Jahresrückblick: Die wichtigsten Geschichten für 2024

Die Leser von Compressortech2 bevorzugten im Jahr 2024 eine bunte Mischung an Artikeln auf unserer Website. Zu den meistgelesenen Beiträgen des Jahres gehörten die Rubrik „Tech Corners“ über Trockengasdichtungssysteme und die Artikelreihe „Cornerstones of Compression“ des Branchenexperten Norm Shade.

Hier ist eine Liste der meistgelesenen Nachrichtenartikel unserer Website aus dem vergangenen Jahr.

McDermott gewinnt EPCI-Auftrag für LNG-Projekt

McDermott wurde von QatarEnergy LNG mit einem Engineering-, Beschaffungs-, Bau- und Installationsvertrag (EPCI) für das Offshore-Pipeline- und Kabelprojekt North Field South (NFS) beauftragt.

Dieser neue Vertrag ergänzt die Aufträge, die McDermott zuvor für die NFS Pipelines FEED, die NFS Jackets EPCI und die NFXP Topsides and Pipelines einschließlich der NFS Topsides erhalten hat.

Die NFS-Infrastruktur ist für die Versorgung von zwei zusätzlichen LNG-Anlagen mit Erdgas ausgelegt und ist Teil des North Field Expansion Project (NFXP), das dazu beitragen wird, die gesamte LNG-Produktion im Staat Katar von derzeit 77 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA) auf 142 MTPA zu steigern.

Der Vertrag umfasst die EPCI-Leistungen für fast 250 Kilometer Offshore- und Onshore-Gaspipelines, die fünf neue Offshore-Bohrinseln mit zwei neuen Onshore-LNG-Anlagen verbinden, sowie für Unterwasser-Verbundstrom- und Steuerkabel. Das Projekt wird vom McDermott-Büro in Doha aus geleitet, mit Unterstützung der QFAB-Fertigungsanlage vor Ort. Die Installation erfolgt mit McDermotts eigenen Anlagen für den maritimen Bereich.

Enbridge und Fortis BC untersuchen Wasserstoffbeimischung

Enbridge und FortisBC Energy gaben an, dass sie untersuchen, wie Wasserstoff sicher und zuverlässig über die bestehende Gaspipeline-Infrastruktur in British Columbia, Kanada, geliefert werden kann.

Diese Studie zur Wasserstoffbeimischung , die unter anderem vom Energieministerium von British Columbia unterstützt wird, untersucht den Anteil an Wasserstoff, der sicher durch Gaspipeline-Infrastrukturen transportiert werden kann, wie beispielsweise durch das Erdgasfernleitungssystem von Enbridge an der Westküste sowie durch die Gasfernleitungs- und -verteilungssysteme von FortisBC.

Sollte sich nach Fertigstellung herausstellen, dass Wasserstoff in dieser Infrastruktur sicher transportiert werden kann, wird die Studie dazu genutzt werden, Vorschriften und Normen für den Transport von Wasserstoff zu entwickeln und die Entwicklung eines kommerziellen Wasserstoffmarktes in der Provinz zu unterstützen, erklärten die Unternehmen.

„Diese wichtige Studie wird eine entscheidende Rolle dabei spielen, zu ermitteln, wie die bestehende Energieinfrastruktur für den Transport von Wasserstoff genutzt werden kann und wie wir die Energiewende weiter vorantreiben können“, sagte Cynthia Hansen, Executive Vice President und Präsidentin des Geschäftsbereichs Gas Transmission and Midstream bei Enbridge.

Das Westcoast-System von Enbridge betreibt ein über 2.900 km langes Pipeline-Netz, das vom Nordosten der Provinz bis zur US-amerikanisch-kanadischen Grenze und weiter östlich bis zur Grenze zwischen British Columbia und Alberta verläuft. Dieses Pipeline-Netz versorgt FortisBC mit Erdgas für sein rund 51.000 km langes Gastransport- und -verteilungsnetz.

Atlas Copco erwartet Wachstum bei LNG- und Wasserstoffanwendungen

Atlas Copco gab in seinem Jahresrückblick für das vergangene Jahr bekannt, dass die Nachfrage nach Ausrüstung und Dienstleistungen im Geschäftsbereich Kompressortechnik stark war und die Auftragsvolumina im Laufe des Jahres, insbesondere für Ausrüstung in der ersten Hälfte des Jahres 2023, gestiegen sind.

