Systemy paliwowe LNG w jednostkach morskich

Analizy rynku LNG wskazują na systematyczny wzrost znaczenia technologii ciekłego gazu ziemnego LNG (Liquefied Natural Gas) w transporcie morskim. Proces ten ulega wyraźnemu zdynamizowaniu od 2015 roku, kiedy w praktyce zaczęła obowiązywać dyrektywa siarkowa. LNG może w znacznej mierze partycypować w rynku paliw, ze względu na bardzo niskie emisje spalin, jednak obecnie główną przeszkodą w rozwoju jest brak wystarczająco rozbudowanej sieci stacji bunkrowania jednostek morskich.

Łukasz Bolewski

Z fizyko-chemicznego punktu widzenia, LNG to skroplony gaz ziemny, który przed procesem skroplenia został oczyszczony z C0₂ do wartości poniżej 50 ppm, ciekłych węglowodorów, a także głęboko osuszony. Po skropleniu temperatura LNG wynosi około –160 ^oC przy ciśnieniu atmosferycznym, a jeden metr sześcienny LNG zajmuje sześćset razy mniejszą objętość od gazu znajdującego się w temperaturze i ciśnieniu normalnym, co sprawia, że jest to paliwo o jednej z najwyższych koncentracji energii w jednostce objętości i zarazem to najbardziej ekonomicznie uzasadniona forma transportu gazu na duże odległości. Ze względu na niską temperaturę skroplony gaz ziemny nie jest magazynowany pod ciśnieniem. LNG jest jednym z najczystszych paliw o liczbie oktanowej wynoszącej 130. Skroplony gaz ziemny, którego skład większościowy stanowi metan, jest substancją bezbarwną i bezwonną, która nie ma właściwości żrących i korodujących, jednakże należy zauważyć, iż po odparowaniu jest to substancja cieplarniana, a więc jej emisja do atmosfery jest regulowana prawnie. Gęstość skroplonego gazu ziemnego waha się, w zależności od jego składu, między 430 a 470 kg/m³.

Można przyjąć, że jego gęstość zmienia się z pewnym gradientem, który wynosi 1,35 kg/m³ ^oC. Ze względu na znaczą różnicę gęstości LNG względem gęstości wody, w przypadku ewentualnych wycieków skroplony gaz będzie się unosił na jej powierzchni. Reasumując, można stwierdzić, że ciekły gaz jest alternatywnym paliwem dla paliw bazujących na ropie naftowej. Jego podstawowymi zaletami są: znacząca redukcja emisji tlenków siarki (95%), azotu (85%) oraz dwutlenku węgla (25%), a także niższa cena w porównaniu do tradycyjne stosowanych paliw statkowych, w szczególności paliw destylowanych o niskiej zawartości siarki (MDO/MGO). LNG jako paliwo o dużo mniejszej emisji spełnia wymagania polityki transportowej UE oraz regulacje IMO, i znajduje coraz większe zastosowanie w systemach morskich. W artykule przedstawiamy analizę stosowanych aktualnie podstawowych rozwiązań systemów morskich zasilanych LNG.

LNG w systemach morskich
Paliwowe systemy okrętowe zasilane LNG można podzielić ze względu na ciśnienie gazu zasilającego silniki napędowe. W związku z tym wyróżnia się trzy podstawowe systemy paliwowe LNG:

niskociśnieniowe, w którym ciśnienie gazu zasilającego wynosi od 2 do 6 bar,
wysokociśnieniowe, gdzie ciśnienie gazu generowane przez specjalną konstrukcję pompy zasilającej wynosi z reguły od 50 do 300 bar,
kombinowane, z których równolegle zasilane mogą być silniki wysoko – i niskociśnieniowe.

Niezależnie od rodzaju systemu paliwowego, głównymi jego elementami są: stacja bunkrowania, zbiornik kriogeniczny, instalacja odparowania gazu, stacja przygotowania paliwa, główny zawór zasilający GVU. Blokowy schemat układu paliwowego LNG przedstawiono na rysunku 1.

lng
Rys. 1 Blokowy schemat systemu paliwowego LNG [1]

Poza głównymi elementami istnieje szereg pomocniczych układów biorących udział m.in. w bunkrowaniu oraz przygotowaniu paliwa. Do takich układów należą:

system przedmuchiwania gazem obojętnym (inertyzacji),
instalacja schładzania gazu,
system wentylacji,
system zaworów sterujących,
instalacja smarowania pomp i kompresorów,
system wymienników ciepła i parowaczy,
szereg systemów bezpieczeństwa.

