Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation von Prozessen mit verflüssigtem Erdgas (LNG)

Transkript

1 Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation von Prozessen mit verflüssigtem Erdgas (LNG) Dissertation zur Erlangung des Grades Doktor-Ingenieur der Fakultät für Maschinenbau der Ruhr-Universität Bochum von Florian Dauber aus Herdecke Bochum 2011

2 Dissertation eingereicht am: 05. Januar 2011 Tag der mündlichen Prüfung: 17. Februar 2011 Erster Referent: Zweiter Referent: Prof. Dr.-Ing. R. Span Prof. Dr.-Ing. M. Grünewald

3 Danksagung Die vorliegende Dissertation entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Mitarbeiter am Lehrstuhl für Thermodynamik der Ruhr-Universität Bochum unter der Leitung von Herrn Prof. Dr.-Ing. Roland Span. Allen, die mich bei dieser Arbeit auf vielfältigste Art und Weise unterstützt haben, möchte ich an dieser Stelle herzlich danken. Mein besonderer Dank gilt Herrn Prof. Dr.-Ing. Roland Span, der diese Arbeit anregte und ihre Durchführung ermöglichte. Seine persönliche Unterstützung, die fachliche Betreuung und seine Erfahrungen haben wesentlich zum Gelingen der Arbeit beigetragen und waren in vielerlei Hinsicht lehrreich für mich. Herrn Prof. Dr.-Ing. M. Grünewald danke ich für die freundliche Übernahme des Koreferates. Sehr herzlich möchte ich allen Mitarbeitern des Lehrstuhls für Thermodynamik danken, die auf verschiedenste Weise zum erfolgreichen Gelingen dieser Arbeit beigetragen haben. Besonders danke ich Herrn Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Wagner dafür, dass er mein Interesse an der Thermodynamik weckte und es mir ermöglichte meine Tätigkeit am Lehrstuhl für Thermodynamik zu beginnen. Darüber hinaus gilt ein spezieller Dank Dr. Reiner Kleinrahm, Dr. Tarek El Hawary, Johannes Gernert, Andreas Jäger, Stefan Schimpf und Birgit Esch, die mich immer sehr freundlich unterstützten und wesentlich für das unverwechselbare Arbeitsklima verantwortlich waren. Nicht zuletzt danke ich Stefan Herrig, Andreas Hielscher, Fabian Malert, Timur Erkan, Katharina Göckeler und Stephan Prätz, die als studentische Hilfskräfte sowie im Rahmen von Studienarbeiten durch ihr Engagement den Fortschritt dieser Arbeit unterstützt haben. Für viereinhalb unvergleichliche Jahre im Büro mit meinem Kollegen, Mitstreiter und Freund Doktor Markus Richter bin ich sehr dankbar. Seine enorme Hilfsbereitschaft sowie die Tatsache, dass ich mit ihm so oft lachen konnte, haben wesentlich dazu beigetragen, dass ich die Zeit am Lehrstuhl für Thermodynamik nie vergessen werde. Mein aufrichtiger Dank gilt weiterhin allen nicht namentlich erwähnten jetzigen und ehemaligen Mitarbeitern des Lehrstuhls und des Instituts. Ihnen ist es zu verdanken, dass ich mich an der Universität immer wohl gefühlt habe. Abschließend ist es mir besonders wichtig, mich bei meiner Familie, Tina und meinen Freunden aufrichtig zu bedanken, da sie mich begleitet haben und mir jederzeit zur Seite standen. Bochum im Februar 2011 Florian Dauber

4

5 I Inhaltsverzeichnis Formelzeichen... IV 1 Einleitung Der Erdgas- und LNG-Markt Kosten und Energieaufwand des LNG-Transports und des Pipelinetransports LNG-Wertschöpfungskette Erdgas-Verflüssigung LNG-Transport LNG-Verdampfung Vergleich von Stoffdatenmodellen Die GERG-2008 Zustandsgleichung von Kunz und Wagner (2011) Kubische Zustandsgleichungen Die Zustandsgleichung von Soave (1972) Die Zustandsgleichung von Peng und Robinson (1976) Die Zustandsgleichung von Lee und Kesler (1975) und Plöcker et al. (1978) Vergleich von Stoffdatenmodellen für die Berechnung von thermodynamischen Zustandsgrößen Vergleich von Stoffdatenmodellen für die Berechnung von Zustandsgrößen im homogenen Flüssigkeitsgebiet Vergleich von Stoffdatenmodellen für die Berechnung von Zustandsgrößen bei überkritischem Druck Vergleich von Stoffdatenmodellen für die Berechnung von Zustandsgrößen im Phasengleichgewicht Vergleich von Stoffdatenmodellen für die Berechnung von Zustandsgrößen im homogenen Gasgebiet Vergleich von Stoffdatenmodellen für die Wiedergabe gemessener Zustandsgrößen von LNG Einbindung der GERG-2008 in Simulationssoftware CAPE-OPEN Erstellung des GERG-2008 PropertyPackage...53

6 II Inhaltsverzeichnis 6 Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation von Erdgas-Verflüssigungsprozessen Der Snøhvit Prozess zur Verflüssigung von Erdgas Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation des Snøhvit LNG-Unterkühlungsprozesses Meerwasserwärmeübertrager Tieftemperaturwärmeübertrager Kompressoren Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation von LNG-Transportprozessen Erstellung eines Modells zur Beschreibung der thermodynamischen Eigenschaften von LNG beim Schiffstransport Einfluss der Zeitintervalle auf die Genauigkeit des LNG-Schiffstransportmodells Untersuchung des Ansatzes einer konstanten Wärmezufuhr und einer konstanten Boil-Off Rate Modell für den Schiffstransport von LNG Modell für das Zumischen von Stickstoff zum angelandeten LNG Vergleich von LNG-Transportmodellen für die Wiedergabe von Messdaten Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation des LNG-Schiffstransports Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation von LNG-Verdampfungsprozessen Der OLT-Verdampfungsprozess Auslegung der Wärmeübertrager zur Verdampfung von LNG Erstellung eines LNG-Verdampfermodells Modell zur Beschreibung der Mechanismen des Wärmeübergangs im LNG-Verdampfer Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation des Verdampfungsprozesses Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulation des Wärmeübergangs in LNG-Verdampfern Zusammenfassung Literaturverzeichnis...128

7 Inhaltsverzeichnis III Anhang: A1 Erdgasleitungen und LNG-Terminals in Europa A2 Binäre Parameter untersuchter Stoffdatenmodelle A3 Stoffdatenmodellvergleich für die Berechnung von Zustandsgrößen bei 298,15 K A4 LNG-Zusammensetzungen für Stoffdatenmodellvergleiche A5 Vergleich von Modellen für den Schiffstransport von LNG A6 Vergleich von Stoffdatenmodellen bei der Simulation eines LNG-Schiffstransports A7 Berechnungsvorschriften für die Nusselt-Zahl A8 Molare Massen und Brennwerte von Erdgaskomponenten...151

8 IV Formelzeichen a A b BOR c d F f g h H s ICF Freie Energie Parameter der kubischen Zustandsgleichungen Temperaturleitfähigkeit Fläche Parameter der kubischen Zustandsgleichungen Boil-Off Rate (Tägl. Verdampfungsrate) Wärmekapazität Durchmesser Dichteexponent Parameter Funktion Korrekturfaktor Fugazität Gibbssche Freie Energie Enthalpie Brennwert Incomplete Combustion Factor (Faktor zur Charakterisierung von Erdgas in Großbritannien) K Gleichgewichtsfaktor, K-Faktor, K = z / z k k a KM L LNG m M MW n N NRTL NTU NU p Anzahl der Terme Wärmedurchgangskoeffizient Binärer Parameter Kühlmittel Länge Liquefied Natural Gas Masse Molmasse Meerwasser Polytropenexponent Stoffmenge Rohranzahl eines Rohrbündelwärmeübertragers Koeffizient Anzahl der Komponenten in einem Gemisch Non-Random-Two-Liquid Number of Transfer Units Nusselt-Zahl Druck i i

