Diskussion:Flüssigerdgas

Wilhelmshaven

"Aus diesem Grund wird derzeit der Bau eines LNG-Terminals in Wilhelmshaven geprüft, über das LNG aus Übersee importiert werden kann."

Suggeriert mMn eine Art europäische Initiative von Regierungsseite. Stattdessen handelt es sich bei dem Terminal jedoch um eine unternehmerische Entscheidung des Energiekonzerns E.ON.

--RD-Hawkeye 18:28, 11. Feb 2006 (CET)

Natürlich handelt es sich um eine unternehmerische Entscheidung. Sie ist jedoch auch darin begründet, dass das Unternehmen seine Quellen diversifizieren will. Außerdem erhält das Projekt aufgrund der Gasprom-Affäre politische Rückendeckung.--KuK 12:46, 12. Feb 2006 (CET)

Tabelle

Also die Import-Export-Tabelle kann so absolut nicht vollständig sein. Da importiert Japan ja alleine mehr als alle gelisteten Exporteure liefern können...!?

Ja, habe ich auch festgestellt. Ich lösch die Tabelle. Falls einer eine Quelle hat, kann er die Tabelle ja korrigiert wieder einfügen --Eusterw 14:19, 3. Aug. 2008 (CEST)

Hier ist eine Quelle: https://giignl.org/wp-content/uploads/2022/05/GIIGNL2022_Annual_Report_May24.pdf

Die Grafik auf Seite 43 ist sehr gut, leider stimmen die Größenverhältnisse nicht zu den Zahlen.

Hier die Daten von 2021 der größen fünf Export bzw. Importländer in (Millionen Tonnen / entspricht % vom Welt Import bzw. Export):

Exportländer: 1. Australien (78,52Mt / 21,1%), 2. Katar (76,96Mt / 20,7%), 3. USA (67,03Mt / 18%), 4. Rußland (29,61Mt / 7,9%) und 5. Malaysia (24,94Mt / 6,7%)

Importländer: 1. China (79,27Mt / 21,3%), 2. Japan (74,35Mt / 20%), 3. Süd Korea (46,92Mt / 12,6%), 4. Indien (24,02Mt / 6,5%) und 5. Taiwan (19,44Mt / 5,2%)

In dem Dokument steht eigentlich alles, von der Verflüssigung über den Transport bis zur Wiedervergasung, über den Weltmarkt zu Flüssigerdgas drin. --2A02:2454:8D63:2800:954A:56AC:12B1:3B0D 23:06, 26. Nov. 2022 (CET)

Verlust beim Verflüssigen

Wie hoch sind den die Verluste beim Verflüssigen? Kantokusan (nicht signierter Beitrag von 2A02:908:C31:B780:939E:F093:ED28:D998 (Diskussion) 11:30, 28. Okt. 2017)

Mit der spezifischen Wärmekapazität von Methan mit 2,158 kJ/(kg·K) und der nötigen Abkühlung auf 111 K oder -162 °C lässt sich der nötige Wärmeentzug bestimmen. Von 20 °C ausgehend: 2,158 kJ/(kg·K)· 1 kg· 182 K = 393 kJ/kg. Dazu kommt noch der Wärmeentzug (Verdampfungswärme) für den Übergang gasförmig zu flüssig und der Wirkungsgrad von geeigneten, erdgasbetiebenen Kältemaschinen. Letzteres nicht fahrlässigerweise aussen vor lassen, sondern selbst recherchieren. Das ganze im Verhältnis zum Heizwert der abgekühlten Gasmenge (55,5 MJ/kg) setzen. --1-1111 (Diskussion) 22:31, 28. Nov. 2017 (CET)

Mit belegten Stoffdaten für Methan kann die nötige Verdampfungsenthalpie (und umgekehrt Energiemenge zum verflüssigen) bestimmmt werden. Enthalpie: 8,9 kJ/mol, molare Masse: 16,04 g/mol, Masse je Kubikmeter Methan bei 0°C: 0,72 kg/m³. Die erforderliche Enthalpie für den Übergang gasförmig zu flüssig bei -162 °C beträgt damit 720 g/m³ : 16,04 g/mol · 8,9 kJ/mol = 399,5 kJ/m³. Damit wird ohne die zusätzlichen Energieaufwendungen für Reinigungsmaßnahmen und Wirkungsgrade der Verflüssigungsanlagen nur für die Verflüssigung von 1 m² gereinigtem Erdgas nötig: Abkühlung von +20°C auf -162°C plus Verflüssigungsenthalpie. 393 kJ/kg · 0,72 kg/m³ = 282,7 kJ/m³ + 399,5 kJ/mol = 682,46 kJ/m². Mit einem Heizwert von 55500 kJ/kg · 0,72 kg/m³ = 39960 kJ/m³ wird (mindestens, s.o.) 682,46 kJ/m³ : 39960 kJ/m³ · 100% = 1,71% des Energiegehalts zur Verflüssigung erforderlich. Zum verdampfen und erwärmen am Anladeort muss diese Wärmemenge dem Gas wieder zugeführt werden. --1-1111 (Diskussion) 08:04, 3. Mär. 2022 (CET)

