Erdgasverbrauch messen: Thermische Alternative zu Turbinenradzählern und Quantometern

Auf einen Blick: Thermische Massendurchflussmesser von CS INSTRUMENTS erfassen Erdgasverbräuche ohne bewegte Messteile und geben den Normvolumenstrom direkt aus – für Verbrauchsmonitoring, Kostenstellen und Energiemanagement. VA 550 und VA 570 sind je nach Ausführung mit ATEX/IECEx-Zulassung bzw. mit DVGW-Zulassung für Erdgas (bis 16 bar) erhältlich.

Wann lohnt sich der Einsatz eines Thermischen Massenstromsensors?

In industriellen Erdgasnetzen arbeiten meist Turbinenradzähler, Kolbengaszähler und Quantometer; Anwender sprechen teils allgemein von Flügelradzählern. Wenn niedrige Durchflüsse unzureichend erfasst werden, bewegte Messteile Wartung verursachen oder digitale Verbrauchsdaten fehlen, ist ein thermischer Massenstromsensor für Erdgas die prüfenswerte Alternative.

So arbeiten Turbinenrad- und Drehkolbengaszähler – und wo ihre Grenzen liegen. Beim Turbinenradgaszähler trifft der Gasstrom auf ein mechanisch gelagertes Turbinenrad und treibt es an; die Drehzahl ist proportional zur Strömungsgeschwindigkeit und über den bekannten Rohrquerschnitt zum Volumenstrom. Beim Drehkolbengaszähler treibt die Druckdifferenz Rotoren in einer Messkammer, die jeweils eine exakt definierte Gasmenge einschließen und zum Verbraucher weiterfördern. Der nutzbare Messbereich mechanischer Gaszähler hängt stark von Bauart, Größe, Betriebsdruck und Ausführung ab: Einfache Quantometer arbeiten häufig mit deutlich geringerer Dynamik als ein thermischer Sensor.

Die prinzipbedingten Grenzen beider Bauarten sind die bewegten Teile: Lager altern durch Schmutz oder Abrieb und erzeugen Messabweichungen, Messbereichsüberschreitungen können Lagerschäden verursachen, manche Lager müssen regelmäßig geölt werden – was in der Praxis leicht vernachlässigt wird –, bei verunreinigtem Gas entstehen größere Abweichungen, und eine Reinigung ist kaum möglich; beim Drehkolbengaszähler kommt der bauartbedingte Druckverlust hinzu.

Teillast und Spitzen erfassen: VA 550 und VA 570 bieten eine Messspanne bis 1:1000. Entscheidend bleiben der tatsächliche minimale und maximale Durchfluss (Qmin/Qmax). Bei VA 550 und VA 570 kann der Messbereich passend zur Anwendung gewählt werden (Low Speed, Standard, Max und High Speed). Weitere Vorteile des thermischen Prinzips sind der vernachlässigbar kleine Druckverlust und die Erfassung kleinster Verbräuche: Sehr oft werden VA 550 und VA 570 bei großen Rohrquerschnitten mit geringen Gasverbräuchen eingesetzt, wo mechanische Gaszähler an ihre Grenzen stoßen.

Rotorverschleiß vermeiden: Das thermische Prinzip misst über die Wärmeabgabe eines beheizten Sensors – ohne Rotorlager, mit geringem zusätzlichem Druckverlust. Die Sensoren (Heizer und Temperatursensor) sind für den rauen Industrieeinsatz entwickelt und in einem dünnen, robusten Edelstahlrohr verbaut: keine Lager, kein Verschleiß, leicht zugänglich und im Verschmutzungsfall einfach zu reinigen. Die Geräte sind sehr robust und nahezu wartungsfrei.

Normvolumen direkt ausgeben: Mechanische Gaszähler sind in der Regel Betriebsvolumenzähler; die Umrechnung in Normvolumen erfolgt über externe Mengenumwerter mit zusätzlichen Druck- und Temperatursensoren. Damit die geforderte Genauigkeit erreicht wird, müssen diese Sensoren hochgenau sein und im oder nahe am Zähler sitzen – ihre Messfehler gehen zusätzlich zur Zählergenauigkeit ein, die in der Regel auf Betriebsvolumen angegeben ist. VA 550 und VA 570 erfassen den thermischen Massenstrom und geben daraus bei passender Gasparametrierung und festgelegten Bezugsbedingungen den Normvolumenstrom direkt aus; ein separater Mengenumwerter mit zusätzlicher Druck- und Temperaturmessung ist dafür nicht erforderlich. Für Vergleiche müssen die Bezugsbedingungen übereinstimmen (z. B. 0 °C; 1.013,25 mbar (a) nach DIN 1343 – auch als Norm-m³/Nm³ bezeichnet); für kWh-Bilanzen kommt der Brennwert hinzu.

