Andrzej J. Piwowarski*, Stanis³aw Rychlicki** NOWE TECHNOLOGIE DOSTAW GAZU ZIEMNEGO ELEMENTEM JEGO DYWERSYFIKACJI

Transkrypt

1 WIERTNICTWO NAFTA GAZ TOM 27 ZESZYT Andrzej J. Piwowarski*, Stanis³aw Rychlicki** NOWE TECHNOLOGIE DOSTAW GAZU ZIEMNEGO ELEMENTEM JEGO DYWERSYFIKACJI 1. WSTÊP Przy obecnym rocznym zu yciu gazu ziemnego rzêdu 14 mld m 3, posiadaniu udokumentowanych zasobów wydobywanych gazu ziemnego rzêdu 100 miliardów m 3 (97,91 mld m 3 stan na koniec 2009 roku) oraz posiadaniu d³ugoterminowego kontraktu na dostawy gazu ziemnego, Polska posiada obecnie dosyæ poprawn¹ sytuacjê zaopatrzeniow¹. Ta wydawa³oby siê komfortowa sytuacja nie przedstawia jednak wystarczaj¹cego bezpieczeñstwa gazoenergetycznego szczególnie w przysz³oœci kiedy zale noœæ od jednego g³ównego dostawcy mo e siê znacz¹co zwiêkszyæ i wówczas, kiedy wzglêdy polityczne mog³yby spowodowaæ perturbacje w dostawach gazu ziemnego do naszego kraju. Od wielu lat wystêpuje chêæ zdywersyfikowania Ÿróde³ i dróg dostaw gazu ziemnego do Polski. Do rozpatrywanych opcji dywersyfikacyjnych dostaw gazu ziemnego, gazoci¹gowych w postaci gazoci¹gów podmorskich z kontynentalnego szelfu norweskiego czy te morskich jak terminal l¹dowy LNG o du ej przepustowoœci do³¹czono niedawno, opcjê dostaw gazu ziemnego sprê onego CNG oraz opcjê LNG regazyfikowanego na tankowcu LNG czyli na tzw. metanowcu lub na specjalnej p³ywaj¹cej jednostce magazynowo-regazyfikacyjnej. Te dwie ostatnie opcje nale ¹ do grupy nowych technologii rozwiniêtych ostatnimi laty; morskie dostawy CNG datuj¹ siê od trochê wiêcej ni od 10 lat natomiast regazyfikowany LNG dok³adnie od 5 lat. Obie technologie okazuj¹ siê dosyæ atrakcyjnymi rozwi¹zaniami dla celów dywersyfikacji Ÿróde³ i dróg dostaw gazu ziemnego. 2. WPROWADZENIE Nowe technologie u ytkowania czy te wykorzystywania gazu ziemnego stanowi¹ si³y napêdowe rozwoju rynków gazowych. Pomagaj¹ one kreowaæ rynek, zwiêkszaæ sprzeda * PGNiG S.A. ** Wydzia³ Wiertnictwa, Nafty i Gazu AGH, Kraków 333

2 gazu, lepiej planowaæ zapotrzebowanie na gaz i eksploatowanie w³asnych zasobów. Nie wystarcza bowiem wydobywaæ du o gazu ziemnego z w³asnych z³ó lub go importowaæ, ale przede wszystkim trzeba umieæ go zu ytkowaæ i to z ekonomiczn¹ op³acalnoœci¹. Gaz ziemny mo e byæ u ytkowany bezpoœrednio jako paliwo oraz przerabiany jako surowiec. Do znanych i rozpowszechnionych nowych technologii gazowych nale ¹ [1 8]: skraplanie du ych czy te bardzo du ych iloœci gazu ziemnego, lekkie destylaty ropy naftowej uzyskiwane w procesie Gas-to-Liquids, kogeneracja, mini-kogeneracja i trigeneracja, sprê ony gaz ziemny (NGV Natural Gas Vehicles lub CNG Compressed Natural Gas) do napêdu pojazdów mechanicznych, ogniwa paliwowe, promienniki do ogrzewania bardzo du ych pomieszczeñ lub powierzchni, klimatyzacja, dostawy skroplonego gazu ziemnego drog¹ morsk¹ do l¹dowych terminali importowych, dostawy LNG regazyfikowanego na pok³adzie tankowca LNG czyli metanowca lub na specjalnej jednostce magazynowej i regazyfikacyjnej, alternatywny transport morski du ych iloœci gazu ziemnego w postaci sprê onej. Z poœród tych wymienionych nowych technologii gazowych zostan¹ omówione szczegó³owiej dwie technologie, mog¹ce stanowiæ elementy dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego, a mianowicie: skroplony gaz ziemny regazyfikowany na pok³adzie dedykowanego metanowca lub na FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) czyli na p³ywaj¹cej jednostce ze zbiornikami magazynowymi i z instalacj¹ regazyfikacyjn¹, któr¹ mo e byæ stary metanowiec lub barka, technologia transportu morskiego sprê onego gazu ziemnego, obecnie wprowadzanaw ycie i wspomagaj¹ca waloryzacjê z³ó marginalnych oraz waloryzacjê gazu ziemnego z tzw. obszarów dojrza³ych. Te dwie stosunkowo nowe technologie dostaw, skroplony gaz ziemny LNG, regazyfikowany na pok³adzie metanowca LNG i sprê ony gaz ziemny CNG, przewo ony tankowcami mog¹ siê staæ i to ju w niedalekiej przysz³oœci dodatkowymi si³ami napêdowymi dla przebiegu procesu dywersyfikacji Ÿróde³ i dróg dostaw gazu ziemnego do Polski. 3. OGÓLNE ASPEKTY BEZPIECZEÑSTWA GAZOENERGETYCZNEGO I MO LIWYCH METOD DYWERSYFIKACJI DOSTAW GAZU ZIEMNEGO W POLSCE Jednym z g³ównych wyzwañ dla Polski na najbli sze lata jest podjêcie dzia³añ dla zapewnienia suwerennoœci energetycznej kraju. W odniesieniu do ropy naftowej oraz do gazu 334