9 Formelzeichen V P PP Pr Q & R R f Re RKM ROE s S t T u v V w WÜ x z z ZG Z Leistung PropertyPackage Pandtl-Zahl Wärmestrom Molare Gaskonstante Verschmutzungsfaktor Reynolds-Zahl Revised Klosek-McKinley Rohöläquivalent Entropie Rohrwandstärke Salinität Zeit Temperaturexponent Temperatur innere Energie Unsicherheit spezifisches Volumen Volumen spezifische Arbeit Schallgeschwindigkeit Strömungsgeschwindigkeit Wärmeübertrager Dampfgehalt molare Konzentration einer Komponente molarer Zusammensetzungsvektor Zustandsgröße Realgasfaktor griechische Symbole α Reduzierte freie Energie, α = a / (RT) Wärmeübergangskoeffizient β Parameter γ Parameter Intermittenz-Faktor δ Reduzierte Dichte, δ = ρ / ρ r Drosselkoeffizient partielle Ableitung

10 VI Formelzeichen α Abweichung Differenz Zusatzfunktion der reduzierten freien Energie ε Parameter φ Fugazitätskoeffizient η Wirkungsgrad dynamische Viskosität Parameter κ Isentropen Exponent λ Wärmeleitfähigkeit µ Joule-Thomson Koeffizient ν ρ τ ω ξ Viskosität Dichte Inverse reduzierte Temperatur, τ = T / T r Azentrischer Faktor Druckverlustbeiwert tiefgestellte Indizes a Ab An ber Exp F fl GERG ges h H s i i in iter j k krit L außen Abstoßung Anziehung berechnet Eponentialterm Kondensatfilm flüssig GERG-2008 Zustandsgleichung gesamt isenthalp Brennwert innen Laufvariable Zustandsgröße beim Eintritt iterierter Wert Laufvariable Laufvariable am kritischen Punkt laminare Strömung Luft

11 Formelzeichen VII ln m mess mix n o out p P pol Pol r Ref s sat SDM t T tr tot v V W WÜ Z natürlicher Logarithmus bezogen auf die Masse Mittelwert Messwert bezogen auf das Gemisch Normzustand Reinstoff Zustandsgröße beim Austritt isobar Probenentnahme polytrop Polynomterm Reduzierungsgröße Referenzgröße isentrop im Sättigungszustand Stoffdatenmodell Laufvariable isotherm turbulente Strömung trocken gesamt isochor Verdampfung bezogen auf das Volumen Rohrwand Wärmeübertrager Zusammensetzung hochgestellte Indizes E NRTL o PDH r Ref Exzess Gibbs Energie Non-Random-Two-Liquid Zustand des idealen Gases Pitzer-Debye-Hückel Residualer Anteil Referenzgröße * Zustand nach dem Ablassen von Gas ' Zustand der siedenden Flüssigkeit " Zustand des gesättigten Dampfes

12

13 1 1 Einleitung Der Energieträger Erdgas deckte 2009 etwa 21 % des weltweiten Primärenergieverbrauchs und gilt aufgrund von geringen Schadstoffemissionen bei seiner Verbrennung als der umweltfreundlichste fossile Brennstoff. Erdgas wird hauptsächlich zur Beheizung von Wohn- und Gewerberäumen, zur Stromerzeugung und zur Bereitstellung von Prozesswärme für die Industrie verwendet. Der Transport erfolgt hauptsächlich über Pipelines, die durch eine Vielzahl von Staaten verlaufen. Etwa ein Drittel des weltweit gehandelten Erdgases gelangen jedoch in verflüssigter Form, als LNG (Liquefied Natural Gas), in Schiffen zum Verbraucher. Dabei durchläuft das Erdgas die sogenannte LNG-Wertschöpfungskette. Damit werden die technischen Prozesse begrifflich zusammengefasst, die das Erdgas von der Förderung bis hin zur Einspeisung in das Pipelinenetz durchläuft. Als aufwendigster Prozess der Wertschöpfungskette gilt die Verflüssigung, bei der das Erdgas auf etwa -160 C abgekühlt wird. In verflüssigter Form nimmt das Erdgas nur noch ein Sechshundertstel seines Volumens unter Normbedingungen ein und wird mit Tankern bei nahezu atmosphärischem Druck transportiert. Im Anschluss an den Transport erfolgt die Verdampfung des LNG in einem einfachen Wärmeübertragungsprozess, um das Erdgas in das Pipelinenetz auf dem Festland einzuspeisen. Hohe Erwartungen an Wirtschaftlichkeit und Energieeffizienz führen zu steigenden Anforderungen an die Prozesse der LNG-Wertschöpfungskette. Dies gilt sowohl für die Auslegung entsprechender Anlagen als auch für den Betrieb. Wesentliche Beiträge zur Optimierung von Anlagen werden von einer genauen Prozesssimulation erwartet. Die Einflüsse der verwendeten Stoffdatenmodelle auf die Ergebnisse von Simulationsrechnungen sind hierbei besonders zu beachten. Neue Stoffdatenmodelle zur genauen Berechnung thermodynamischer Zustandsgrößen bieten ein bisher ungenutztes Potenzial für eine möglichst exakte Modellierung der für LNG relevanten Anlagentechnik. Hendriks et al. (2010) heben diese Aussage in einer aktuellen internationalen Untersuchung hervor. Demnach stellen kubische Zustandsgleichungen in der Industrie die Grundlage bei der Prozesssimulation dar, obwohl die Gleichungen bei der Berechnung von thermodynamischen Zustandsgrößen im Flüssigkeitsgebiet von Erdgas meist eine ungenügende Genauigkeit aufweisen. In der Studie von Hendriks et al. (2010) wird ein deutliches Interesse führender Unternehmen der Öl- und Gasindustrie an der Einbindung von genauen Zustandsgleichungen in weit verbreitete Prozesssimulationssoftware beschrieben. Aus Gründen der Anwenderfreundlichkeit sollen hierbei Programmierstandards, wie der CAPE-OPEN Standard, berücksichtigt werden. Mit der GERG-2008 Zustandsgleichung von Kunz und Wagner (2011) existiert eine Gleichung für Erdgase und andere Gemische, bestehend aus bis zu 21 für Erdgase typischen

