Der vollständige Leitfaden zur Auslegung von Erdgas-Druckerhöhungsverdichtern

Ein Erdgas-Druckerhöhungsverdichter erhöht den Druck von Gas, das bereits über dem Atmosphärendruck liegt – etwa Gas aus einer Pipelineabzweigung, Ringraumgas am Bohrlochkopf oder einen Niederdruck-Sammelstrom – auf das für den nachgelagerten Prozess erforderliche Niveau. Dieser Leitfaden behandelt die Physik der Verdichtung, die entscheidenden Kriterien für die Auswahl zwischen Hubkolben-, Schrauben- und Kreiselverdichtern, eine Auslegungsmethode mit vier Parametern, die praxisgerechte Auslegung von API 618 und NACE MR0175 ohne sich von Herstellerwerbung täuschen zu lassen sowie die Berechnung der Lebenszykluskosten, die technische Einkäufer tatsächlich verwenden. Die Daten stammen vom U.S. Department of Energy, aus dem EIA Natural Gas Annual, aus Forschungsarbeiten von Penn State Extension zu Verdichterstationen, aus API 618 (6. Ausgabe, 2024) und aus dreißig Jahren Fertigungspraxis für Hubkolben-Druckerhöhungsverdichter im Pangeng-Werk in Bengbu, China.

Was ist ein Erdgas-Druckerhöhungsverdichter? Seine Rolle in der Gaswertschöpfungskette

Erdgas-Druckerhöhungsverdichter sind nachgeschaltete Verdichtungseinheiten. Sie nehmen Gas bei mittlerem Druck auf – häufig mit einem Saugdruck von 0.02 bis 4,0 MPa – und erhöhen ihn auf den für den nächsten Schritt in der Wertschöpfungskette erforderlichen Druck. Dazu kann gehören, Ringraumgas am Bohrlochkopf von 0,05 MPa auf eine Pipelinevorgabe von 1,8 MPa zu bringen, den Pipeline-Druck nach 50 Meilen reibungsbedingtem Druckverlust wieder auf 4,2 MPa anzuheben oder eine CNG-Tankstelle mit Gas bei 25 MPa zu versorgen. Ein Druckerhöhungsverdichter unterscheidet sich vom Primärverdichter durch seine Ausgangsbedingungen: Das Gas liegt bereits über dem Atmosphärendruck. Daher arbeitet jede Einheit mit höherem Saugdruck, einem geringeren Verdichtungsverhältnis je Stufe und generell einem gleichmäßigeren Betriebszyklus. Für die richtige Positionierung eines Druckerhöhungsverdichters muss man wissen, wo in der Wertschöpfungskette Druck verloren geht. Laut einer Forschungsarbeit von Penn State Extension zu Erdgas-Verdichterstationen arbeiten überregionale Fernleitungen mit 800 bis 1.200 psi; die Verdichterstationen liegen 40 bis 70 Meilen auseinander, um den Druckverlust auszugleichen. Aus Daten des U.S. Department of Energy NETL zu Fernleitungsnetzen lässt sich unter normalen Betriebsbedingungen ein Druckverlust von etwa 2.5 bis 5 psi je Meile ableiten. In Werbematerialien wird dieser Wert oft auf 5 bis 15 psi je Meile übertrieben. In der Praxis tritt ein solcher Druckverlust nur bei stark ausgelasteten oder unterdimensionierten Abschnitten auf. Vier typische Einsatzbereiche bestimmen die Förderaufgabe: (1) Rückgewinnung von Ringraumgas am Bohrlochkopf – Ringraumgas, das sonst abgefackelt würde, wird zu Pipelinegas; (2) Druckerhöhung in Sammel- und Fernleitungssystemen – der Volumenstrom bleibt über dem vertraglich vereinbarten Lieferdruck; (3) Betankung von CNG-Fahrzeugen – Gas in kommunaler Versorgungsqualität wird auf einen Speicherdruck von 20–25 MPa verdichtet; und (4) Druckerhöhung von Brenngas – Gasturbinen in Kraftwerken werden mit Gas versorgt, das einen Düsendruck von 3–5 MPa erfordert. Jeder Einsatz erfordert ein anderes Verdichtungsverhältnis, eine andere Anzahl an Verdichterstufen und eine andere Art der Gasbehandlung. Einen Überblick über die Grundlagen der Förderaufgabe von Druckerhöhungsverdichtern allgemein (nicht nur für Erdgas) finden Sie in unserem Hintergrundartikel zu den Grundlagen der Druckerhöhungsverdichtung. Wie sie sich von Primärverdichtern unterscheiden, erfahren Sie unter Unterschiede zwischen Druckerhöhungs- und Primärverdichtern.

