Optische Gasbildgebung (OGI): Kompendium für Biogasanlagen, Biomethananlagen und Deponien

Die optische Gasbildgebung (OGI, engl. Optical Gas Imaging) ist ein Verfahren, bei dem eine spezielle Infrarotkamera auf dem Bildschirm die unsichtbare Wolke eines Gases, zum Beispiel Methan, wie eine Rauchfahne darstellt; sie ermöglicht es, Undichtigkeiten in einer großen Anlage schnell zu finden, ohne sich der Quelle zu nähern und ohne den Prozess abzuschalten. Für Betreiber von Biogasanlagen, Biomethananlagen und Deponien ist sie eines der bequemsten Werkzeuge des Programms zur Leckageerkennung und -reparatur (LDAR). Dieser Text erklärt, wie OGI funktioniert, was sie nicht kann, wie viel sie einsparen kann und welche Vorschriften sie betreffen.

Was OGI ist und wie sie sich von gewöhnlicher Thermografie unterscheidet

Eine gewöhnliche Wärmebildkamera erfasst die von Gegenständen abgegebene Infrarotstrahlung und rechnet sie in die Oberflächentemperatur um. Sie zeigt also, dass ein Rohr heiß ist oder dass im Schaltschrank eine Sammelschiene überhitzt. Eine OGI-Kamera nutzt dieselbe Art von Detektor, besitzt aber zusätzlich einen Spektralfilter, der nur einen schmalen Wellenlängenbereich durchlässt, in dem ein ausgewähltes Gas die Strahlung absorbiert.

Das Ergebnis: Das Bild zeigt nicht die Temperatur des Gases. Es zeigt, wie viel Hintergrundstrahlung das Gas auf dem Weg zur Kamera absorbiert hat. Dort, wo sich eine Gaswolke befindet, erscheint der Hintergrund dunkler oder heller, und die Bewegung der Fahne ist im Film zu erkennen. Deshalb nutzt man zur Lecksuche das Echtzeitbild und keine Einzelfotos.

In der Praxis liefert eine OGI-Kamera drei Dinge, die eine gewöhnliche Wärmebildkamera oder ein Punktsensor nicht bieten:

• Sicht auf Distanz: einige bis einige Dutzend Meter von der Quelle entfernt, auch von unzugänglichen Stellen aus (Behälterdächer, Rohrleitungen unter der Hallendecke);
• Schnelligkeit: Eine Begehung erfasst Hunderte von Punkten (Flansche, Ventile, Durchführungen), statt jeden einzeln zu messen;
• Dokumentation: ein Video des Lecks mit Ortsangabe und Zeit.

So funktioniert es: Physik ohne Formeln

Jedes Gasmolekül absorbiert Infrarotstrahlung nur in genau festgelegten „Farben“ (Wellenlängen), die vom Molekülaufbau abhängen. Methan absorbiert in mehreren Bändern stark. Laut einer Übersichtsarbeit von 2026 sind dies: das kurzwellige Band 2,31–2,39 µm, das mittelwellige Band (MWIR) 3,2–3,55 µm, in dem die Kohlenstoff-Wasserstoff-Bindungen schwingen, sowie das langwellige Band (LWIR) 7,2–8,3 µm.

Das Funktionsschema ist folgendes:

1. Hinter einem potenziellen Leck liegt ein Hintergrund (Erdboden, Wand, Himmel), der selbst Infrarotstrahlung aussendet.
2. Die Strahlung durchquert die Gaswolke, und das Gas absorbiert die Wellenlängen, die es „mag“.
3. Der Filter in der Kamera blockiert alles außerhalb des Gasbands.
4. Der Detektor sieht den Unterschied: Die Stelle mit Gas ist dunkler oder heller als die Umgebung.

Bänder, Filter und Kameratypen

Gekühlte Kameras haben einen auf niedrige Temperatur gekühlten Detektor und einen eingebauten schmalen Filter, der 3,2–3,55 µm durchlässt. Diese Lösung ist am empfindlichsten für Methan und andere Kohlenwasserstoffe und dominiert daher bei LDAR-Begehungen. Ungekühlte (mikrobolometrische) Kameras arbeiten im breiten langwelligen Band 6,5–14 µm, und bei der Anwendung auf Methan wird ein Filter von etwa 7,0–8,75 µm verwendet. Sie sind günstiger und benötigen keine Kühlung, eignen sich daher für den Dauerbetrieb über viele Jahre, haben aber eine geringere Empfindlichkeit: In einem Vergleich lag die Nachweisgrenze (NECL) bei einer Temperaturdifferenz von 10 K bei 14 ppm·m für die gekühlte und bei 105 ppm·m für die ungekühlte Kamera.