14 2 1 Einleitung Komponenten. Thermische und kalorische Zustandsgrößen können im Gas-, Flüssigkeits- und überkritischen Zustandsgebiet sowie im Phasengleichgewicht Gas-Flüssigkeit mit hoher Genauigkeit berechnet werden. Diese Zustandsgleichung wurde als internationale Referenz- Zustandsgleichung für Erdgase und ähnliche Gemische angenommen (ISO und ISO ). Im Rahmen der vorliegenden Dissertation ist, basierend auf der Referenz- Zustandsgleichung, gemäß dem CAPE-OPEN Standard das GERG-2008 PropertyPackage entwickelt und programmiert worden. Dieses ermöglicht die Einbindung der Zustandsgleichung in viele in der Industrie weit verbreitete Prozesssimulationsprogramme. In dieser Arbeit wird ein Vergleich der GERG-2008 Zustandsgleichung mit industriell weit verbreiteten Zustandsgleichungen für die Wiedergabe der thermischen und kalorischen Zustandsgrößen von Erdgas im gesamten fluiden Gebiet durchgeführt. Zu den untersuchten Stoffdatenmodellen gehören die kubischen Gleichungen Redlich-Kwong-Soave von Soave (1972) und Peng-Robinson von Peng und Robinson (1976) sowie die empirische Lee- Kesler-Plöcker Zustandsgleichung von Lee und Kesler (1975) und Plöcker et al. (1978). Der Einfluss der Stoffdatenmodelle auf die Simulation der wichtigsten Prozesse der LNG- Wertschöpfungskette (Verflüssigung, Transport, Verdampfung) wird ausführlich untersucht. Snøhvit ist die einzige Anlage zur Erdgasverflüssigung in Europa. Auf Grundlage der Zusammenarbeit mit dem norwegischen Unternehmen Statoil ist anhand von Betriebsdaten der gesamte Prozess mit der Simulationssoftware Aspen HYSYS von AspenTech (2009) modelliert worden. Zur Simulation des Verdichtungsprozesses des Kühlmittels ist ein detailliertes Kompressormodell ausgearbeitet und programmiert worden. Die Simulationsergebnisse des LNG-Unterkühlungsprozesses auf Basis der untersuchten Stoffdatenmodelle werden verglichen, und die Qualität der Wiedergabe wird anhand von gemessenen Betriebsdaten verifiziert. Um die thermodynamischen Prozesse beim Transport von LNG in einem Schiff zu modellieren, ist in Kooperation mit der E.ON Ruhrgas AG eine Software zur Modellierung des Einflusses der partiellen Verdampfung auf die Zusammensetzung des verflüssigten Erdgases entwickelt worden. Anhand von gemessenen Daten beim Transport von LNG des spanischen Erdgasunternehmens Enagas kann die Genauigkeit des erstellten Transportmodells abgeschätzt werden. Darüber hinaus ermöglicht ein Vergleich mit den Messdaten deutliche Aussagen zum Einfluss verschiedener Stoffdatenmodelle auf die Simulationsergebnisse. Die E.ON Ruhrgas AG ist Anteilseigner des Tuscany Offshore Regasification Terminal zur LNG-Verdampfung vor der Küste Italiens. In dieser Arbeit wird mithilfe von Prozessdaten des neuen Terminals der Wärmeübertrager zur Verdampfung des LNG modelliert. Der Einfluss von Stoffdatenmodellen auf die Simulationsergebnisse wird mit einem hierfür eigens entwickelten Wärmeübertragermodell ermittelt und diskutiert. Die Wärmeübertragungs-

15 1 Einleitung 3 mechanismen an der Innen- und Außenseite der Rohre, in denen das LNG verdampft, werden in diesem Zusammenhang separat betrachtet. Die Ergebnisse der vorliegenden Arbeit veranschaulichen sehr deutlich, dass die Auswahl des Stoffdatenmodells einen entscheidenden Einfluss auf die Genauigkeit der Simulation energietechnischer Verfahren besitzt. Werden Prozesse der LNG-Wertschöpfungskette auf der Basis von Simulationsergebnissen mit geringer Genauigkeit ausgelegt, so ist von nicht zu vernachlässigenden technischen und finanziellen Auswirkungen auszugehen. In Kapitel 2 der vorliegenden Dissertation wird die aktuelle Situation des Erdgas- und LNG- Marktes diskutiert. Dabei wird herausgestellt, dass eine hohe Genauigkeit bei der Simulation von LNG-Prozessen bezüglich der Wettbewerbsfähigkeit gegenüber dem Transport durch Pipelines sehr wichtig ist. Im dritten Kapitel wird eine Übersicht über die aktuellen Prozesse der LNG-Wertschöpfungskette gegeben und deren Funktionsweise erläutert. In Kapitel 4 werden die GERG-2008 Zustandsgleichung sowie die Zustandgleichungen von Redlich- Kwong-Soave, Peng-Robinson und Lee-Kesler-Plöcker vorgestellt. Ein Vergleich für die Berechnung von thermodynamischen Zustandsgrößen zeigt signifikante Abweichungen in allen für die LNG-Technik relevanten Zustandsgebieten. Kapitel 5 umfasst eine Beschreibung des CAPE-OPEN Standards und die Entwicklung des GERG-2008 PropertyPackage. In den Kapiteln 6 bis 8 werden die Einflüsse von Stoffdatenmodellen auf die Simulation der Erdgasverflüssigung, des LNG-Transports und die Rückverdampfung untersucht. Aufgrund von Vergleichen mit gemessenen Daten realer Prozesse werden Aussagen über die Eignung der Zustandsgleichungen für den Einsatz in Simulationsprogrammen getroffen.

16 4 2 Der Erdgas- und LNG-Markt Im Jahr 2009 hatte die Energieindustrie mit den schweren Folgen der globalen Wirtschaftskrise zu kämpfen. Nachdem in den ersten Monaten des Jahres 2008 Rekordhöhen in der Nachfrage im gesamten Energiemarkt verzeichnet wurden, traf die Finanzkrise den Energiesektor schwer und beendete eine der stärksten Perioden ökonomischen Wachstums. Nach der Krise fielen die Preise für Energie drastisch sank der weltweite Energieverbrauch zum ersten Mal seit 1982 gegenüber dem Vorjahr um 1,1 % auf etwa ,3 Mio. Tonnen Rohöläquivalent. Wie in Bild 2.1 zu sehen ist, ist im Jahr 2008 rund 33 % des gesamten Energiebedarfs mit Erdöl gedeckt worden. Im darauf folgenden Jahr sank die Produktion, die seit 1983 gestiegen war, um 2 %. Den zweitgrößten Anteil am Gesamtenergieverbrauch der Welt hat Kohle mit 27 %. Etwa 21 % der weltweit benötigten Energie ist aus Erdgas gewonnen worden. Im Jahre 2009 hatte die Erdgasindustrie dann den höchsten Nachfrageeinbruch der Geschichte von 2,1 % zu verzeichnen. Mit organischen Brennstoffen wurden rund 10 % der Energie erzeugt. Die Nutzung der Wasserenergie stieg in den letzten Jahren um durchschnittlich 2,1 %. Die Erzeugung von Strom mit Wind- und Solarenergie stieg 2009 um 31 % bzw. 47 % (vgl. BP, 2010). Erneuerbare Energien tragen jedoch zum Weltprimärenergieverbrauch nur in vernachlässigbaren Mengen bei. Bild 2.1 Prozentualer Anteil der Energieträger am weltweiten Energieverbrauch im Jahre 2008 (vgl. IEA, 2010). Auch wenn die Auswirkungen der Finanzkrise noch nicht in ihrer Gesamtheit abzusehen sind, rechnet die International Energy Agency (IEA), eine internationale Organisation zur Energiepolitischen Beratung von 28 Mitgliedsländern, in einem aktuellen Bericht (vgl. IEA, 2009 a) mit einer baldigen Erholung der Weltwirtschaft und einem weiteren Wachstum des Energiebedarfs. Nach ihren Berechungen wird der Weltenergieverbrauch 2030 bei ca Mio.