Das Segment Kompressortechnik umfasst Anlagen zur Kompression von Luft und Gasen, Gasaufbereitungsanlagen sowie zugehörige Dienstleistungen. Stationäre Industriekompressoren und zugehörige Produkte zur Luftaufbereitung, Ersatzteile und Serviceleistungen machen rund 90 % des Umsatzes aus. Große Gas- und Prozesskompressoren einschließlich der zugehörigen Serviceleistungen tragen etwa 10 % bei.

Insgesamt stieg der Auftragseingang organisch um 9 %. Im Servicebereich wurde ein solides Auftragswachstum mit erhöhten Auftragsvolumina in allen Regionen erzielt. Die positive Auftragsentwicklung wurde durch eine höhere Nachfrage nach Ersatzteilen, Reparaturen, Wartung und Serviceverträgen begünstigt, wobei letztere durch eine gestiegene Anzahl vernetzter Produkte auf dem Markt unterstützt wurde. Der Auftragseingang für Geräte stieg mit erhöhten Auftragsvolumina in allen Regionen.

Die Auftragseingänge für Industriekompressoren stiegen vor allem aufgrund der wachsenden Nachfrage nach großen Industriekompressoren, während die Nachfrage nach kleinen und mittelgroßen Kompressoren moderater zunahm. Das Gesamtwachstum resultierte aus einem allgemein günstigen Geschäftsumfeld, wurde aber auch durch die solide Nachfrage von Kundensegmenten begünstigt, die zum Übergang zu einer kohlenstoffarmen Gesellschaft beitragen, wie beispielsweise die Produktion von Batterien für Elektroautos, Solarmodulen, LNG und Wasserstoffanwendungen . Insgesamt stiegen die Auftragsvolumina in allen Regionen.

Der Auftragseingang für Gas- und Prozesskompressoren stieg deutlich an, was zwar durch mehrere größere Aufträge im Zusammenhang mit LNG- und CO₂-Abscheidungsanwendungen im ersten Quartal unterstützt, aber nicht allein darauf zurückzuführen war. Das Auftragsvolumen erhöhte sich in allen Regionen, insbesondere in Nordamerika und Asien.

Die EPA genehmigt den CO2-Sequestrierungsplan für Piñon.

Piñon Midstream erhielt von der US-Umweltschutzbehörde (EPA) die Genehmigung für seinen Überwachungs-, Berichts- und Verifizierungsplan für die dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid in seinen beiden Säuregasinjektionsbrunnen (AGI) in der Dark Horse Aufbereitungsanlage von Piñon in Lea County, New Mexico.

Piñon gab an, dass seine Dark Horse Aufbereitungsanlage die größte derzeit in New Mexico genehmigte und betriebene AGI-Anlage sei. Die beiden AGI-Bohrungen von Piñon – Independence AGI #1 und Independence AGI #2 – sind Devon-Bohrungen und erreichen Tiefen von etwa 5.500 Metern unter der Oberfläche in Gesteinsschichten, die mehrere tausend Meter unter Grundwasserleitern und bestehenden Erdöl- und Erdgasförderformationen des Delaware-Beckens liegen.

Die beiden AGI-Bohrungen sind für die kombinierte Injektion von 20 Millionen Kubikfuß CO₂ und Schwefelwasserstoff pro Tag (20 MMcf/d) genehmigt. Dies entspricht, basierend auf der aktuellen Gaszusammensetzung, jährlich etwa 250.000 Tonnen CO₂ und etwa 110.000 Tonnen H₂S. Diese beiden Bohrungen bieten Betreibern im Delaware-Becken, die die skalierbare und zentrale Aufbereitungs- und Sequestrierungsanlage von Piñon nutzen, um das Abfackeln von Gas zu reduzieren und wertvolle Bohrressourcen in der Region zu erschließen, redundante Sequestrierungskapazitäten.