Es gibt keine unendlich hohen Isolations-(Wärme/Elektrisch/Materielle(Druck))-Widerstände. Es gibt immer (alter-/zeitveränderliche) Leckagen und somit Verluste.Die (wahrscheinlich vorwiegend Wärme-) Verluste sollen sich auf 25% des Energieinhaltes summieren. Siehe: Energiesicherheit in Deutschland, Der Preis der Unabhängigkeit: Gas

Die Wirkungsgrade müssen auch immer (Leistungs-) Bedarf abhängig sein. Ein LNG-Tanker soll eine Kapazität haben, die 40.000 Haushalte mit Wärmeenergie versorgen kann. Wenn man zu bestimmten Zeiten im Jahr eine hohe Entnahme hat, muss man wahrscheinlich (auch mehr fossile) Energie zuführen um das kalte LNG (auch schneller) ins Netz zu bekommen. Hat man Zeit kommt ein grösserer Teil wahrscheinlich aus der Umgebungstemperatur.

Die 25% Verluste bis zur Netzeinspeisung sollte man sich wahrscheinlich merken. Da kommen allerdings noch weitere Verluste oben drauf.

Wie viel Prozent durchschnittlich aufgewendet werden muss, um das Gas ins Netz zu bekommen, dazu habe ich noch keine Erfahrungswerte gehört. In Deutschland gibt es ja auch keine LNG Terminals und somit auch keine Erfahrungswerte. Die (anderen) Betreiber geben die Werte wahrscheinlich auch nicht raus, die wollen ja auch ihre Technologie/Produkte exportieren. Die Verluste müssten sich aber auch im Preis widerspiegeln. --Eneliting (Diskussion) 12:46, 6. Mai 2022 (CEST)

Unbestritten gibt es für Behältnisse von LNG keine Isoliermaterialien mit Wärmeleitfähigkeit von null W/m·K. Selbst Dewargefässe erreichen diesen nicht. Beim Transport verursacht eine Isolation eine Reduzierung der möglichen Ladekapazität. Ein Großteil der zitierten (und ursächlich nicht recherchierten) 25% dürften daher auf Verdampfungsverluste der drucklosen Behälter dürften gerade auf die endliche thermischen Isolation der TRANSPORTbehälter zurückzuführen sein, um die Ladekapazität zu maximieren. Andererseits können diese zum Antrieb der Tanker verwendet werden. Letzlich eine Auslegungsfrage des ganzen Transportsystems, bei der auch Treibstoffbedarf, Maschinenwirkungsgrade, Transportstrecken, Verhältnis Oberfläche zu Volumen mit ins Spiel kommen. Zu kalt sollen die Aussenflächen auch nicht werden, um Eisbildung durch kondensierte Luftfeuchtigkeit (Taupunkt) zu vermeiden. Bei Lagerungsfragen spielt der Raumbedarf eine kleinere Rollen, daher können die Isolierdicken dort deutlich größer sein und dmit die zeitlichen Verdampfungsraten reduziert werden. Insgesamt ist das ganze kein Hexenwerk und kann recht genau vorausberechnet werden. Technologierelevant sind die Isoliermaterialen, die kälte- und druckfest, gleichzeitig alterungsbeständig, mechanisch stabil als auch kostengünstig bleiben sollen. Auch dort lassen sich rechnerische Kompromisse finden. Wenn allerdings allein die Transportverluste tatsächlich ein viertel ausmachen sollten, muss die Wirtschaftlichkeit des ganzen schon hinterfragt werden.--1-1111 (Diskussion) 12:28, 4. Sep. 2022 (CEST)

Umrechnung

"LNG weist etwa 1/600stel des Volumens von Erdgas in Gasform auf."

Aussgae ohne technische Verwendbarkeit. Wie kann denn jetzt umgerechnet werden? Auf was bezieht sich das 1/600stel? 1 kg sind 600 m³ i.N. oder 1 tonne sind 600 m³i.N.

Die Angabe 1/600stelt findet man häufig, doch eine vernünftige Umrechnung finde ich nirgendwo. Vielleicht kann ja jemand helfen.

Grüße Holger -- 88.225.214.253 13:32, 20. Mai 2011 (CEST)

Was hat denn die Masse damit zu tun? Ganz einfach, 1 m³ verflüssigtes Gas entspricht 600 m³ gasförmigen. Das Gewicht von 1 m³ Erdgas ist im entsprechenden Artikel zu finden. Ein m³ wiegt etwas weniger als 1 kg, daher wiegt ein m³ Flüssigerdgras um die 1/600 kg, wirklich ganz einfach. --★PowerZ_Diskussion 17:08, 30. Okt. 2011 (CET)

Besser: Dichte = Masse / Volumen = Massestrom / Volumenstrom. Den wenig üblichen Begriff Volumsverringerung besser nur zur Veranschaulichung eines Kompressionsvorgangs verwenden. --Helium4 (Diskussion) 11:02, 17. Apr. 2012 (CEST)

