Pictures of the Future      Frühjahr 2008

Kolosse machen Druck

LNG – Liquefied Natural Gas – mausert sich zu einem begehrten Energieträger. Wo Pipelines zu lang und teuer und Erdgasfelder zu entlegen sind, lohnt sich die Verflüssigung und der Abtransport per Schiff. Auch Siemens etabliert sich in dem boomenden Markt: mit riesigen Kompressoren für die Verflüssigung und Kohlendioxid-Abtrennung sowie mit leistungsstarken Elektromotoren für die erste voll-elektrische LNG-Anlage weltweit.

Von der Hallendecke gleitet lautlos ein mächtiger Haken herab, groß und breit wie ein Sumo-Ringer. "50 t" steht darauf. Die Tragkraft von 50 t würde für einen Panzer reichen. Ein Arbeiter mit Fernbedienung senkt den Haken weiter ab und stoppt ihn über einem stählernen Klotz. Das metallene Monstrum von der Größe eines Traktors erinnert an eine Tuba mit Mundstück und Trichter, die zu groß und eckig geraten ist. Der Haken wird eingeklinkt. Sanft hebt sich der Koloss und schwenkt hinüber auf ein haushohes Stahlgestell, hier soll die Riesen-Tuba im Test zeigen, was in ihr steckt. Sie ist ein stattlicher Luftverdichter, ein Industrie-Kompressor, wie man ihn kaum jemals zu Gesicht bekommt.

Jeder kennt das heimelige Brummen eines Kühlschrank-Kompressors und manch einer pumpt seine Autoreifen mit einer handlichen Luftpumpe in der eigenen Garage auf. Doch das, was hier im Duisburger Kompressoren-Werk der Siemens-Division Oil & Gas – einen Steinwurf von den guten alten rheinischen Hoch­öfen entfernt – gebaut und getestet wird, ist anders: Im Inneren der Verdichter rotieren mannshohe Laufräder. Sie saugen kubikmeterweise Luft oder Gase an und pressen sie auf 50 bar und mehr zusammen – so viel Druck, wie in 500 m Wassertiefe herrscht. Verdichtete Luft und komprimierte Gase benötigen viele Branchen – fabrikgroße Luftzerlegungsanlagen, die Chemieindustrie, Hersteller von Kunststoffen oder Düngemitteln und vor allem die Öl- und Gasindustrie. Jedes Produkt des Duisburger Werks ist eine Einzelanfertigung. Jeder Kompressor wird individuell an den jeweiligen Industrieprozess, seine Temperaturen und Drücke, die Korrosivität der verwendeten Gase oder die benötigten Volumenströme angepasst.

Flüssig um die Welt. Dr. Thomas Mönk erläutert das in vielen Jahren gewachsene Know-how: "Wir schöpfen aus einem ganzen Baukasten von Komponenten, um jeweils das passende Produkt zu liefern" – verschiedene Verdichtertypen, Laufräder, Geometrien. Dazu verfügen die Entwickler über eine Werkstoffliste, die korrosionsbeständige Metalle und allerlei andere Speziallegierungen enthält. Und dann gibt es noch die im eigenen Haus entwickelten Software- und Design-Werkzeuge, mit denen die Spezialisten den Verdichter zum virtuellen Leben erwecken, lange bevor die Industrieanlage gebaut wird. Mönk ist Direktor für Produktentwicklung und Technische Koordination der Siemens-Division Oil & Gas in Duisburg und neben den Kompressoren auch für industrielle Gas- und Dampfturbinen zuständig.

