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Flüssigerdgas

Akronym: LNG = liquefied natural gas, GNL = gaz naturel liquéfié

Definition: Erdgas, welches durch Tiefkühlen verflüssigt wurde, um in dieser kompakteren Form gespeichert oder transportiert zu werden

Allgemeinerer Begriff: Erdgas

Englisch: liquefied natural gas

Kategorie: Energieträger

Autor:

Wie man zitiert; zusätzliche Literatur vorschlagen

Ursprüngliche Erstellung: 28.12.2010; letzte Änderung: 12.06.2022

URL: https://www.energie-lexikon.info/fluessigerdgas.html

Erdgas in gasförmiger Form ist ein Energieträger mit einer geringen volumetrischen Energiedichte. Für die Lagerung und den Transport vor allem in Tankern ist es vorteilhaft, die Dichte massiv zu erhöhen, indem man das Erdgas durch Abkühlen auf ca. −162 °C verflüssigt, also in Flüssigerdgas (LNG = liquefied natural gas) umwandelt. In dieser Form ist die Dichte rund 600 mal höher als in gasförmiger Form bei Raumtemperatur und Normaldruck. Ein erhöhter Behälterdruck ist für die Verflüssigung nicht nötig. Jedoch müssen Flüssigerdgas-Behälter gut wärmegedämmt (isoliert) werden, da jede Zufuhr von Wärme zur Verdampfung führt, also zur Abgabe gasförmigen Erdgases (boil-off) und (wenn der Behälter verschlossen wäre) zu einem Anstieg des Drucks. Ein LNG-Tank gibt trotz Wärmedämmung stetig eine gewisse Menge Erdgas ab, die entweder direkt verbraucht werden kann (z. B. zum Antrieb eines LNG-Tankers) oder durch Rückverflüssigung wieder dem Tank zugeführt werden muss.

Im Wesentlichen entspricht die chemische Zusammensetzung des Flüssiggases dem des Erdgases, d. h. es liegt hauptsächlich Methan vor. Jedoch werden oft andere Kohlenwasserstoffe wie Ethan (C2H6), Propan (C3H8) und Butan (C4H10), die im Pipelinegas in der Regel kaum vorkommen, dem Flüssigerdgas zugemischt, wenn sie bei der Aufbereitung anfallen und anders schlecht nutzbar sind. Dies trifft z. B. bei der Gewinnung von Schiefergas oft zu.

Die Dichte von Flüssigerdgas liegt bei ca. 450 kg/m3 (etwas mehr als bei reinem Methan wegen Anteilen von Propan und Butan). Zusammen mit dem Heizwert von 50 MJ/kg ergibt sich eine volumetrische Energiedichte von ca. 22 MJ/l (= 6,1 kWh/l) – deutlich geringer als z. B. ca. 36 MJ/l bei leichtem Heizöl, das eine wesentlich höhere Dichte aufweist. Die gravimetrische Energiedichte von Flüssigerdgas liegt mit 50 MJ/kg allerdings deutlich über dem Wert von 42,6 MJ/kg bei Heizöl. Für den Transport z. B. in einem Tankschiff ist aber die volumetrische Energiedichte relevant, und hier bedeutet der geringere Wert von Flüssigerdgas, dass die transportierbare Energiemenge wesentlich geringer ausfällt als bei Heizöl oder Rohöl.

Flüssigerdgas darf nicht verwechselt werden mit Flüssiggas, welches hauptsächlich aus dem schwereren Propan und Butan (und nicht aus Methan) besteht und allein durch einen moderaten Druck (d. h. ohne Tiefkühlung) verflüssigt werden kann. Leider wird aber oft der Begriff Flüssiggas verwendet, wenn eigentlich Flüssigerdgas gemeint ist.

Vergleich mit komprimiertem Erdgas

Als Alternative zur Verflüssigung kann die Dichte von Erdgas auch erhöht werden, indem man das Gas bei Zimmertemperatur stark komprimiert – beispielsweise auf einen Druck von 20 bis 25 MPa (= 200 bis 250 bar). Man erhält damit sogenanntes CNG = compressed natural gas. In diesem Fall benötigt man einen Behälter, der dem großen Druck standhalten kann; andererseits braucht man dann keine Wärmedämmung des Gastanks, um das Eindringen von Wärme zu reduzieren. Die durch Kompression erreichte Dichte ist wesentlich geringer als die Dichte, die durch Verflüssigung möglich ist. Ein Vorteil ist, dass der Energieaufwand für die Kompression deutlich geringer ist als der für die Verflüssigung.