Der von Piñon genehmigte Plan, der am 15. Juni in Kraft trat, enthält eine detaillierte Beschreibung der technischen Verfahren zur Sequestrierung, Überwachung und Verifizierung, die in der Kläranlage Dark Horse eingeführt wurden, um eine dauerhafte Sequestrierung zu gewährleisten. Der genehmigte MRV-Plan erfüllt zudem eine wichtige Voraussetzung für Piñons Anspruch auf die Steuervergünstigungen nach § 45Q und die erhöhten Steuergutschriften gemäß dem Inflationsbekämpfungsgesetz von 2022.

Bei der derzeitigen Betriebsrate wird die Dark Horse Aufbereitungsanlage von Piñon voraussichtlich in den nächsten zwölf Monaten mehr als 190.000 Tonnen CO2 und 90.000 Tonnen H2S abscheiden und binden.

Bild: Pinon Midstream

Erste LNG- Erstverabreichung an New Fortress Energy Asset

New Fortress Energy hat die erste Flüssigerdgasproduktion (LNG) für ihr erstes Fast-LNG-Projekt vor der Küste von Altamira, Mexiko, erreicht.

Das FLNG-Projekt etabliert sich als das am schnellsten entwickelte groß angelegte LNG-Projekt aller Zeiten, teilte das Unternehmen in einer Pressemitteilung mit.

NFE gab bekannt, dass sein firmeneigenes Fast-LNG-Design die neuesten Fortschritte in der modularen Verflüssigungstechnologie mit Hubinseln oder ähnlicher Offshore-Infrastruktur kombiniert, um eine schnellere Inbetriebnahme als bei herkömmlichen Verflüssigungsanlagen zu ermöglichen. Das Unternehmen erklärte, Fast LNG nutze die bestehende FLNG-Technologie (Floating Liquefied Natural Gas) und kombiniere sie mit einem modularen Ansatz, was Skalierbarkeit, Wirtschaftlichkeit und Geschwindigkeit der Erdgasverflüssigung ermögliche.

Mit einer Produktionskapazität von 1,4 Mio. Tonnen pro Jahr bzw. rund 70 Tbit/s vervollständigt die FLNG die vertikale Integration des LNG-Portfolios von NFE und wird eine zentrale Rolle bei der Versorgung der nachgelagerten Terminalkunden des Unternehmens mit kostengünstigem, sauberem LNG spielen.

„First LNG stellt einen Wendepunkt für unser Unternehmen und die gesamte Branche dar und bekräftigt unsere Position als vollintegrierter Marktführer auf dem globalen LNG-Markt“, sagte Wes Edens, Vorsitzender und CEO von New Fortress Energy.

Chart Industries gab an, dass seine IPSMR-Prozesstechnologie (Integrated Pre-Cooled Single Mixed Refrigerant) dazu beigetragen habe, die erste LNG-Produktion an der Anlage zu ermöglichen.

Die Einführung von Wasserstoff als Kraftstoff in den USA und Europa könnte über 1 Billion Dollar kosten.

Auf der CERAWeek by S&P Global Energiekonferenz, die diese Woche in Houston, Texas, stattfindet, berichtete Reuters, dass ein Manager von Mitsubishi Heavy Industries erklärte, die Einführung von Wasserstoff als Kraftstoff in den USA und Europa werde Infrastrukturinvestitionen von über einer Billion US-Dollar erfordern.

Emmanouil Kakaras, ein Vizepräsident von Mitsubishi, erklärte, dass für einen umfassenden Umstieg auf Wasserstoff eine signifikante Nachfrage erforderlich sei, die nur durch Investitionen in die Infrastruktur zur Kostensenkung realisiert werden könne. „Wenn man die Finanzierung zur Überbrückung der Finanzierungslücke mit einbezieht, kommt man leicht auf eine Billion Dollar“, sagte er laut einem Reuters-Bericht.

Kakaras fügte hinzu, dass Infrastrukturinvestitionen in Europa eine breitere Akzeptanz von Wasserstoff bis 2035 fördern würden. In Verbindung mit den US-amerikanischen Bemühungen zur CO2-Abscheidung und -Speicherung könne dieser Ansatz die Energiewende erleichtern, sagte er.

Sowohl die Europäische Union (EU) als auch die Vereinigten Staaten haben kürzlich Fördermittel angekündigt, die auf den Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur abzielen .