Für Gase, die im Bereich um 10 µm absorbieren, ist die Situation umgekehrt. Laut einer auf der HITRAN-Spektrendatenbank beruhenden Studie hat Schwefelhexafluorid (SF₆) ein einzelnes Maximum bei 10,57 µm und Ammoniak (NH₃) Maxima bei 10,35 und 10,73 µm. Für diese Gase braucht man Kameras, die auf das langwellige Band um 10,3–10,7 µm eingestellt sind, und keine typische Kamera „für Methan“.

Was darüber entscheidet, ob die Fahne sichtbar ist

Die Kamera sieht nicht das Gas, sondern den Kontrast. Auf den Kontrast wirken mehrere Faktoren:

• Temperaturdifferenz zwischen Gas und Hintergrund (ΔT). Hat das Gas die Temperatur des Hintergrunds (ΔT nahe null), verschwindet der Kontrast. Untersuchungen zeigen, dass ein gegenüber dem Hintergrund wärmeres Gas besser zu sehen ist als ein kälteres und dass der kalte, klare Himmel der beste Hintergrund ist. Appendix K (Nr. 6.1.2) verlangt, dass die Kamera ein erkennbares Bild einer Methanemission von 19 g/h (sowie von n-Butan 29 g/h oder Propan 22 g/h) aus einer Entfernung von 2,0 m bei ΔT = 5,0 °C und ruhigem Wind (ca. 1 m/s oder weniger) liefert; das ist eine einmalig nachzuweisende Anforderung an die Kameraspezifikation und keine Garantie, ein solches Leck im Feld zu entdecken.
• Hintergrund. Ein einheitlicher, fester Hintergrund (Beton, Wand) begünstigt die Detektion. Dichte Vegetation, Glanz und Reflexionen erschweren sie, und in einer experimentellen Studie ließen sich mehrere Freisetzungen wegen Bewölkung oder Unkraut im Hintergrund überhaupt nicht quantifizieren.
• Entfernung. Dies ist laut einem Modell von 2017 der wichtigste Parameter: Aus 10 m lassen sich mehr als 80% der Emissionen an einem simulierten Standort erkennen, doch die Nachweisgrenze steigt mit der Distanz schnell an (Potenzgesetz).
• Wind. Starker Wind verdünnt und streckt die Fahne, bevor sie ein deutliches Bild erzeugen kann. Daher gehen die Referenzbedingungen in den Protokollen (z. B. Appendix K) von Wind in der Größenordnung von 1 m/s oder weniger aus, und in der QOGI-Studie waren die Ergebnisse bei sehr schwachem Wind besser.
• Luftfeuchtigkeit und andere Gase in der Luft. Wasserdampf absorbiert Infrarotstrahlung in einem Teil des Bereichs und stört die Detektion bei Breitbandkameras, und stark absorbierende Gase (Ammoniak, Propylen) können die Absorption „sättigen“, was die Mengenbestimmung erschwert.
• Gaszusammensetzung. Das Bild erzeugen Methan (und andere Kohlenwasserstoffe). Biogas enthält in der Regel etwa 50–65% Methan, der Rest ist CO₂, daher ist die Fahne schwächer als bei reinem Erdgas. Im Modell von 2017 war die Nachweisgrenze bei einem Gas mit erheblichem Anteil schwererer Kohlenwasserstoffe niedriger.

Welche Gase man sehen kann

Die Wahl der Kamera bestimmt, welche Gase Sie sehen. Die folgende Tabelle ordnet die wichtigsten Fälle; prüfen Sie für jedes Gerät das Band in der Dokumentation.

Zwei praktische Hinweise. Erstens zeigt die Kamera „für Methan“ in der Biogasanlage auch andere Kohlenwasserstoffe, CO₂ dagegen nicht (anderes Band); Schwefelwasserstoff wird in der Regel mit Sensoren überwacht. Zweitens hängt die Sichtbarkeit von der Gasmenge im Sichtfeld ab (Konzentration mal Weglänge, ppm·m) und nicht von der Konzentration an der Quelle allein.

Arten von OGI-Systemen

Gekühlte Handkameras sind der Standard bei LDAR-Begehungen. Der Bediener geht mit der Kamera durch die Anlage und filmt potenzielle Quellen, wobei er die Fahnen samt Kontext aufzeichnet. Gekühlte MWIR-Kameras bieten die höchste Empfindlichkeit und werden für die genaue Lokalisierung eines Lecks gewählt.

