LNG, en teknologi i fremdrift – også i Norden

Mikael Näslund, december 2011

Når naturgas og metan nedkøles til -161 °C, kondenserer gassen, densiteten øges 600 gange og naturgassen fylder dermed 600 gange mindre og kræver betydeligt mindre lagerplads. Kondenseret naturgas kaldes Liquefied Natural Gas, LNG. I 2010 udgjorde LNG 10 % af det totale globale naturgasforbrug.

Siden midten af 1960’erne har man i større og større udstrækning transporteret naturgas med skib over oceanerne for at forsyne regionale gasnet. Den stigende LNG-handel giver naturgassen et globalt marked med mulighed for store transportafstande i modsætning til det mere lokale marked, for naturgas der transporteres i rør, fx inden for Europa.I dag bliver der også udviklet infrastruktur til LNG i mindre skala, hvor gasmængderne er betydeligt mindre og transportafstandene betydeligt kortere. Norge er ledende inden for LNG-anvendelse i mindre skala.
LNG kan lagres effektivt i ikke-stationære applikationer, såsom færger og tunge lastbiler, hvilket giver nye anvendelsesområder for naturgas med muligheder for gasanvendelse i nye sektorer hvor LNG introduceres bl.a for at opnå emissionsreduktion. Denne teknologi med LNG i mindre skala gør det også muligt, at i fremtiden transportere og anvende kondenseret biogas.


LNG's tekniske specifikationer

Sammensætningen af LNG er den samme som for naturgas, med undtagelse af at CO2-delen er begrænset til 50 ppm og N2-andelen er begrænset til 1 %. LNG er en farveløs og ikkegiftig væske. Densiteten for flydende, ren metan er 422 kg/m3. LNG kan ikke indeholde odorant og er derfor lugtfri. LNG produceres oftest tæt på naturgasudvindingsstedet, hvor gassen køles ned til kondenseringstemperatur og lagres normalt ved atmosfæretryk. LNG holdes flydende via fordampning fra overfladen. Den fordampede gas anvendes som drivmiddel eller genkondenseres.
 
Adskillige kondenseringsteknologier er repræsenteret i de store anlæg i dag. Der er dog to dominerende teknologier, der dækker mere end 90 % af den installerede kapacitet. De er enten baseret på kaskadekoblede køleprocesser, hvor naturgassen nedkøles trinvis til kondensering, eller på en enkelt køleproces med blandede kølemedier, hver med forskellige termodynamiske egenskaber. Produktionslinjerne har normalt en kapacitet på 1-7 millioner ton LNG pr. år. Flere produktionslinjer kan være placeret på samme sted. Før kølingen renses naturgassen, så CO2- og N2-indholdet er inden for de acceptable grænser.
 
De små LNG-fabrikker i Norges LNG-infrastruktur har en kapacitet på 20.000-300.000 ton LNG pr. år. Her anvendes en simplere konden-seringsteknologi med en enkelt kølekreds. Der er interesse for mindre og mindre kondenseringsprocesser, således at også biogas kan kondenseres. Kondenseret biogas kaldes i øvrigt LBG (Liquefied Biogas).
 
Energibehovet til køle- og kondenseringsprocessen er 2-5 % af gassens energiindhold. Dertil kommer energibehovet til at drive kompressorer og andet hjælpeudstyr, fx gasturbiner. Det totale energibehov bliver således fra ca. 5 % af gassens energiindhold fra de store til ca.15 % fra de små LNG-fabrikker.
 
I 2010 fandtes der 25 LNG-fabrikker i hele verden med samlet 94 produktionslinjer.  Den samlede produktionskapacitet var 270 millioner ton LNG pr. år, og 81 % af kapaciteten blev udnyttet. Lagerkapaciteten ved kondenseringsanlæggene er opgjort til ca. syv dages produktion.
 