Funktionsweise von Erdgas-Druckerhöhungsverdichtern – Thermodynamik und mehrstufige Verdichtung

Ein Hubkolben-Erdgasverdichter arbeitet im Zylinder mit vier Takten, die sich auf zwei mechanische Bewegungen verteilen: Der Kolben bewegt sich zurück, die Saugventile öffnen sich und Gas strömt bei Eintrittsdruck in den Zylinder. Anschließend bewegt sich der Kolben vorwärts, die Saugventile schließen sich und das Gas wird verdichtet, bis sein Druck den Druck in der Austrittsleitung übersteigt. Die Austrittsventile öffnen sich und das verdichtete Gas strömt in den Druckluftbehälter. Die für die Verdichtung benötigte polytrope Arbeit steigt mit dem Druckverhältnis stark an – ungefähr entsprechend P₂ geteilt durch P₁ und hoch (γ-1)/γ – und der größte Teil dieser Arbeit wird in Wärme umgewandelt. Diese Wärme ist der Grund für die mehrstufige Verdichtung. Feldmessungen von Penn State Extension an Fernleitungs-Verdichterstationen zeigen: Je 100 psi Druckerhöhung des Gases während der Verdichtung steigt die Temperatur des Gasstroms um 7 bis 8 °F. Bei einer einstufigen Verdichtung von 0,1 MPa auf 5 MPa läge die Austrittstemperatur deutlich über 180 °C – heiß genug, um Schmieröl zu zersetzen, Ventilsitze zu verkoken und die Lebensdauer der Kolbenringe zu verkürzen. Bei mehrstufiger Verdichtung mit Zwischenkühlung wird das Gas vor dem nächsten Verdichtungsschritt wieder auf etwa 40 °C abgekühlt. So arbeitet jede Stufe mit einem geringeren Verdichtungsverhältnis und einer niedrigeren thermischen Belastung.

Wie funktioniert ein Erdgas-Druckerhöhungsverdichter?

Hubkolben-Erdgas-Druckerhöhungsverdichter durchlaufen je Stufe fünf aufeinanderfolgende Vorgänge: (1) Der Zylinder saugt Gas bei Eintrittsdruck über die Saugventile an. (2) Der Kolben kehrt seine Bewegungsrichtung um und die Saugventile schließen sich. (3) Das Gas wird adiabatisch verdichtet, bis sein Druck den Druck auf der Austrittsseite übersteigt. (4) Die Austrittsventile öffnen sich und das verdichtete Gas strömt zum Zwischenkühler oder in die Austrittsleitung. (5) Der Vorgang wiederholt sich in der nächsten Verdichterstufe, die nun mit dem zwischengekühlten Gas bei erhöhtem Eintrittsdruck beginnt. Mehrstufige Anordnungen mit Zwischenkühlung ermöglichen es einem einzelnen Verdichteraggregat, 50 MPa oder mehr zu erreichen und dabei die Austrittstemperatur jeder Stufe unter 150 °C zu halten – der in der Branche üblichen Obergrenze für einen zuverlässigen Langzeitbetrieb. Einen allgemeinen Überblick über die Betriebszyklen von Hubkolben- und Membranverdichtern finden Sie in unserer Referenz zu den Betriebszyklen von Druckerhöhungsverdichtern. Die 2024 im PMC-Archiv der U.S. National Library of Medicine veröffentlichte, von Fachleuten begutachtete Studie zu Schwingungen und Druckpulsationen in einem Hubkolbenverdichter bietet ein seltenes öffentlich zugängliches Beispiel dafür, wie die Abnahmekriterien nach API 618 und ISO 20816-1 mit Messungen an einer realen Maschine abgeglichen werden. Eine hilfreiche Lektüre für alle, die ein neues Druckerhöhungssystem spezifizieren.