17 2 Der Erdgas- und LNG-Markt 5 Tonnen Rohöläquivalent liegen, was einer Steigerung von über 50 % gegenüber 2009 entspricht. Der größte Anstieg wird bei Kohle erwartet, gefolgt von Gas und Öl. Erdgas und Kohle werden vermehrt in der Stromerzeugung eingesetzt werden und das Öl wird für die Automobilisierung der Schwellenländer benötigt. Der Energieträger Erdgas spielt in allen Szenarien eine entscheidende Rolle im zukünftigen Energiemix. Im Jahr 2009 deckten Mrd. m³ Erdgas bei Normbedingungen 1 21 % des weltweiten Energiebedarfs. Laut Untersuchungen der IEA wird der Erdgasbedarf weiter steigen, wobei die Stärke des Wachstums stark von den zukünftigen Klimaschutzmaßnahmen abhängen wird. Das Referenzszenario 2 geht von einem Erdgasbedarf von Mrd. Nm³ im Jahr 2030 aus. Auch im 450-Szenario 3 wird ein starker Anstieg der Erdgasnachfrage prognostiziert, der aber um 17 % geringer ausfällt (vgl. IEA, 2009 a). Im Jahr 2009 sind laut BP Statistical Review of World Energy June 2010 (vgl. BP, 2010) ungefähr 877 Mrd. Nm³ Erdgas weltweit gehandelt worden. Die Wahl der Bezugsquellen und der Transportwege ist für die Sicherheit der Erdgasversorgung der importierenden Länder von entscheidender Bedeutung. Rund 72 % des weltweit gehandelten Erdgases gelangt durch Pipelines an ihr Ziel. Die restlichen 28 % werden in verflüssigter Form, als LNG (Liquefied Natural Gas), in speziellen Schiffen transportiert. Das von der Pipelineinfrastruktur losgelöste LNG ermöglicht Importeuren die Erschließung neuer Bezugsquellen, die über das Pipelinenetz nicht erreichbar sind, und sorgt so für eine nachhaltige Veränderung der internationalen Erdgasmärkte. Für die Produzenten von verflüssigtem Erdgas bietet diese Transportalternative die Erschließung neuer Märkte. Die erste Verflüssigungsanlage wurde 1964 in Algerien eröffnet. Doch erst mit weiterentwickelten Schiffen und dem steigendem Interesse der importierenden Länder an dieser Technik wurden Anfang der 90er Jahre große Investitionen aufgebracht, um LNG in großen Volumina produzieren zu können. Bild 2.2 ist zu entnehmen, dass Ende 2009 Anlagen für die Produktion von ca. 340 Mrd. Nm³ LNG in Betrieb waren. Diese rasante Entwicklung wird sich auch in Zukunft fortsetzen. Bis ins Jahr 2020 wird eine Erweiterung der Kapazitäten um 285 Mrd. Nm³ erwartet (vgl. IEA, 2008 und IEA, 2009 b). 1 Ein Normkubikmeter wird in dieser Arbeit als die Gasmenge definiert, die bei einem Druck p n von 0, MPa und einer Temperatur von T n = 15 C ein Gasvolumen von einem Kubikmeter hätte (vgl. ISO 13443, 1996). 2 Das Referenzseznario beschreibt, wie sich die weltweiten Energiemärkte entwickeln würden, wenn die Regierungen keine Änderung ihrer bestehenden Maßnahmen und Politiken vornehmen (vgl. IEA, 2009 a). 3 Das 450-Szenario zeichnet das Bild einer Welt, in der gemeinsame Politikaktionen ergriffen werden, um die Treibhausgaskonzentration in der Atmosphäre langfristig auf 450 ppm CO 2 -Äquivalente zu begrenzen (vgl. IEA, 2009 a).

18 6 2 Der Erdgas- und LNG-Markt Bild 2.2 Die Verflüssigungskapazitäten auf der Welt im Jahr 2009, die sich im Bau befindlichen Verflüssigungskapazitäten und die bis 2020 geplanten Verflüssigungskapazitäten (vgl. IEA, 2008 und IEA, 2009 b). Mit rund 93 Mrd. Nm³ pro Jahr befinden sich 27 % der weltweiten Verflüssigungskapazitäten im Mittlere Osten. Dort kann Katar bis zu 74 Mrd. Nm³ LNG pro Jahr produzieren, was es zum größten LNG-Produzenten der Welt macht. Die geografische Lage ermöglicht Katar die Belieferung aller großen Erdgasmärkte. Katar lieferte 2009 etwa 60 % des verschifften LNG nach Asien und exportierte etwa 40 % nach Europa, (vgl. BP, 2010). Bild 2.3 Erdgasimporte in die Europäische Union via Pipeline und via LNG-Transport nach Volumen und Herkunft im Jahr 2009 (vgl. BP, 2010). Der Erdgasverbrauch der Europäischen Union gehört zu den Größten der Welt. Im Jahr 2009 mussten 316 Mrd. Nm³ importiert werden, um 67 % des Bedarfs an Erdgas zu decken. Da

19 2 Der Erdgas- und LNG-Markt 7 lediglich 1,3 % der Weltreserven in der EU liegen, kann in der Zukunft von sinkenden Förderungsraten ausgegangen werden, was zu einem weiteren Anstieg der Erdgasimporte führen wird. Um detaillierte Aufschlüsse über die Struktur des Erdgasbezuges der EU zu erhalten, wird in Bild 2.3 das bezogene Erdgas nach Herkunft und Transportform sortiert. Es wird offensichtlich, dass die EU ihr Erdgas vor allem über Pipelines importiert und nur rund 20 % des Erdgases in Form von LNG in die EU transportiert werden. Aus dem Diagramm folgt, dass Russland mit 37 % der Gesamtimporte der größte Erdgasexporteur in die EU ist. Die geringe Diversifizierung und Flexibilität der europäischen Erdgasversorgung wird seit dem Konflikt zwischen Russland und der Ukraine Anfang 2009 als große Schwachstelle angesehen. Rund 7 Mrd. Nm³ Erdgas konnten damals nicht geliefert werden, was zu erheblichen Engpässen in der europäische Erdgasversorgung führte. Dass solch ein Umstand die EU so schwer traf, schürt die Sorgen, für die zukünftigen Herausforderungen der Erdgasversorgung nicht gewappnet zu sein. Seitdem wird die große Abhängigkeit von Russland und allgemein von dem Pipelinesystem zunehmend kritisch gesehen. Der Ausbau der internationalen Infrastruktur in der EU ist mit einem hohen Investitions- und Bauaufwand mittelfristig in den Griff zu bekommen. Durch die in Bild A1.1 im Anhang A1 eingezeichneten Projekte, wie dem Bau der Nord-Stream-Pipeline, der Nabucco-Pipeline oder der Pipelines von Nordafrika nach Italien, sollen die Bezugswege für Erdgas via Pipeline flexibler werden. Als die wichtigste Maßnahme zur Diversifizierung der europäischen Erdgasversorgung wird der LNG-Transport mit Schiffen angesehen. In Bild A1.1 im Anhang A1 wird deutlich, dass in Europa eine große Anzahl an Importterminals für verflüssigtes Erdgas entlang den Küsten geplant sind. Auf Grund von aktuellen energiepolitischen Entwicklungen in den USA, die auf Importe von LNG in Zukunft verzichten möchten, ist mit sinkenden Spotmarktpreisen von verflüssigtem Erdgas zu rechnen, was den europäischen Handel mit verflüssigtem Erdgas voraussichtlich zusätzlich beleben wird. Eine interessante Entwicklung wird eine Entkopplung des Erdgaspreises vom Ölpreis in langfristigen Pipelineverträgen sein. In Bild A1.1 im Anhang A1 ist die wichtige Position Deutschlands innerhalb des europäischen Erdgasnetzes zu erkennen. Im Jahr 2009 wurden in der BRD rund 78 Mrd. Nm³ Erdgas konsumiert, wovon 84 % durch Pipeline-Importe ins Land geführt wurden. Die geografische Lage macht Deutschland zu einem idealen Zwischenhändler für nahezu gesamt Europa. Deutschland empfängt den Großteil der russischen Erdgasexporte via Pipeline und exportierte 2009 ca. 13 Mrd. Nm³ Erdgas unter anderem nach Frankreich, Italien und in die Niederlande. In Deutschland sind Unternehmen wie die E.ON Ruhrgas AG mit Tochtergesellschaften in Süd- und Süd-Ost-Europa an Verdampfungsterminals in Europa beteiligt und somit auch in der Lage, LNG zu importieren. Es existiert jedoch kein LNG-Terminal in der BRD. Deutschland besitzt hohe Pipeline-Kapazitäten, mit denen auf Grund geringer Entfernung zu den Exporteuren verhältnismäßig günstig Erdgas importiert werden kann. Direkte