3 ziemnego oznacza to ich pozyskiwanie z ró nych Ÿróde³ i ró nymi drogami czyli dywersyfikacjê dostaw. Jak wiadomo, do tej pory oba te produkty s¹ importowane w przewa aj¹cej czêœciz Rosji. Zmiana tej sytuacji to nie tylko chêæ polityczna ale równie ekonomiczna oraz koniecznoœæ poniesienia znacznych kosztów realizacji nowych inwestycji, tak jak to pokazuje przyk³ad l¹dowego terminala importowego LNG. Je eli chodzi o gaz ziemny projekty dywersyfikacji dostaw i dróg mog¹ dotyczyæ w zasadzie dwu rodzajów rozwi¹zañ: 1) budowy gazoci¹gów ³¹cz¹cych nasz system przesy³owy z systemami krajów zachodnich lub dostawy bezpoœrednio ze z³ó szelfu norweskiego gazoci¹giem podmorskim; 2) budowy jednego, a byæ mo e nawet dwu terminali skroplonego gazu ziemnego (LNG Liquefied Natural Gas) oraz dodatkowo terminali sprê onego gazu ziemnego (CNG Compressed Natural Gas), jeœli ta technologia bêdzie mog³a znaleÿæ w nieodleg³ej przysz³oœci praktyczne potwierdzenie i bêdzie siê mog³a sprawdziæ. Oprócz dywersyfikacji dostaw jest spraw¹ oczywist¹, e nowe odkrycia, udokumentowane i zagospodarowane zasoby gazu ziemnego mog¹ przyczyniæ siê w du ym stopniu do poprawy suwerennoœci gazoenergetycznej kraju. Du y i bardzo pozytywny wp³yw na bezpieczeñstwo dostaw gazu ziemnego stanowi posiadanie podziemnych magazynów gazu (PMG), rozmieszczonych je eli mo liwe na terytorium ca³ego kraju. Jest to miêdzy innymi opinia unijnej organizacji Gas Infrastructure Europe (GIE). Na marginesie mo na dodaæ, e powrót do projektu budowy gazoci¹gu podmorskiego ³¹cz¹cego nas z kontynentalnym szelfem norweskim jest obecnie trudny, z wielu powodów, w tym g³ównie z powodu braku op³acalnoœci tego przedsiêwziêcia. Natomiast bezpoœredni dostêp do Ÿróde³ gazu ziemnego mog¹ stanowiæ teraz dostawy LNG lub na mniejsz¹ skalê CNG. Zagadnienia zapewnienia bezpieczeñstwa dostaw gazu ziemnego jest przedmiotem ci¹g³ej troski Unii Europejskiej w zwi¹zku ze stale rosn¹ca zale noœci¹ krajów unijnych od zewnêtrznych dostaw g³ównie z kierunku wschodniego. Mówi¹ o tym dwie dyrektywy unijne o wspólnym rynku z 2003 r., o bezpieczeñstwie dostaw z 2004 r. i tzw. trzeci pakiet. Podjêcie tematu dywersyfikacji dostaw gazu przy pomocy naprzód transportu morskiego LNG a nastêpnie CNG jest krokiem wychodz¹cym naprzeciw poprawie suwerennoœci gazo-energetycznej kraju. Trzeba na pocz¹tku stwierdziæ, e przemys³ LNG w ca³oœci stanowi odrêbn¹ i specyficzn¹ filozofiê gazownicz¹ wymagaj¹c¹ nowej wyszkolonej kadry specjalistów, której na razie u nas brak. Od wielu lat wystêpuje chêæ zdywersyfikowania Ÿróde³ i dróg dostaw gazu ziemnego do Polski. Rozwa ano kilka opcji dostaw dywersyfikacyjnych w³¹czaj¹c w nie dostawy podmorskimi gazoci¹gami z Danii i z Norwegii. Z ró nych powodów te projekty nie doczeka³y siê realizacji brak koordynacji, za wysokie koszty dostaw czy ostatnio z powodu anulowania projektu Skanled (gazoci¹gu Norwegia-Szwecja-Dania). Zaburzenia i przerwy w dostawach gazu rosyjskiego przez Bia³oruœ, a przede wszystkim przez Ukrainê sta³y siê dodatkowym sygna³em dla nasilenia prac nad znalezieniem nowych dróg i Ÿróde³ dywersyfikacyjnych dostaw gazu ziemnego. Do rozpatrywanych opcji dostaw gazu ziemnego 335

4 gazoci¹gowych czy te morskich jak terminal l¹dowy LNG do³¹czono z inicjatywy nowego kierownictwa PGNiG S.A. w 2007 roku nowe technologie dostaw. Powrócono do przeanalizowania rozpoczêtych ju w 2001 roku mo liwoœci dostaw drog¹ morsk¹ sprê onego gazu ziemnego CNG, stosuj¹c innowacyjn¹ technologiê rozwiniêt¹ w Kanadzie, Norwegii i w USA. Dodatkow¹ zalet¹ jest na przyk³ad fakt, e infrastruktura (boje czy te nabrze- a) stosowane dla dostaw CNG mog¹ z powodzeniem s³u yæ do wy³adunku regazyfikowanego na pok³adzie metanowca LNG co stwarza mo liwoœæ dostaw gazu ziemnego w dwu postaciach, ciek³ej i sprê onej. Technologi¹ dostaw regazyfikowanego na metanowcu LNG zajmujemy siê w kraju od marca 2005 roku, po udanym pierwszym na œwiecie wy³adunku w Zatoce Meksykañskiej. Zbli on¹ do tej technologii jest technologia regazyfikacji na p³ywaj¹cej jednostce regazyfikacyjnej (FSRU-Floating Storage Regasification Unit), gdzie LNG jest prze³adowywane na zakotwiczony tankowiec (na ogó³ stary) lub na barkê z instalacjami regazyfikacyjnymi (rys. 1). Te rozwi¹zania s¹ postrzegane obecnie jako bardzo interesuj¹ce tak z punktu widzenia elastycznoœci, bezpieczeñstwa, ochrony œrodowiska, estetycznoœci, niskich kosztów terminali, szybkoœci wdra ania jak i mo liwoœci uzyskiwania dobrych cen za gaz. W odniesieniu do CNG, ograniczeniem jest wysoki koszt tankowca; podobnie jest w przypadku metanowca z regazyfikacj¹ LNG na pok³adzie. Obie te technologie mo na nazwaæ technologiami niszowymi. Pozostaj¹ one w stosunku do rozwa anego, importowego terminalu l¹dowego LNG dodatkowymi elementami dywersyfikacyjnymi, uzupe³niaj¹cymi, ale nie konkurencyjnymi. Rys. 1. P³ywaj¹cy magazyn i instalacja do regazyfikacji LNG (u ywany metanowiec) FSRU [4 6] 336