Hubkolben-, Schrauben- oder Kreiselverdichter – die Technologieauswahl

Bei der Erdgas-Druckerhöhung im Volumenstrombereich von 20–3.500 Nm³/h und Austrittsdrücken über etwa 2 MPa sind Hubkolbenverdichter marktführend – und das hat technische Gründe. Entscheidend sind drei mechanische Eigenschaften: die Toleranz gegenüber feuchtem Gas, der Wirkungsgrad bei hohen Verdichtungsverhältnissen und die stufenweise Leistungsanpassung an schwankende Gaszufuhr am Bohrlochkopf. Schraubenverdichter sind bei Austrittsdrücken über 50 psi (etwa 0,35 MPa) im Nachteil, da ihr festes internes Volumenverhältnis die Druckerhöhung nicht effizient abbildet. Kreiselverdichter arbeiten bei Volumenströmen unter etwa 5.000 Nm³/h ineffizient, weil ihre Laufräder in den Pumpgrenzbereich geraten. Die folgende Tabelle vergleicht drei Technologien anhand von Kenngrößen, die beim Erdgasbetrieb tatsächlich wichtig sind. Die Regel zum Umschlagpunkt des Druckverhältnisses. Die klarste Auswahlregel für Druckerhöhungsverdichter findet sich im Compressor Handbook und in Compressors: Selection and Sizing (3. Ausgabe): Ein einstufiger Verdichter mit Eintritt unter Atmosphärendruck ist auf etwa 50 psi Austrittsdruck begrenzt. Unterhalb dieser Schwelle sind Schraubenverdichter bei den Investitionskosten im Vorteil. Bei der Erdgas-Druckerhöhung liegt der Saugdruck bereits höher; deshalb markiert dieselbe Schwelle von 50 psi (≈0,35 MPa) den Umschlagpunkt: Oberhalb davon ist der Hubkolbenverdichter bei Volumenströmen unter 3.500 Nm³/h sowohl bei den Investitions- als auch bei den Lebenszykluskosten im Vorteil. Unterhalb davon kann der Schraubenverdichter bei Energieverbrauch und Platzbedarf mithalten. Einen Kreiselverdichter für einen Volumenstrom von 500 Nm³/h am Bohrlochkopf einzusetzen, weil „größer gleichmäßiger läuft“, ist der klassische Fehlgriff. Die Maschine arbeitet die meiste Zeit nahe der Pumpgrenze, und der Austrittsdruck bleibt nicht in einem brauchbaren Bereich.

„Die richtige Auslegung und ein gutes Verständnis der Kennlinie können den Unterschied ausmachen zwischen einem System, das jahrelang reibungslos läuft, und einem, das bei jedem Anlauf in den Pumpbetrieb gerät. Die drei häufigsten Fehlentscheidungen, die ich sehe, sind Kreiselverdichter bei niedrigen Volumenströmen in Sammelsystemen, Schraubenverdichter mit mehr als 50 psi Austrittsdruck und Hubkolbenverdichter, die nur anhand des Nennvolumenstroms ausgewählt werden, ohne die Regelbereichskennlinie zu berücksichtigen.“

Einen breiteren Technologievergleich über die Erdgasverdichtung hinaus finden Sie in unserer Übersicht zu Bauarten von Druckerhöhungsverdichtern. Ausführlichere Informationen zu Hubkolbenverdichtern bietet unser Beitrag zu den Grundlagen der Hubkolbenverdichtung.