20 8 2 Der Erdgas- und LNG-Markt LNG-Importe stellen daher eine zurzeit noch unattraktive Alternative dar. Dennoch existieren Planungen für ein Verdampfungsterminal in Wilhelmshaven. Spanien ist der seit 1990 am schnellsten wachsende Erdgasmarkt Europas und der Vorreiter für den Import von LNG. Der Erdgasverbrauch stieg in den letzten 20 Jahren um 560 % auf 36 Mrd. Nm³, wovon % in Form von verflüssigtem Erdgas importiert worden sind. Dies macht Spanien zum drittgrößten LNG-Importeur der Welt. Mit fünf bereits existierenden Anlandeterminals wird momentan aus 13 Ländern in drei Regionen der Welt Erdgas importiert. Spanien wird somit auch in Zukunft in Bezug auf die Unabhängigkeit bei der Beschaffung von Erdgas ein europäisches Vorbild darstellen. 2.1 Kosten und Energieaufwand des LNG-Transports und des Pipelinetransports Die europäische Versorgungssicherheit für Erdgas wird sich mit größeren Investitionen in den LNG-Handel erhöhen. Hierbei gilt es jedoch, in jedem Fall auch die Wirtschaftlichkeit der LNG-Wertschöpfungskette im Vergleich zum Transport via Pipeline zu betrachten. Bild 2.4 Kostenvergleich zwischen dem Erdgastransport via Pipeline und dem LNG-Schiffstransport nach transportiertem Volumen (vgl. Schwimmbeck, 2008). In Bild 2.4 werden von Schwimmbeck (2008) die Transportkosten in /kwh von Erdgas via Pipeline und als LNG mit dem Tanker über die Entfernung für unterschiedliche transportierte Erdgasvolumina verglichen. Es ist zu erkennen, dass sich die Kosten bei ansteigenden Entfernungen für den Pipelinetransport schneller erhöhen als beim Verschiffen von LNG. Dabei ist die Entfernung, ab der sich der LNG-Schiffstransport gegenüber dem Transport via Pipeline wirtschaftlich rentiert, vom gelieferten Erdgasvolumen abhängig. So kann ein Erdgas-

21 2.1 Kosten und Energieaufwand des LNG-Transports und des Pipelinetransports 9 volumen von 5 Mrd. Nm³ ab einer Entfernung von km zwischen Ex- und Importeur kostengünstiger in verflüssigter Form mit dem Schiff transportiert werden. Mit zunehmendem Erdgasvolumen steigt die Entfernung, bei der ein LNG-Transport wirtschaftlicher wird. Erdgasverflüssigungsanlagen und Terminals zur Verdampfung von verflüssigtem Erdgas gehören bei der Herstellung zu den Projekten der Energiebranche mit den höchsten Investitionskosten. In Bild 2.5 werden für die einzelnen Prozesse die minimalen und maximalen prozentualen Anteile an den gesamten Kapital- und Betriebskosten der LNG-Wertschöpfungskette grafisch dargestellt. Bild 2.5 Mindest- und Höchstkostenanteil für die einzelnen Prozesse der LNG-Wertschöpfungskette. Die Kosten setzen sich aus den Kapital- und Betriebskosten zusammen (vgl. JRC, 2009). Es wird deutlich, dass die Kosten der Prozesse starken Schwankungen unterliegen. Diese treten in besonderem Maße beim LNG-Transport mit etwa 20 % auf. Den Abschätzungen des Joint Research Centers der Europäischen Kommission (vgl. JRC, 2009) zur Folge kann ein durchschnittlicher Preis für eine neue LNG-Prozesskette mit 5 7 Mrd. Euro abgeschätzt werden. Dabei entfallen 2 3,5 Mrd. auf die Verflüssigung, 2,5 Mrd. auf den Schiffstransport und 0,5 0,7 Mrd. Euro auf das Verdampfungsterminal. Die Schwankungen sind hauptsächlich von der Lage der Verflüssigungsanlage und dem Transportweg (vgl. ) abhängig. Insbesondere die optimale Auslegung der Anlagen zur Verflüssigung von Erdgas entscheidet über die Wettbewerbsfähigkeit von LNG, da auf diesen Prozess alleine % der gesamten Kapital- und Betriebskosten entfallen. Die Investitionen sind teilweise so hoch, dass sich der Bau erst rentiert, wenn eine Produktion von über 30 Jahren garantiert ist. Um die Transportformen hinsichtlich ihrer Energieeffizienz vergleichen zu können, wird in Bild 2.6 von JRC (2009) für verschiedene Erdgashandelswege nach Europa der jeweilige Energieverbrauch der Prozessschritte kalkuliert. Das Erdgas wird für beide Transportformen in die Mitte des europäischen Kontinents geliefert, wobei es aus Nord-Europa, Russland,

22 10 2 Der Erdgas- und LNG-Markt Nord-West-Afrika und dem Mittleren Osten bezogen wird. Das benötigte LNG- Importterminal liegt an der mediterranen Küste Europas (Südterminal). Es wird ersichtlich, dass die Verflüssigung und der Schiffstransport die energieintensivsten Prozessschritte der LNG-Wertschöpfungskette sind. Durchschnittlich werden für diese beiden Prozessschritte 82 % der aufgewendeten Primärenergie benötigt. Bild 2.6 Prozentualer Primärenergieverbrauch beim Transport von Erdgas via Pipeline und in Form von LNG mit dem Tanker entlang verschiedener Routen (vgl. JRC, 2009). Nach Angaben der JRC (2009) müssen für den Pipelinetransport zwischen 5 und 24 % des Energiegehalts des Erdgases aufgewendet werden. Durch die energieintensive Wertschöpfungskette ist die Energieeffizienz bei den LNG-Transporten deutlich geringer. Der Energieverbrauch variiert hier zwischen 26 % und 29 %. Allerdings nähern sich die Effizienzen der Transportformen ab einer Entfernung von 7000 km an. Erdgasverflüssigungsanlagen der neuesten Generation werden eine bessere Energieeffizienz vorweisen können. Auch die neusten LNG-Tankschiffe werden in ihrer Energieeffizienz erheblich verbessert. Nach Schätzungen von JRC (2009) kann so unter optimierten Bedingungen eine Energieeffizienz für die LNG-Kette von etwa 83 % 4 erreicht werden. Für eine bestmögliche Auslegung kann somit der Transport von verflüssigtem Erdgas einem energetischen Vergleich mit dem Pipelinetransport standhalten. Zusammengefasst besteht von ökologischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten her ein Handlungsbedarf bei der Steigerung der Energieeffizienz von LNG-Prozessen. 4 Gerechnet für eine mittlere Transportstrecke von 7700 km.