Bardziej rozbudowany schemat niskociśnieniowej instalacji paliwowej LNG przedstawiono na rysunku 2.

Rys. 2 System instalacji paliwowej LNG z PBU [2]

Jest to typowy układ instalacji niskociśnieniowej, w której ciekły metan jest przechowywany w zbiorniku kriogenicznym pod ciśnieniem do 10 bar. Nadciśnienie w zbiorniku pozwala na utrzymanie parametrów metanu w postaci skroplonej oraz jego dystrybucję do instalacji przygotowania paliwa w postaci gazowej. W instalacji tego typu, podnoszenie ciśnienia w zbiorniku do żądanej wartości uzyskuje się na dwa sposoby.
W pierwszym – poprzez pobór ciekłego metanu z dolnej części zbiornika, a następnie jego odparowanie w wymienniku i skierowanie do górnej części zbiornika; jest to tak zwany układ PBU (Pressure Build Up). Drugi sposób polega na pobieraniu ciekłego metanu z użyciem pompy, z której większa część tłoczonego metanu, po odparowaniu, trafia do zasilania silników, a pozostała – na podtrzymanie ciśnienia w zbiorniku.
System z podbijaniem ciśnienia PBU (Rys. 3) jest najtańszym i najbardziej ekonomicznym rozwiązaniem.

Rys. 3 System paliwowy LNG z parowaczem (PBU) [3]

Ma on jednak pewną zasadniczą cechę. Ciśnienie w zbiorniku jest utrzymywane na poziomie 5-8 bar i w razie braku wykorzystania czynnika będzie wzrastać aż do wartości nastawy zaworów bezpieczeństwa (MARVS). Z zaworów bezpieczeństwa gaz jest uwalniany do atmosfery, co nie jest dopuszczone przepisami przy normalnym użytkowaniu. Stosowanym rozwiązaniem jest okresowe wykorzystywanie gazu bez włączonego układu PBU wyłącznie w celu zbicia ciśnienia. Cechą tego systemu jest znacznie krótszy czas wzrostu ciśnienia z poziomu pracy PBU do MARVS w porównaniu do czasu zatrzymania od ciśnienia bunkrowania (holding time).
W systemie paliwowym z pompą (Rys. 4) wykorzystuje się zanurzeniową lub napływową pompę poboru ciekłego metanu.

Rys. 4 System paliwowy LNG z pompą [3]

W przypadku silnika dwupaliwowego typu DF (Dual Fuel) ciśnienie odparowanego metanu jest rzędu 6 do 8 barów. W przypadku silników gazowych ciśnienie może być niższe tj. rzędu od 2 do 3 barów. Wybór rodzaju pompy pod względem wydajności zależy od ilości paliwa zużywanego przez silniki.
W systemach nisko ciśnieniowych istnieje również możliwość wykorzystania sprężarki (Rys. 5).

Rys. 5 Sprężarkowy system poboru paliwa i zasilania silników [3]

Ten rodzaj systemu jest często używany w tankowcach LNG, gdzie paliwo jest przechowywane w dużych zbiornikach typu A lub B, o ciśnieniu do 0,07 MPa, zgodnie z pkt. 4.20 IGC. Układ jest bardzo elastyczny w użyciu. Wadą jest nadmierne nagrzewanie się gazu w sprężarkach. Rozwiązaniem tego problemu jest zastosowanie kilkustopniowego sprężania z chłodzeniem międzystopniowym. W układzie przedstawionym na rysunku 6 znajdują się dodatkowo dwa silniki gazowe podłączone bezpośrednio do zbiornika. Silniki te potrzebują relatywnie niskiego ciśnienia zasilania (około 2 bar).