Energieaufwand für die Verflüssigung

Die Verflüssigung des Gases z. B. in einem LNG-Terminal (siehe unten) verbraucht erhebliche Mengen von Energie – rund 10 bis 25 % des Heizwerts des Erdgases. Dies liegt daran, dass das Gas für die Verflüssigung sehr tief abgekühlt werden muss und dass ihm die Kondensationswärme entzogen werden muss. Die dafür nötigen Kältemaschinen können mit einem Teil des Gases betrieben werden oder auch mit elektrischer Energie aus dem Stromnetz.

Es gibt verschiedene Verfahren der Verflüssigung. Im klassischen Kaskaden-Zyklus wird das Erdgas in drei aufeinanderfolgenden Kühlzyklen abgekühlt, die mit Propan, Ethan und schließlich mit Methan arbeiten. Ein etwas vereinfachtes Verfahren, dass nur eine Vorkühlstufe und einen weiteren Zyklus benötigt, ist etwas energieaufwendiger. Die Abwärme der Kältemaschinen wird in der Regel nutzlos an Meerwasser abgegeben.

Es sollte möglich sein, zukünftig verbesserte Verfahren zu entwickeln, die etwas weniger als 10 % der Energie des Gases für die Verflüssigung benötigen.

Transport von Flüssigerdgas

Der genannte hohe Energieaufwand wird immer häufiger in Kauf genommen, da sich LNG insbesondere mit großen Spezialtankern gut über lange Strecken transportieren lässt, so dass der Transport nicht mehr an Pipelines gebunden ist. Die nötige Infrastruktur ist aufwendig, kann aber schneller als lange Pipelines realisiert werden und erlaubt eine flexiblere Reaktion auf Lieferengpässe z. B. durch politische Krisen. Auf diese Weise wird eine höhere Versorgungssicherheit erreicht.

Der typische Transportweg beginnt mit einer Pipeline, die Erdgas unter hohem Druck in gasförmiger Form zu einer speziellen Hafenanlage (einem LNG-Terminal) bringt. Dort erfolgt die Verflüssigung und die Beladung der Flüssiggastanker (LNG-Tanker). Diese fahren zu ihren Zielorten und entladen das Flüssigerdgas an anderen LNG-Terminals, wo das Erdgas meist wieder in gasförmiger Form in ein Pipeline-Netz eingespeist wird.

Eine Alternative zu diesem Ansatz ist es, die Verflüssigung des Gases direkt an der Förderanlage vorzunehmen, beispielsweise auf einem Spezialschiff nahe einer Gasförderplattform. Dies ist insbesondere für die Gasförderung in abgelegenen Regionen interessant, wo der Abtransport mit einer Pipeline schwer realisierbar ist.

Im Folgenden werden einige Details der Transportkette näher beschrieben.

Verflüssigung

Die Verflüssigung des Gases benötigt man große Kältemaschinen, die oft mit Gasturbinen betrieben werden, die einen Teil des Gases verbrennen. Der Energieaufwand ist erheblich (siehe oben).

Transport in Tankern

Meist wird das Flüssigerdgas dann mit sehr großen Tankern über große Strecken (oft tausende von Kilometern) transportiert, die oft einen Teil des Gases für den eigenen Antrieb nutzen. Die Kapazitäten solcher Tanker liegen oft über 100 000 m3, teils sogar über 250 000 m3 (also über 100 000 Tonnen, entsprechend ca. 150 Millionen Normkubikmetern) und einem Heizwert von über 1300 GWh. Es gibt allerdings auch viel kleinere LNG-Tanker mit Kapazitäten von z. B. einigen hundert Tonnen für die Binnenschifffahrt und für Küstenfahrten, etwa von großen Häfen zu kleineren Häfen.

Bei Vergleichen der Transportkapazität z. B. mit der Kapazität von Erdgas-Pipelines muss immer beachtet werden, dass bei Tankern das Volumen des verflüssigten Gases relevant ist, während bei Pipelines in der Regel die gelieferten Norm-Kubikmeter genannt werden, die sich auf das Erdgas bei Normaldruck (ca. 1 bar) beziehen. Ein Kubikmeter im Tanker entspricht rund 600 Normkubikmetern Gas.