23 2.1 Kosten und Energieaufwand des LNG-Transports und des Pipelinetransports 11 Auf Grund eines hohen finanziellen und energetischen Aufwands wird LNG immer ein kostenintensiver Energieträger bleiben. Für Schwellenländer wie China oder Indien, die für die industrielle Entwicklung günstige Energiequellen benötigen, ist dieser Faktor ausschlaggebend, um verflüssigtem Erdgas keinen großen Stellenwert in ihrer Energieversorgung zuzuordnen. Für Industrienationen, wie sie in Europa zu finden sind, kann LNG jedoch stark zur Diversifizierung ihrer Energieversorgung beitragen. Die höhere Flexibilität und die Aussichten auf einen wachsenden Spotmarkt im Erdgashandel sind als wichtige Faktoren zu nennen, weswegen in der Zukunft auf den Handel mit verflüssigtem Erdgas nicht verzichtet wird. In diesem Kapitel hat die finanzielle Betrachtung der Wertschöpfungskette von LNG verdeutlicht, dass sie starken Schwankungen unterliegt, die hauptsächlich auf den Verflüssigungsund den Transportprozess zurückzuführen sind. Beide Teilprozesse sind somit auch auf Grund ihrer hohen Kapital- und Betriebskosten hauptverantwortlich für die Wettbewerbsfähigkeit von verflüssigtem Erdgas. Die energetische Untersuchung der Teilprozesse der LNG- Wertschöpfungskette stellt heraus, dass die Ursache für die hohen Kosten der Verflüssigung und des Transports bei dem dafür aufzuwendenden Energiemengen zu finden sind. Zusammengenommen werden für die Verflüssigung und den Transport über 80 % der gesamten verbrauchten Energie der LNG-Wertschöpfungskette benötigt. Dies führt zu hohen Erwartungen an die Teilprozesse hinsichtlich ihrer exakten Planung und Auslegung. Diese Arbeit beschreibt die Einflüsse verwendeter Stoffdatenmodelle auf die Ergebnisse von Simulationsrechnungen und das damit verbundene Potential zur möglichst genauen Simulation von LNG-Prozessen.

24 12 3 LNG-Wertschöpfungskette Von der Förderung, über den Transport, bis hin zur Einspeisung in das Pipelinenetz durch läuft das Erdgas eine Vielzahl von technischen Prozessen. Diese werden als Wertschöpfungskette begrifflich zusammengefasst. Für den Erdgastransport in verflüssigter Form ist die Wertschöpfungskette in Bild 3.1 dargestellt. Bild 3.1 Schematische Darstellung der LNG-Wertschöpfungskette. Nach der Förderung und Aufbereitung des Erdgases wird das Gas unter hohem technischem Aufwand auf eine Temperatur von etwa -160 C gekühlt und liegt bei Umgebungsdruck als siedende Flüssigkeit vor. Das LNG nimmt nun nur noch einen Bruchteil seines Gasvolumens ein und wird für den Transport auf Schiffe mit speziell isolierten Tanks verladen. Am Importhafen wird die Fracht in flüssiger Form auf Pipelinedruck verdichtet und durch Wärmezufuhr zurückverdampft, um dann gasförmig in das nationale Pipelinenetz eingespeist zu werden. Die wichtigsten Prozesse innerhalb der LNG-Wertschöpfungskette sind auf Grund ihrer energietechnischen und wirtschaftlichen Bedeutung die Erdgasverflüssigung, der LNG- Transport und die LNG-Rückverdampfung. Der folgende Abschnitt soll die technische Funktionsweise dieser Prozesse näher beschreiben und einen Übersicht der jeweilig aktuellen Verfahren geben. 3.1 Erdgas-Verflüssigung Beim Verflüssigungsprozess wird das Erdgas mit Hilfe von Kältemitteln auf etwa -160 C gekühlt. Bei geringen Temperaturen siedende Erdgasbestandteile wie Stickstoff, Wasserstoff, Argon und Helium lassen sich bei den Temperaturen, die zur Erdgasverflüssigung ausreichen, nicht oder nur zu einem geringen Teil verflüssigen und können als Gas abgeschieden werden. Es wird so eine zusätzliche Steigerung der Erdgasqualität erreicht. Für die Produktion von LNG haben sich verschiedene Verfahren etabliert, die sich in dem eingesetzten Kältemittel und der Größe der Kompressoren und des Verdichters unterscheiden. Die ersten Verflüssigungsanlangen verwendeten Mitte der 60er Jahren entweder eine klassische Kaskade oder einen einfachen Gemischkreislauf. Beim Kaskadenprozess werden drei aus Reinstoffen bestehende Kältemittel eingesetzt. Der Prozess beinhaltet eine dreistufige Vorkühlung mit Propan, worauf eine dreistufige Verflüssigung mit Ethylen folgt. Die

25 3.1 Erdgas-Verflüssigung 13 Unterkühlung erfolgt in einem dreistufigen Methankreislauf. In allen drei Kühlkreisläufen wird das Kältemittel verdampft, wobei die nötige Verdampfungsenthalpie dem zu kühlenden Erdgas entzogen wird. Der flexiblere Gemischkreislauf verwendet ein Gemisch aus Kohlewasserstoffen als Kältemittel, dessen Zusammensetzung abhängig von der Qualität des zu verflüssigenden Erdgases gewählt werden kann. Es ist auf diese Weise möglich, den Siede- und Taupunkt des Kältemittels an die Sättigungstemperaturen des Erdgases anzupassen, wobei ein höherer exergetischer Wirkungsgrad erreicht werden kann. In den 70er Jahren entwickelte die Firma Air Products and Chemicals, Inc. mit einer Kombination dieser beiden Verfahren den momentan am meisten angewandten Prozess. Bei diesem zweistufigen Prozess namens C3MR (Propane Precooled Mixed Refigerant) wird das Erdgas im ersten Kühlkreislauf mit Propan auf etwa -35 C vorgekühlt. In einer weiteren Stufe wird das Erdgas in einem Tieftemperaturwärmeübertrager unter Verwendung eines Gemisches aus Methan, Ethan, Propan und Stickstoff verflüssigt und auf -150 C bis -160 C unterkühlt. Trotz des minimalen apparatetechnischen Aufwands bietet der C3MR-Zyklus eine hohe Effizienz (vgl. Pillarella et al., 2007). Moderne C3MR-Anlagen können heute über 5 Mio. Tonnen LNG im Jahr produzieren. Um größere Kapazitäten zu erreichen, wurde basierend auf dem C3MR-Prozess der AP-X Process entwickelt. Dieser besteht aus drei Stufen: Dem Vorkühlungskreislauf mit Propan, dem Gemischkreislauf und einem nachgeschalteten Unterkühlungskreislauf mit Stickstoff. Sogenannte Megatrains in Katar nutzen dieses Verflüssigungsverfahren, das Produktionskapazitäten von 7,8 Mio. Tonnen LNG pro Jahr ermöglicht. Eine weitere Variante des C3MR- Prozesses ist der Shell Dual Mixed Refrigerant Process (Shell DMR), der zur Vorkühlung und Verflüssigung zwei unabhängig von einander arbeitende Kühlkreisläufe verwendet. Die Firma ConocoPhillips hat die Verflüssigungstechnik des Kaskadenprozesses mit dem Optimized Cascade Process (OCP) verbessert. Unter Verwendung von Propan, Ethylen und Methan als Kühlmittel werden in jedem Kühlmittelkreislauf zwei parallel laufende Verdichter verwendet, die durch Gasturbinen angetrieben werden. Diese Prozessführung hat den positiven Effekt, dass noch eine Produktionsrate von ca. 60 % erreicht werden kann, wenn nur ein Verdichter betrieben wird (vgl. Meher-Homji et al., 2008). Insgesamt wird dieser Prozesstyp in neun Verflüssigungsanlagen angewendet, die zwischen 1,5 und 5,2 Mio. Tonnen LNG pro Jahr produzieren können. Ein noch wenig verbreiteter Prozess ist der Mixed Fluid Cascade Process (MFC) der Firma Linde, welcher aus drei in Kaskaden geschalteten Gemischkreisläufen besteht. Ein Ethan- Propangemisch kühlt das Erdgas vor. In dem Verflüssigungskreislauf wird ein Ethan-Propan- Methangemisch zur Kühlung eingesetzt. Der Unterkühlungskreis wird mit einem Stickstoff- Ethan-Methangemisch betrieben.