Der findes 83 fordampningsanlæg i verden, heraf alene 22 i Japan, med en årlig kapacitet på leverance af ca. 800 milliarder m3 naturgas til gasnettet. Udnyttelsesgraden er lavere end for produktionsanlæggene, nemlig ca. 37 %. Den samlede lagerkapacitet på 38,5 millioner m3 LNG er betydeligt højere ved import-/fordampningsterminalerne end ved kondenseringsanlæggene. Lagertankene i de store importterminaler er konstrueret i stål og beton efter forskellige principper for sikkerhed og opsamling af potentielle lækager ved ulykker. Tankene har en metertyk isolering for at minimere opvarmningen. Det har vist sig, at lager-tankene er meget robuste og ikke er blevet beskadiget ved orkaner, jordskælv og tsunamier.
 
Trykket forøges til ledningstrykket før fordampning. LNG’en opvarmes derefter til gasfase i en varmeveksler, hvor opvarmningsenergien kan komme fra havvand eller en gasbrænder. I små fordampnings-installationer, der anvendes direkte ved forbrugeren, kan man bruge luft til opvarmning
 

Se videoen om LNG - det rene og sikre brændstof

International handel med LNG stiger

I 2010 udgjorde LNG 10 % af det totale, globale naturgasforbrug og 31 % af handlen over landegrænser. Den første kommercielle LNG-transport mellem to lande foregik i 1965 fra Algeriet til Storbritannien. I dag findes der ca. 20 importterminaler i 8 lande, som er tilsluttet det europæiske naturgasnet. Japan og Sydøstasien er centrum for den globale LNG-handel med over 50 % af markedet. De mest betydende eksportlande er Qatar, Indonesien, Malaysia, Australien og Nigeria. Fra Nordnorge eksporteres der LNG fra Snøhvit-feltet, og syd for Stockholm findes der en mindre importterminal, der blev indviet i 2011. 

I perioden 2005-2010 var stigningen i LNG forbruget i gennemsnit 7 % om året og en stor del skyldes øget import af LNG i USA. Den kraftige udvikling af skifergas i USA har medført, at LNG-importen reduceres mens LNG omdirigeres til andre destinationer og markeder. Dette betyder et muligt prispres på LNG, selv om det samtidig forventes, at det globale naturgasforbrug stiger kraftigt.
 
Traditionelt er handelen med LNG blevet reguleret via lange kontrakter. Sælgere og købere har opbygget hele kæden fra udvinding til leverance i en samlet pakke. Pga stor kapacitet er spotmarkederne for LNG nu vokset, og i dag handles omtrent 20 % af al LNG gennem spotkontrakter.
 
De vigtigste LNG-transportruter går fra Indonesien, Australien og Malaysia til Japan, Sydkorea og Taiwan. Også Qatar leverer til disse lande såvel som til Europa. Europa bliver også forsynet med LNG fra Nigeria og Trinidad. Japan, Taiwan, Sydkorea og Kina bruger 56 % af al LNG, mens Europa bruger 29 %. I 2010 blev der foretaget 3.951 LNG-transporter med 360 LNG-skibe.
 
Den norske infrastruktur leverede, hvad der svarer til 190 millioner m3 naturgas i form af LNG til ca. 40 modtage- og distributionsterminaler. 45 LNG-lastbiler med ca. 50 m3 kapacitet blev brugt til den videre transport til kunderne.
 
Det fremtidige marked for LNG i Norden bliver på søfarts-siden, primært som en følge af skrappere brændsels- og emissionskrav, der kommer til at gælde i Østersøen og Nordsøen fra 2015. Tunge lastbiltransporter over lange strækninger er et andet potentielt LNG marked. Dette kræver dog en udbygning med LNG-tankstationer. I Sverige planlægger man at have fire stationer klar ultimo 2012, så man på det tidspunkt ville kunne køre i området, der afgrænses af Malmø, Gøteborg og Stockholm. Et andet vigtigt marked i Norge, Sverige og Finland – hvor naturgasnettet er meget begrænset – er større enkeltkunder, hvortil man kan transportere LNG med tankbil på samme måde som LPG/flaskegas.
 

Hvordan lagres og transporteres LNG?