Unterschiedliche LNG-Tanks kommen in Tankern zum Einsatz. Vor allem kleinere Schiffe enthalten meist mehrere kugelförmige Tanks mit einer mehrere Zentimeter dicken Wandung aus Aluminium, die hintereinander im Schiff eingebaut sind. Sie sind schon von außen leicht zu erkennen. Größere moderne Tanker enthalten dagegen vermehrt riesige Membrantanks, die das verfügbare Volumen besser ausnutzen, weil kaum Lücken zwischen einzelnen Tanks verbleiben, und auch viel weniger schwer sind. In beiden Fällen müssen die Tanks mit einer effektiven Wärmedämmung (Kälteisolierung) versehen werden, damit nicht zu viel Wärme von außen eindringt, was nämlich zur Verdampfung von Gas beiträgt. Eine doppelte Schiffshülle bietet Platz für Ballasttanks, die für Fahrten des entladenen Schiffs mit Ballastwasser gefüllt werden müssen. Lecks, die sicherheitstechnisch sehr problematisch wären, werden mit aufwändigen Sicherheitsmaßnahmen verhindert.

Fahrten auf hoher See dürfen nicht mit teilweise gefüllten Tanks durchgeführt werden, da das darin herumschwappende Flüssigerdgas eine Gefahr für die Stabilität wäre. Es ist aber zumindest bei Kugeltanks möglich, einige Tanks ganz zu füllen, andere dagegen völlig zu leeren.

Da nicht verhindert werden kann, dass eine gewisse Menge Wärme von außen in die sehr kalten Tanks eindringt, verdampft stetig ein Teil des Gases. Dieses “Boil-off-Gas” muss dem Tank entnommen werden, da der Druck sonst ansteigen würde, bis die Tankwandung versagt. Während der Fahrt ist dies kein Problem, da ohnehin Gas für den Betrieb der Antriebsmotoren des Schiffs und evtl. für die Stromversorgung benötigt wird. Solange ein Schiff im Hafen liegt und kaum Gas benötigt, beispielsweise während der Entladung, kann das Gas über eine Leitung der Hafenanlage abgegeben werden, um anderswo verwendet zu werden. Eine andere Möglichkeit ist die Rückverflüssigung mithilfe einer Kältemaschine. Soweit all dies nicht möglich ist, kann eine Abfackelung oder die Verbrennung in einer Brennkammer notwendig werden. (Das Abblasen von unverbranntem Gas wäre nicht nur sehr klimaschädlich, sondern ist auch wegen der Explosionsgefahr nicht akzeptabel.) Bei kleineren Schiffen (beispielsweise in der Binnenschifffahrt) kann das Boil-off-Gas pro Tag mehr als 0,1 % der Tankkapazität betragen, bei großen Schiffen dagegen deutlich weniger, da diese ein günstigeres Verhältnis von Oberfläche und Volumen aufweisen.

Der Energieverbrauch des Tankers beim Transport liegt bei moderner Antriebstechnologie in der Größenordnung von 1 bis 2 % pro 1000 km (unter Berücksichtigung der leeren Rückfahrten). Er ist ähnlich wie der Energieverbrauch für den Betrieb einer Pipeline. Die kilometerabhängigen Transportkosten dagegen liegen weitaus tiefer als bei der Pipeline, deren Bau sehr teuer ist. Daraus wird klar, dass sich der Transport als LNG am ehesten bei großen Entfernungen von mehreren Tausend Kilometern lohnt.

Regasifizierung

Wenn Flüssigerdgas in einem Hafen an einem sogenannten LNG-Terminal angelandet wird, muss es meist in einer Verdampfungsanlage wieder in die gasförmige Form bei geeignetem Druck gebracht werden, um über Pipelines weitertransportiert werden zu können. Dieser Schritt wird als Regasifizierung bezeichnet. In manchen Fällen wird jedoch das LNG nur umgeladen, beispielsweise in Binnenschiffe oder auf spezielle Tankwagen für den Transport in der näheren Umgebung.

Bei der Regasifizierung muss dem Gas die nötige Verdampfungswärme zugeführt werden. Hierfür ist allerdings keine besonders hohe Temperatur nötig, da der Siedepunkt des Gases ja sehr tief liegt. Man verwendet oft mit Meerwasser gespeiste Wärmeübertrager, nutzt also kostenlose Umweltwärme. Bei der Regasifizierung auf dem Tanker selbst wird manchmal stattdessen eine Tauchflammenverdampfung verwendet – eine vergleichsweise energieaufwendige Methode.