Ungekühlte Kameras sind günstiger und langlebiger, ihre Empfindlichkeit für Methan ist jedoch geringer. Sie bewähren sich in fest installierten Anlagen, weil sie keinen Detektorkühler benötigen und laut Übersichtsarbeit über Jahre im 24/7-Betrieb arbeiten können.

Stationäre Systeme (kontinuierliche Überwachung) sind Kameras an einem Mast oder einer Wand, die einen ausgewählten Anlagenteil beobachten: einen Behälter, eine Druckreduzierstation, die Fackel. Sie erkennen Undichtigkeiten zum Zeitpunkt des Ereignisses (z. B. das Abblasen von Gas über ein Ventil) und nicht nur einmal im Jahr und können einen Alarm senden. Sie erfordern jedoch eine gute Ausrichtung des Sichtfelds und beschränken sich auf den beobachteten Bereich.

Drohnen mit OGI-Kamera ermöglichen die Begehung großer Flächen (Deponie, Lagune, weitläufige Biogasanlage) und schwer zugänglicher Stellen. Als Träger dient mitunter eine gekühlte MWIR-Kamera. Eingeschränkt werden sie durch das Wetter (Wind, Regen), das Luftfahrtrecht, das Gewicht der Ausrüstung und dadurch, dass aus der Position über dem Objekt der Hintergrund (Erdboden) ungünstiger sein kann als der Himmel. Die Modellierung von 2017 zeigt, dass die Detektion vor Himmelshintergrund oder bei niedrigem Emissionsgrad wirksamer ist als von oben.

Quantitative OGI (QOGI) und ihre Grenzen

Eine gewöhnliche OGI-Kamera beantwortet die Frage „Wo?“. Die quantitative Variante (QOGI) versucht, auch die Frage „Wie viel?“ zu beantworten. Die Software berechnet für jedes Pixel der Fahne die sogenannte Pfadkonzentration (ppm·m) anhand des Kontrasts gegenüber dem Hintergrund und schätzt die Leckrate unter Berücksichtigung der Windgeschwindigkeit.

Die Ergebnisse kontrollierter Studien sind vielversprechend, aber zurückhaltend. In einem Single-Blind-Test (einseitig verblindet) mit 357 Messungen für Freisetzungen von 0,1–2,9 kg CH₄/h ergab sich folgendes Bild: 75% der Messungen lagen innerhalb des Faktors 3 vom tatsächlichen Wert (Fehler von −67% bis +200%), einzelne Fehler reichten von −90% bis +831%. Die Genauigkeit stieg mit der Leckrate, bei klarem Himmel als Hintergrund und bei sehr schwachem Wind (≤1 mph, d. h. ca. 0,45 m/s), und die Mittelung aus mehreren Kamerapositionen verringerte den Fehler. Daher wird QOGI als Größenordnungsschätzung zur Priorisierung von Reparaturen behandelt und nicht als abrechnungsfähige Messung.

Was OGI nicht kann

• Sie liefert ohne QOGI weder Konzentration noch Leckrate. Man sieht die Fahne, weiß aber nicht, ob 5 g/h oder 500 g/h entweichen.
• Sie übersieht kleine Lecks unter schlechten Bedingungen. In Tests von 2018 lag die mediane Nachweisgrenze (50% Chance) für eine verbreitete Kamera bei ca. 20 g CH₄/h aus 6 m Entfernung, also laut den Autoren um eine Größenordnung höher als frühere Schätzungen. Die Nachweisbarkeit sinkt mit der Distanz nach einem Potenzgesetz.
• Sie sieht keine Gase ohne Absorptionsband im Bereich der Kamera (Wasserstoff, Stickstoff, Sauerstoff; CO₂ und H₂S bei einer Kamera für Methan).
• Sie hängt von Wetterbedingungen und Hintergrund ab. Bei kleinem ΔT, starkem Wind oder komplexem Hintergrund steigt das Risiko, etwas zu übersehen.
• Sie ersetzt nicht die Beurteilung durch den Menschen. Die Interpretation des Bildes (Wasserdampf, warme Luft aus dem Schornstein, Staubbewegungen) erfordert Erfahrung.

Die Autoren der Studie von 2018 setzen diese Ergebnisse in Bezug zur Politik der Emissionsminderung: Sie weisen darauf hin, dass der unter realen Bedingungen bewertete Grenznutzen periodischer Begehungen mit zunehmend besserer Nachweisempfindlichkeit abnimmt. Für die Praxis lässt sich daraus ein vorsichtiger Schluss ziehen (unsere Interpretation): Der Nachweis großer Undichtigkeiten ist wichtiger, als jedem Gramm hinterherzujagen.