Zum Beitrag von Diskussion: Wenn (vereinfacht) 1 Kubikmeter Erdgas 1 kg wiegt, dann wiegt 1 m³ verflüssigtes Erdgas 600 kg (nicht 1/600 kg). Nach Gefahrstoff-Datenbank (https://gestis.dguv.de/data?name=010000) beträgt die Dichte für gasförmiges Methan 0,7175 kg/m³ bei 0 °C und 1013 hPa bzw. 0,4226 kg/dm³ oder 422,6 kg/m³ flüssig am Siedepunkt. Damit beträgt das Verhältnis Spez. Masse flüssig zu spez. Masse gasförmig: 422,6 kg/m³ : 0,7175 kg/m³ = 589:1 --1-1111 (Diskussion) 10:56, 4. Mär. 2022 (CET)

Hub

Bitte das Wort HUB erklären bzw. verlinken. danke (nicht signierter Beitrag von 176.199.104.243 (Diskussion) 23:56, 6. Jan. 2013 (CET))

Transport auf Schiene oder Straße?

Zur Aussage in der Einleitung "... kann somit als spezielles Flüssiggut in besonderen Transportbehältern auf der Straße, der Schiene und auf dem Wasser transportiert werden": Straße und Schiene - theoretisch auch, sicher - aber wird das irgendwo konkret getan? Wenn ja: Belege? Max Blatter (Diskussion) 09:55, 2. Jun. 2014 (CEST)

Situation in Europa

Siehe oben Thread ohne Abschnitts-Titel muß der Artikel im Jahr 2006 mal eine Information über LNG-Anlagen in Europa enthalten haben, dazu findet sich aktuell leider gar nichts mehr. Im Abschnitt "Zunehmende Bedeutung" heißt es aber ohne sonstige Infos, daß in Europa "weitere" Terminals errichtet werden sollen, als ob es aktuell bereits welche gäbe? Im Artikel welt.de: Europa will Russland-Fixierung beim Gas beenden vom 24.02.15 heißt es im Abschnitt "Alternative zu Gas aus Russland", daß in Nordeuropa LNG-Hubs entstehen, was eher so klingt, als ob es in Nordeuropa derzeit noch keine gäbe? Und es gibt hier zwar einen Artikel Zeebrugge Hub, aber auch aus dem ist kaum mehr als zu erraten, ob der ein LNG-Hub ist oder nicht (einerseits ist nur von Pipelines und virtuellem Handelsplatz geschrieben, andererseits ist dort eher beiläufig in einem sehr kurzen Satz ohne zusätzliche Infos von einem LNG-Terminal Zeebrugge die Rede). --Zopp (Diskussion) 10:50, 27. Feb. 2015 (CET)

Brunsbüttel

Laut Artikel Brunsbüttel Ports wird im Elbehafen Brunsbüttel regelmäßig Flüssiggas umgeschlagen, bedeutet dies das es das LNG-Terminal bereits gibt? In diesem Artikel ist das ja noch Zukunft. --2A02:908:C31:B780:939E:F093:ED28:D998 13:30, 28. Okt. 2017 (CEST) P.S.: Im selben Abschnitt heißt es LNG kann über benachbarte Staaten - Belgien, Niederlande, oder andere europäische Staaten - auf den deutschen Markt gebracht werden. Es scheint also in BE, NL u. a. europ. Staaten LNG-Terminals zu geben, dann gehören die aber doch auch in diesen Artikel.

Brunsbüttel hat ein LNG-Terminal? Das wäre mir neu. Keine Ahnung, was in dem in Brunsbüttel Ports genannten Vertrag ("Im Oktober 2011 schloss die Brunsbüttel Ports GmbH einen Vertrag mit einem norwegischen Gasunternehmen zur Bebunkerung von Schiffen mit dem umweltfreundlicheren Schiffstreibstoff LNG ab November 2011.") steht. Brunsbüttel Ports schreibt selbst auf der Webseite was von "Bunkern von LNG im truck-to-ship Verfahren". Da fahren LKW mit LNG-Tanks an die Kaikante und betanken die Schiffe. Oder die Schiffe bunkern LNG, wie die maritime Redewendung lauten würde. --Radionaut (Diskussion) 13:34, 24. Sep. 2019 (CEST)