Der Betrieb einer stationären Verdampfungs- und Kompressionsanlage für die Einspeisung in eine Erdgaspipeline kostet relativ wenig Energie (in der Größenordnung von 1 bis 2 % des Energiegehalts des Erdgases). Allerdings wäre es wünschenswert, hier sogar erheblich Energie zurückzugewinnen, wofür es unterschiedliche Möglichkeiten gäbe:

  • Es wäre sinnvoll, die Kälte technisch zu nutzen, etwa für die Kühlung von Lagerhallen oder für industrielle Prozesse wie die Luftverflüssigung. Allerdings dürfte es oft schwierig sein, einen entsprechend großen Kältebedarf in unmittelbarer Nähe des LNG-Terminals zu finden.
  • Die Kälte könnte im Prinzip auch zur Stromerzeugung genutzt werden, etwa mit einem Organic Rankine Cycle auf der Basis von Methan. Eine andere Möglichkeit wäre der Einsatz von speziellen Gasturbinen, die die große Zunahme des Volumens bei der Verdampfung nutzen würden.

Effizienz der gesamte Kette

Für ein Beispiel betrachten wir die Effizienz des Transports als LNG:

  • 10 % Energieaufwand für die Verflüssigung
  • 10 % für den Schiffstransport über 6000 km
  • 1 % für die Regasifizierung

Daraus ergibt sich, dass am Ende der folgende Anteil der Energie des eingesetzten Erdgases für die Nutzung verfügbar ist: 0,9 · 0,9 · 0,99 ≈ 0,8 = 80 %. Man verliert also ca. 20 % der Energie.

Einsatz in Deutschland und anderswo

Deutschland bezieht Erdgas bisher zum größten Teil über Pipelines z. B. aus Norwegen, Holland und Russland. Bisher sind in den Häfen keine ausreichenden Kapazitäten von Flüssigerdgas-Terminals vorhanden, um einen wesentlichen Teil des Erdgases alternativ als Flüssigerdgas beziehen zu können. Da dieses ohnehin in der Regel teurer ist, bestand bisher kein Anlass, eine solche recht teure Infrastruktur in größerem Umfang aufzubauen. Allerdings wird seit dem Krieg Russlands gegen die Ukraine (seit Februar 2022) intensiver daran gearbeitet, von Erdgaslieferungen aus Russland unabhängig zu werden. In begrenztem Maße ist es auch möglich, Erdgas zu beziehen, welches als Flüssigerdgas in holländischen und belgischen Nordsee-Häfen (v. a. Rotterdam und Zeebrügge) entladen und von dort aus über herkömmliche Pipelines nach Deutschland geliefert wird. Beispielsweise verkaufen die USA gerne mit Fracking gewonnenes Flüssigerdgas an europäische Länder, wodurch die europäische Erdgasversorgung allerdings wesentlich klimaschädlicher wird als bisher – vor allem wegen der Methanverluste beim Fracking und wegen des hohen Energieaufwands für die Verflüssigung und den Transport des Gases.

Länder, die von den Gasproduzenten sehr weit entfernt sind (beispielsweise Japan), haben kaum die Möglichkeit, Erdgas über Pipelines zu beziehen. Sie importieren deswegen viel Erdgas in Form von Flüssigerdgas.

Ebenso können etliche Produzentenländer Erdgas praktisch nur in Form von Flüssigerdgas exportieren. Ein Beispiel hierfür ist Nigeria. Die größten Kapazitäten für die Verflüssigung von Erdgas befinden sich jedoch im Nahen Osten; der weltweit größte LNG-Produzent ist Katar. Vor allem der Export nach Asien geschieht praktisch nur in Form von LNG.

Einsatz als Kraftstoff

Flüssigerdgas wird schon heute für den Antrieb von LNG-Tankern von einigen Handelsschiffen und Kreuzfahrtschiffen eingesetzt. Zukünftig könnte es auch vermehrt dem Antrieb anderer Schiffe dienen anstelle des sehr umweltbelastenden Schweröls. Damit könnte die Klimaschädlichkeit und vor allem der Ausstoß von giftigen Schadstoffen durch Schiffe massiv reduziert werden.