In jüngerer Zeit haben Mönk und seine Mitarbeiter zunehmend mit einem ganz bestimmten Industrieprozess zu tun: der Verdichtung und Verflüssigung von Erdgas zu Liquefied Natural Gas (LNG). Aufgrund der stark wachsenden Nachfrage nach Energie hat sich LNG in den vergangenen Jahren zu einem ernstzunehmenden Energieträger gemausert. LNG ist nichts anderes als Erdgas, das man zum Zwecke der Verschiffung in die platzsparende flüssige Form wandelt. Dazu wird es auf minus
163 °C abgekühlt. Sein Volumen schrumpft dabei um das Sechshundertfache. Eine LNG-Produktion ist vor allem für jene Erdgasfelder interessant, die in entlegenen Regionen liegen – etwa in Nigeria, Venezuela, Qatar, Indonesien oder in Australien. Pipelines gelten ab einer Länge von mehr als 3 000 km als unrentabel. Günstiger ist es da, Erdgas in LNG zu verwandeln und im Riesentanker zu den Verbrauchern zu transportieren. Laut Schätzung der Internationalen Energieagentur (IEA) in Paris wird die weltweite Nachfrage nach Erdgas bis 2020 jährlich um etwa 3,5 % wachsen. Bis dahin dürfte Erdgas ein Viertel des weltweiten Energiebedarfs decken, heute sind es 20 %. Zwar macht gasförmiges Erdgas den größten Teil aus, aber LNG holt deutlich auf. Bis 2010 wird LNG laut IEA einen Anteil von etwa 10 % am globalen Erdgasmarkt erreichen, heute liegt der Anteil bei 7 %. Die Verflüssigung und der Transport sind zudem sehr energieeffizient.

Schneewittchen am Polarkreis. Auf den ersten Blick ist das LNG-Prinzip eine einfache Sache: Man kühle das Gas und transportiere es flüssig ab. Doch die Dimensionen einer solchen Anlage sind gigantisch. Derzeit nimmt der norwegische Energiekonzern StatoilHydro auf der Insel Melkøya nahe der Stadt Hammerfest die erste LNG-Anlage jenseits des Polarkreises in Betrieb. Nach anfänglichen Schwierigkeiten, wie sie bei solch komplexen Projekten mitunter auftreten, hat die Anlage im Januar 2008 ihren Normalbetrieb aufgenommen. Von 2009 an wird sie Erdgas mit voller Kapazität verflüssigen. In dieser Anlage mit dem Namen Snøvhit – Schneewittchen – strömt Erdgas durch eine so genannte Cold-Box, eine etwa 40 m hohe Wärmetauschereinheit. Sie besteht aus verschiedenen Stufen, in denen das Gas Schritt für Schritt abgekühlt und schließlich verflüssigt wird. Gekühlt wird mit einem Kältemittel, das in verschiedenen Kreisläufen durch die Wärmetauscher strömt. Diese Kreisläufe werden durch die riesigen Kompressoren angetrieben. Das funktioniert wie ein normaler Kühlschrank: Kühlmittel wird komprimiert und gibt die dabei entstehende Wärme über Wärmetauscher an die Umgebung ab. Bei der nachfolgenden Entspannung wird das Kühlmittel dann seinerseits sehr kalt und kann dem Erdgas Wärme entziehen.

Doch bevor das Erdgas verflüssigt werden kann, muss es gereinigt werden – etwa von Schwefelverbindungen oder Verunreinigungen, die nicht in den Verflüssigungsprozess gelangen dürfen. Dies geschieht durch Adsorption an speziellen Materialien mit großen Oberflächen und durch Absorption in chemischen Lösungen. Zudem enthält Erdgas bis zu 10 % Kohlendioxid, das als Gas aus dem Verflüssigungskreislauf abgezweigt wird, weil es den Kühlprozess stört. Die Duisburger haben einen Kompressor geliefert, mit dem das Kohlendioxid in einem separaten Kreislauf bis auf etwa 200 bar verdichtet wird, um es dann abzutransportieren. Der Atmosphäre werden so jährlich etwa 1 Mio t des Treibhausgases erspart bleiben, wenn die Anlage auf Volllast läuft.

Und noch etwas gehört zu einem LNG-Prozess – das Wiedereinfangen des so genannten Boil-Off-Gases. In LNG-Anlagen wird das tiefgekühlte Flüssiggas in großen isolierten Tanks bis zur Verschiffung gespeichert. Wie bei jeder Thermoskanne auch findet ein minimaler Temperaturaustausch mit der Umgebung statt. Wärme dringt ein und verdampft einen Teil des Gases. Dieses Boil-Off-Gas wird wiederum in den Kühlkreis eingespeist oder als Brennstoff  in Gasturbinen verbrannt. Der dazugehörige Kompressor stammt ebenfalls aus Duisburg, dem Marktführer für Boil-Off-Verdichter.

6 Mrd. m³ LNG will StatoilHydro jährlich in alle Welt verschiffen – vor allem in die USA, aber auch nach Spanien und Frankreich. Dort wird die flüssige Fracht in gasförmiges Erdgas zurückverwandelt und ins nationale Verbundnetz eingespeist. Dazu wird das LNG einfach erwärmt und expandiert.