26 14 3 LNG-Wertschöpfungskette Bis Ende 2012 wird voraussichtlich die Verflüssigungskapazität weltweit auf ungefähr 420 Mrd. Nm³/a gestiegen sein. Wie in Bild 3.1 dargestellt, werden davon ca. 86 % auf dem C3MR-Prozess basieren, 10 % werden mit dem OCP-Prozess arbeiten und 3 % werden den Shell DMR-Prozess verwenden. Der MFC-Prozess der Firma Linde kommt bisher nur bei der Snøhvit Erdgasverflüssigungsanlage in Norwegen zum Einsatz. Bild 3.1 Prozentuale Verteilung der Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas (vgl. IEA, 2009 b). 3.2 LNG-Transport In den 70er Jahren wurde zum ersten Mal verflüssigtes Erdgas mit dem Schiff transportiert. Diese Alternative zum Erdgastransport via Pipeline konnte sich jedoch vorerst nicht durchsetzen. Erst Ende der 90er Jahre stieg die Attraktivität von LNG-Transporten weiter an, da die Tankschiffe hinsichtlich ihrer Dämmungseigenschaften weiterentwickelt worden sind. Die auf diese Weise gesteigerte Energieeffizienz der Transporte förderte maßgeblich die Wettbewerbsfähigkeit der LNG-Technik. In Tab. 3.1 wird die LNG-Tankerproduktion von 1969 bis 2010 gezeigt. Es wird deutlich, dass die Flottengröße der LNG-Tanker in den letzten 10 Jahren um fast 220 % wuchs, so dass im März Tanker mit 48,5 Mio. m³ Fassungsvermögen LNG transportiert haben. Bis 2030 sollen sich laut Schätzungen die Kapazitäten bis auf 110 Mio. m³ steigern. Zurzeit haben 76 % der gesamten Flotte eine Kapazität zwischen und m³. Nur neun Schiffe weisen Tankvolumina zwischen und m³ auf, allerdings wird in dieser Spanne das größte Wachstum zu erwarten sein, da diese Tanker an den meisten Terminals andocken können (vgl. JRC, 2009). Rund 12,5 % der Flotte gehören zu der neuen Generation der Q-Flex ( m³) und der Q-Max (> m³). Diese Schiffe werden zurzeit ausschließlich für Transporte von Katar in die USA und nach Groß-Britannien eingesetzt. Ihre Anlandemöglichkeiten sind wegen ihrer enormen Dimensionen mittelfristig sehr beschränkt. Auch Schiffen eines Fassungsvermögens von ca m³ wird eine Zukunft eingeräumt, da sie sich gut für einen möglichen Spotmarkthandel eignen.

27 3.2 LNG-Transport 15 Tab. 3.1 LNG-Tankerproduktion von 1969 bis Prognosen bis 2030 (vgl. LNG-Fleet, 2010). Tankerproduktion Kapazität in 1000 m³ Zeitraum Anzahl Ø Spanne Gesamt Die Fracht wird bei allen Transportern nicht aktiv gekühlt. Um die Temperatur in den Tanks möglichst konstant zu halten, werden spezielle Isolierungssysteme verwendet. Dennoch lässt sich eine geringfügige Verdampfung der Ladung nicht vermeiden. Das so genannte Boil-Off liegt bei modernen Schiffen bei ca. 0,15 % pro Tag. Traditionell wird dieses Gas als Brennstoff in einer Gasturbinenanlage zum Antrieb des Schiffes genutzt. Der Trend geht jedoch deutlich in Richtung eines Dieselmotorantriebs in Kombination mit einer Verflüssigungsanlage, die das Boil-Off Gas zurück in den Tank führt. Auf diese Weise gelangt das LNG vollständig zum Zielhafen. (vgl. MAN B&W, 2004). Bei den eingesetzten Isolierungssystemen können die LNG-Transportschiffe in zwei Kategorien unterteilt werden: In Membran- und Nichtmembransysteme. In Bild 3.2 wird gezeigt, dass die Mehrzahl der LNG-Transportschiffe ein Membransystem zur Isolation der Tanks verwendet. So sind 36 % der Schiffe mit einer NO-Isolierung und 30 % mit einer Mark- Isolierung ausgestattet. 32 % sind nach dem Kvaerner-Moss- oder Moss-Rosenberg- Sphärentanksystem (im Weiteren kurz Moss-Sphärentanksystem genannt) angefertigt und nutzen kein Membransystem. Die verschiedenen Isolierungssysteme werden im Folgenden kurz erläutert. Bild 3.2 Prozentuale Verteilung sowie max. und durchschnittliche Fassungsvolumina der Isolierungssysteme der LNG Flotte (vgl. LNG-Fleet, 2010).

28 16 3 LNG-Wertschöpfungskette Das Moss-Sphärentanksystem Das Moss-Sphärentanksystem der Firma Moss Maritime wurde im Jahr 1971 entwickelt und besitzt ein durchschnittliches Fassungsvolumen von m³. Das maximal realisierte Tankvolumen der Moss-Tanksysteme liegt bei m³. Das Isolierungssystem wird durch seine kugelförmigen Tanks charakterisiert (vgl. Bild 3.3), was eine genaue Prognostizierung der Belastungen und der Lebensdauer aller Teile ermöglicht, so dass auf eine vollständige sekundäre Schutzhülle verzichtet wird. Bild 3.3 Schematischer Aufbau eines LNG-Transporters mit Moss-Tanksystem (aus Gazprom Sakhalin, 2010). Die Tanks sind aus Aluminium und am Schiff aufgehängt. Das Gewicht einer Einheit beläuft sich auf etwa 800 Tonnen, bei Wanddicken von ca. 30 mm an den Polen und 160 mm am äquatorialen Ring. Am Äquator unterstützen Übergangsgelenke die Struktur, die auch als thermische Trennung zwischen der Innenwand des Tanks und der stählernen Außenhülle dienen. Dazwischen befindet sich eine Isolierungsschicht aus Polyurethanschaum, die mit Stickstoff durchspült wird und elektronisch auf Lecks überwacht wird. Die Tanks sind unabhängig von der äußeren Hülle des Tankers installiert, womit sie auch bei Beschädigungen der Schiffswand ohne Schaden bleiben. Ein weiterer Vorteil ist eine gute Verteilung der mechanischen Belastungen in einer Kugel. So sind Schäden durch das Aufschaukeln der Ladung bei Füllhöhen zwischen 15 bis 80 % nahezu ausgeschlossen (Järschel, 2010). Die Membrantanksysteme Die NO- und Mark-Isolationssysteme werden von der Firma Gaztransport & Technigaz produziert und sind die am weitesten verbreiteten Membrantanksysteme mit einer durchschnittlichen Kapazität von m³. Mit dem System sind jedoch auch die enormen Kapazitäten der Q-Flex und Q-Max realisierbar. Die Systeme konnten sich erst