Einsatzbereiche von Erdgas-Druckerhöhungsverdichtern entlang der Wertschöpfungskette

Die US-Produktion von trockenem Erdgas erreichte 37.72 trillion cubic feet im Jahr 2024. Laut monatlicher Erfassung der EIA lag der Verbrauch im Durchschnitt bei einem Rekordwert von 90.3 Bcf/d. Um dieses Volumen vom Bohrlochkopf bis zum Endverbraucher zu transportieren, muss es an etwa fünf verschiedenen Punkten verdichtet werden. Erdgas-Druckerhöhungsverdichter übernehmen dabei drei wichtige Aufgaben. Bei der Rückgewinnung von Ringraumgas wird Niederdruckgas aus dem Ringraum aufgefangen, das sonst abgefackelt oder abgeblasen würde, wenn der Lagerstättendruck unter den erforderlichen Pipeline-Lieferdruck fällt. Der Eintrittsdruck kann bei erschöpften Bohrungen auf 0,02 MPa sinken. Die Gaszusammensetzung schwankt zwischen 60 % und 85 % Methan und umfasst schwerere Kohlenwasserstoffe, CO₂, Wasserdampf und häufig H₂S. Standardaggregate für Ringraumgas erhöhen den Druck dieses Stroms für die Einspeisung in die Pipeline auf 1,8 MPa. Beispiel: Bei einem Betreiber in einem bestehenden Fördergebiet in West-Texas sank der Sammeldruck innerhalb von achtzehn Monaten von 0,15 MPa auf 0,05 MPa, als drei nahe gelegene Bohrungen alterten. Der ursprüngliche Schraubenverdichter auf einem Skid war für den höheren Eintrittsdruck ausgelegt. Als der Saugdruck sank, lief die Einheit die meiste Zeit des Tages im Leerlauf mit Rückführung. Ein zweistufiges Hubkolben-Verdichteraggregat, ausgelegt für einen Saugdruck von 0,02 MPa, gewann zusätzlich 420 Nm³/h verkaufsfähiges Gas zurück – das entsprach bei den damaligen Henry-Hub-Preisen jährlichen Einnahmen von etwa $310.000. Druckerhöhung in Fernleitungs- und Sammelsystemen stellt den Druck zwischen Verdichterstationen wieder her. Laut Forschungsarbeiten von Penn State Extension liegen Verdichterstationen an überregionalen Fernleitungen im Abstand von 40 bis 70 Meilen; die Leitungen arbeiten mit 800–1.200 psi. Daten des U.S. DOE NETL legen bei einem ausgelasteten Fernleitungsabschnitt einen Druckverlust von etwa 2.5 bis 5 psi je Meile nahe, also rund 250 psi über eine Strecke von 50–100 Meilen. Druckerhöhungsstationen arbeiten kontinuierlich mit relativ niedrigen Verdichtungsverhältnissen (1.5:1 bis 2:1). Je nach Volumenstrom übernehmen dafür Hubkolbenverdichter in V-Anordnung für den Dauerbetrieb oder mehrstufige Kreiselverdichter die Last. CNG-Fahrzeugtankstellen erhöhen den Druck von Gas in kommunaler Versorgungsqualität von 0,2–0,4 MPa auf einen Speicherdruck von 20–25 MPa. Um den Bedarf während der Spitzenzeiten abzudecken, kombinieren Auslegungen häufig eine erste Verdichterstufe mit Schraubenverdichter, der große Volumenströme bei moderatem Verdichtungsverhältnis bewältigt, mit Hubkolbenverdichtern als zweiter und dritter Stufe, die den Druck bis zum endgültigen Speicherdruck erhöhen. Beispiel: Ein Flottenbetreiber rüstete einen kommunalen Betriebshof um und spezifizierte ein einzelnes fünfstufiges Hubkolben-Verdichteraggregat. Dabei blieb unberücksichtigt, dass 80 % des Tagesvolumens innerhalb eines Zeitfensters von zwei Stunden gefördert wurden. Während der Spitzenzeiten lief die Maschine mit häufigen Lastwechseln; nachts stand sie im Leerlauf. Durch die Aufteilung der Förderaufgabe auf einen Schraubenverdichter als erste Stufe und einen dreistufigen Hubkolbenverdichter als Endstufe sank der Energieverbrauch schätzungsweise um 18 %, und das Ventilwartungsintervall je Stufe verdoppelte sich. Druckerhöhung von Brenngas in Kraftwerken mit Gasturbinen erhöht den Druck der lokalen Versorgung von etwa 0,5 MPa auf einen Düsendruck von 3–5 MPa. Bei der Verdichtung von Biogas und Deponiegas mit einem Methananteil von 50 %, hohem CO₂-Anteil und Feuchtigkeit sind medienberührte Teile aus Edelstahl und eine intensivere Abscheidung erforderlich. Einen Überblick über das Pangeng-Serienportfolio für diese Einsatzbereiche – Ringraumgas, Fernleitungen und CNG-Verdichteraggregate – finden Sie bei den kundenspezifischen Erdgasverdichteraggregaten von Pangeng.