Weltweit gibt es heute in zwölf Ländern LNG-Anlagen – die größten am persischen Golf, wo etwa ein Drittel der globalen Erdgasreserven schlummert. Bislang treiben in allen Anlagen Gasturbinen die große Kühlmaschinerie an. Solche Gasturbinen werden wie die Turbinen im Kraftwerk mit Erdgas betrieben. Da­ran gekoppelt sind riesige Verdichter, die den eigentlichen Verflüssigungsprozess in der Cold-Box in Schwung bringen. Auf Melkøya gehen StatoilHydro und Siemens erstmals einen anderen Weg – den voll-elektrischen, kurz E-LNG.

Koloss von Hammerfest. Nicht Gasturbinen, sondern riesige Elektromotoren von Siemens versetzen dort die Kompressoren für die Hauptkühlung – die Cold-Box – in Rotation. Installiert sind eine Maschine mit einer Leistung von 32 MW und zwei Maschinen mit 65 MW – die letzteren sind die größten Elektromotoren, die jemals gefertigt wurden (Pictures of the Future, Frühjahr 2006, Trends für Motoren und Generatoren). Mehrere Motoren sind erforderlich, weil in einer LNG-Anlage für die verschiedenen Kühlstufen stets mehrere Antriebs- und Kompressorstränge parallel arbeiten.

Die Motoren von der Größe einer Rangierlok stammen aus dem Berliner Dynamowerk der Siemens-Division Drive Technologies. "Die Vorteile der voll-elektrischen LNG-Anlage sind bestechend", sagt der Projektleiter Klaus Ahrens. "Herkömmliche Gasturbinen laufen nur in einem stark eingeschränkten Drehzahlbereich, sind sehr von der Außentemperatur abhängig und kaum regelbar, sie bestimmen damit auch die Leistung des Kompressors. So lässt sich die produzierte LNG-Menge nur wenig regeln." Auf schwankende Erdgasfördermengen oder veränderten LNG-Bedarf kann man damit nicht so flexibel reagieren wie mit Motoren. "Denn Elektromotoren lassen sich problemlos regeln und sind – etwa mit Wasserkühlung – weitgehend unabhängig von der Außentemperatur."

Und noch einen Vorteil haben Motoren: Gasturbinen müssen regelmäßig mehrere Tage im Jahr für Wartungsarbeiten abgeschaltet werden. Die Produktion der LNG-Anlage sinkt damit erheblich. Ahrens: "Das bedeutet mitunter Verdienstausfälle im siebenstelligen Euro-Bereich pro Tag." Elektromotoren hingegen arbeiten wartungsfrei und drehen sich bis zu fünf Jahre nonstop. Ahrens sieht noch weitere Vorzüge: Der Wirkungsgrad eines Gasturbinenantriebs liegt meist bei nur 35 %. Ein Motor arbeitet mit bis zu 95 %. Hierbei ist natürlich auch der Wirkungsgrad des Kraftwerkes für die Stromerzeugung zu berücksichtigen, aber insgesamt kann man einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 52 % erreichen. Dies bringt deutliche Vorteile in Hinblick auf Rohstoffverbrauch und CO₂-Emissionen.

Doch Elektromotoren alleine helfen wenig in LNG-Regionen, die – wie meist bei weit entlegenen Erdgasfeldern – keinen Anschluss ans öffentliche Stromnetz haben. Siemens bietet deshalb eine Insellösung mit eigenem Kraftwerk zur Stromversorgung an. Das mag zunächst nach übertriebenem Aufwand klingen. Doch die Kosten für ein solches Kraftwerk sind, sagen die Berliner Experten, bereits nach wenigen Jahren erwirtschaftet. Zudem benötigen auch herkömmliche LNG-Anlagen Strom, der bislang mit von Gasturbinen angetriebenen Generatoren erzeugt werden muss.

Der Gewinn einer Kraftwerkslösung ist somit erheblich: In einem solchen Kraftwerk lässt sich Strom für die großen Motoren beispielsweise mit einem Gas- und Dampfturbinenprozess erzeugen, der einen deutlich höheren Wirkungsgrad erreicht als bei einer einsamen Gasturbine in der LNG-Anlage.