Betriebsvolumen oder Normvolumen: Warum der Unterschied bei Erdgas entscheidend ist

Bei erhöhtem Betriebsdruck ist das Normvolumen größer als das Betriebsvolumen – im Verhältnis der Absolutdrücke, zusätzlich korrigiert um die Temperatur. Wird ein Betriebsvolumen fälschlich als Normvolumen ausgegeben oder weiterverarbeitet, wird der tatsächliche Gasverbrauch systematisch unterschätzt, und die kWh-Bilanz folgt dem Fehler eins zu eins, weil sie linear vom Volumen abhängt:

Hinzu kommt der Temperaturbezug: Zwischen 20 °C Gastemperatur und 0 °C Normbezug liegen rund 7 %. Die Werte dienen der Veranschaulichung mit idealem Gas; für Abrechnung oder hochgenaue Zustandsumrechnung sind unter anderem Temperatur, Gasbeschaffenheit und Kompressibilität zu berücksichtigen (DVGW-Regelwerk G 685). Die häufigste Fehlerquelle in Energiebilanzen ist nicht die Messgenauigkeit, sondern ein unbemerkt falscher Volumenbezug.

Wo lohnt sich die thermische Erdgasmessung besonders?

In Haupt- und Verteilleitungen überwacht eine Messstelle den Gesamtverbrauch eines Gebäudes, Bereichs oder Kesselhauses kontinuierlich – bei größeren Bestandsleitungen ist der VA 550 als Einstechsensor interessant, weil keine komplette Inline-Messstrecke in Nennweite eingebaut werden muss. Direkt vor einzelnen Verbrauchern (Kessel, Brenner, Produktionsanlagen) wird sichtbar, welcher Verbraucher wann wie viel Erdgas benötigt – die Basis für Lastprofile und Kostenstellen. Am aussagekräftigsten ist die Kombination: Hauptmessung plus Unterzähler zeigt Gesamtverbrauch und dessen Verteilung.

Wie gelangen die Messwerte ins Energiemanagementsystem?

Bei vielen installierten mechanischen Bestandszählern erfolgt die Weitergabe des Verbrauchswerts lediglich über einen Impulsausgang; moderne elektronische Zähler können ebenfalls digitale Schnittstellen bieten. VA 550 und VA 570 lassen sich – abhängig von der bestellten Ausführung – über Modbus TCP über Ethernet direkt in die zentrale Leittechnik oder eine Energiemonitoring-Software einbinden (Durchfluss, Gesamtverbrauch, Gastemperatur); ein RTU/TCP-Gateway entfällt. Optionales PoE kombiniert Datenübertragung und Versorgung in einem Netzwerkkabel – das reduziert den Installationsaufwand besonders bei mehreren Messstellen. Alternativ stehen Modbus RTU, 4–20 mA, Impuls, M-Bus, IO Link oder HART zur Verfügung.

Vorteile bei Montage, Wartung und Rekalibrierung

VA 550 als Einstechsensor nachrüsten: Der Sensor wird über einen geeigneten Prozesszugang oder Kugelhahn eingebaut. Tiefenskala und definierte Ausrichtung sichern die reproduzierbare Sensorposition. Der VA 550 für Betriebsdrücke bis 50 bar ausgelegt (DVGW-Ausführung bis 16 bar), Ein- und Ausbau unter Druck erfolgen über einen ½"-Kugelhahn mit Sicherungsring.

VA 570 als Inline-Lösung: Bei Reinigung oder Rekalibrierung bleibt die Messstrecke in der Leitung – nur die Sensoreinheit wird entnommen. Zur Rekalibrierung wird der Sensor eingesendet; Austauschsensoren können für die Dauer der Kalibrierung eingebaut werden, sodass keine Betriebsunterbrechung entsteht.

Bedienung: Bei VA 550 und VA 570 ermöglichen optische Tasten Einstellungen ohne Öffnen des Gehäuses – die Bedienung beider Geräte ist identisch. Digitale Geräte- und Statusinformationen (Modbus-Register) unterstützen Fehlersuche und Übergabedokumentation.

Praxisbeispiel: Vom Verbrauchswert zur Prozesskennzahl

Bei einer Kesselanwendung werden 330 Nm³/h Erdgas und 5.000 kg/h Dampf erfasst. Aus Gasverbrauch, Heizwert und Dampfdaten ergibt sich der Kesselwirkungsgrad – im dokumentierten Beispiel 84 %. So wird aus der reinen Verbrauchsmessung eine belastbare Kennzahl für Effizienz und Instandhaltung. (→ Anwendungsbericht Dampfkessel)

Welcher Erdgas-Durchflussmesser passt zur Anwendung?

Was gilt für ATEX und die Gasinstallation?

VA 550 und VA 570 sind je nach Variante mit ATEX/IECEx-Zulassung erhältlich; die Ex-Kennzeichnung dieser Varianten lautet laut Datenblatt: ATEX II 2G Ex db IIC T4 Gb (Gas) sowie II 2D Ex tb IIIC T90 °C Db (Staub); IECEx Ex db IIC T4 Gb / Ex tb IIIC T90 °C Db. In der Ex-Ausführung gilt eine Medientemperatur bis 120 °C und Schutzart IP 65. Die EU-Baumusterprüfbescheinigung steht im Download-Bereich. Die Prüfung der Eignung für den spezifischen Explosionsschutzbereich obliegt dem Betreiber. CS INSTRUMENTS stellt dafür technische Datenblätter und Ex-Zertifikate bereit, übernimmt aber keine beratende Funktion hinsichtlich Zoneneinteilung oder Eignung für eine spezifische Anlage.