OGI im Vergleich zu anderen Methoden

Das beste Programm kombiniert mehrere davon: OGI zur Begehung und Lokalisierung, Detektor oder Sniffing zur Bestätigung und zur Überprüfung der Reparatur und eine Messung der gesamten Anlage von Zeit zu Zeit, um zu kontrollieren, ob die Summe der Verluste stimmt. In Europa gibt es für diffuse VOC-Emissionen Normen: EN 15446 (Messung der Konzentration an der Quelle und Umrechnung in Emission) und EN 17628 (Methoden zur Bestimmung diffuser VOC-Emissionen, darunter OGI, DIAL-Lidar und andere).

Anwendungen in Biogas- und Biomethananlagen

Messungen in verschiedenen Ländern lassen keine Illusionen: Die Verluste sind real und messbar. In einer Studie an 23 Biogasanlagen (Tracer-Methode) betrugen die Verluste 0,4% bis 14,9% der Methanproduktion, im Mittel 4,6%; bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen im Mittel 2,4% und bei Kläranlagen 7,5%. Die Emissionsrate lag im Bereich von 2,3–33,5 kg CH₄/h, und größere Anlagen verloren in der Regel weniger.

OGI erkennt nicht alle diese Verluste (ein Teil sind Emissionen aus Gärrestlagern und unverbranntes Methan im Abgas), hilft aber, diejenigen zu identifizieren, die sich sofort beheben lassen.

Typische Leckstellen

• Membrandach des Fermenters oder Gasspeichers: Befestigungen, Nähte, Durchführungen, Abdichtungen. In einer Studie an zwei landwirtschaftlichen Biogasanlagen sanken die Verluste durch Undichtigkeiten und Entlüftung in einer Anlage nach der Reparatur der Kuppelmembran von 3,8% auf 0,6%.
• Überdruckventile (Sicherheitsventile) von Gasspeichern: Sie öffnen sich bei zu hohem Gasdruck. In Messungen an zwei deutschen landwirtschaftlichen Biogasanlagen betrug der Verlust über das Ventil 0,06% in der einen Anlage und 3,6–3,9% in der anderen (452 Ansprechvorgänge in 66 Tagen in der Sommersaison), und die Autoren führen die Emissionen vor allem auf den Betriebszustand der Anlage und die Verfügbarkeit einer automatischen Fackel sowie auf den Luftdruck zurück.
• Armaturen, Flansche, Dichtungen von Pumpen und Gebläsen, Kondensatabscheider an der Gasanlage.
• Fackel: Leckage beim Zünden und Erlöschen der Flamme (unverbranntes Gas).
• Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen: Verdichtungs- und Trocknungssysteme, Entlüftungen, Regelventile und Armaturen.
• Gärrestlager: Hier hilft OGI weniger, weil die Emissionen an der Oberfläche entstehen und mitunter diffus sind. In der Studie an zwei landwirtschaftlichen Biogasanlagen war das Gärrestlager die größte Verlustquelle (5,8% und 10,7%).

Die Grundlagen der Methanverluste und Möglichkeiten zu ihrer Verringerung beschreiben wir im Ratgeber Methanverluste und diffuse Emissionen in der Biogasanlage; über den Notfallplan für Störfälle schreiben wir im Beitrag Notfallplan der Biogasanlage: Leckage, Brand, Überlauf, Stromausfall.

Andere Anlagen

• Deponien: Kontrolle der Entgasung, der Brunnen, der Gasleitungen und der Oberfläche; für die Begehung großer Flächen eignen sich Drohnen.
• Kläranlagen: Faulbehälter, Gasspeicher, Gasanlagen.
• Gasnetze und Gasstationen: Flansche, Ventile, Druckreduzierstationen, Einspeisepunkte für Biomethan.
• LNG und Bio-LNG: Verflüssigungsanlagen, Behälter, Verladestationen; die Temperaturdifferenz zwischen kaltem Gas und Umgebung kann den Kontrast begünstigen, hängt aber von den Bedingungen ab.
• Raffinerien und chemische Industrie: das klassische Anwendungsfeld von OGI in LDAR-Programmen (wir erläutern das im Abschnitt über die Normen).
• Energiewirtschaft: SF₆-Leckagen aus Schaltanlagen und Leistungsschaltern, wichtig wegen des sehr hohen Erwärmungspotenzials dieses Gases.
• Kältetechnik: Ammoniakanlagen und Anlagen mit fluorierten Kältemitteln.