Am 15. Februar gab die Europäische Kommission bekannt, dass sie bis zu 6,9 Milliarden Euro (ca. 7,5 Milliarden US-Dollar) für den Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur im Rahmen des Projekts „Wichtiges Projekt von gemeinsamem europäischem Interesse (IPCEI) Hy2Infra“ bewilligt hat. Die Mittel stammen aus sieben Mitgliedstaaten – Frankreich, Deutschland, Italien, den Niederlanden, Polen, Portugal und der Slowakei – und sollen zusätzlich private Investitionen in Höhe von 5,4 Milliarden Euro (ca. 5,9 Milliarden US-Dollar) anziehen.

Großes LNG-Projekt in den Philippinen gestartet

Die erste von Entwicklern als großflächig integrierte LNG-Anlage auf den Philippinen bezeichnete Anlage wurde in Betrieb genommen.

Das 3,3 Milliarden US-Dollar teure Projekt wird von Meralco PowerGen (MGen), Aboitiz Power Corp. (AP) und San Miguel Global Power Holdings Corp. (SMGP) in der Stadt Batangas geleitet.

Diese Initiative soll dazu beitragen, die Energiesicherheit zu stärken und das Land in Richtung einer saubereren und nachhaltigeren Zukunft zu lenken, ganz im Sinne der Bestrebungen der Marcos-Regierung, mehr Erdgas in den Energiemix des Landes aufzunehmen.

Im Rahmen des Abkommens werden MGen und AP gemeinsam in zwei Gaskraftwerke von SMGP investieren – das 1278 MW starke Kraftwerk Ilijan und ein neues 1320 MW starkes Kombikraftwerk, dessen Inbetriebnahme für Ende 2024 erwartet wird – und zusammen mit SMGP in fast 100 % des LNG-Import- und Regasifizierungsterminals der Linseed Field Corp. investieren.

Darüber hinaus werden alle drei Unternehmen das LNG-Import- und Regasifizierungsterminal der Linseed Field Corp. erwerben. Dieses wird zur Annahme, Lagerung und Verarbeitung von LNG-Brennstoff für die beiden Kraftwerke genutzt und integriert so den lokalen Energiesektor vollständig in die globale Erdgasversorgungskette.

Die Zusammenarbeit wird die Stromversorgung des Landes mit einer Erzeugungskapazität von über 2500 MW nach vollständiger Inbetriebnahme erheblich verbessern und durch fortschrittliche LNG-Speicher- und Regasifizierungsanlagen unterstützt werden. Diese Maßnahme wird nicht nur den Energiebedarf des Landes decken, sondern auch seine Umweltziele durch eine signifikante Emissionsreduzierung unterstützen, so die Unternehmen.

Neuman & Esser führend im Wasserstoffprojekt

Neuman & Esser wird mit dem Bau einer Wasserstoffanlage für Chiles Nationale Erdölgesellschaft (Enap) beauftragt; die Produktion soll voraussichtlich im Jahr 2025 beginnen.

Im Januar 2023 kündigte das Unternehmen den Start seines eigenen Projekts zur Erzeugung von grünem Wasserstoff im Komplex Cabo Negro in Magallanes an. Die Anlage wird vom Windpark Vientos Patagónico – an dem Enap die Mehrheit hält – mit Strom versorgt und hat eine Kapazität von 1 MW. Der erzeugte Strom wird für Ladestationen für Elektrofahrzeuge und zum Betrieb des Ofens der Anlage genutzt.

Mit dem Bau dieser Anlage hofft Enap, im Rahmen seiner Strategie zur Entwicklung neuer Brennstoffe Wissen und Erfahrungen in der Produktion und Nutzung dieser Energie in der Region Magallanes zu sammeln.

Neuman & Esser erhielt den Zuschlag für das Projekt, das unter anderem Elektrolyse, Speicherung, eine Ladestation und einen detaillierten Schulungsplan für die Mitarbeiter des Unternehmens umfasst.

Abu Dhabis staatliche Ölgesellschaft beteiligt sich an einem US-Wasserstoffprojekt

ADNOC wird eine 35-prozentige Beteiligung an der von Exxon Mobil geplanten Produktionsanlage für kohlenstoffarmen Wasserstoff und Ammoniak in Baytown, Texas, erwerben.