5 4. TECHNOLOGIA LNG REGAZYFIKOWANEGO NA POK ADZIE METANOWCA LUB NA P YWAJ CEJ JEDNOSTCE MAGAZYNOWEJ I REGAZYFIKACYJNEJ TYPU FSRU [6] Ta technologia mog³aby odegraæ rolê i okazaæ siê pomocn¹ w okresie nazywanym powszechnie start up czyli uruchamiania dostaw LNG. Tego rodzaju rozwi¹zania mog³yby równie stanowiæ czasowe rozwi¹zania awaryjno-pomostowe, w przypadku zaistnienia opóÿnienia, ostatecznego oddania do eksploatacji terminalu LNG w Œwinoujœciu, jak wiadomo, przewidywanego na koniec czerwca 2014 roku a jednoczeœnie zachodzi³aby koniecznoœæ odbioru zakontraktowanego LNG. Takie przejœciowe rozwi¹zanie projektu firmy Excelerate Energy LP z regazyfikacj¹ LNG na pok³adzie jak pokazuje konkretny przyk³ad w miejscowoœci Teesside w p³n-wsch. Anglii, pozwoli³o na uruchomienie dostaw LNG w iloœci do 5 mld m 3 rocznie, w ci¹gu 12 miesiêcy i po kosztach nie przekraczaj¹cych 80 milionów, co stanowi oko³o 10% kosztów terminala l¹dowego LNG o tej samej przepustowoœci. Je eli chodzi o technologie regazyfiko-wanego LNG, to ich zastosowanie bierze siê pod uwagê w zasadzie na okres czasu do uruchomienia l¹dowego terminalu LNG w 2014 r., dla tego samego zaopatrywanego obszaru co planowany przy pomocy dostaw CNG, to jest dla rejonu Trójmiasta. Obszar ten charakteryzuje siê istnieniem potencjalnie du ego rynku dla gazu ziemnego (przemys³ rafineryjny ropy naftowej, elektroenergetyka i ciep³ownictwo, odbiorcy handlowi i domowi) oraz posiadaniem w niedalekiej przysz³oœci kawernowego zbiornika magazynowego gazu w z³o ach solnych, który bardzo u³atwi i obni y dostawy zarówno CNG jak i regazyfikowanego LNG. Tutaj chcielibyœmy wykorzystaæ doœwiadczenia istniej¹cych terminali LNG w Teesside w p³n.-wsch. Anglii oraz w Bahia Blanca w Argentynie (rys. 2). Rys. 2. Pierwsze regularne dostawy regazyfikowanego na pok³adzie metanowca LNG, w iloœci 5 mld m 3 /rok gazu ziemnego, do gazoci¹gu l¹dowego w porcie Teesside w p³n.-wsch. Anglii, metod¹ alongside moored ship [5, 6] 337

6 Wprowadzenie nowej technologii regazyfikowanego na pok³adzie metanowca LNG jest zwi¹zane z wieloma problemami takimi jak problemy bezpieczeñstwa, ochrony œrodowiskai oczywiœcie z wa nymi zagadnieniami regulacyjnymi. Nad tymi ostatnimi pochyli³a siê UE analizuj¹c reperkusje legislacyjne czterech nowych technologii dostaw LNG. Komisja Europejska zidentyfikowa³a ich wp³yw na inne dokumenty legislacyjne UE. Dotyczy to nastêpuj¹cych rozwi¹zañ: terminalu LNG w postaci struktury betonowo-stalowej (Offshore Gravity Based Structures GBS) posadowionej na dnie morza, samowystarczalnego energetycznie i je eli chodzio inne media, platformy wydobywczej ropy naftowej lub gazu ziemnego odpowiednio zaadaptowanej dla zamontowania terminala LNG, jednostki p³ywaj¹cej zacumowanej na sta³e z magazynem i z regazyfikacj¹ LNG (Floating Storage Regasification Unit FSRU), metanowca z regazyfikacj¹ LNG na pok³adzie i z przesy³em regazyfikowanego LNG do gazoci¹gu podmorskiego lub do l¹dowego. 5. HISTORIA NARODZIN NOWEJ INNOWACYJNEJ TECHNOLOGII LNG REGAZYFIKOWANEGO NA POK ADZIE METANOWCA Innowacyjna metoda wy³adunku regazyfikowanego LNG zosta³a po raz pierwszy w historii œwiatowego przemys³u LNG praktycznie zastosowana w miesi¹cu marcu 2005 roku. Regazyfikowany na pok³adzie tankowca LNG czyli membranowego metanowca EXCELSIOR o pojemnoœci 138 tysiêcy m 3, skroplony gaz ziemny z instalacji w Bintulu w Malezji by³ przes³any bezpoœrednio do sieci przesy³owej El Paso w Teksasie oraz do podziemnego magazynu gazu ziemnego w podmorskich kawernach solnych o pojemnoœci czynnej 8 mld m 3 ; wszystko to odby³o siê w ramach projektu zwanego Gulf (of Mexico) Gateway Project. Ten projekt obejmuje te pierwszy terminal lub port wy³adowczy na morzu (offshore), który zosta³ odebrany do eksploatacji 17 marca 2005 roku. Zosta³ on zrealizowany dziêki znowelizowanemu Rozporz¹dzeniu o Portach na du ych g³êbokoœciach decyzji US Marine Administration. Terminal umo liwia wy³adunek jakiegokolwiek pochodzenia LNG i przes³ania go w iloœci 750 MMscfd (21,24 milionów m 3 /dobê) do dwu systemów przesy³owych Sea Robin Pipeline i do Blue Water Pipeline; po rozbudowie mog¹ one przyj¹æ nawet ponad 1000 MMscfd (28,31 milionów m 3 /dobê). W przygotowaniu jest nastêpny projekt dostaw na pó³nocno-wschodnie Wybrze e Stanów Zjednoczonych zwany North East Gateway, który ma dostarczaæ gaz do sieci Algonquin Gas Transmission w Nowej Anglii; terminal lub port bêdzie siê znajdowa³ w Zatoce Massachusetts niedaleko Bostonu; projekt nosz¹cy nazwê Neptun sponsorowany przez Gaz de France/Suez mia³ zostaæ wdro ony pod koniec 2009 roku. Nowa technologia zosta³a na razie zastosowana na dwu metanowcach zbudowanych w stoczniach po³udniowo-koreañskich Daewoo, nosz¹cym numery kad³ubów kolejno 2208 i 2218 dla armatora Exmar N.V. z Belgii i wodowanych kolejno, pierwszy nosz¹cy nazwê EXCELSIOR, w dniu 4 stycznia 2005 roku, a drugi 338