Für diese Umstellung müssen viele Häfen mit entsprechenden Flüssigerdgas-Bunkern ausgestattet werden. Diese könnten direkt mit LNG-Tankern beliefert werden. In norddeutschen Häfen wird diese Infrastruktur bereits aufgebaut.

Zukünftig ist es auch denkbar, LNG für den Antrieb von großen Flugzeugen zu nutzen. Ein wesentlicher Vorteil von Jet-LNG wäre die höhere gravimetrische Energiedichte des LNG im Vergleich zu Kerosin; die Tanks könnten also leichter sein, was wiederum Kraftstoff spart oder die Transportkapazität erhöht. Hinzu kämen deutliche Vorteile bei der Abgasqualität.

Während die Abgase bei Verwendung von Flüssigerdgas sehr viel sauberer werden als mit Schweröl, besteht die Gefahr einer starken Klimaschädlichkeit im Falle, dass nennenswerte Mengen von Gas unverbrannt in die Atmosphäre entweichen. Hierbei ist einerseits an Lecks zu denken, die beispielsweise beim Umfüllen des Gases auf Schiffe auftreten könnten, und andererseits an den Methanschlupf von Motoren. Diese Problematik muss also sorgfältig überwacht werden, um tatsächlich einen Klimavorteil durch Flüssiggas erzielen zu können.

Verwendung zur Speicherung

LNG ist im Prinzip auch eine Option, um Erdgas in kompakter Form speichern zu können. Ein Druckspeicher ist hierfür nicht nötig, jedoch eine effektive Wärmedämmung. Wegen des hohen Energieaufwands für die Verflüssigung und des insgesamt hohen technischen Aufwands dürfte die Speicherung von Erdgas mit konventionellen Verfahren – etwa in unterirdischen Kavernen oder Poren speichern – meist vorteilhafter sein. Die Reduktion des Volumens durch die Verflüssigung ist dort wesentlich weniger wichtig als z. B. bei Tankern.

“Grünes” LNG

Bisher ist LNG in aller Regel sehr klimaschädlich – eben Erdgas aus konventionellen Quellen oder sogar mit Fracking gewonnen, im letzteren Fall oft mit stark erhöhten Methanemissionen. Zukünftig dürften aber auch neue Quellen für “grünes LNG” entwickelt werden, beispielsweise auf der Basis von Power to Gas. Zu befürchten, dass diese auf absehbare Zeit nur einen winzigen Teil des benötigten LNG werden abdecken können, und dies zu wesentlich höheren Preisen. Insofern besteht sogar die Gefahr, dass vereinzelte Angebote von grünem LNG dem Klimaschutz sogar schaden können, indem sie als Feigenblatt für die weitere LNG-Nutzung dienen – ähnlich wie beispielsweise die Ausweitung des Luftverkehrs oft durch den Hinweis auf synthetisches Kerosin gerechtfertigt werden soll, obwohl dieses kaum zur Verfügung steht. Allerdings gäbe es sehr wohl die Möglichkeit, dass beispielsweise bestimmte Schiffe mit grünem LNG betrieben werden, wobei die Betreiber explizit solches einkaufen.

Unfallgefahren

Wo große Mengen von Flüssigerdgas gespeichert und gehandhabt werden, besteht die Gefahr von Unfällen mit potenziell katastrophalem Verlauf. Im Vergleich zu gasförmigem Erdgas gibt es wesentliche Unterschiede – Vorteile durch den wesentlich geringeren Druck, aber auch Nachteile etwa wegen der großen Energiemenge in einem relativ geringen Volumen. Bei der Planung z. B. von LNG-Terminals in Häfen müssen vorstellbare Ursachen (auch etwa im Zusammenhang mit militärischen oder terroristischen Aktionen) und Schadensverläufe sicherlich detailliert behandelt werden. Welche Risiken für die Umgebung trotzdem noch bleiben, dürfte schwer mit Sicherheit zu beurteilen sein. Ähnliches gilt freilich auch für diverse andere Arten von Anlagen zur Energieversorgung.