Vorteile der Einführung

1. Weniger Methan- und Emissionsverluste: So rechnen Sie nach

Methan ist ein Produkt, das Sie verkaufen oder im CHP verbrennen. Jeder Verlust bedeutet verlorene Energie und eine Treibhausgasemission. Die Rechnung ist einfach:

Verlust (m³ CH₄/Jahr) = CH₄-Produktion (m³/Jahr) × Verlustanteil (der Anteil bezieht sich auf das erzeugte Methan, nicht auf das gesamte Biogas) Energie (MWh) = Verlust × ca. 9,97 kWh/m³ (unterer Heizwert von Methan unter Normbedingungen) ÷ 1000 Masse (t CH₄) = Verlust × ca. 0,72 kg/m³ ÷ 1000 Emission (t CO₂e) = Masse CH₄ × GWP₁₀₀; angesetzt wurden 27,0 (IPCC AR6 WG1, Kap. 7, Tab. 7.15, nicht fossiles Methan, da Methan aus Biogas biogenen Ursprungs ist; für fossiles Methan, z. B. aus Erdgas, nennt die Tabelle 29,8; die Unsicherheit beider Werte beträgt ±11)

Anschauliches Beispiel (hypothetische Zahlen, keine Daten einer Anlage): Eine Biogasanlage erzeugt 500 Nm³/h Biogas mit 55% Methangehalt und läuft 8000 Stunden im Jahr.

• Methanproduktion: 500 × 0,55 × 8000 = 2.200.000 m³ CH₄/Jahr.
• Verlust von 1% des erzeugten Methans: 22.000 m³ CH₄, d. h. ca. 219 MWh Energie und ca. 15,8 t Methan.
• Bei einem anschaulich angenommenen Preis von 300 PLN/MWh sind das ca. 65.800 PLN pro Jahr.
• Emission: 15,84 t × 27,0 = ca. 428 t CO₂e pro Jahr (bei GWP₁₀₀ = 29,8 wären es ca. 472 t).
• Ein Verlust von 2,4% (Mittelwert für landwirtschaftliche Biogasanlagen aus der Studie an 23 Anlagen) sind bereits ca. 526 MWh und ca. 158.000 PLN pro Jahr beim selben angenommenen Preis.
• Eine einzelne Undichtigkeit mit einer Rate von 1 kg CH₄/h, die das ganze Jahr unbemerkt bleibt, bedeutet ca. 8,76 t Methan, ca. 12.200 m³, ca. 121 MWh und ca. 36.400 PLN beim angenommenen Preis. Zum Vergleich: Ein Leck an der Nachweisgrenze von OGI (20 g/h) macht im Jahresmaßstab lediglich ca. 2,4 MWh aus.

Fazit: Es lohnt sich, die großen und nicht die kleinsten Lecks zu fangen, und eine OGI-Begehung amortisiert sich in der Regel mit einem einzigen entdeckten und reparierten „Superemittenten“. Energiepreis, Wert der Herkunftsnachweise oder Kosten der Zertifikate hängen von den Verträgen ab, setzen Sie also Ihre eigenen Zahlen ein.

2. Sicherheit

Biogas und Biomethan bilden mit Luft explosive Gemische. OGI ermöglicht es, Stellen, deren Betreten nicht ratsam oder unbequem ist, aus der Entfernung zu prüfen, ohne das Gesicht an ein Ventil zu bringen und ohne Verkleidungen abzunehmen. Das Gerät selbst muss in einem explosionsgefährdeten Bereich eine entsprechende Zulassung besitzen, und die Verfahren für die Ex-Zone gelten weiterhin; prüfen Sie im Zweifel die Kameradokumentation und die Anlagenanweisung. Jede gefundene Undichtigkeit verringert außerdem das Risiko einer explosionsfähigen Atmosphäre.

3. Schnelligkeit

Die Kamera durchsucht die Anlage im Schritttempo. Eine Messung mit einem tragbaren Detektor erfordert, jeden Punkt einzeln anzugehen, während die Kamera viele Punkte gleichzeitig im Blick hat. Bei großen Komplexen (Biomethananlage mit Aufbereitung, Verdichterstation und Einspeisestation) ist das der Unterschied zwischen einer Kontrolle, die stattfindet, und einer, die immer wieder aufgeschoben wird.

4. Dokumentation für Service, Versicherer und Audit

Die Aufzeichnung der Fahne, der Ort, das Datum, die Wetterbedingungen und die Bestätigung der Reparatur bilden eine Spur, die dem Service (was zu reparieren ist), dem Versicherer und dem Auditor (dass die Anlage ordnungsgemäß instand gehalten wird) sowie dem Investor oder der finanzierenden Bank nützt.