LNG-kæden fra udvinding til anvendelse består af tre dele både i de store og i de små systemer: Produktion med lagring, transport samt lagring og forbrug. LNG produceres normalt i tilslutning til gasudvindingen i separate køleprocesser. Den flydende naturgas lagres i store, isolerede betonbeholdere, mens den venter på transport. LNG-skibe er højt specialiserede fragtskibe, som kun kan transportere LNG. Tankene er enten selvbærende kugleformede tanke med tykke vægge, eller kasseformede med tyndere membranvægge, der er integreret i skroget. Et skib har normalt 3-5 tanke. De største skibe har i dag en kapacitet på ca. 250.000 m3 LNG, hvilket svarer til omkring 150 millioner m3 naturgas. LNG losses i en modtageterminal, hvor trykket øges, og LNG fordampes ved opvarmning til omgivelsestemperatur. Også her forefindes lagertanke. Modtageterminalen er enten tilsluttet et gasnet, eller transporten af LNG foregår med tankbil eller jernbane direkte til forbrugeren eller til mindre terminaler. 

LNG-skibe er meget specialiserede og kan kun anvendes til transport af LNG. De første kommercielle ruter blev indviet i 1965 fra Algeriet til Storbritannien og den franske Middelhavskyst. De første skibe havde en transportkapacitet på 25.000 m3 LNG. Det største skib i dag har en kapacitet på 265.000 m3, hvilket svarer til ca. 1,8 TWh eller 160 millioner m3 naturgas.
 
LNG transporteres også i tankbiler over kortere strækninger ud til enkeltkunder. Tanke i lastbiler rummer ca. 50 m3.
 
 
På skibene lagres LNG hovedsageligt i membrantanke eller kugleformede tanke. Membrantanke består af tynde plader på ca. 1 mm tykkelse, med isolering imellem og formede som en mere eller mindre rektangulær kasse, der er integreret i skroget. Mellem membranerne er opsat gasalarmer i tilfælde af lækage. Isoleringen består af polyuretan eller trækasser fyldt med perlit. Kugleformede tanke er selvbærende og har en betydeligt større vægtykkelse. Tykkelsen er ca. 30 mm ved kuglens øverste og nederste dele, og ca. 160 mm ved centerlinjen. Et skib indeholder typisk 5-6 tanke. I dag er Sydkorea den dominerende værftsnation for LNG-skibe.
 
I 2010 fandtes 360 LNG-skibe, 109 (30 %) var med kugletanke, 245
(68 %) var med membransystem og 6 (2 %) med en anden tankkonstruktion. Den gennemsnitlige tankkapacitet for nybyggede tankere var i 2010 164.000 m3.
 
Ved lagring under transport fordampes ca. 0,10-0,25 % pr. døgn. Under en transport på 20 døgn fordampes således 2-5 %. Denne gas kan anvendes til at drive skibsmotorerne. Disse motorer har i mange år bestået af dampkedel og dampturbine, men forbrændingsmotorer med dieselproces er dog begyndt at blive anvendt. Dette giver mindre brændselsforbrug under transporten. Fordampet gas, der ikke bruges til skibsmotorerne, kan kondenseres og føres tilbage til tankene.
 
Til de kortere transporter i Norge og nu også til Sverige er skibenes lagertanke cylinderformede. Disse skibe har en transportkapacitet på 1.100-7.500 m3 LNG. Cylinder- eller rørformede tanke bruges endvidere i mindre modtageterminaler, hvor de kan rumme op til 1000 m3. Disse tanke er designet som en termokande pga. varmeisoleringen. Flere sådanne tanke kan kobles sammen til et større totalvolumen.
 