Ausweitung der LNG-Nutzung als Folge von Russlands Krieg gegen die Ukraine

Seit Beginn von Russlands Krieg gegen die Ukraine gibt es massive Bemühungen diverser Staaten, die Abhängigkeit von russischem Erdgas zu verringern. Dazu gehört insbesondere eine Ausweitung der Nutzung von Flüssigerdgas, welches von diversen Lieferanten verfügbar ist, beispielsweise aus den USA oder im Nahen Osten. Da Deutschland bislang LNG kaum direkt importieren kann, sondern nur via Pipeline über ausländische LNG-Terminals beispielsweise in Rotterdam, wobei solche aber nur begrenzte verfügbare Kapazitäten haben, sollen nun rasch neue LNG-Terminals an deutschen Hilfen eingerichtet werden.

Deutschland hat in 2020 ca. 56,3 Milliarden Normkubikmeter Erdgas aus Russland importiert (was übrigens grob der Kapazität der Pipeline Nordstream 2 entspricht). Dies entspricht knapp 100 Millionen Kubikmetern LNG, dem Inhalt von etlichen hundert großen LNG-Tankern. Machbar ist dieser Ersatz durchaus, wenn ein paar zusätzliche LNG-Terminals aufgestellt werden.

Leider hat diese Strategie zur Folge, dass die Erdgasnutzung nicht nur deutlich teurer, sondern auch nochmals wesentlich klimaschädlicher wird. Deswegen ist es wichtig, dass eine solche LNG-Nutzung wirklich nur als kurzfristige Übergangslösung genutzt wird und nicht etwa als eine “Brückentechnologie” für Jahrzehnte. Insbesondere sollten die Bemühungen um eine Reduktion des Erdgasverbrauchs nicht nachlassen aufgrund der Möglichkeit, diesen Verbrauch per LNG weiterhin zu decken. Dies ist aber zu befürchten, weil die Erschließung zusätzlicher Importmöglichkeiten natürlich den Preisanstieg dämpft, was ja auch das explizite Ziel ist.

Fragen und Kommentare von Lesern

21.04.2019

Bei der Abgasqualität darf man nicht die unverbrannten organischen Verbindungen vergessen, die bei der Verbrennung entstehen (CnHm), und natürlich den Kohlenmonoxidanteil.

Ein weiterer Aspekt sind die beträchtliche Emissionen an Formaldehyd (steht im Verdacht krebserzeugend zu sein).

Ich würde mir wünschen, einmal eine ordentliche Abgasbilanz zu sehen, dann würde LNG schlecht aussehen.

Antwort vom Autor:

Die Abgasqualität hängt natürlich entscheidend von der gewählten Anlage ab, kann bei Erdgas aber sehr hoch sein. Ich gehe davon aus, dass die meisten Erdgas-Brenner so gut wie keine unverbrannten Kohlenwasserstoffe ausstoßen und auch kaum Kohlenmonoxid. Stickoxidemissionen lassen sich mit guter Verbrennungstechnik und/oder mit Abgaskatalysatoren stark reduzieren.

Es gibt kaum einen Brennstoff, der sich mit relativ geringem technischem Aufwand so sauber verbrennen lässt wie Erdgas.

07.06.2019

Da für die Verflüssigung des Methans ca. 25 % der Energie erforderlich sind und ca. 2 % bei seiner Regasifizierung anfallen, stehen von der o.e. 50 MJ/kg Energiedichte nur 36,5 MJ/kg effektiv als Energielieferant zur Verfügung – im Gegensatz zur oben auch angegebenen effektiven Energiedichte des leichten Heizöls mit 42,6 MJ/kg.

Antwort vom Autor:

Für manche Aspekte, z. B. die mögliche Reichweite eines Fahrzeugs, ist das nicht relevant. Für die Energieeffizienz dagegen natürlich schon.

16.12.2019

In den letzten Jahren wurde LNG als Energiequelle für Schiffe, Lokomotiven, LKW getestet. In vielen Ländern ist LNG preiswerter als Diesel. Weshalb kommen diese Projekte nicht voran, bzw. was hält von einer Umstellung ab?

Antwort vom Autor:

Eine Umrüstung etwa von Schiffen geht wohl gar nicht – man bräuchte nicht nur ganz andere Tanks, auch mit Kühlung, Sicherheitseinrichtungen usw., sondern auch ziemlich andere Motoren. Dazu kommt noch das Problem der Infrastruktur für die Betankung. Der Vorteil gegenüber “sauberem” (schwefelfreiem) Dieselkraftstoff ist wohl nicht so groß, dass man dafür einen Riesenaufwand in Kauf nehmen könnte. (Man beachte, dass der Energieaufwand für die Verflüssigung wieder viel vom CO2-Vorteil zunichte macht.) Am ehesten geht das wohl für neue LNG-Tanker, die dann auch gerade mit LNG statt Diesel fahren können.