7 nazwany EXCELLENCE, 4 maja 2005 roku. Trzeci tego typu metanowiec o nazwie EXCE- LERATE zosta³ zamówiony i zwodowany w paÿdzierniku 2006 r. Czwarty i najwiêkszy metanowiec o pojemnoœci m 3 LNG, o nazwie EXPLORER zosta³ zwodowany w marcu 2008 roku. Oprócz wiêkszej pojemnoœci nast¹pi³a zmiana technologiczna polegaj¹ca na zastosowaniu zamkniêtego obiegu regazyfikacyjnego. Oba pierwsze metanowce zosta³y wyczarterowane d³ugoterminowo przez Excelerate Energy razem z Exmar N.V. i GKFF Ltd. Trzeci metanowiec jest w³asnoœci¹ spó³ki Exmar i oddzia³u Excelerate Energy. Oprócz technologii EBRV znan¹ jest na œwiecie technologia norweskiej firmy Höegh LNG [2]. Do wy³adunku Höegh LNG stosuje zmodyfikowany metanowiec z czterema zbiornikami kulistymi. Dodatkowe urz¹dzenia w porównaniu ze standardowym metanowcem to: cylindryczne pomieszczenie dla STL boji i systemu bocznego kompensatora, 3 jednostki regazyfikacyjne na saniach (skid) na pok³adzie, pompy LNG wysoko-ciœnieniowe, pompy wodne i orurowanie. Ka da jednostka regazyfikacyjna mo e odparowaæ 210 ton LNG/godz tj. 240 MMscfd czyli 6,8 mln m 3 /d; trzy jednostki po 20,4 mln m 3 /dobê. Höegh LNG zastosowa³ oryginaln¹ metodê dwustopniowej regazyfikacji przy u yciu propanu w obiegu zamkniêtym i wody morskiej oraz przy bardzo niskich zewnêtrznych temperaturach dodatkowo przy u yciu pary wodnej (moc wymagana dla 3 jednostek o mocy 40 MW). Aby opró niæ metanowiec o pojemnoœci 145 tysiêcy m 3 LNG potrzeba oko³o czterech dni. Technologia wy³adunku LNG bez terminala stanowi innowacyjny krok w kierunku przyspieszenia i uproszczenia importu LNG, daj¹c wiele dodatkowych korzyœci w porównaniu innymi konwencjonalnymi alternatywami. Ta metoda wy³adunku zosta³a zaprojektowana w celu dostarczenia niezawodnego systemu z du ¹ dyspozycyjnoœci¹ w oparciu o wypróbowane technologie i rozwi¹zania projektowe. Zasadniczymi elementami filozofii tego rozwi¹zania projektowego s¹: zastosowanie wypróbowanych technologii dla zbudowania wysoce niezawodnego metanowca z regazyfikacj¹ na morzu i przy minimalnym ryzyku projektowym, u ycie praktycznych rozwi¹zañ projektowych stosowanych dla instalacji morskich i eksploatacyjnych procedur jako podstaw programu rozwojowego metanowca z regazyfikacj¹ LNG na pok³adzie, zapewnienie pe³nej niezale noœci urz¹dzeñ regazyfikacyjnych dla pracy metanowca jako konwencjonalnego tankowca LNG, uzyskanie maksymalnej elastycznoœci dla obecnych i przysz³oœciowych zastosowañ tych rozwi¹zañ zw³aszcza w Stanach Zjednoczonych jak równie i na ca³ym œwiecie. W zgodzie z zasadami tej technologii zosta³ wybrany metanowiec o pojemnoœci m 3 LNG typu membranowego (technologia komór magazynowych francuskiej firmy Gaz Transport Gaz de France i Technigaz-Gazocéan) na którym dokonano pewnych 339