Svein Nordhasli vom StatoilHydro-Konzern ist sich bewusst, dass er mit der E-LNG-Anlage Neuland betritt. Deshalb ist er froh, auf der Insel Melkøya Siemens-Technik verbaut zu wissen. "Insbesondere während der Testphase der Motoren hat Siemens großes Engagement gezeigt. Wir halten das Unternehmen für ausgesprochen verantwortungsbewusst, ganz gleich ob es um einzelne Komponenten oder ganze Systeme geht."

Komplett elektrische Lösung. "Derzeit schaut die übrige Öl- und Gas-Branche sehr gespannt auf das Snøvhit-Projekt", sagt Ahrens. "Was neue Technologien betrifft, ist sie sehr konservativ. Man hat jahrzehntelang auf mechanische Lösungen gesetzt, jetzt gibt es erstmals ein komplett elektrisches System." Ahrens schätzt, dass die Siemens-Innovation in Snø­vhit zunächst ein Jahr lang ihre Alltagstauglichkeit beweisen muss, ehe weitere Öl- und Gaskonzerne aufspringen.

Ungeachtet dessen erhielten die Berliner und Duisburger schon vor wenigen Wochen den Auftrag für den Bau einer zweiten E-LNG-Anlage. Bereits im kommenden Jahr soll auf der indonesischen Insel Sulawesi eine weitere Anlage für den Kunden Energy World Corporation entstehen. Siemens wird die starken Motoren und die von ihnen angetriebenen Hauptkompressoren für die Verflüssigungsanlage liefern; zudem die gesamte Netztechnik, zum Beispiel Frequenzumrichter, die die Leistung der Motoren langsam hochregeln. Auf diese Weise wird das Stromnetz nicht gestört, wenn die Elektro-Aggregate angeworfen werden.

"Wenn man einen Lichtschalter umlegt, weiß man, dass die Sicherung drinnen bleibt", sagt ­Ahrens, "wenn man aber einen 27-MW-Motor direkt an das Netz schaltet, kann das, bei unzureichender Ausstattung, ein ganzes Stromnetz aus dem Takt bringen." Versorgt wird die Anlage von einem 40 km entfernten Gas-Kraftwerk.

Mobile Förderanlagen. Siemens steigt damit voll in das LNG-Geschäft ein. Doch es sind nicht nur die großen Anlagen, die die Duisburger Verdichterbauer im Blick haben. Theodor Loscha, leitender LNG-Experte in Duisburg, denkt inzwischen auch an Lösungen für kleinere Erdgasfelder, die anders als Snøvhit nicht 30 Jahre lang Erdgas liefern werden. "LNG-Anlagen kann man auf flexiblen Schwimmplattformen, den Barges, errichten und sobald ein Erdgasfeld ausgebeutet ist, zum nächsten schleppen", sagt Loscha. Diese Wiederverwertung würde die Erschließung kleiner Felder rentabel machen, denn eine LNG-Anlage ist zunächst ausgesprochen kostspielig. Loscha: "Das sind ungeheuer aufwändige Projekte, an denen viele Partner über lange Zeit zusammenarbeiten."

Kleine flexible LNG-Anlagen sind eine verlockende Alternative. Allerdings müssen sie so konzipiert sein, dass sie sich an die Bedingungen des neuen Standorts leicht anpassen lassen – etwa an andere Gasmischungen oder Fördermengen. "In jedem Fall aber scheint für die mobile LNG-Anlage der Zukunft das E-LNG-Konzept ideal zu sein, wobei Siemens auf Kundenwunsch auch andere Antriebsmaschinen, wie zum Beispiel Dampfturbinen, anbieten kann", sagt Loscha.

Auf einer Schwimmplattform müssen alle Prozessschritte auf engstem Raum untergebracht werden. Elektromotoren lassen sich da deutlich besser und wahrscheinlich auch sicherer integrieren als Gasturbinen mit heißem Innenleben. Doch ganz gleich, wie die LNG-Anlagen der Zukunft aussehen mögen – Loscha glaubt, dass Siemens mit den mächtigen Gasturbinen und Elektromotoren sowie seinem Elektrotechnik-Know-how und vor allem der Verdichter-Palette für den LNG-Markt bestens gerüstet ist.
                                                                                                                 Tim Schröder