Rys. 6 Sprężarkowy system paliwowy nisko – i średnio-ciśnieniowy [3]

Na rysunku 7 zaprezentowano schemat kombinowanego układu paliwowego nisko – i wysokociśnieniowego. Główne, dwutłokowe silniki spalinowe typu DF zasilane są paliwem o ciśnieniu gazu rzędu od 150 do 300 barów, generowanym przez pompę tłokowa lub śrubową. Paliwo w części niskociśnieniowej tłoczone jest do wymienników poprzez pompę zanurzeniową. Ciśnienie w zbiorniku dla takiego układu wynosi z reguły 4 bary.

Rys. 7 Kombinowany system paliwowy [4]

Przedstawione powyżej układy odnoszą się głównie do jednostek małego i średniego zasięgu, w których pojemność zbiornika typu C zwykle wynosi do 40 m3. W przypadku tankowców przewożących duże ilości LNG, w których znaczna część gazu odparowuje samoczynnie w wyniku naturalnych procesów parowania, wykorzystuje się inny rodzaj systemu paliwowego, bazujący na przewożonym ładunku. Szacuje się, że ilość odparowanego gazu wynosi od 0,1% do 0,3% objętości przewożonego ładunku dziennie [6]. Dla gazowca LNG o pojemności ładunku wynoszącej 100 tys. m³ intensywność odparowania może wynosić ok. 300 m³ (ok. 138 ton) gazu w ciągu doby. Taka ilość gazu wystarcza do zasilania silnika napędowego o mocy 35 MW przez dobę (zakładając zużycie paliwa na poziomie 175 g/kWh) [6]. Aby uzyskać niezbędną, stałą ilość paliwa gazowego, dodatkowo stosuje się instalacje wzmożonego parowania, wykorzystujące przewożony gaz skroplony. Schemat podstawowej instalacji zasilania gazem silników wolnoobrotowych tankowca przedstawiono na rysunku 8.

Rys. 8 Schemat układu paliwowego tankowca LNG [5]

Instalacja ta składa się z dwóch części: nisko – i wysokociśnieniowej. Sprężarka w części niskociśnieniowej spręża gaz o parametrach, jakie ten ma w zbiornikach ładunkowych, do ciśnienia w granicach 3÷5 bar. Gaz o takim ciśnieniu i temperaturze 40÷50 °C, uzyskanej w wymienniku ciepła, jest kierowany do zasilania kotłów i silników średnioobrotowych. Sprężarka części wysokociśnieniowej spręża gaz do ciśnienia 150÷260 bar. Po schłodzeniu w wymienniku ciepła do temperatury 45 °C jest on kierowany do zasilania silników wolnoobrotowych, wyposażonych w instalację common rail. W instalacji zasilania gazem montowane są filtry siatkowe o średnicy oczek 5 μm, zapewniające oczyszczenie gazu z zanieczyszczeń stałych, oraz zbiorniki spełniające rolę stabilizatorów ciśnienia, zapobiegające nagłym zmianom ciśnienia w instalacji. Rury w instalacjach zasilania gazem mogą być wykonane jako jedno – lub dwupłaszczowe, wentylowane podciśnieniowo powietrzem. Ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa pracy, w instalacjach umieszczane są zawory regulujące ciśnienie, zawory odcinające, bezpieczeństwa oraz odpowietrzające.

Łukasz Bolewski
Remontowa LNG Systems Sp. z o.o.

Literatura:

[1] LNG as Fuel – Bunkering, Storage and Processing, STG International Conference “Ship Efficiency”, Hamburg, 26/27-September-2011
[2] LNG as Ship Fuel, Effects on Ship Design, Operations and Supporting Infrastructure, New Technologies for the Marine HighwayTRB – Marine Highways Committee (AW010(1)) January 14, 2013
[3] LNG Fuel Gas Systems, TGE Marine Gas Engineering, 2014
[4] LNG as Fuel – Bunkering, Storage and Processing, STG International Conference “Ship Efficiency”, Hamburg, 26/27-September-2011
[5] Study of small scale LNG carrier/bunkering ship with DF engine”, July 2014
[6] Dimopulos G., Frangopulos Ch.: Thermodynamic Simulation of Marine Energy Systems for a LNG Carrier.„International Journal of Thermodynamics” 2008, vol. 11, no. 4.

artykuł pochodzi z wydania 10 (145) październik 2019