02.03.2022

LNG + CCS/CCU in Wilhelmshaven: fossiler Green-Washing-Schwindel? Hat die Politik wirklich die richtigen Antworten auf die Energiekrise, wenn anstelle von Nordstream 2 nun ausgerechnet in neue Terminals und Infrastruktur investiert werden soll für Import von Flüssigerdgas?

Wäre es nicht viel klüger, alle verfügbaren Mittel in eine wirklich erneuerbare Energiewende mit Wärmepumpen + Windenergie zu investieren, sowie in strategische Reserven mit ausreichendem Vorrat in konventionellen Methan-Speicherkavernen, die einfach, schnell und billig zu realisieren sind? Zudem unterirdisch sicher vor Terroranschlägen, die schon mit einer simplen Panzerfaust jedes LNG-Terminal in ein katastrophales Inferno verwandeln würden!

Antwort vom Autor:

Mit Sicherheit wäre es zumindest klüger gewesen, die Abhängigkeit von Erdgas als angebliche Brückentechnologie in den letzten Jahren nicht noch auszubauen und die Energiewende gleichzeitig nach Strich und Faden zu behindern. Eine andere Frage ist freilich, wie man jetzt, nachdem wir durch die Fehler der Vergangenheit voll in der Tinte sitzen, wenigstens die größten Schäden vermeiden kann. Hierfür kann LNG kurzfristig durchaus ein sinnvoller Ansatz sein – wenn man dies von Anfang an als eine kurzfristige Notlösung einrichtet und nicht wieder eine neue dauerhafte Abhängigkeit daraus macht. Die langfristig sinnvolleren Ansätze wirken einfach nicht so schnell, dass man die akute Krise damit überstehen könnte.

02.03.2022

Wie lange dauert es, einen LNG Tanker an einem LNG Terminal zu entladen? Welche Kapazitäten haben die LNG (Entlade-)Terminals in Europa noch frei? Wenn ich richtig gerechnet habe, bräuchte die BRD ca. 34.000 LNG Tanker pro Jahr um die Erdgasmenge aus Russland komplett zu ersetzen?!

Antwort vom Autor:

Je nach Größe des Tankers und Installationen des Terminals kann die Entladung z. B. ca. einen Tag dauern.

Deutschland importierte z. B. in 2020 ca. 56 Milliarden Normkubikmeter Erdgas aus Russland. Ein großer Tanker kann z. B. 250 000 m3 transportieren; die genannte Importmenge entspricht also ca. 373 Tankerladungen – weitaus weniger als nach Ihrer Rechnung. Vermutlich haben Sie das Tankervolumen betrachtet und übersehen, dass dies ca. das 600fache Volumen von Erdgas bei Normaldruck entspricht. Es genügt also ca. ein großer Tanker pro Tag.

13.03.2022

Zum direkten Regasifizieren in eine Hochdruck-Pipeline (ca. 100 bar) könnte LNG auch mit einer Kryopumpe im flüssigem Zustand auf den nötigen Druck gepresst und anschließend mit Wärmezufuhr (vzgsw. aus Seewasser) verdampft und auf ca. 0 °C erwärmt werden. Dafür wird weit weniger Energiezufuhr benötigt, als für die umgekehrte Reihenfolge mit gasförmiger Verdichtung.

Nach diesem Prinzip scheint es auch möglich (zumindest nach der Theorie der Thermodynamik), LNG flüssig kalt z. B. auf bis zu 1000 bar zu bringen (technische Grenzen?), es dann bei 0°C zu verdampfen und in einer mehrstufigen Gasturbine (Carnot-Prozesskette mit wiederholter Zwischenerhitzung auf 0°C) auf die für Hochdruck-Pipelines benötigten ca. 80-100 bar zu entspannen, um auf dies Weise einen Teil der Exergie zurück zu gewinnen, die ursprünglich zur Kryo-Verflüssigung eingesetzt wurde.

Antwort vom Autor:

In der Tat erschiene es als ineffizient, die Verdampfung bei niedrigem Druck durchzuführen und das Gas anschließend zu komprimieren. Viel sinnvoller ist es, den Druck noch im flüssigen Zustand aufzubauen und dann die Verdampfung bei hohem Druck durchzuführen. Ich nehme an, dass es in der Praxis auch so gemacht wird.