5. Rechtliche und vertragliche Anforderungen

Für die meisten Biogasanlagen in der EU ergibt sich eine Pflicht zur OGI-Begehung nicht unmittelbar aus den Vorschriften (siehe unten), kann aber aus der Genehmigung, dem Vertrag mit dem Abnehmer oder dem Netzbetreiber, den Finanzierungsbedingungen oder aus Zertifizierungsanforderungen folgen.

Vorschriften und Normen: der Stand ehrlich dargestellt

Verordnung (EU) 2024/1787 (Methanverordnung)

Die Verordnung ist 2024 in Kraft getreten. Gemäß Art. 1 Abs. 2 gilt sie für: Exploration und Förderung von Erdöl und fossilem Gas sowie Sammlung und Aufbereitung von fossilem Gas; stillgelegte und aufgegebene Bohrlöcher; Transport und Verteilung von Erdgas (mit Ausnahme von Messsystemen bei Endverbrauchern), Untertagespeicher und LNG-Anlagen; sowie Kohlebergwerke. Im Text des Rechtsakts kommen die Wörter „Biogas“ und „Biomethan“ nicht vor.

Was daraus für die Branche folgt:

• Biogasanlage oder Biomethananlage als Erzeuger: Die Verordnung legt ihr keine unmittelbaren LDAR-Pflichten auf. Ob und in welchem Umfang ihre Anforderungen die Infrastrukturelemente zwischen Erzeuger und Netz erfassen, hängt von der Auslegung der Vorschriften und vom Betreiber ab; im Zweifel empfiehlt es sich, den Netzbetreiber und einen Juristen zu fragen.
• Betreiber von Fernleitung, Verteilung, Speichern und LNG: Ja, für sie legt die Verordnung Zeitpläne für LDAR-Kontrollen fest.
• Gute Praxis: Die Anwendung ähnlicher Grundsätze in der Biogasanlage ist vernünftig und wird von Finanzierern zunehmend erwartet.

Die wichtigsten LDAR-Regeln aus der Verordnung, zur Einordnung:

• Der Betreiber legt den Behörden bis zum 5. Mai 2025 ein LDAR-Programm vor (bestehende Anlagen; für neue innerhalb von 6 Monaten nach Betriebsbeginn) und führt die erste Begehung vom Typ 2 spätestens bis zum 5. August 2025 durch.
• Sie unterscheidet zwei Arten von Begehungen. Typ 1: Reparatur von Bauteilen, die mindestens 7000 ppm oder 17 g CH₄/h emittieren; Typ 2 (empfindlicher): mindestens 500 ppm oder 1 g CH₄/h für oberirdische Bauteile (andere Schwellenwerte gelten u. a. für unterirdische und küstenferne Bauteile).
• Die Reparatur hat unverzüglich nach der Entdeckung zu erfolgen; ist das nicht möglich, wird der erste Versuch spätestens nach 5 Tagen unternommen und der Abschluss innerhalb von 30 Tagen nach der Entdeckung.
• Mindesthäufigkeiten (Anhang I): z. B. für Regel- und Messstationen und Verdichterstationen Typ 1 alle 4 Monate, Typ 2 alle 8 Monate; für Absperrstationen entsprechend alle 9 und 18 Monate. Für Netze mit einem Auslegungsdruck bis 16 bar (Typ 2) sind es 9 Monate für Regel- und Messstationen und 21 Monate für Absperrstationen; für übrige Bauteile Typ 1 alle 6, Typ 2 alle 12 Monate.
• Die Verordnung nennt OGI nicht ausdrücklich; sie verlangt den Einsatz der besten verfügbaren Technologien gemäß Herstellerspezifikation, und fortgeschrittene Technologien bedürfen der Genehmigung der Behörde im Rahmen des LDAR-Programms. Die Kommission sollte Einzelheiten (Nachweisgrenzen und Techniken) in einem Durchführungsrechtsakt und in Normen festlegen; prüfen Sie deren aktuellen Stand.

Ausführlicher über die Verordnung schreiben wir im Beitrag EU-Methanverordnung 2024/1787: Pflichten für den Energie- und Biogassektor.

EN 17628 und EN 15446

EN 17628:2022 (CEN/TC 264) legt Methoden zur Bestimmung diffuser VOC-Emissionen aus Industrieanlagen fest, u. a. der Petrochemie und von Raffinerien, und umfasst neben OGI auch DIAL-Lidar, SOF, Tracer-Korrelation und inverse (Ausbreitungs-)Modellierung. Laut den Beschreibungen in den Normenkatalogen wurden die Methoden an landgestützten Anlagen validiert (Petrochemie, Raffination, chemische Industrie, Verarbeitung und Speicherung von Erdgas), hauptsächlich für Nicht-Methan-VOC; die Norm entscheidet nicht über die Anwendung in der Biogasanlage. Ergänzt wird sie durch EN 15446, die die Messung der Konzentration an der Quelle und die Umrechnung in Emission für einzelne Bauteile (Ventile, Flansche, Dichtungen) beschreibt. Beide betreffen VOC in der Industrie und nicht die Biogasanlage als solche, sind aber ein Bezugspunkt für die Arbeitsweise.

