies wird als „Iden­ti­cal Sepa­ra­ti­on“ (Tren­nung mit iden­ti­schen Tech­no­lo­gien) bezeich­net, und in der IEC 61511–2 wird ange­ge­ben, dass die­se Metho­de eini­ge Vor­tei­le bei der Aus­le­gung und War­tung haben kann, da sie die Wahr­schein­lich­keit für War­tungs­feh­ler reduziert.
 
Sowohl die Tren­nung mit unter­schied­li­chen als auch mit iden­ti­schen Tech­no­lo­gien ist eine gül­ti­ge Opti­on. Unter­schied­li­che Tech­no­lo­gien sor­gen jedoch für zusätz­li­che Kom­ple­xi­tät und erhö­hen die Wahr­schein­lich­keit für mensch­li­che Feh­ler, da das Per­so­nal mit der Instal­la­ti­on, Kon­fi­gu­ra­ti­on und wie­der­keh­ren­den Prü­fung zwei­er ver­schie­de­ner Tech­no­lo­gien ver­traut sein muss. Es wird immer deut­li­cher, dass die Redu­zie­rung von War­tungs- und ähn­li­chen Bedie­nungs­feh­lern ent­schei­dend ist – laut Schät­zun­gen sind 75 Pro­zent der Indus­trie­un­fäl­le auf orga­ni­sa­to­ri­sche und mensch­li­che Fak­to­ren zurück­zu­füh­ren. In die­sem Zusam­men­hang ist der Brand des Bunce­field Ölla­ger-Ter­mi­nals im Jahr 2005 im Ver­ei­nig­ten König­reich ein typi­sches Bei­spiel. Bunce­field ver­füg­te über red­un­dan­te und unter­schied­li­che Tech­no­lo­gien für die Über­füll­si­che­rung, aber der Alarm für hohen Füll­stand war auf­grund von mensch­li­chem Ver­sa­gen nicht betriebs­be­reit. Er wur­de für Tests aus­ge­schal­tet und anschlie­ßend nicht wie­der in Betrieb genom­men, war also nicht funktionsfähig.
 
Wie­der­keh­ren­de Prü­fung aus der Ferne 
Die im Rah­men eines SIS ein­ge­setz­ten Gerä­te müs­sen regel­mä­ßig einer wie­der­keh­ren­den Prü­fung unter­zo­gen wer­den, um sicher­zu­stel­len, dass sie bei einer Sicher­heits­an­for­de­rung kor­rekt funk­tio­nie­ren. Umfas­sen­de wie­der­keh­ren­de Prü­fun­gen des SIS, die jähr­lich erfor­der­lich sind, wer­den von Tech­ni­kern im Feld durch­ge­führt und von einem Mit­ar­bei­ter in der Leit­war­te über­prüft. Dabei muss das Per­so­nal auf den Tank stei­gen, um sich Zugriff zu den Instru­men­ten zu ver­schaf­fen, wobei es gro­ßen Gefah­ren aus­ge­setzt ist. Außer­dem ist dies zeit­auf­wän­dig, und der Pro­zess ist mög­li­cher­wei­se über einen län­ge­ren Zeit­raum off­line, was sich auf die Wirt­schaft­lich­keit auswirkt.
 
Teil­wie­der­keh­ren­de Prü­fun­gen, die die umfas­sen­den Prü­fun­gen ergän­zen, die­nen der Erken­nung mög­li­cher Pro­ble­me der Füll­stands­mess­ge­rä­te. Die­se Prü­fun­gen sind weni­ger umfang­reich als umfas­sen­den Prü­fun­gen und wer­den durch­ge­führt, um sicher­zu­stel­len, dass ein ein­zel­nes Gerät kei­ne inter­nen Feh­ler auf­weist, und um die Wahr­schein­lich­keit eines Aus­falls bei Anfor­de­rung (Pro­ba­bi­li­ty of Fail­u­re on Demand/PFD) auf einen pro­zen­tua­len Anteil des ursprüng­li­chen Levels zurück­zu­brin­gen. Da bei einer teil­wie­der­keh­ren­den Prü­fung nur ein pro­zen­tua­ler Anteil poten­ti­el­ler Aus­fäl­le erkannt wird, muss nach einem bestimm­ten Zeit­in­ter­vall eine umfas­sen­de Prü­fung durch­ge­führt wer­den, um das Gerät wie­der auf sei­ne ursprüng­li­che PFD zurück­zu­set­zen. Jedoch kön­nen teil­wie­der­keh­ren­de Prü­fun­gen eine Ver­län­ge­rung des Zeit­in­ter­valls zwi­schen umfas­sen­den Prü­fun­gen begrün­den, wobei die behörd­li­chen Anfor­de­run­gen ein­ge­hal­ten wer­den. Somit ist es Unter­neh­men mög­lich, Prü­fun­gen zusam­men mit geplan­ten Abschal­tun­gen zu pla­nen, was erheb­li­che Betriebs­kos­ten­ein­spa­run­gen bringt.
 
Die teil­wie­der­keh­ren­de Prü­fung von Füll­stands­mess­ge­rä­ten wur­de deut­lich ver­ein­facht, da sie aus der Fer­ne durch­ge­führt wer­den kann. Die neu­es­ten Gerä­te haben eine Funk­ti­on, bei der nur eine Rei­he ein­fa­cher Ein­stel­lun­gen und Befeh­le über eine Schnitt­stel­le in der Leit­war­te ein­ge­ge­ben wer­den muss. Somit erüb­rigt es sich, dass Mit­ar­bei­ter auf Tanks stei­gen müs­sen bezie­hungs­wei­se Tank­in­hal­ten aus­ge­setzt wer­den, und es erge­ben sich erheb­li­che Vor­tei­le in Bezug auf Risi­ko­min­de­rung, Zeit­ein­spa­rung und Effizienzsteigerung.

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Tags: EmersonMesstechnikRadarTop-Thema Chemie
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