Auslegung und Auswahl eines Erdgas-Druckerhöhungsverdichters – die Methode mit 4 Parametern

Fast jeder Fehlkauf eines Verdichters lässt sich auf eine unvollständige Angebotsanfrage zurückführen. Vier Parameter bestimmen 90 % der Auslegungsentscheidung. Fehlt einer davon, müssen die Anbieter raten – und ihre Annahme fällt meistens zugunsten einer größeren Maschine aus. Die Auswahlmethode mit 4 Parametern legt die Eingaben eindeutig fest.

Welche Größe muss mein Erdgasverdichter haben?

Bei der Auslegung eines Erdgas-Druckerhöhungsverdichters werden die vier genannten Parameter – Volumenstrom Q, Eintrittsdruck P₁, Austrittsdruck P₂ und Gaszusammensetzung X – in die Anzahl der Verdichterstufen, den Hubraum der Zylinder und die Antriebsleistung übersetzt. Eine brauchbare erste Schätzung der aufgenommenen Leistung lautet P_kW ≈ Q × (P₂ − P₁) × k / η. Dabei ist k der Koeffizient für die polytrope Arbeit (bei typischen Verdichtungsverhältnissen für Methan etwa 0.11) und η der isentrope Wirkungsgrad (bei modernen Hubkolbenverdichtern 0,85–0,90). Ein Volumenstrom von 500 Nm³/h, der mit einem zweistufigen Hubkolbenverdichter von 0,1 MPa auf 1,8 MPa erhöht wird, benötigt an der Welle etwa 55–65 kW – vor Leistungsreduzierung des Antriebs und Berücksichtigung der Umgebungsbedingungen. Das liefert den Rahmen; die endgültige Auslegung hängt von der Gaszusammensetzung und dem Lastprofil ab. Die Gaszusammensetzung entscheidet, ob die Auswahl fachgerecht ist. Ein H₂S-Anteil über etwa 200 ppm (0,345 kPa Partialdruck bei typischem Saugdruck) löst Anforderungen an die Werkstoffe medienberührter Teile nach NACE MR0175 / ISO 15156 aus. Dazu zählen Werkstoffe, PTFE-basierte Stopfbuchspackungen und korrosionsbeständige Dichtungen. Ein Biogasstrom mit hohem CO₂-Anteil erfordert ebenfalls medienberührte Teile aus Edelstahl und eine intensivere Entwässerung. Wird dies in der Angebotsanfrage nicht berücksichtigt, wird aus dem „günstigen“ Verdichter schnell der teurere – der Austausch von Zylindern, die für den Sauergasbetrieb ungeeignet sind, kostet mehr als das ursprüngliche Verdichteraggregat.

Eintrittsdruck P₁	Austrittsdruck P₂	Empfohlene Ausführung
0,02–0,1 MPa (Ringraumgas)	1,5–2,0 MPa	2-stufiger Hubkolbenverdichter in V-Bauart mit vorgeschaltetem Abscheider und Wäscher
0,2–1,6 MPa (Pipeline)	2,0–4,2 MPa	1- oder 2-stufiger Hubkolbenverdichter in V-Bauart, für Dauerbetrieb
0,2–0,4 MPa (CNG)	20–25 MPa	Schraubenverdichter als erste Stufe + 3-stufiger Hubkolbenverdichter, zwischengekühlt
0,5 MPa (Brenngas)	3–5 MPa	Einstufiger Hubkolbenverdichter oder integraler Getriebe-Kreiselverdichter ab 5.000+ Nm³/h
0,02–0,2 MPa (Biogas)	1,6–4,5 MPa	2- oder 3-stufiger Hubkolbenverdichter mit medienberührten Teilen aus Edelstahl

Eine prozesstechnische Betrachtung der Auslegung von Druckerhöhungsverdichtern über die Erdgasverdichtung hinaus finden Sie in unserer Methode zur Verdichterauswahl. Für Berechnungen mit Ihrer eigenen Kombination aus Q / P₁ / P₂ nutzen Sie den Auslegungsrechner für Erdgasverdichter.

