Eichpflichtige Messung von LNG: Messunsicherheit gezielt reduzieren mit Ultraschall-Durchflussmesstechnologien

Flüssigerdgas (LNG) wechselt entlang der Wertschöpfungskette mehrmals den Besitzer, sei es im innerbetrieblichen Handel, zwischen zwei Unternehmen oder sogar zwischen Ländern. Bei den neuesten LNG-Tankern der Q-Max-Klasse mit einer Kapazität von bis zu 266 000 m³ LNG beträgt der finanzielle Wert einer LNG-Ladung ungefähr 50. Mio. € pro Tanker (basierend auf Durchschnittswerten für Dichte, Heizwert und den Durchschnittspreisen von LNG-Terminkontrakten, die 2026 an der European Energy Exchange EEX gehandelt wurden). Für dieses LNG muss die Energie gemessen werden, die vom Verkäufer an den Käufer übergeht. Eine Unsicherheit von 0,1 % bei dieser Messung entspricht einem Wert von ungefähr 50 000 € pro LNG-Tanker beim Beladen oder Entladen. Diese Unsicherheiten können zwar nicht vollständig beseitigt, doch sie können minimiert werden.

Da der groß angelegte Transfer von LNG auf globaler Ebene zwischen großen Unternehmen stattfindet, gibt es keine lokalen oder weltweiten Vorschriften, an die sich Verkäufer und Käufer halten müssen. Statt weltweit verbindliche Normen zu verwenden, leitet sich die derzeitige Messtechnik von anderen Kohlenwasserstoffprodukten wie Öl, LPG oder anderen Erzeugnissen ab und wird in Praxisleitfäden wie dem „Custody Transfer Handbook“ des internationalen Verbands der Importeure von Flüssigerdgas, GIIGNL, beschrieben [3]. Eine dem Stand der Technik entsprechende Messung berücksichtigt:

1. Mengenmessung von LNG (Volumen / Masse) mittels Füllstands-, Temperatur- und Dichtemessung auf den LNG-Tankern mit erreichbaren Unsicherheiten von 0,2 – 0,55 % (k=2) für das LNG-Volumen und zusätzlichen Unsicherheiten für Dichte und Temperatur
2. Qualitätsmessung von LNG (Heizwert) mittels Gaschromatographen (GCs) und Verdampfersystemen (siehe z. B. [4] mit erreichbaren Unsicherheiten von 0,04 % bzw. 0,07 % (k=2)).

Die Gesamtunsicherheit der übertragenen LNG-Energie wird im Handbuch mit 0,5 – 0,7 % (k=2) angegeben. Diese Zahl entspricht einer finanziellen Unsicherheit von ca. +/- 250 000 € – 350 000 € pro Großtransaktion.

Für beide Messgrößen (Menge und Qualität) steht Technologie zur Verfügung, die unter guten Messbedingungen zu ausreichenden Ergebnissen führen kann. Allerdings ist LNG mit einigen zusätzlichen Herausforderungen verbunden, die das Erreichen guter Messbedingungen unter allen denkbaren Umständen erschweren.

Um genaue Messwerte für Menge oder Volumen auf dem LNG-Tanker zu erzielen, müssen (neben anderen) insbesondere die folgenden Punkte berücksichtigt und korrigiert werden:

• Individuelle Tankgeometrien des Schiffes (Tanktabellen), die Füllstands- in Volumenwerte umwandeln und Korrekturen für Inneneinbauten des Tanks und temperaturbedingte Geometrieänderungen vornehmen.
• Bewegung des LNG-Tanks durch die Schiffsbewegung (Krängung/Trimmung) oder durch Konvektionsströmung innerhalb des Tanks.
• Sieden von LNG im Tank, wodurch die Phasengrenze zwischen Flüssigkeit und Gas unscharf wird.
• Totvolumina zwischen den Tanks auf dem LNG-Frachtschiff und den Tanks im Terminal.
• Ordnungsgemäße Kalibrierung und Verplombung aller beteiligten Messgeräte und die Überprüfung durch einen amtlichen Inspektor, dass sie überall gültig und vorhanden sind.
• Ausreichende Tankabsetzzeit vor und nach dem Beladen, um stabile Messwerte zu ermöglichen, während andererseits die Liegegebühren durch einen schnellen LNG-Transfer möglichst niedrig gehalten werden müssen.

