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. Obecnie główną przeszkodą w rozwoju jest brak wystarczająco rozbudowanej sieci stacji bunkrowania jednostek morskich.
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 °C 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 °C. 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 morskie 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.
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. 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. 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. 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). 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).
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.
Powyżej przedstawione 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. 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.
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