Der Energieaufwand für die Regasifizierung ist bereits ziemlich gering – viel geringer als der für die Verflüssigung und den Transport. Man sollte aber sicherlich versuchen, sogar wesentliche Mengen von Energie zurückzugewinnen, etwa auf dem von Ihnen beschriebenen Weg.

Allerdings können wir unter dem Aspekt des Klimaschutzes es uns ohnehin nicht leisten, wesentliche Mengen von LNG langfristig zu nutzen – außer eventuell, wenn synthetisches Erdgasklima freundlich hergestellt würde.

13.03.2022

Zum Regasifizieren etwas anderes als die am Hafen-Terminal reichlich vorhandene Wärmequelle Wasser zu nutzen, wäre wohl unklug. Es sei denn, auf dem Areal existieren auch Kühlhäuser, für die sich die beim Regasifizieren anfallende Kälte höchst effektiv nutzen lässt: Z.B. indem Propan oder CO2 für einen Kältemittel-Kreislauf verflüssigt werden.

Wirklich schlau wäre auch, die anfallende Kälte onsite z.B. für eine angeschlossene Luft-Destillation zu nutzen. Oder zum Verflüssigen von Wasserstoff, der »gelb« durch PtG-Elektrolyse oder »blau« durch direktes Steam-Reforming aus Erdgas gewonnen wird.

Wirklich »grün« wäre an solchen Projekten aber wohl nur die von der Fossil-Lobby verquaste EU-Taxonomie…

Antwort vom Autor:

Ich stimme zu. Bei Verbesserungen in dieser Richtung besteht immer auch die Gefahr, dass eine eigentlich immer noch sehr klimaschädliche Sache damit allzu “grün” erscheint und deswegen länger betrieben wird.

15.03.2022

Ein m3 Erdgas enthält eine Energiemenge von 11,6 kWh – ist das im flüssigen oder gasförmigen Zustand?

Antwort vom Autor:

Das gilt für den gasförmigen Zustand bei Normaldruck. Für Flüssigerdgas finden Sie im Artikel 6,1 kWh/l = 6100 kWh/m3.

21.03.2022

Mit welcher Energie fahren die Flüssiggastanker wieder zurück, nachdem sie abgeladen haben?

Antwort vom Autor:

Dafür muss man einen Rest von Flüssiggas im Tanker lassen.

26.05.2022

Wie hoch ist der Brennwert (in kWh) von 1 m³ LNG im flüssigen Zustand im Vergleich zum Brennwert von 1 m³ im regasifizierten “Normgas-Zustand”? Wenn das Kompressions- oder Volumenverhältnis etwa 1:600 beträgt, sollte das doch auch für den Brennwert in etwa gelten, oder?

Antwort vom Autor:

Ja, natürlich ist es der gleiche Faktor.

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Literatur

[1]Blog-Artikel: “Erdgas: deutlich klimaschädlicher als gedacht
[2]Kurzstudie im Auftrag des des Umweltbundesamts: “Wie klimafreundlich ist LNG?”, https://www.isi.fraunhofer.de/content/dam/isi/dokumente/ccx/2019/2019-05-15_cc_21-2019_roadmap-gas_lng.pdf
[3]Daten zu Erdgas von Agenda 21, http://www.agenda21-treffpunkt.de/daten/erdgas.htm
[4]T. Traber und H.-J. Fell, “Erdgas leistet keinen Beitrag zum Klimaschutz”, Studie der Energy Watch Group (2019), http://energywatchgroup.org/wp-content/uploads/EWG_Erdgasstudie_2019.pdf
[5]Webseite der Deutschen Umwelthilfe zu LNG-Terminals https://www.duh.de/lng/
[6]Video von Michael Bockhorst über LNG-Terminals, Tanker und Regasifizierung, https://www.youtube.com/watch?v=Y7b6jMgBlhM&list=PLXlTjI0QYJLwnVuFCvmUtFQZCghjfsdY6&t=58s

(Zusätzliche Literatur vorschlagen)

Siehe auch: Erdgas, Flüssiggas, Energieträger, Gaskondensat, Schweröl, Kohlenwasserstoffe
sowie andere Artikel in der Kategorie Energieträger

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