29 3.3 LNG-Verdampfung 17 vergleichsweise spät auf dem Markt durchsetzen (1994: NO96; 1998: Mark III). In Bild 3.4 wird ein schematischer Aufbau eines Schiffes mit Membrantanksystem illustriert. Bild 3.4 Schematischer Aufbau eines LNG-Transporters mit Membrantanksystem (aus GlobalSecurity, 2010). Beide Systeme werden von der Hülle des Schiffs direkt unterstützt und bestehen aus zwei Membranschichten. Diese bestehen aus Invar, Aluminium oder rostfreiem Stahl und sind 0,7 1,2 mm dick. Eine äußere Isolationsschicht aus Polyurethanschaum oder Perlit wird mit Stickstoff durchströmt und durch elektronische Sensoren auf Leckagen überprüft. Am Boden sind die Elemente mit Kunstharzbändern befestigt. Ein Problem der Isolierung mit Membransystemen ist die hohe Sensibilität beim Aufschaukeln der Fracht, wenn der Laderaum nicht komplett gefüllt ist. Ein großer Vorteil ist allerdings die Modularität. Die vorgefertigten Elemente können in Tankern jeder Form und Kapazität installiert und relativ günstig in Kleinserienproduktion hergestellt werden. 3.3 LNG-Verdampfung Erreicht das transportierte LNG den Zielhafen, wird es auf einen überkritischen Druck komprimiert und verdampft, um es gasförmig bei Drücken von etwa 8 MPa in das Erdgaspipelinenetz einzuspeisen. Hierbei kann die Regasifizierung an Land oder auf einem Schiff erfolgen. Dieser Prozess ist relativ kostengünstig und wenig komplex in der Entwicklung, da theoretisch schon die Umgebungsbedingungen zum Überführen des LNG in die Gasphase reichen. An Land werden hauptsächlich zwei Verfahren bei der Rückverdampfung von LNG verwendet: Die Tauchflammenverdampfung (Submerged Combustion Vaporization) und die Meerwasserverdampfung (Open Rack Vaporization). Die Tauchflammenverdampfung wird schematisch in Bild 3.5 dargestellt und ist mit 30 % das am zweit häufigsten verwendete Verfahren zur Rückverdampfung von verflüssigtem Erdgas. Um die nötige Wärmeenergie zur Verdampfung des LNG bereit zu stellen, werden etwa 1,3 2,0 % des LNG verbrannt (vgl. Rosetta et al., 2006). Für den Betrieb der Anlange wird Wasser als Wärmeübertragungsmedium eingesetzt.

30 18 3 LNG-Wertschöpfungskette Bild 3.5 Schematischer Aufbau des Tauchflammenverdampfungprozesses (vgl. Kogas, 2010). Die Anlage besteht aus einem Brenner und einem Rohrsystem aus rostfreiem Stahl, welches sich in einem Wasserbad befindet. Der Brenner, der sog. Submerged Combustion Burner, wird durch eine Ansaugpumpe mit Verbrennungsluft versorgt und erhitzt das Wasserbad. Das Wasser wiederum gibt die Wärme an das im Rohrsystem verdampfende LNG ab. Die bei der Verbrennung entstehenden Abgase werden durch ein poröses Rohr im unteren Bereich des Wasserbads eingeströmt und verbessern aufgrund der Blasenbildung den Wärmeübergang zwischen dem Wasser und dem Rohrsystem. An der Oberfläche angekommen, werden die abgekühlten Abgase über einen Abzug dem Prozess entzogen und von Schadstoffemissionen gereinigt. Des Weiteren wird das Wasserbad im Zuge des Prozesses säurehaltig, so dass Chemikalien hinzugefügt werden müssen (vgl. Kawamoto, 2008). Bei der Tauchflammenverdampfung sind die Investitionskosten sehr gering, was sie für eine kurzfristige Bedarfsdeckung auszeichnet. Die Betriebskosten sind jedoch relativ hoch, da der Brenner einen Teil der LNG-Ladung verbraucht und außerdem noch Filtersysteme benötigt werden, um die emittierten Schadstoffe zu reduzieren. Die in Bild 3.6 gezeigte Meerwasserverdampfung nutzt die Wärme des Meerwassers, um das LNG zu verdampfen. Die Anlage besteht hauptsächlich aus einem Wärmeübertrager, der nach dem Gegenstromprinzip betrieben wird. Das über eine Umwälzpumpe angesaugte Meerwasser läuft an einer Vielzahl von Rohren als Film herunter. Hierbei kühlt es sich ab und gibt die Wärmeenergie an das in den Rohren geführte LNG. Dieses verdampft und verlässt den Prozess in der Gasphase.

31 3.3 LNG-Verdampfung 19 Bild 3.6 Schematischer Aufbau eines Meerwasserverdampfungsprozesses (vgl. Kogas, 2010). Die Rohre müssen jährlich gewartet werden, da es zu Algenanlagerungen kommen kann, die die Wärmeleitfähigkeit verschlechtern. Die Eintrittstemperatur des Meerwassers darf nicht unterhalb von 8 C liegen, da es sonst zu Eiskristallbildungen kommen könnte. Die Qualität und Temperatur des Meerwassers spielen somit eine große Rolle und müssen bei der Planung der Anlage berücksichtigt werden. Der Großteil der Energie wird für die Meerwasserumwälzpumpen aufgewendet. Die großen Investitionskosten kompensieren sich mit den sehr geringen Betriebskosten, weswegen die Meerwasserverdampfung bei 70 % der Regasifizierungsterminals installiert ist (vgl. Rooney, 2004). Als problematisch werden die Auswirkungen auf das maritime Leben im Meer gesehen, da dieser Prozess große Meerwassermengen benötigt und diese mit einer erheblich geringeren Temperatur zurückführt, was das Ökosystem merklich verändern kann (vgl. Kawamoto, 2008). Eine weiteres Verfahren Meerwasser zum Verdampfen von LNG zu nutzten ist ein Intermediate Fluid Vaporizer (IFV). Bei diesem Prozess wird ein Fluid als Wärmeübertragungsmedium verwendet, welches die Wärmeenergie des Meerwasser zum LNG transferiert. Als Wärmeübertragungsmedium wird meist Propan oder ein Wasser-Glykol-Gemisch eingesetzt. Propan eignet sich aufgrund seiner Sättigungstemperatur für diesen Prozess. Das Propan siedet durch die Wärmezufuhr des Meerwassers und kondensiert dann wieder an den Rohrbündeln, in denen das kalte LNG strömt. Das LNG nimmt die dabei freiwerdende Energie auf und geht in die Gasphase über. In einem nachgeschalteten Wärmeübertrager wird das LNG mit Meerwasser überhitzt. Abschnitt beschreibt den Prozess im Detail. Eine günstige Alternative zu Regasifikationsterminals auf dem Festland ist eine Rückverdampfung an Bord eines umgebauten LNG-Tankers. Diese Systeme können energieeffizient arbeiten, da sie viele Möglichkeiten bieten, Wärmerückgewinnungs- und Motorkühlungs-