Vorbehaltlich einer unterstützenden Regierungspolitik und der Erteilung der erforderlichen Genehmigungen wird die Anlage nach ihrer Inbetriebnahme voraussichtlich die weltweit größte ihrer Art sein und täglich bis zu 1 Milliarde Kubikfuß (bcf) kohlenstoffarmen Wasserstoff produzieren können. Dieser ist nahezu CO₂-frei, da ca. 98 % des Kohlendioxids (CO₂) entfernt werden. Zusätzlich sollen jährlich über 1 Million Tonnen kohlenstoffarmes Ammoniak hergestellt werden. Die endgültige Investitionsentscheidung (FID) wird für 2025 erwartet, die Inbetriebnahme ist für 2029 geplant.

„Diese strategische Investition ist ein bedeutender Schritt für ADNOC, da wir unser Portfolio an kohlenstoffärmeren Energiequellen ausbauen und unsere internationale Wachstumsstrategie umsetzen“, sagte Sultan Ahmed Al Jaber, Minister für Industrie und Hochtechnologie sowie Geschäftsführer und CEO der ADNOC-Gruppe. „Wir freuen uns auf die Partnerschaft mit ExxonMobil bei diesem kohlenstoffarmen und technologisch fortschrittlichen Projekt, um die steigende Nachfrage zu decken und zur Dekarbonisierung emissionsintensiver Sektoren beizutragen.“

Die Bedingungen wurden nicht veröffentlicht.

Nach der endgültigen Investitionsentscheidung (FID) für das Projekt beabsichtigt ADNOC, laufende Gemeinschaftsinitiativen in der Region Baytown zu unterstützen. Dies entspricht dem Engagement des Unternehmens für Nachhaltigkeit und Bildung an seinen Standorten. Dieses Engagement spiegelt die übergeordnete Strategie von ADNOC wider, die Gemeindeentwicklung zu fördern und sicherzustellen, dass die Vorteile seiner Projekte über ökologische Verbesserungen hinaus auch soziale und wirtschaftliche Fortschritte umfassen.

Aufträge für das Cedar LNG-Projekt angekündigt

Baker Hughes wird Cedar LNG in Kanada mit elektrisch betriebenen Verflüssigungstechnologien beliefern .

Baker Hughes wird verschiedene Turbomaschinen liefern, darunter vier elektrisch betriebene Hauptkältekompressoren, zwei elektrisch betriebene Verdampfungsgaskompressoren und sechs Kreiselpumpen. Cedar LNG wird mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben und damit zu den LNG-Anlagen mit der weltweit niedrigsten CO₂-Intensität gehören, so das Unternehmen.

Der Auftrag stammt von Black & Veatch, dem führenden Ingenieur-, Bau- und Beratungsunternehmen des Cedar-LNG-Projekts. Dieses Projekt, an dem die Haisla Nation und die Pembina Pipeline Corporation (Pembina) beteiligt sind, wird von der Haisla Nation geleitet. Es ist ein Schlüsselelement der wirtschaftlichen und sozialen Entwicklungsstrategie der Haisla Nation und wird die Versöhnung weiter vorantreiben, indem es der Haisla Nation erstmals ermöglicht, ein bedeutendes Industrieprojekt in ihrem Gebiet direkt zu besitzen und daran mitzuwirken. Das Zentrum der Haisla-Bevölkerung bildet heute das Dorf Kitamaat. Dort leben etwa 700 der über 2.023 Haisla-Mitglieder. Kitamaat liegt am Douglas Channel in British Columbia, Kanada.

„Diese Auszeichnung ist ein weiterer wichtiger Meilenstein für Baker Hughes im LNG-Markt und unterstreicht die Stärke unseres Portfolios sowie unser Engagement für die Zusammenarbeit mit Industriepartnern. Wir bieten effiziente und CO₂-ärmere Lösungen für den Erdgasmarkt“, sagte Ganesh Ramaswamy, Executive Vice President Industrial & Energy Technology bei Baker Hughes. „Die Elektrifizierung wird im kommenden Jahrzehnt eine entscheidende Rolle bei der Energiewende spielen und eine weitere Reduzierung der CO₂-Emissionen aus Erdgas ermöglichen.“