Der neue deutsche Bundeskanzler und früher langjährige regierende Bürgermeister von Hamburg, Olaf Scholz, hat sich (wie die Homepage der ARD-Tageschau heute vermeldet) nun heute dafür ausgesprochen, aus dem Bundeshaushalt 800 Millionen Euro für ein LNG-Terminal im nicht weit von Hamburg gelegenen Stade zu geben. Brunsbüttel und Wilhelmshafen und Rostock haben damit wohl das Nachsehen. Die Entscheidung für den Standort Stade trifft auf Kritik, denn Stade liegt anders als Brunsbüttel und Wilhelmshafen nicht an der Nordsee, sondern an der Elbe, und ist bisher wohl nur für Schiffe bis maximal 14 Meter Tiefgang erreichbar, während Wilhelmshafen am Meer liegt und sowohl über den Jade-Weser-Tiefseehafen verfügt wie auch über im Meer liegende Offshore-Erdöl-Terminals. Auch Brunsbüttel wäre für Schiffe mit größerem Tiefgang besser erreichbar. Das LNG-Terminal in Stade soll nach heutigem Planungstand vom US-amerikanischen Konzern Dow-Chemical betrieben werden, während in Brunsbüttel und Wilhelmshafen und Rostock europäische Unternehmen oder Konsortien mit europäischer Beteiligung als Betreiber vorgesehen waren. Verschiedene Gruppen von Natur- und Landschafts- und Umweltschützern kritisieren das LNG-Projekt in Stade. Früher galten Brunsbüttel und insbesondere das breits über eine gewisse Infrastruktur verfügende Wilhelmshafen als Favoriten, und dort würden die Eingriffe und Belastungen für den Natur- und Landschafts- und Umweltschutz wohl etwas weniger belastend ausfallen als in Stade.--2003:E7:7F10:4101:881A:EFCA:9E26:12EE 15:35, 22. Feb. 2022 (CET)

Verdampfungsverlust

Im Text heißt es "Im Vergleich zum Transport … in Pipelines hat LNG für kurze Überbrückungsdistanzen eine ungünstigere Treibhausgas-Bilanz. Sie ist auf … den vergleichsweise höheren Verdampfungsverlust … zurückzuführen."

Dazu stellt sich mir die Frage, woher der Verdampfungsverlust kommt. Wird gar mit der Verdampfungswärme kühl gehalten? -- Pemu (Diskussion) 12:28, 24. Sep. 2019 (CEST)

Mit "Verdampfungsverlust" dürfte die Menge an Gas gemeint sein, die wegen des Wärmeintrags durch die Isolierung hindurch vom flüssigen in den gasförmigen Zustand übergeht und dann durch ein Überdruckventil aus dem Tank geleitet wird. Das Methan wird dann jedoch nicht in die Atmosphäre geleitet (was sehr klimaschädlich wäre und nur im Notfall erlaubt ist), sondern vorwiegend für den Antrieb des Schiffes oder von Hilfsantrieben des Schiffes genutzt. Eine Rückkühlung des Boiled-Off-Gases an Land ist möglich, an Bord des Schiffes wäre es ein zu aufwendiger Prozess. Lies mal hier: wartsila.com/twentyfour7/in-detail/boil-off-gas-handling-onboard-lng-fuelled-ships. Mit der Verdampfungswärme kühl gehalten? Ja, klar, wie denn sonst? Ich stelle dabei fest, dass der Artikel in diesen Punkten noch verbesserungswürdig ist. --Radionaut (Diskussion) 13:23, 24. Sep. 2019 (CEST)

Ich meinte, dass der Behälter nicht dicht ist und kein Überdruck herrscht. Scheint aber nicht der Fall zu sein. -- Pemu (Diskussion) 01:03, 25. Sep. 2019 (CEST)

Der Behälter ist drucklos und idealerweise wie eine Thermoskanne aufgebaut. Druckfeste Behälter erfordern großere Wandstärken. --1-1111 (Diskussion) 22:23, 5. Jul. 2022 (CEST)

fehlendes Wort o.ä. ?

Hier fehlt was: "Als Flüssigerdgas (Abkürzung LNG für englisch liquefied natural gas oder GNL für französisch gaz naturel liquéfié) wird durch Abkühlung auf −161 bis −164 °C (112 bis 109 K) verflüssigtes aufbereitetes Erdgas bezeichnet." - Vielleicht das Wörtchen "als" (...bezeichnet) ? (nicht signierter Beitrag von 2001:16B8:ADE0:F100:3C3E:D726:2741:8E03 (Diskussion) 02:53, 28. Jan. 2022 (CET))

@2001:16B8:ADE0:F100:3C3E:D726:2741:8E03

Als steht im Satz bereits - als erste Wort. --2A01:C23:78C7:B100:D1A3:3C34:7C60:89BA 08:52, 30. Nov. 2022 (CET)

Geopolitik (und Wirtschaft) im Abschnitt CO²-Bilanz

Zitat aus diesem Artikel im Abschnitt CO²-Bilanz:

Nach Meinung der Autoren der Studie lohnt sich im Jahr 2016 der Einsatz von LNG ab einer Entfernung von 6000 Kilometern.

Als Beleg dient eine Studie von: The European Centre for Energy and Resource Security (EUCERS), die zum "Department of War Studies at King’s College London" gehört(e). Siehe hier (Original nicht mehr verfügbar):

Ein Department dass sich mit "Kriegsstudien" und "Energiesicherheit" beschäftigt, interessiert sich nicht vorwiegend für eine CO² Bilanz. Die machen ja Geopolitik.

Fragt man fünf Geopolitiker kriegt man ja 10 verschiedene Antworten. (Saddam Hussein muß weg, Gaddafi muss weg, Putin muss weg, ...)