Für die Qualitätsmessung im Verflüssigungs- oder Regasifizierungs-Terminal:

• Repräsentative LNG-Verdampfung und Probenahme mit minimaler Zeitverzögerung.

Die Messgeräte für die Mengenmessung gehören üblicherweise der Reederei oder dem Schiffseigner, während die Messgeräte für die Qualitätsmessung der Anlage (zur Verflüssigung/Regasifizierung) gehören. Im Streitfall kann dies zusätzlich die Komplexität erhöhen.

Ultraschall-Durchflusszähler (UFM) und Coriolis-Massedurchflussmessgeräte (MFM) arbeiten beide mit dynamischen Inline-Messverfahren. Daneben gibt es statische Messverfahren wie Tankmessungen mit Messuhren oder Wägung (mit Brückenwaagen). In der nachfolgenden Tabelle werden Grundkonzepte, Vorteile und Herausforderungen der statischen und dynamischen LNG-Mengenmessung dargestellt:

Durch den Wechsel von einem statischen zu einem dynamischen Messverfahren werden die folgenden Herausforderungen bewältigt:

• Individuelle Tankgeometrien: Die Bewegung des Schiffts oder die Bewegung von Medien im Tank erhöhen nicht mehr zusätzlich die anwendungsbedingte Unsicherheit.
• Totvolumina oder strömenden Medien (LNG/BOG) im LNG-Tanker (z. B. Brenngas) oder der Anlage (z. B. Verdichter) müssen nicht mehr berücksichtigt werden. Alles, was im eichpflichtigen Verkehr vor der Übergabestelle liegt, gehört dem Verkäufer, alles, was nach der Übergabestelle liegt, gehört dem Käufer.
• Die Anzahl der Messgeräte, die von einem amtlichen Inspektor auf ordnungsgemäße Kalibrierung und Verplombung überprüft werden müssen, wird drastisch reduziert, und die Messgeräte sind nahe beieinander angeordnet.
• Messgeräte (für Menge und Qualität) können vollständig einer Vertragspartei gehören. Theoretisch ist eine Master-Duty-Konfiguration der gesamten Anordnung möglich (ein Skid auf dem Schiff, ein Skid am Kai der Anlage).

Darüber hinaus bieten UFM die folgenden Vorteile speziell für LNG-Mengenmessungen in großen Anlagen:

• Verfügbar in großen Nennweiten bis 36 Zoll oder größer.
• Kein Druckverlust (der zu BOG/Kaviation führen könnte).
• Zusätzliche Prozessdiagnose (z. B. Schallgeschwindigkeit) zur Überwachung der LNG-Qualität.
• Nahezu wartungs- und driftfrei.
• UFM mit Eichzulassung (z. B. gemäß OIML R117).

Der Durchflusszähler FLOWSIC900 wurde von Anfang an für die Messung von Flüssigerdgas (LNG) entwickelt und nutzt die langjährige Erfahrung von Endress+Hauser und SICK in der Erdgasmessung. Er ist nach der neuesten OIML-Empfehlung R117:2019 für die höchste Genauigkeitsklasse 0,3 zum Einsatz in einer „dynamischen Messanlage für Flüssigkeiten außer Wasser“ zugelassen. Bei einer konservativen Betrachtung erreicht diese Messung mit dem Durchflusszähler nur eine Systemunsicherheit von 0,3 % gemäß OIML-Empfehlung R117. Das würde immer noch einer Verbesserung der Unsicherheit von 0,25 % beim Volumen (0,55 % wird auf 0,3 % abgesenkt) oder einer Verringerung der finanziellen Unsicherheit von 125 000 € pro Be- bzw. Entladevorgang eines LNG-Tankers entsprechen.