BAT/BREF

In den BVT-Schlussfolgerungen für die Raffination von Erdöl und Gas (Beschluss 2014/738/EU) empfiehlt die Technik BVT 6 die Überwachung diffuser VOC der gesamten Anlage mit: Sniffing-Methoden mit Korrelationskurven, OGI-Techniken sowie periodisch validierten Berechnungen aus Emissionsfaktoren; DIAL und SOF stellen eine Ergänzung dar. Das ist einer der starken Belege dafür, dass OGI eine anerkannte Technik und keine Neuheit ist.

USA: EPA OOOOa/OOOOb und Appendix K als Bezugspunkt

In den USA sehen die EPA-Vorschriften für den Öl- und Gassektor (NSPS OOOOb, wirksam seit 7. Mai 2024) periodische OGI-Begehungen vor: halbjährlich für Standorte mit mehreren Bohrlöchern, vierteljährlich für größere Produktionsanlagen und Verdichterstationen (zuzüglich Sinneskontrollen AVO, bei Verdichterstationen monatlich) sowie jährlich für Alaska North Slope. Appendix K ist das technische OGI-Protokoll (Anforderungen an die Kamera, Schulung und Audit des Bedieners, sog. Operating Envelope); es wird dort angewandt, wo eine konkrete Vorschrift darauf verweist. Es ist keine Methode zur Messung der Leckrate. Die genannten Regeln sind nur ein Bezugspunkt; sie gelten nicht in der EU.

Biomethan, Zertifizierung und CO₂-Fußabdruck

In der Methodik zur Minderung von Treibhausgasemissionen nach RED II (Richtlinie 2018/2001, Anhang VI) unterscheiden die Standardwerte für Biomethan u. a. offenen und geschlossenen Gärrest sowie die Verbrennung von Abgas aus der Aufbereitung. Ein geschlossenes Lager bedeutet einen gasdichten Behälter, aus dem das Biogas zurückgewonnen wird, und für ihn wird keine zusätzliche Emission angesetzt. Den Einfluss der Methanverluste auf das Ergebnis für eine konkrete Anlage berechnen Sie also mit der THG-Methodik; gut dokumentierte niedrige Verluste erleichtern die Verteidigung des Ergebnisses. Wir behaupten nicht, dass Zertifizierungssysteme OGI verlangen; prüfen Sie die Anforderungen des gewählten Systems (z. B. ISCC oder REDcert) und Ihrer Zertifizierungsstelle. Die Methodik beschreiben wir im Beitrag THG-Minderung in RED II: Schwellenwerte, Standardwerte, Berechnungen.

LDAR-Begehung mit OGI Schritt für Schritt

1. Vorbereitung und Bestandsaufnahme. Erfassen Sie die Punkte potenzieller Lecks (Ventile, Flansche, Durchführungen, Behälter, Sicherheitsventile, Fackel) und nummerieren Sie sie. Planen Sie die Route.
2. Bedingungen. Wählen Sie einen Tag mit schwachem Wind, gutem Kontrast (die Sonne sollte nicht direkt ins Objektiv scheinen) und möglichst sauberem Hintergrund. Notieren Sie Temperatur, Wind und Bewölkung.
3. Überprüfung der Kamera. Prüfen Sie Funktion und Bereich der Kamera (Filter für Methan); beachten Sie Meldungen zur Kalibrierung.
4. Scannen. Gehen Sie die Anlage ab und filmen Sie jeden Punkt aus mehreren Winkeln und aus einer für Kamera und Objekt geeigneten Entfernung. Betrachten Sie Behälterdächer unter verschiedenen Winkeln zum Hintergrund.
5. Bestätigung. Nehmen Sie die entdeckte Fahne auf, lokalisieren Sie die Quelle und prüfen Sie sie bei Bedarf mit einem tragbaren Detektor (Konzentration an der Quelle). Unterscheiden Sie das Leck von Wasserdampf und warmer Luft.
6. Klassifizierung. Weisen Sie eine Priorität zu (großes/kleines Leck, Sicherheitsrisiko, Wert der Verluste).
7. Reparatur. Legen Sie einen Termin fest: Die Methanverordnung verlangt für ihre Adressaten die Reparatur unverzüglich oder einen Versuch binnen 5 Tagen und den Abschluss binnen 30 Tagen; für Biogasanlagen empfehlen wir dasselbe Schema als Vorbild (Empfehlung, keine rechtliche Anforderung). Verwenden Sie für die Reparatur sichere Verfahren (Entleerung zur Fackel statt in die Atmosphäre).
8. Überprüfung nach der Reparatur. Wiederholen Sie die Kontrolle mit OGI oder Detektor und protokollieren Sie das Ergebnis.
9. Bericht. Halten Sie fest: Datum, Bedingungen, Liste der Punkte, Fotos/Videos, Ergebnisse, Reparaturen, Fristen und verantwortliche Personen.