Ich habe unter dieser Quelle eine "Literaturrecherche" der Fraunhofergesellschaft in Form einer Tabelle eingefügt, die vom Umweltbundesamt beauftragt wurde - um mal zu zeigen wie sehr der CO²-Ausstoss-Vergleich (Leckagen) zwischen LNG (Prozessketten/-schritten) und Erdgastransport per Pipeline (-Lecks) hinkt...

Das Thema "Fossile Brennstoffe" ist immer Geopolitik. Es wäre aber schön, wenn man zumindest mal erwähnen würde, dass irgendetwas vorwiegend geopolitisch gemeint ist...

Weiterhin steht als "Dankeschön" des Autors in der hier erwähnten Studie unter "Acknowledgements" (Übersetzung): Diese Studie wurde im Rahmen eines einjährigen Stipendiums über eurasische Energie am King's Russia Institute erstellt. Das Institut und der Autor bedanken sich für die finanzielle Unterstützung durch Shell, OMV, Wintershall, Uniper und Engie.

Es wäre also auch sehr schön, wenn man zumindest mal erwähnen würde, dass eine geopolitische Studie zusätzlich noch von den Unternehmen bezahlt wurde, die selbst im LNG Geschäft tätig sind. Solche Unternehmen wie OMV gehören zwar auch dem Staat Österreich, aber eben auch Abu Dhabi (siehe: Aktionärsstruktur) Die Studie wurde im Prinzip von der arabisch/westlichen Welt und Energiewirtschaft bezahlt. Es wäre toll die Finanziers einer Studie auch mal in einem Wikipedia-Beleg (Vorlage) optional benennen zu können. - Die hier erwähnte Studie meint praktisch: Gas-Leckagen ("Methanschlupfe"/Verluste) sind durch Transport und Verflüssigung zwar mindestens 20.000 Mal schlechter als beim Pipelinetransport von Erdgas, aber wir denken dass das bei Wegen ab 6000 km vertretbar ist....

Das ist lustig - Wer sind denn wir (Aktionäre)?! (Das ist doch immer das Wichtigste.)

--Eneliting (Diskussion) 17:21, 6. Mai 2022 (CEST)

Wieso...

...wird Flüssigerdgas (im Gegensatz zu den anderen Flüssiggasen) als Flüssigbrennstoff kategorisiert? Denn kein zu Lager- bzw. Transportzwecken verflüssigtes Gas wird flüssig verbrannt: alle müssen vor Anwendung vergast werden! --2A02:3031:2:14D9:D670:A224:6165:2529 23:02, 18. Jul. 2022 (CEST)

Kategorisierungen von Ressourcen der unterschiedlichen Wikipedia - Sprachräume sind wie historisch gewachsene Sprachraumgeheimnisse basierend auf (Ressourcen-) Kriegen. Frag einen deutschen Händler/Einkäufer, der täglich "LPG" spricht: Was ist Erdgas? (Historische Vorstellung: Kommt aus einer Gottesmutter Erde - Erdgöttin) - Frage: Ist das Propan, Butan, Ethan? Meine Erfahrung: Knallrotes Gesicht.

Das ist aber wohl eine echte Bildungslücke. Schließlich ist es keines davon. Und: Sie alle erfordern, genau wie auch Methan, wegen völlig anderen Molekülen (andere Durchmesser!, andere Dampfdrücke etc. pp.) komplett unterschiedliche Verarbeitungsverfahren, selbst das Verbrennen erfordert Modifikationen. Personen, die damit handeln _müssen_ sowas wissen. IMHO... 134.247.251.245 16:21, 5. Feb. 2024 (CET)

Eine spätere Antwort: Ich habe alle meine Arbeitskollegen gefragt, es wusste niemand spontan eine Antwort, ohne zu googeln ... Es ist Methan und/oder ein Mix.

LNG sollte wie Kohlegas ein Brenngas sein - LPG hatte auch keine Kategorisierung. Das habe ich geändert.

Wir können und kennen offenbar alle keine englischen Begrifflichkeiten. Energieversorger kennt auch keine andere Sprache, sondern "Leistungsversorger", weil Energie ja eigentlich nie weg sein kann... --Eneliting (Diskussion) 23:22, 14. Aug. 2022 (CEST)

Transportwirtschaftlichkeitsgrenze

In der Einleitung wird eine Transportwirtschaftlichkeitsgrenze von etwa 2500 Kilometern genannt, die so universell gültig ist. Nach meiner laienhaften Vorstellung müsste aber eine Mindestmenge genannt werden, ab der eine Pipeline lohnt. Auch kurze Rohrleitungen zu einem Abnehmer kosten absolut viel Geld, eine Verflüssigung gilt für mehrere Abnehmer und kostet abhängig von der Menge. --Slartibartfass (Diskussion) 19:40, 27. Sep. 2022 (CEST)