Obwohl der Genauigkeitsvorteil für den Einsatz von Ultraschall-Durchflusszählern spricht, bestehen weiterhin häufig Bedenken, ob sie grundsätzlich geeignet sind. Auf diese Bedenken soll im folgenden Abschnitt kurz eingegangen werden.

Im Verfahren der metrologischen Bauartzulassung gemäß der neuesten OIML-Empfehlung R117:2019 hat Endress+Hauser – zusammen mit der Zulassungsstelle, NMi – besonderen Wert auf die Prüfung von Zuverlässigkeit und Messunsicherheit des Zählers unter kryogenen LNG-Bedingungen gelegt. [5]

Hierzu gehören besondere Prüfungen des Messumformers auf stabile und genaue Messwerte unter kryogenen Bedingungen auf einer speziell dafür in Maßanfertigung entwickelten Vorrichtung für kryogene Prüfungen. Ein weiterer Aspekt betrifft die Übertragbarkeit von einem Kalibriermedium (z. B. Wasser oder flüssige Kohlenwasserstoffe) auf das Zielmedium LNG (mit niedriger Viskosität und somit hoher Reynolds-Zahl). Der Nachweis erfolgte hier auf dem LNG-Prüfstand von VSL in Rotterdam, die Rückführbarkeit auf SI-Einheiten ist gegeben. [6]

Die Kalibrierergebnisse, die sowohl die Übertragbarkeit der Medien als auch die Linearität des Zählers und die Extrapolation auf eine höhere Reynolds-Zahl veranschaulichen, werden in der folgenden Grafik dargestellt. Sie zeigt, dass dieses Verfahren auf LNG-Zähler angewendet werden kann.

In der Vergangenheit und aus verschiedenen Gründen ist diese neue Technologie in der LNG- oder der Öl- und Gasindustrie üblicherweise nicht eingesetzt werden. Traditionell verläuft der Weg, bis eine Technologie zum Industriestandard wird, wie folgt: Zuerst wird die Technologie verfügbar, dann werden weltweite, lokale und unternehmensinterne Normen entwickelt, erst danach wird die Technologie eingesetzt und wird zum Industriestandard.

Dies ist zwar der traditionelle und sicherste Weg beim Einsatz einer neuen Technologie, er ist Innovationen aber eher hinderlich. Andererseits gibt es aber keine Regel, die besagt, dass bei LNG-Transaktionen diese typischen Schritte zwingend einzuhalten wären. Endress+Hauser lädt Betreiber und EPC-Anbieter ein, selbst herauszufinden, welche Technologie für derzeitige und künftige LNG-Anlagen am besten geeignet ist.

Grundsätzlich kann die UFM-Technologie als driftfrei angesehen werden. Endress+Hauser sieht keine technische Notwendigkeit für eine regelmäßige Rekalibrierung seines LNG-Zählers während des normalen Betriebs. Es ist also eher eine Frage des Vertrauens in den Zähler im Feld und wie nachgewiesen werden kann, dass diese Messergebnisse vertrauenswürdig bleiben. Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieses Artikels sind LNG-Prüfeinrichtungen, sogenannte „Prover“, mit Kapazitäten von bis zu 4 500 m³/h erhältlich, womit Durchflussraten von Leitungen zum Be-/Entladen mit Nennweiten bis zu 24 Zoll oder – bei einer Extrapolation der Prüfung – sogar mit noch größeren Durchmessern abgedeckt werden können [7].  Einer solchen Prüfung stehen jedoch praktische Hürden im Weg, z. B. der Transport des Prüfsystems zum Durchflusszähler (z. B. auf einen Kai), die Herstellung der messtechnischen Stabilität und die Herstellung der ordnungsgemäßen Prozessanschlüsse für das Prover-System.