LNG er effektivt og miljøvenligt som brændstof til skibe

Fordampet LNG bruges på samme måde som almindelig naturgas. LNG bruges dog ikke i flydende form direkte i forbrændingsprocessen. Næsten alt LNG fordampes og tilføres et større gasnet. LNG kan transporteres til isolerede gasnet eller større forbrugere med lastbil eller tog. Den effektive lagring har resulteret i, at nye anvendelsesområder er blevet tilgænglige for naturgas, som fx brændstof til skibe og som drivmiddel til tung landevejstrafik. I Norge begyndte man i 2000 at anvende LNG i en færge, og i dag drives omtrent 20 færger, serviceskibe i kulbrinteindustrien og kystbevogtnings-fartøjer med LNG. En stor fordel ved at anvende LNG i skibstraffik er, at man med dagens motorteknik kan reducere svovl-, NOx- og partikeludslip væsentligt. Når svovlemissions-grænserne skærpes i Østersøen og Nordsøen i 2015, bliver LNG et interessant alternativ som brændstof til skibe i et større område. Tunge lastbilstransporter over længere strækninger er ikke realistiske, hvis brændstoffet lagres som gas under højt tryk. LNG’s mindre volumen åbner for gasanvendelse også på dette område.

LNG bruges ikke direkte i forbrændingsprocesser, mens det er flydende. Den lave temperatur kan udnyttes i andre processer til at reducere energibehovet, men en sådan anvendelse er meget begrænset. LNG kan få stor anvendelse i transportsektoren takket være den effektive lagring. Det er fremfor alt inden for skibsfart og landevejstransport, der findes potentiale. LNG lagres i stålbeholdere med dobbelte vægge og vakuumisolering ligesom i en termokande.
Som tidligere nævnt er Norge ledende inden for LNG som brændstof til skibe. Siden 2000 er der bygget omkring 20 skibe til LNG-drift, mens blot et skib er blevet konverteret til LNG-drift. Dette skib blev idriftsat i oktober 2011 med henblik på transporter langs den norske kyst. Årsagen til, at blot et skib er blevet konverteret, er, at eksisterende skibe normalt ikke er konstrueret, så det er muligt at følge de regler, der findes for eksempelvis placering af motorer og tanke. Motivet for at bruge LNG som brændstof i Norge har bl.a. været at reducere NOx-emission. Skibene er blevet delvis finansieret af en norsk NOx-fond. Med LNG som brændstof er NOx-emissionen fra skibe reduceret med 85-90 procent sammenlignet med konventionelle motorer, og CO2-emissionen er reduceret med 20-25 procent. Metanemissionen i de tidlige motorer har været relativt høje, men er væsentligt reduceret i de nye motorgenerationer.
 
Det første store passagerskib med LNG som brændstof er sandsynligvis Viking Lines nye skib, der er ved at blive bygget. Fartøjet er over 200 m langt, kan tage 2.800 passagerer og skal starte på ruten Stockholm-Åbo i løbet af 2013. Når der bliver indført skrappere emissionskrav for svovl og NOx i Østersøen og Nordsøen 2015 og 2016, vil naturgas og LNG blive et attraktivt og reelt alternativ som brændstof. Konkurrerende brændstoffer bliver olie med lavt svovlindhold og rensning af røggasser med skrubberteknik.
 
I maj 2011 præsenterede MAN B&W en gasforsyningsmulighed for de elektronisk styrede 2-takts B&W-motorer. Dette sigter i første omgang på motorer til skibe for LNG-tranport. Hele MAN B&W’s motorserie ME 50 – ME 98 (ca. 10-90 MW) kan anvendes; der opnås med disse langsomt-gående motorer en akselvirkningsgrad omkring 50% og højere, hvis der påbygges Waste Heat Recovery systemer. Motorerne arbejder med dieselforbrændingsprincippet. Gassen komprimeres til 300 bar og tænding sker med indsprøjtning av en lille andel dieselolie (<5%). Konceptet kan leveres som ombygning til eksisterende ME-motorer fra 2012.
 
På land er LNG interessant for den tunge landevejstransport. Gas lagres i busser og lastbiler til bytrafik ved højt tryk (Compressed Natural Gas, CNG). Lagring ved højt tryk kræver et alt for stort lagervolumen til at være hensigtsmæssig til landtransport, hvor stor rækkevidde er et krav. Her er LNG en løsning med dens mere effektive lagring. LNG kræver større lagerplads end diesel. 1 l diesel svarer til 1,7 l LNG. Komprimeret naturgas ved 200 bar tryk kræver 5 gange større volumen end diesel. I en lastbil har LNG-tanken et volumen på 200-300 l. Den mulige kørselsstrækning – eller rækkevidde – for tunge lastbiler bliver 500-1.000 km, hvis brændstoffet lagres som LNG.
 