Was API 618, NACE MR0175 und ISO 9001 für Einkäufer tatsächlich bedeuten

Vier Normen decken den Großteil der Konformitätsanforderungen an einen Erdgas-Druckerhöhungsverdichter ab. Zwischen der Aussage „konform“ in einer Werbebroschüre und der nachgewiesenen Konformität bei einer Abnahmeprüfung klafft eine große Lücke. Wer die Normen praktisch einordnen kann, vermeidet Überraschungen bei Lieferterminen und kostspielige Nacharbeiten vor Ort. API 618 – Hubkolbenverdichter für Anwendungen in der Erdöl-, Chemie- und Gasindustrie. Die aktuelle Ausgabe ist die 6. (2024) und für die Beschaffung eines neuen Hubkolbenverdichters das mit Abstand wichtigste Dokument. Sie legt den Auslegungsansatz (DA1, DA2, DA3) für die Pulsationsanalyse, die Auslegung von Pulsationsflaschen und die Analyse des mechanischen Verhaltens fest. Außerdem definiert sie Schwingungsabnahmekriterien, die auf ISO 20816-1 verweisen. Eine 2024 veröffentlichte, von Fachleuten begutachtete Studie im PMC zur Beseitigung von Pulsationen in einem Hubkolbenverdichter ist ein seltenes öffentlich zugängliches Beispiel für die Abnahme nach API 618 und ISO 20816-1 bei einer Prüfung an einer realen Maschine. Fordern Sie vor der Freigabe das Schreiben des Anbieters zur Pulsationsstudie, eine Zusammenfassung der Analyse des mechanischen Verhaltens und das Schwingungsprüfzertifikat ab Werk an. NACE MR0175 / ISO 15156 – Werkstoffe für den Sauergasbetrieb. Maßgeblicher Schwellenwert: 0,05 psia (0,345 kPa) H₂S-Partialdruck, 1978 von NACE übernommen und in die aktuelle harmonisierte Norm ISO 15156 überführt. Liegt der Wert in einem feuchten Gasstrom darüber, wird Spannungsrisskorrosion durch Sulfide zu einem Auslegungsthema. Werkstoffe für Zylinder, Schraubverbindungen, Stopfbuchspackungen und Dichtungen müssen dann den Werkstofflisten für den Sauergasbetrieb entsprechen. Bei typischen Saugdrücken ist ein H₂S-Anteil von 200 ppm ein praxisgerechter Richtwert für die Vorgabe NACE-konformer Werkstoffe. ISO 9001 – Qualitätsmanagement. Die Norm ist relevant, weil sie zeigt, ob der Anbieter über einen dokumentierten Fertigungsprozess verfügt – nicht weil das Zertifikat allein irgendetwas über die Maschine garantiert. Fragen Sie nach dem konkreten Qualitätsplan für Ihren Auftrag. ASME BPVC Section VIII – Regelwerk für Druckbehälter. Es gilt für Gehäuse von Zwischenkühlern, Abscheider, Pulsationsflaschen und Druckluftbehälter auf dem Verdichterskid. Wer eine Installation in den USA oder der EU abnimmt, benötigt für drucktragende Behälter eine geprüfte und gestempelte Kennzeichnung oder eine gleichwertige Zertifizierung nach den örtlichen Vorschriften.