Eine Rekalibrierung in Wasser oder Öl ist grundsätzlich möglich, aber dazu muss der Durchflusszähler (wahrscheinlich) aus seiner isolierten Rohrleitung herausgezogen werden. Aus Sicht des Herstellers ist es am sinnvollsten, auf Ansätze zurückzugreifen, die heute bei der Erdgas- und Ölmessung Standard sind. Dabei kommen zwei Ultraschall-Durchflusszähler mit unterschiedlicher Bauweise (möglichst auch von unterschiedlichen Anbietern) in einer Master-Duty-Konfiguration zum Einsatz. Der Duty Meter wird dabei regelmäßig mit dem Master Meter verglichen, und der Master Meter könnte zur Rekalibrierung eingeschickt werden, ohne die gesamte LNG-Leitung stillzulegen.  Mit anderen Worten: Betreiber können die anfängliche Werkskalibrierung weiterhin als gültig betrachten, solange der Master- und Duty-Zähler die gleichen Messwerte anzeigen.

Ultraschall-Durchflusszähler arbeiten – wie Massedurchfluss-Messgeräte – idealerweise unter Messbedingungen mit nur einer Phase. Diese Bedingungen sind erreichbar, sofern der Betreiber entsprechende Vorkehrungen ordnungsgemäß trifft, z. B. durch Vorkühlen der Messleitung und zuverlässige thermische Isolierung entlang der gesamten Messleitung.

Die Bauweise von FLOWSIC900 minimiert das potenzielle Eindringen von Wärme in den Messabschnitt und ermöglicht ein schnelles Abkühlen des Durchflusszählers. In Zweiphasen-Durchflussprüfungen im Helmholtz-Zentrum Dresden-Rossendorf (HZDR) wurde festgestellt, dass die Verfügbarkeit der Messung bis zu einem Gasvolumenanteil (gas volume fraction, GVF) von 5 % gegeben ist.

Die Herausforderungen und Bedenken, die dem breiten Einsatz von Ultraschall-Durchflusszählern im eichpflichtigen Verkehr von LNG bisher im Weg standen, sind größtenteils überwunden – die Technologie ist bereit. Es ist davon auszugehen, dass UFMs in naher Zukunft immer häufiger in LNG-Anlagen anzutreffen sein werden. Zuerst werden sie als Prozessmessgeräte an Be-/Entladeleitungen für die Überwachung von LNG-Pumpen oder zur Messung des LNG-Abflusses zum Einsatz kommen, danach als Kontrollmessgeräte, um Bezugswerte für die Füllstandsmessung zu liefern, bevor sie schließlich zum Industriestandard für den eichpflichtigen LNG-Verkehr werden. Die Entwicklung weltweiter Normen wird voranschreiten und den Einsatz von UFM- oder Coriolis-Durchflussmesssystemen für LNG-Transaktionen – vom kleinen bis zum großen Maßstab – erleichtern. Schließlich werden Messunsicherheiten immer geringer werden, sodass sich LNG-Betreiber stärker auf die wirtschaftlichen und politischen Unsicherheiten konzentrieren können, die wahrscheinlich noch länger anhalten werden.

1. „GIIGNL Annual Report 2025“, International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL), (2025), www.giignl.org/annual-report
2. „Shell LNG Outlook 2025“, Shell, (2025), www.shell.com/what-we-do/oil-and-natural-gas/liquefied-natural-gas-lng/lng-outlook-2025.html
3. „Custody Transfer Handbook’, GIIGNL, (2021), 6. Auflage
4. „Was ist Liquefied Natural Gas (LNG)“, DVGW, www.dvgw.de/themen/gas/gase-und-gasbeschaffenheit/liquefied-natural-gas-lng
5. WINKLER, T., BODENDORFER, K., KLUPSCH, M., RACKOW, S., KADE, A., FRIEDRICH, S., WESER, R. und EHRLICH, A., „113 A Cryogenic Test Setup for Characterization of Ultrasonic Flow Measurement“, 17th Cryogenics 2023 IIR Conference and Exhibition, Deutschland (24. April 2023).
6. GUGOLE, F., SCHAKEL, M. D., DRUZHKOV, A. und BRUGMAN, M., „Assessment of alternative fluid calibration to estimate traceable liquefied hydrogen flow measurement uncertainty“, International Journal of Hydrogen Energy, (21. Juni 2024).
7. „Cryogenic Meter Provers for LNG Service“, Flow Management Devices, https://flowmd.com/application-specific-meter-provers/cryogenic-meter-provers-for-lng-service/