Gemeint ist der Aufwand zum Bereitstellen von LNG, Transport und wieder gasförmig machen verglichen zu den unvermeidlichen Aufwänden, die beim Transport durch Rohrleitungen entstehen. In Rohrleitungen reibt das durchströmende Gas an den fest stehenden Rohrleitungen, was eine Strecken- Innenrauhigkeit- und Umlenkungsanhängigen Druckverlust nach sich zieht. Im Grunde nicht anders, als bei einer sehr langen Schlauchleitung. aus einer 75 Meter langen 1/2 Zoll Schlauchleitung fliesst am Ende nur ein Rinnsal, obwohl zu Anfang der Wasserhahn voll geöffnet und 6 bar Leitungsdruck herrschen. Daher braucht es in Rohrleitungen Verdichterstationen, welche den Leitungsdruck wieder erhöhen. Die dafür nötige Energie wird oft dem transportierten Brenngas entnommen und fehlt für die Weiterleitung. Ab einer bestimmten Länge kann daher LNG-Transport wirtschaftlicher sein als der Leitungstransport. --1-1111 (Diskussion) 22:38, 13. Okt. 2022 (CEST)

Hallo zusammen, Trotzdem ist unklar woher dieser Wert stammt. Eine IP hat 2015 mit dieser Änderung die wirtschaftliche Transportentfernung von 2000 km auf 2500 km hochgesetzt, ohne jedoch eine Quelle anzugeben... Die 2000 km hat 2009 Benutzer:MalteF mit dieser Änderung eingefügt, leider auch ohne Quelle... Mit dem aktuellen steigenden LNG-Transporten wäre m.E. eine Quelle durchaus angebracht... Ich konnte leider auf die Schnelle keine im Internet finden... Kann bitte jemand eine einfügen? Danke! VG, --Peatala36 (Diskussion) 23:20, 1. Nov. 2022 (CET)

Hallo (@Peatala36),

im Nachhinein finde ich die Quelle nicht mehr für meine damalige Änderung. Sie stammte jedoch aus wissenschaftlicher Literatur, also würde ich die Zahl von 2.000 km als glaubwürdiger damaliger Standard für die Leistung von Pipelines annehmen. Aufgrund dieser Quelle (PDF-Seite 31) und den weiteren Links von meinem Post hier bin ich inzwischen gegen eine konkrete Zahlennennung und eine Streichung des Passus.

Entgegen der Annahmen in der Diskussion hier ist der Aufwand für den LNG-Transport auch von Fixkosten geprägt - und zwar mit Länge des Transports weniger stark ansteigend als es bei Pipelines der Fall ist, aber initial höher als bei Pipelines. Daher wird der "break-even-Punkt" im Vergleich zu herkömmlichen Pipelines erst ab einer relativ hohen Kilometerzahl erreicht. Weil es aber auch variable Kosten (Menge an transportiertem Gas) und nicht nur einen Pipeline-Typ mit einer einzigen Durchleitmenge gibt, ist diese Kilometerzahl variabel, je nachdem wie viel Gas durch Pipelines transportiert wird. Die Seiten 14 und 15 in dieser Datei erläutern das anschaulich: http://members.igu.org/html/wgc2009/papers/docs/wgcFinal00771.pdf (+ Je mehr Gas in Pipelines desto mehr Druckabfall und desto mehr Kosten durch Kompressorstationen)

Die derzeitige Formulierung im Artikeltext "(darunter ist der CNG-Transport) energetisch wirtschaftlicher" ergibt m. E. inhaltlich übrigens keinen Sinn. Es gibt keine energetische Wirtschaftlichkeit - gemeint ist wahrscheinlich "energiesparend" o.ä.. Der Aspekt dreht sich alleinig ums Geld. Wirtschaftlichkeit allein kann auch (strategisch/politisch/langfristig) nutzengetrieben sein und ist nicht nur kurz- oder mittelfristig kostenbezogen. Daher schrieb ich damals auch passender von "Transport ist preisgünstiger". Anders gesagt: Ein kurzer LNG-Transport kann wirtschaftlich sinnvoll sein, obwohl er teurer ist. Eine mathematische Abhandlung darüber findet sich in dieser schönen Studie: https://www.econ.cam.ac.uk/people-files/affil/rar36/pubs/RobertRitz_SPGC_December2018v8.pdf --MalteF (Diskussion) 17:21, 7. Nov. 2022 (CET)

Hallo MalteF, danke Dir für Deine Rückmeldung und die interessanten Quellen! Ich würde den Satz zur wirtschaftlichen Transportentfernung nicht komplett streichen. Um die Zusammenhänge darzustellen, habe ich mich in einer (Neu)Formulierung des hier diskutierten Satzes versucht. (Ich hab außerdem den ersten Deiner Links repariert, ich hoffe das ist in Ordnung). VG, --Peatala36 (Diskussion) 15:13, 8. Nov. 2022 (CET)