Instandhaltung, Ausfallarten und Betriebskosten

Veröffentlichte Daten zu den Lebenszykluskosten von Industr Verdichtern stimmen über verschiedene Quellen hinweg überein. Der Lebenszykluskosten-Benchmark von Atlas Copco – im Einklang mit den Bandbreiten des U.S. DOE Industrial Technologies Program – teilt das Betriebsbudget eines typischen Industrieverdichters über 15- bis 20 Jahre auf: 70 % Energie, 20 % Kapitalinvestitionen und 7 % Instandhaltung und Service. Als Merkhilfe kann man von der 70/20/10-Regel sprechen; der genaue Benchmark lautet 70/20/7, wobei die verbleibenden Prozentpunkte auf verschiedene Unterstützungsleistungen entfallen. Die praktische Konsequenz: Ein Verdichter, der in der Anschaffung 15 % mehr kostet und einen um 5 % besseren isentropen Wirkungsgrad erreicht, spart über seine gesamte Nutzungsdauer tatsächlich Geld. Rechenbeispiel. Vergleichen wir ein Kolbenverdichteraggregat mit 500 Nm³/h Förderleistung zum Preis von $75.000 und 88 % isentropem Wirkungsgrad mit einem Aggregat für $65.000 und 83 % Wirkungsgrad, das bei $0,09/kWh 8.000 Stunden pro Jahr über 15 Jahre läuft: Das günstigere Aggregat verursacht in diesem Zeitraum rund $310.000 mehr Energiekosten. Die Kapitaleinsparung ist innerhalb der ersten zwei Jahre aufgezehrt. Dieselbe Rechnung steckt hinter dem TCO-Vergleichsrechner, den Käufer bei der Angebotsbewertung einsetzen.

Lohnt sich ein Erdgas-Druckerhöhungsverdichter?

Erdgas-Druckerhöhungsverdichter lohnen sich, wenn der Wert des zurückgewonnenen oder geförderten Gases zuzüglich vermiedener Abfackelgebühren die annualisierten Gesamtbetriebskosten übersteigt – diese liegen über eine Nutzungsdauer von 15 Jahren bei ungefähr 70 % Energie, 20 % Kapital und 7 % Instandhaltung. Standardaggregate zur Rückgewinnung von Gehäusegas mit 400 Nm³/h Förderleistung amortisieren die Investition allein durch Erlöse aus zuvor abgefackeltem Gas innerhalb von 18 bis 30 Monaten, noch ohne mögliche Gutschriften für die Methanreduzierung. Bei Pipeline- und CNG-Förderaufgaben, bei denen der Verdichter für den Betrieb unverzichtbar ist, statt optional zu sein, lautet die Frage nicht mehr „Lohnt sich das?“, sondern „Für welche Wirkungsgradklasse lohnt sich der Aufpreis?“ – und der Aufpreis für 5 Prozentpunkte mehr isentropen Wirkungsgrad zahlt sich fast immer aus. Häufigkeit der Ausfallarten im Erdgasbetrieb von Kolbenverdichtern, in absteigender Reihenfolge: (1) Ventilverschleiß – der häufigste Instandhaltungsfall, mit Wartungsintervallen von 4.000 bis 8.000 Stunden gemäß den Leitfäden des CAGI und von Chart Industries für Kolbenverdichter; (2) Kolbenringverschleiß nach 8.000 bis 16.000 Stunden; (3) Leckage an der Kolbenstangenpackung nach 2.000 bis 4.000 Stunden; (4) Fehlfunktion der Entlastungseinrichtung; (5) durch Druckpulsationen verursachte Rohrleitungsermüdung, wenn die Pulsationsstudie nach API 618 ausgelassen oder unzureichend ausgeführt wurde. Eine in Branchenforen immer wieder geäußerte Beobachtung aus der Praxis: Ein großer Teil der Ventilausfälle geht auf vertauschte Ventilplatten zwischen Zylindern bei der Überholung zurück – die Ursache liegt in der Dokumentation, nicht in der Metallurgie. Eine kontraintuitive Tatsache sollte erwähnt werden: Penn State Extension zitiert eine Schätzung der EPA, wonach herkömmliche Kolbenverdichter für rund 45 % der Methanemissionen im US-amerikanischen Erdgastransport- und -speichersektor verantwortlich sind. Das ist kein Grund, die Kolbenverdichtertechnik aufzugeben – vielmehr sollten Betreiber in eine geeignete Kolbenstangenabdichtung, Leckageüberwachung und einen planmäßigen Austausch der Packungen investieren, statt die Intervalle zu verlängern. Das Instandhaltungsbudget ist zugleich das Emissionsbudget. Ausführliche Intervalltabellen finden Sie unter Grundlagen der Instandhaltung von Kolbenverdichtern.

Häufig gestellte Fragen