8 zmian umo liwiaj¹cych regazyfikacjê LNG na pok³adzie. Oprócz tego wybrano techniczne rozwi¹zanie dla pod³¹czenia tankowca z sieci¹ odbiorcz¹ gazu, typu STL (Submerged Turret Loading zanurzona wie yczka wy³adowcza, pod³¹czeniowa) bior¹c pod uwagê 10-letni¹ bezawaryjn¹ pracê tego urz¹dzenia na Morzu Pó³nocnym przy wy³adunkach ropy naftowej, LPG i kondensatów oraz prostotê rozwi¹zañ. Jednoczeœnie zastosowano wielk¹ liczbê testów i przegl¹dów systemu wy³adowczego w celu ograniczenia do minimum ryzyka na etapie badañ i w czasie wdra ania. Ta dzia³alnoœæ by³a krytyczn¹ nie tylko dla prac wdro eniowych ale równie dla zapewnienia integralnoœci projektowanego systemu wy³adowczego i bezpieczeñstwa operacji wy³adunkowych LNG. Dla zagadnieñ bezpieczeñstwa i wykonania analiz typu HAZOP/HAZID (ocena ryzyka) zaanga owano firmê Lloyds Register zaœ Bureau Veritas okreœli³o projekt koncepcyjny i wyda³o Full Class Certification dla tankowca LNG z systemem regazyfikacyjnym na pok³adzie; US Coast Guard wyda³ podobny certyfikat. Wreszcie American Bureau of Shipping dokona³o inspekcji i klasyfikacji systemu pod³¹czeniowego STL. Dokonano te wielu symulacji komputerowych dla wielkiej liczby stanów morza, warunków hydrodynamicznych przez Marintek, Marine Safety International (MSI) i testów oszronienia dla komór magazynowych przez Gaz Transport-Technigaz. Firma El Paso Corp. przeprowadzi³a pe³ne testy dla wyparek i pomp wysokociœnieniowych w warunkach dynamicznych. 6. ZASADNICZE ELEMENTY SYSTEMU WY ADOWCZEGO LNG Dostawczy system wy³adowczy LNG zaprojektowany zosta³ przez amerykañsk¹ firmê Energy Bridge TM i jest w³asnoœci¹ oraz jest zarz¹dzany przez firmê Excelerate Energy z Houston w Teksasie. Ten system wymaga u ycia zmodyfikowanego metanowca dla transportu morskiego i dla regazyfikacji LNG oraz specjalnie zaprojektowanych podmorskich instalacji dla dostawy gazu do sieci przesy³owej lub do podziemnego magazynu gazu. G³ównymi elementami systemu wy³adowczo-dostawczego s¹: metanowiec wraz z instalacj¹ regazyfikacyjn¹ na pok³adzie, zanurzalna wie yczka wy³adowcza wraz z boj¹ (Submerged Turret Loading STL) z ³añcuchem i z kotwic¹, dynamiczny, elastyczny pionowy gazoci¹g (dynamic riser), przewód zbiorczy czyli kolektor (manifold) posadowiony na dnie, gazoci¹g podmorski ³¹cz¹cy manifold z ma³¹ platform¹ pomiarow¹, podmorski gazoci¹g przesy³owy wychodz¹cy na l¹d, w przypadku wy³adunku regazyfikowanego LNG przy nabrze u dochodz¹ tylko wysoko-ciœnieniowe elastyczne przewody o œrednicy 10 tj. 250 mm, ³¹cz¹ce kolektor na metanowcu z króæcami gazoci¹gu po³o onego na nabrze u. System Energy Bridge Regasification Vessel TM, jak równie system firmy Höegh LNG jest kombinacj¹ wypróbowanych ju w przemyœle skroplonego gazu ziemnego technologii i urz¹dzeñ w nowych zastosowaniach i stanowi innowacyjny a nawet mo na powiedzieæ w pewnym sensie rewolucyjny krok w kierunku rozszerzenia techniki importowej LNG. 340

9 7. SYSTEM WY ADOWCZY ZWANY TE TERMINALEM PODMORSKIM LUB PORTEM ZNAJDUJ CY SIÊ POZA METANOWCEM System sk³adaj¹cy siê z podwodnej wie yczki wy³adowczej wraz z boj¹ (Submerged Turret Loading STL) ³añcuchów, z lin i z kotwicy jest jednym z najwa niejszych elementów technologii Energy Bridge. Zosta³ on opracowany przez Norwegów dla operacji prze³adunkowych ropy naftowej i kondensatów (Natural Gas Liquids NGL) na Morzach Pó³nocnym i Norweskim a g³ównym producentem STL jest firma norweska powsta³a w 1983 roku, Advanced Production and Loading AS (APL). Firma ta produkuje równie podwodne boje, risery oraz manifoldy. System STL zosta³ wybrany poniewa charakteryzuje siê on niezwyk³¹ niezawodnoœci¹ i bardzo dobrymi danymi statystycznymi eksploatacyjnymi. G³ównymi cechami tego systemu jest: mo liwoœæ pod³¹czenia przy trudnym stanie morza i wysokoœci fali do ponad 6 metrów, dzia³anie niezale nie od warunków pogodowych (nawet warunków wystêpuj¹cych w czasie huraganów), od³¹czenie systemu szybkie bezpieczne bez wzglêdu na pogodê, wytrzyma³oœæ na du e sztormy. Boja STL jest wysoka na 10,7 metrów i sk³ada siê ze sta³ego dolnego segmentu po³¹czonego z linami cumowniczymi oraz z górnego obrotowego elementu mog¹cego siê obracaæ wokó³ centralnej tulei. W typowym zastosowaniu STL jest po³¹czony oœmioma linami do zakotwiczenia, które s¹ przyczepione do dna morskiego przy pomocy lin i ³añcuchów. Te liny utrzymuj¹ bojê w po³o eniu stacjonarnym. Górny obrotowy segment stanowi czêœæ STL pozostaj¹c¹ w kontakcie ze statkiem umo liwiaj¹c¹ zmniejszenie dzia³ania wiatru i pr¹dów morskich. W czasie regazyfikacji LNG gaz wchodzi przez tulejê STL do tzw. risera. Po jej zakoñczeniu boja STL jest zwolniona, od³¹czona i zanurzona w wodzie na g³êbokoœæ oko³o 35 metrów to jest na g³êbokoœæ znacznie poni ej normalnego zanurzenia statków, które przez przeoczenie mog³yby siê znaleÿæ w pobli u. Riser jest to elastyczny podwodny odcinek gazoci¹gu ³¹cz¹cy bojê z podwodnym kolektorem i wchodz¹cym do niego podwodnym gazoci¹giem zwanym Pipeline End Manifold (PLEM). Ten ostatni jest to konwencjonalny kolektor pozwalaj¹cy na pod³¹czenie jednego lub kilku wysokociœnieniowych ( do 100 bar) gazoci¹gów podmorskich wychodz¹cych na l¹d. Czêsto pomiêdzy kolektorem a tymi gazoci¹gami znajduje siê podwodna platforma pomiarowa. Zasadniczym elementem tej nowej technologii jest odpowiednio zbudowany metanowiec wyposa ony w instalacjê do regazyfikacji LNG znajduj¹c¹ siê na pok³adzie oraz w urz¹dzenia do zacumowania metanowca i do pod³¹czenia go do gazoci¹gu wy³adowczego przy pomocy techniki opracowanej w Norwegii; m.in. stosowanej powszechnie do prze- ³adunków ropy naftowej i kondensatów przez znan¹ firmê norwesk¹ Knutsen OAS. Przyk³adowa charakterystyka takiego metanowca przedstawia siê nastêpuj¹co: d³ugoœæ ca³kowita (LOA): 277 metrów, szerokoœæ: 43,40 metrów, zanurzenie: 12,32 metrów, 341