Eine absolute Transportwirtschaftlichkeitsgrenze hat viele, sich auch täglich ändernde Einflussgrößen. Material- Energie- Personalkosten sind nur die Spitze des Eisbergs. Daher fällt die Transportwirtschaftlichkeitsgrenze mit den zu berücksichtigenden Parameter immer unterschiedlich aus. Daher stellen die ausgeführten Anlagen immer die bei Planung festgelegten Parameter wider. So einfach und immer gültig ist es eben nicht. Andererseits wäre es nicht sinnvoll, einen erstellte Anlage nicht mehr zu nutzen, nur weil sie nicht mehr der aktuellen Transportwirtschaftlichkeitsgrenze entspricht jedoch noch ausreichend funktionstüchtig ist. Eine nach aktuellen Gesichtspunkten optimale Anlage entsteht ohne Invest und Ausführungszeit auch nicht von jetzt auf gleich... --1-1111 (Diskussion) 18:57, 8. Dez. 2022 (CET)

Zusammenfassend: Transportwirtschaftlichkeitsgrenze mit absoluten Zahlen kennzeichnen immer die zum Zeitpunkt der Erstellung berücksichtigten Einflussgrößen, daher können diese sich auch ändern. Was gestern noch unwirtschaftlich war, kann zukünftig rentabel sein. Umgekehrt geht das auch. --1-1111 (Diskussion) 08:37, 12. Jan. 2023 (CET)

Neue LNG-Terminals in D auch später für Wasserstoffanlandung nutzbar?

Es scheint eine Studie zum Thema zu geben [1]. -- Neudabei (Diskussion) 22:01, 4. Nov. 2022 (CET)

Korrekt identifiziert?

Habe ich hier https://commons.wikimedia.org/wiki/File:2022-11-13_LNG-Tankstelle.JPG wirklich eine LNG-Tankstelle fotografiert? In der Karte aus Fußnote 38 ist der Standort nicht vertreten. Außerdem sieht alles ganz anders aus, als auf dem Foto im Artikel. Danke für einen Hinweis --Bärbel Miemietz (Diskussion) 14:52, 14. Nov. 2022 (CET)

Hallo Bärbel Miemietz, ich bin jetzt auch kein Spezialist für LNG-Tankstellen, aber gemäß Deiner Ortsbeschreibung und den auf dem Bild erkennenbaren Betreiber ("altern oil"), findet man unter diesem Link https://www.alternoil.de/tankstellen#station-147 diese Tankstelle. Rein optisch dürfte es sich um diese LNG-Tankstelle handeln. Gemäß der Beschreibung des Betreibers kann man dort LNG tanken. VG, --Peatala36 (Diskussion) 15:14, 14. Nov. 2022 (CET)

Danke! Dann kann die Beschreibung ja so stehen bleiben, wie sie ist. Grüße --Bärbel Miemietz (Diskussion) 15:18, 14. Nov. 2022 (CET)

Druckverluste, Energieaufwand in Pipelines

Aussage derzeit: "Je kürzer die Transportstrecke ist und je höher der Druck in der Pipeline und je weniger Verdichterstationen auf der Strecke sind, desto besser ist die CO₂-Bilanz von Pipelines." Die Zahl der Verdichter führt schon mal nicht zu weniger Energieaufwand für das Pumpen, insoweit ist die Aussage falsch. Hat höherer Druck in der Pipeline einen Nutzen, wenn dieselbe Menge Gas durch einen bestimmten Querschnitt befördert werden soll? Wichtiger ist die Relation von Querschnitt bzw. Durchmesser zur Transportmenge, die Art der Energieversorgung der Pumpen und deren Bauweise. Andererseits sind Pipelines hier ja nur als Vergleich genannt, insoweit nicht so wichtig. --Meerwind7 (Diskussion) 13:05, 20. Nov. 2022 (CET)

Unstrittig dürfte sein, das bei Durchfluss von Gasen an starren Wänden immer Reibung auftritt. Damit sinkt längenabhängig der Druck in einer Rohrleitung. Und das ist völlig unabhängig von der Art der Energieversorgung der Pumpen und deren Bauweise. Auch unstrittig ist sicher, das ein größerer Durchmesser und geringere Durchflussgeschwindigkeit die Reibungsverluste mindert. Um das Optimum herauszufinden, bedarf es daher eines Gleichungssystems, in dem nicht nur Material- und Gestellungskosten sondern auch weitere Einflussgrößen mit berücksichtigt werden. Es dürfte einleuchten, das Ergebnis kann immer nur eine im Augenblick der Planung passendes sein. Also alles nicht soooo einfach. --1-1111 (Diskussion) 18:46, 8. Dez. 2022 (CET)

Korrektur in der Begrifflichkeit - LNG ist nicht ausschließlich Flüssigerdgas

Ich bitte um sachliche Diskussion zum Thema Begrifflichkeit "LNG". Es steht NICHT ausschließlich für Flüssigerdgas. Der englisch sprachige Wiki Eintrag zu "CNG" zeigt das.

LNG ist verflüssigtes Naturgas, welches natürlich auch fossiles Erdgas enthalten kann, mittlerweile aber auch Biomethan und / oder Methan aus Power-to-Gas Anlagen.