Wie oft

Die EU-Vorschriften legen für Biogasanlagen kein Intervall fest. Die Empfehlung der Redaktion (keine Pflicht und kein Ergebnis von Untersuchungen) ist folgendes Schema: eine vollständige Begehung einmal im Jahr, Kontrolle kritischer Punkte (Membranen, Sicherheitsventile, Fackel) häufiger, z. B. vierteljährlich oder nach Störungen und Reparaturen, sowie eine sofortige Kontrolle nach Hinweisen auf eine Unstimmigkeit der Gasbilanz. Für Regel- und Messstationen, die unter die Methanverordnung fallen, gelten die oben genannten Intervalle. Die Häufigkeit legt man am besten anhand einer Risikoanalyse und der ersten Ergebnisse fest.

Wer sie durchführen darf und wie man sich schult

Die Begehung kann ein eigener Mitarbeiter oder ein Dienstleistungsunternehmen durchführen. Uns ist keine nationale Vorschrift bekannt, die eine gesonderte Lizenz für die Bedienung einer OGI-Kamera verlangen würde (wir haben keine vollständige Rechtsprüfung durchgeführt, fragen Sie daher im Zweifel einen Juristen oder die Behörde), aber die Glaubwürdigkeit der Ergebnisse hängt von der Schulung ab. Hersteller und Schulungszentren bieten Kurse zur Bedienung der Kameras und zur Bildinterpretation an (u. a. Gerätehersteller und unabhängige Zentren), und die Qualifikation des Thermografie-Personals beschreibt die Norm ISO 18436-7 (sie betrifft die Thermografie allgemein, nicht OGI). Das EPA-Protokoll Appendix K beschreibt Schulung und Audit von OGI-Bedienern, was ein nützliches Vorbild für eigene Verfahren ist. Wir empfehlen außerdem, dass der Bediener die Besonderheiten der Biogasanlage kennt (Ex-Zonen, Gasanlagen).

Die Wahl zwischen eigener Ausrüstung und Dienstleistung sowie Informationen zum Markt behandeln wir gesondert: OGI-Technologien und -Lösungen, OGI-Hersteller und -Vertrieb in Polen sowie OGI: Einführung, Kauf oder Dienstleistung.

Dokumentation

Ein guter Kontrollnachweis enthält: Punktkennung, Aufzeichnung, Zeit und Ort, Wetterbedingungen, Kameratyp und Einstellungen, Ergebnis der Bestätigung (falls erfolgt), zugewiesene Reparatur, Reparaturdatum und Ergebnis der erneuten Kontrolle. Solche Aufzeichnungen erleichtern das Gespräch mit Versicherer und Auditor und lassen erkennen, ob die Zahl der Lecks von Jahr zu Jahr sinkt.

Zusammenfassung

OGI ist kein Wundergerät, sondern ein bewährtes Werkzeug: Sie ermöglicht es, große Methanlecks schnell zu finden, zu dokumentieren und zu beheben, bevor sie Tausende PLN pro Jahr kosten. Ihre Grenzen (keine Konzentration, Empfindlichkeit gegenüber den Bedingungen, fehlende Sichtbarkeit einiger Gase) muss man kennen und mit anderen Methoden ergänzen. In der Biogasanlage bringen am meisten: Dach und Membranen, Sicherheitsventile, Fackel und Aufbereitungsanlage, und die rechtliche Pflicht ergibt sich eher aus Verträgen und Finanzierung als aus der Methanverordnung, die vor allem fossile Brennstoffe und die Erdgasinfrastruktur betrifft.

Der Text hat informativen Charakter und stellt keine Rechts- oder Fachberatung dar. Prüfen Sie vor einer Investitionsentscheidung oder einem förmlichen Schritt den aktuellen Wortlaut der Vorschriften sowie die Anforderungen Ihres Netzbetreibers, der Behörde und des Zertifizierungssystems. Die Bilder im Artikel sind anschauliche, von KI erzeugte Illustrationen und keine realen Aufnahmen.