10 DWT: ton, pojemnoœæ zbiorników magazynowych: m 3 LNG (przy 100% nape³nieniu), iloœæ i rodzaj zbiorników: 4 zbiorniki membranowe typu NO 96 francuskiej firmy GTT (Gaz Transport Technigaz nale ¹cej do Gaz de France), iloœæ transportowanego LNG: m 3 (procent nape³nienia komór: 98,5%), pompy wy³adowcze: nurnikowe (zanurzalne) EBARA o wydatku 1750 m 3 /godz., czas wy³adunku przy u yciu 2 pomp: 12 godzin, napêd: turbina parowa KAWASAKI o mocy kw, napêdzana ciê kim olejem napêdowym HFO 700 ST, prêdkoœæ metanowca: 19,1 wêz³ów przy zu yciu paliwa HFO oko³o 168 ton na dobê, dobowe odparowanie LNG: 0,15% pojemnoœci komór magazynowych, firma klasyfikuj¹ca: BV- Bureau Veritas, orientacyjny koszt metanowca z instalacj¹ regazyfikacyjn¹ i z pomieszczeniem dla zanurzalnej wie yczki wy³adowczej STL jest rzêdu ponad 200 milionów US$ (wycena z 2008 roku); (kwota ta jest od 20 do 30 milionów US$ wiêksza od kosztów konwencjonalnego metanowca). Projekt metanowca z regazyfikacj¹ LNG na pok³adzie, EBRV zosta³ opracowany wspólnie przez firmy: Excelerate Energy, Exmar NV, DSME, i Advanced Production and Loading AS. Metanowce typu Energy Bridge Regasification Vessel EBRV TM mog¹ bez adnego problemu za³adowywaæ LNG w konwencjonalnych terminalach eksportowych znajduj¹cych siê przy instalacjach do skraplania jak równie wy³adowywaæ LNG w konwencjonalnych terminalach importowych. Istnieje te mo liwoœæ prze³adunku z jednego metanowca na drugi oraz ze zbiorników LNG znajduj¹cych siê na l¹dzie na metanowiec EBRV. Pojemnoœæ ³adunku LNG nie jest zmniejszona z powodu znajduj¹cej siê na statku boji cumowniczej i systemu STL. Równie szybkoœæ statku jest tylko bardzo nieznacznie obni ona o oko³o 0,2 wêz³a. Metanowiec utrzymuje prêdkoœæ przy podchodzeniu do zacumowania i zakotwiczenia rzêdu 5 wêz³ów. 8. PORÓWNANIE KONWENCJONALNEJ METODY DOSTAW I WY ADUNKU LNG Z NOW METOD Wydaje siê na razie przedwczesne dokonanie porównañ, zw³aszcza je eli chodzi o korzyœci lub straty ekonomiczne. Pokazanie zalet ekonomicznych nie jest w obecnej chwili ³atwe. Tylko obecne warunki amerykañskie uzasadniaj¹ w pe³ni stosowanie tej technologii. Jednakowo specjaliœci rynku LNG stwierdzaj¹, e ta technologia nadaje siê bardzo dobrze w ograniczonych czasowo fazach pocz¹tkowych importu LNG w tzw. okresach start-up lub kiedy budowa konwencjonalnych terminali importowych napotyka na du e trudnoœci do których mo na zaliczyæ: niewystarczaj¹c¹ g³êbokoœæ morza w strefie przybrze nej uniemo liwiaj¹c¹ przybicie metanowca do brzegu, brak odpowiedniej powierzchni dla budowy zw³aszcza zbiorników magazynowych LNG, 342

11 trudny dostêp, strefa miejska, trudnoœci po³¹czenia terminala z sieci¹ rozprowadzaj¹c¹, opór w³adz lokalnych lub organizacji ekologicznych, specjalne rygorystyczne wymogi bezpieczeñstwa i wra liwoœæ na ewentualny atak terrorystyczny (stosunkowo ³atwy dostêp terminala l¹dowego, du a gêstoœæ zaludnienia, s¹siedztwo obiektów wojskowych). Regazyfikacja LNG na pok³adzie metanowca powoduje wyd³u enie jego pobytu przy boji wy³adowczej a zatem podro enie dostaw, bowiem czas immobilizacji du ego metanowca, mo e kosztowaæ dziesi¹tki tysiêcy dolarów na dobê w przypadku jego wyczarterowania. Niemniej jednak system wy³adowczy regazyfikowanego LNG firmy Energy Bridge posiada ca³y szereg niepodwa alnych zalet oraz pozwala na osi¹gniêcie wymiernych i nie wymiernych korzyœci do których mo na zaliczyæ: lokalizacjê miejsca wy³adunku w wystarczaj¹co g³êbokim morzu, która pozwala ca³¹ infrastrukturê importu LNG umieœciæ z dala od widoku i od ludnoœci minimalizuj¹c w ten sposób wp³yw na otoczenie komunalne i przemys³owe (zmniejszenie ryzyka ataku terrorystycznego), gabarytowo niewielka infrastruktura wy³adowcza (boja, riser i gazoci¹g podmorski) w celu zapewnienia minimalnego wp³ywu na œrodowisko i umo liwiaj¹ca szybsz¹ rozbudowê systemu, elastyczny charakter metanowca EBRV umo liwiaj¹cy mu na zacumowanie zarówno przy morskiej boji jak równie przy nabrze u metoda alongside mooored ship (rozwi¹zanie zastosowane w Teesside), bezpieczne i sprawdzone rozwi¹zania projektowe spe³niaj¹ce z nadwy k¹ wszystkie standardy amerykañskie i miêdzynarodowe, w pewnym sensie przewoÿna technologia pozwalaj¹ca na wykorzystanie technologii Energy Bridge jako tymczasowego rozwi¹zania w tym sensie, e boja STL mo e byæ przemieszczona w okresie ycia projektu w inne miejsca co jest szczególnie interesuj¹ce w przypadku rynków gazowych o du ym ryzyku handlowym lub rynków krótko terminowych, inherentna skala rozwi¹zañ systemu Energy Bridge umo liwiaj¹ca rozbudowê poprzez zwiêkszenie liczby boi i uzyskanie po niskim koszcie wiêkszej przepustowoœci wy³adowczej przy minimalnej rozbudowie infrastruktury, sezonow¹ elastycznoœæ i dyspozycyjnoœæ dostaw gazu na odpowiednie rynki. 9. MO LIWOŒCI U YCIA TECHNOLOGII LNG REGAZYFIKOWANEGO NA POK ADZIE METANOWCA DLA PRZYSPIESZENIA PROCESU DYWERSYFIKACJI DOSTAW GAZU ZIEMNEGO DO POLSKI Jak wiadomo transport morski LNG stanowi bardzo wa ne, a przy du ych odleg³oœciach najwa niejsze ogniwo w ca³ym ³añcuchu skroplonego gazu ziemnego rozpoczynaj¹cego siê na z³o u gazu, dalej przeróbka i przesy³, nastêpnie skraplanie i wysy³ka; po drugiej stronie ogniwa transportu wystêpuje odbiór i regazyfikacja LNG, a nastêpnie oddanie 343