--StefanNWiki (Diskussion) 12:41, 19. Dez. 2022 (CET)

Hallo StefanNWiki, Ich bin kein Spezialst zu dem Thema, aber ist Dir der Artikel Flüssiges Biomethan bekannt? VG, --Peatala36 (Diskussion) 13:01, 19. Dez. 2022 (CET)

Hallo Peatala36, danke, kannte ich noch nicht. Aber da sind wir in der deutschen Sprache leider etwas zu differenziert .... wir unterscheiden zwischen Erdgas und Biogas. Für den "Engländer" ist es LNG .... oder CNG.

Das hat den "Nachteil", dass in unserem Sprachgebrauch und in den Medien von LNG gesprochen wird - alle denken, dass es ausschließlich Erdgas ist, aber es auch LNG Tankstellen für LKW gibt, die Bio LNG anbieten. --StefanNWiki (Diskussion) 14:39, 19. Dez. 2022 (CET)

Energetische Nutzung von Temperaturdifferenzen bei Verflüssigung und Regasifizierung?

Bei der Verflüssigung dürfte eine relativ große Menge Abwärme anfallen. Wird diese in irgendeiner Form genutzt? Beispielsweise als Fernwärme oder für Gewächshäuser?

Umgekehrt muss das tiefkalte LNG bei der Anlandung im Verladeterminal zur Regasifizierung angewärmt werden. Wäre es nicht naheliegend, hier Kälteenergie auszukoppeln, die bspw. für Kühlhäuser oder chemische Verfahren genutzt wird? --95.33.33.151 13:48, 20. Dez. 2022 (CET)

Soweit ich gelesen habe soll die Kälte bei Dow in Stade verwendet werden. Zitat: "Es ist geplant, für die Regasifizierung die industrielle Abwärme von Dow zu nutzen. So werden bei diesem Prozess CO2-Emissionen vermieden. Sogenannte Boil-Off-Gase, können vor Ort direkt als Brennstoff eingesetzt werden. Die bei der Verflüssigung gespeicherte Kälte wird in die Kühlkreisläufe von Dow eingespeist. Diese Synergien mit dem Industriepark ermöglichen ein Zero-Emission-Terminal. Dadurch wird auch der ökologische Fußabdruck des Standortes wesentlich verbessert.Das Terminal soll aus zwei großen Lagertanks mit einem Fassungsvermögen von je 240.000 m³ und einer Verdampfungsanlage bestehen, in der die flüssigen und tiefkalten Gase wieder regasifiziert werden. Die Infrastruktur ist für LNG, Bio LNG und SNG zugelassen. In der ersten Ausbaustufe ist eine Regasifizierungskapazität von 13,3 Mrd. m³/a Gas vorgesehen mit einer Einspeiseleistung von bis zu 21,7 GW; sie lässt sich den Markterfordernissen anpassen.Der Hub bietet zudem Speichermöglichkeiten und so zusätzliche Flexibilität, um auf Bewegungen am Markt regieren zu können."Quelle: https://www.hanseatic-energy-hub.de/konzept/das-konzept --2A02:2454:8D55:100:31B0:BFF2:D60D:36F5 20:21, 3. Mär. 2023 (CET)--

Landschaftsbilder

Das Bild von einem Tank ist sinnlos. Google Bildersuche "Fracking Landschaft" oder die ARD Story: LNG um jeden Preis von 2023 (auch mit Bohranlagen auf einem heiligen Berg im Indianerreservat der indigenen Bevölkerung). Zitat des Universitätsprofessors: "Sogar Kohle ist besser, als LNG"...--Wikiseidank (Diskussion) 20:36, 1. Jun. 2023 (CEST)

Übersicht Standorte Deutschland

Auf den Seiten des NDR fand ich eine meiner Meinung nach sehr übersichtliche Auflistung der aktuellen und geplanten LNG-Standorte:

Langfristig ist der Bau von drei festen LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Stade geplant. (...) Als Übergangslösung sollen insgesamt sechs schwimmende Terminals an Deutschlands Küsten dienen - fünf staatliche und ein privates (in Lubmin). Neben den bereits eröffneten Terminals im niedersächsischen Wilhelmshaven, in Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern) und in Brunsbüttel in Schleswig-Holstein sind auch noch in Stade (Niedersachsen) und im Hafen Mukran auf Rügen Terminals vorgesehen. Am Rostocker Überseehafen soll ein privates, deutlich kleineres festes LNG-Terminal entstehen. (...). (https://www.ndr.de/nachrichten/info/LNG-Fakten-zu-Fluessigerdgas-und-Projekten-in-Norddeutschland,lnghintergrund100.html)

Mag das jemand nutzen, um die Aussagen (insbesondere Ortsangaben) in bestehenden Artikeln zu LNG-Standorten und auch den Abschnitt in diesem Artikel zu harmonisieren? Ich habe da den Überblick verloren: LNG-Terminal Wilhelmshaven, LNG-Terminal Brunsbüttel, LNG-Terminal Deutsche Ostsee, LNG-Terminal Lubmin. Haaso1 (Diskussion) 16:29, 14. Jan. 2024 (CET)