Flere fabrikanter, bl.a. Volvo, arbejder i dag med at udvikle gasmotorer med dieselproces, så gas bliver et alternativ med høj virkningsgrad og lavt brændstofforbrug. I en modificeret Volvo-dieselmotor injiceres gas i forbrændingsluften lige før hver cylinder. Volvo kalder teknikken metan-diesel. Scania afprøver også en lastbil med LNG, men med en ottomotor, og med omtrent samme mulige rækkevidde. Der findes også andre firmaer, der udvikler andre varianter af gasmotorer med dieselproces.
 
LNG er ikke et helt nyt brændstof i tunge køretøjer. I begrænset omfang har det været lagret og anvendt i bybusser i det sydvestlige USA i en årrække, fx i Texas. Det er dog først i dag, at interessen og den tekniske udvikling har rettet sig mod landevejstransport over længere distancer, hvor brændstoføkonomien er meget vigtig.
 
Gas som brændstof i en dieselproces er blevet brugt inden for skibsfart i mange år. En markant forskel mellem skibsfart og landevejstrafik er, at der forekommer betydeligt større variationer i belastningen for en motor til landevejstrafik. Dette er også en af udfordringerne ved at udvikle lastbilmotorer med dieselproces og gas som brændstof. Der er to vigtige faktorer for en bredere anvendelse af gas i den tunge transportsektor ud over en effektiv lagring som LNG, nemlig at der er en infrastruktur for bunkring, og at motorteknikken udvikles, således at der findes brænd-stofeffektive produkter med de rigtige egenskaber på markedet.
 
Der findes flere eksempler på, hvordan den lave temperatur kan udnyttes, når LNG opvarmes og overgår til gasfase. En generel begrænsning af en sådan anvendelse er, at processen, der udnytter kulden, skal være placeret ved en LNG-terminal. Et eksempel på en sådan udnyttelse er elproduktion i et anlæg på omkring 1 MW og luftseparation ved produktion af industrigasser.
 

Motorteknik

Moderne gasmotorer til personbiler og bybusser er ottomotorer. Gasmotorer kan dog også arbejde som dieselproces. Naturgas og metan har en alt for høj selvantændelsestemperatur, til at dieselprocessen direkte kan anvendes udelukkende med gas på samme måde som med dieselbrændstof. Hvis gassen blandes med forbrændingsluft i indsugnings-kanalen, sker antændelsen ved, at en lille mængde dieselbrændstof injiceres i cylinderen efter komprimeringen. Forbrændingsforløbet kommer til at ligne otto-processens forbrændingsforløb, men med dieselprocessens højere virkningsgrad. Volvo hævder, at virkningsgraden er 30-40 procent højere for en metan-dieselmotor end for en ottomotor. Dieselandelen ved forbrænding stiger ved lave motorbelastninger. 50-80 procent af dieselbrændstoffet kan erstattes med gas, og motoren kan køre udelukkende med diesel, hvis der ikke skulle være gas til rådighed. Køreegenskaberne er de samme med gas som med diesel.
 
Den konventionelle dieselproces efterlignes mest, når gassen sprøjtes ind i cylinderen ved højt tryk, og forbrændingen sker i en diffusions-flamme. Antændelsen sker ved, at dieselolie injiceres samtidig med gassen. Man kan også anvende et gløderør. Denne teknik kaldes ofte gas-diesel og forekommer i de største motorer i skibe eller kraftpro-ducerende anlæg. Virkningsgraden bliver høj, men det bliver NOx-dannelsen også.
 

Kilder

- The LNG Industry 2010, The International Group of LNG importers, www.giignl.org
- World LNG Report 2010, International Gas Union 2011, www.igu.org
- LNG – The safe fuel, film på www.youtube.com
- Snøhvit process, www.statoil.com