12 do sieci. Argumentem, który móg³by przemawiaæ za zastosowaniem technologii wy³adunku regazyfikowanego LNG w Polsce jest problem czasu, to jest mo liwoœci realizacji przyspieszonych dostaw LNG a przez to rozpoczêcia wczeœniejszej dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego i w ten sposób poprawienia bezpieczeñstwa gazo-energetycznego kraju. Dodatkow¹ korzyœci¹ by³oby te wprowadzenie nowej technologii, oraz nowej filozofii gazowniczej. Z tym mo e wi¹zaæ siê te stworzenie nowych miejsc pracy na tej czêœci Wybrze a. Wa nym argumentem przemawiaj¹cym za jej zastosowaniem jest obecnoœæ niedaleko Gdañska struktur solnych w Kosakowo umo liwiaj¹cych stworzenie podziemnego zbiornika magazynowego kawernowego o pojemnoœci roboczej oko³o 250 milionów m 3. Taki zbiornik uczyni³by bardziej op³acalnymi dostawy regazyfikowanego na metanowcu LNG. Przy realizacji wprowadzenia nowej technologii pochodzenia amerykañskiego istniej¹ mo liwoœci uzyskania œrodków finansowych z amerykañskich organizacji pomocowych, takich jak na przyk³ad USAID. Równie Unia Europejska mo e tak¹ pomoc udzielaæ poprzez swój Europejski Bank Inwestycyjny EBI w Luksemburgu, tym bardziej, e w ramach programu TEN-Gas (Trans European Energy Network Gas). Tak jak to ju powiedziano atrakcyjnoœæ dla nas tej technologii to u ycie jej w okresie pocz¹tkowym czyli w okresie zwanym start-up a póÿniej ewentualne przejœcie do normalnych dostaw do zbudowanego w miêdzyczasie terminala importowego l¹dowego. Nale y te zaznaczyæ, i dodatkow¹ zalet¹ technologii wy³adunku regazyfikowanego LNG bez l¹dowego terminala jest stworzenie mo liwoœci wy³adunku sprê onego gazu ziemnego tzw. CNG Compressed Natural Gas, przy u yciu prawie tej samej infrastruktury wy³adowczej jak dla LNG. W ten sposób mo na by mieæ dostêp do taniego gazu ziemnego ze z³ó marginalnych na Morzu Pó³nocnym i uczyniæ dostawy gazu jeszcze bardziej zdywersyfikowanymi i tañszymi a przez to bardziej atrakcyjnymi. Przy planach dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego nale- y braæ pod uwagê nie tylko aspekt polityczny, bezpieczeñstwa gazo-energetycznego, ale równie op³acalnoœæ rozwa anych dostaw i ceny gazu ziemnego, czynniki tak wa ne w procesie przysz³ej pe³nej liberalizacji rynku gazowego. 10. TECHNOLOGIA DOSTAW DROG MORSK SPRÊ ONEGO GAZU ZIEMNEGO CNG [3, 6, 7] Transport morski CNG jest technologi¹ umo liwiaj¹c¹ dostawy gazu ziemnego specjalnymi tankowcami CNG. System transportowy jest przygotowany do przewo enia gazu pod ciœnieniem do 250/276 bar, zwykle w temperaturze otoczenia (rys. 3). Wszystkie dostêpne rozwi¹zania zak³adaj¹ zat³aczanie gazu do specjalnych modu³ów sk³adaj¹cych siê z pojedynczych cylindrów przystosowanych do utrzymania odpowiedniego ciœnienia gazu. Za³adunek i roz³adunek tankowców CNG mo e siê odbywaæ zarówno w przypadku cumowania przy nabrze u jak równie wykorzystaniem boji za³adunkowych/roz³adunkowych umieszczonych w pewnej odleg³oœci od brzegu. W chwili obecnej dostêpne s¹ technologie 344

13 transportu morskiego CNG posiadaj¹ce certyfikaty bezpieczeñstwa wydane przez uznane towarzystwa klasyfikacyjne. Technologia CNG jest dedykowana przede wszystkim do transportu gazu ze Ÿróde³ takich jak: z³o a marginalne (Stranded Gas Reserves) z³o a, które cechuj¹ siê œredni¹ lub ma³¹ iloœci¹ gazu ziemnego od 15 do 100 mld m 3. Dla CNG planowane jest wykorzystywanie z³ó, dla których brak uzasadnienia ekonomicznego dla eksploatacji w sposób tradycyjny, z³o a na terenach tzw. dojrza³ych (mature areas) to jest z³o a, które by³y ju eksploatowane, ale dalsza ich eksploatacja sta³a siê nie op³acalna, gaz ziemny towarzysz¹cy ropie naftowej, inne Ÿród³a, np. odbiór gazu z istniej¹cej infrastruktury sieciowej. Rys. 3. Makieta tankowca CNG (PNG TM ) firmy norweskiej Knutsen OAS Shipping [3, 7] Obecnie na œwiecie dzia³a szeœciu deweloperów technologii transportu morskiego CNG: EnerSea Transport LLC z siedzib¹ w Houston z partnerami Mitsui, Hyundai Tanker Pacific Shipping, Knutsen OAS Shipping, korzystaj¹cy z doœwiadczeñ EuroPipe/Mannesmann i DNV, CETech Marine z partnerami Statoil, Teekay Shipping i Höegh, SEA NG Management Corporation (pionier tej technologii, dawna firma Cran & Stenning z Calgary) z partnerem Marubeni, Trans CNG International z partnerami Overseas Shipholding Group, Artumas Group i TransCanada Pipelines, Trans Ocean Gas z Nowej Funlandii, Kanada. Za ekonomicznie uzasadnione uznaje siê transportowanie CNG na trasach do 2000 mil morskich. Nie wyklucza to jednakowo mo liwoœci wiêkszych odleg³oœci w zale noœci od 345

14 kosztów poszczególnych elementów ³añcucha dostaw, w tym m.in. ceny gazu. Do ww. elementów ³añcuchu technologicznego nale ¹: gazoci¹g doprowadzaj¹cy gaz do terminala, sprê anie gazu i pomiar iloœci i jakoœci, terminal eksportowy na morzu lub przy nabrze u, transport morski tankowcami CNG, system wy³adowczy na morzu lub przy nabrze u, gazoci¹g podmorski lub l¹dowy, przet³ocznia i pomiarownia, gazoci¹g podmorski lub l¹dowy do podziemnego magazynu gazu PMG, po³¹czony z systemem przesy³owym lub z sieci¹ dystrybucyjn¹. G³ówne zalety technologii dostaw CNG drog¹ morsk¹: ³atwe dostosowanie projektu dostaw do nie zdefiniowanego jeszcze rynku gazowego ³atwa lokalizacja, krótki czas uzyskania zezwoleñ, znacznie krótszy realizacji ani eli gazoci¹g podmorski i terminal LNG, mo liwoœæ szybkiego demonta u i przeniesienia instalacji wy³adowczych w inne miejsce, walory ekologiczne, op³acalnoœæ ekonomiczna dostaw gazu, pomimo wysokich kosztów ogniwa transportu morskiego, konkurencyjnoœæ, generaln¹ zalet¹ tej metody jest brak zmian stanu skupienia gazu i nie wystêpowania potrzeby jego skraplania czy te regazyfikacji, co daje lepsz¹ sprawnoœæ energetyczn¹ ca³ego ³añcucha dostaw. Ogólne nak³ady inwestycyjne na ³añcuch dostaw CNG s¹ kilkakrotnie ni sze (nawet szeœciokrotnie) od nak³adów na ³añcuch dostaw LNG. Przy stosunku zawartoœci energii przewo onej LNG/CNG równej 2,5:1, teoretyczne op³acalne odleg³oœci pomiêdzy Ÿród³em gazu a rynkiem gazu s¹ zawarte w przedziale od oko³o 500 do 1500/2000 mil morskich, czasem nawet powy ej 2000 mil morskich. Technologia transportu morskiego pozwala na transport iloœci gazu ziemnego od przyk³adowo 1,5 mln m 3 (np. bark¹ przybrze n¹) do oko- ³o 30 mln m 3 gazu, statkiem, porównywalnym ju ze œredniej wielkoœci metalowcem. Natomiast, w naszym przypadku, ze wzglêdu na ci¹gle s³ab¹ recepcyjnoœæ naszego systemu przesy³owego, wystêpuje potrzeba posiadania podziemnego magazynu gazu w pobli u miejsca dostaw. 11. PODSUMOWANIE Problem atrakcyjnoœci dostaw gazu ziemnego w postaci regazyfikowanego LNG oraz w postaci CNG powinien byæ rozpatrywany, nie tylko z punktu widzenia samej dywersyfi- 346

15 kacji dostaw zwiêkszj¹cej bezpieczeñstwo gazoenergetyczne kraju, ale równie z punktu widzenia biznesowego. Projekty te powinny byæ racjonalne ekonomicznie oraz spe³niaæ podstawowe kryteria bezpieczeñstwa dostaw gazu ziemnego, które zosta³y ujête w unijnej definicji bezpieczeñstwa gazoenergetycznego, mówi¹cej, e jest nim zdolnoœæ gazowego systemu przesy³owego zapewnienia ci¹g³ych i niezawodnych dostaw gazu do odbiorców na zasadach ekonomicznych oraz zdolnoœæ do stawiania czo³a przerwom w dostawach gazu ziemnego. Obok tradycyjnej technologii dostaw gazu ziemnego w postaci LNG istniej¹ obecnie metody dostaw gazu ziemnego drog¹ morsk¹, mniej uci¹ liwe pod wzglêdem administracyjnym, szybsze do wdro enia, mniej kapita³och³onne i bardziej przyjazne dla œrodowiska. Pod uwagê wziête zosta³y poni sze technologie dostaw gazu ziemnego, a mianowicie: metoda dostaw metanowcem wyposa onym w instalacjê do regazyfikacji na pok³adzie; gaz z kolektora jest wysy³any pod ciœnieniem do gazoci¹gu podmorskiego (off-shore) albo do sieci l¹dowej (alongside moored ship); tutaj mo na te do³¹czyæ metodê przy u yciu technologii p³ywaj¹cego magazynu z instalacj¹ do regazyfikacji LNG (FSRU Floating Storage Regasification Unit), metoda dostaw gazu ziemnego sprê onego rzêdu 250/276 bar CNG, zaadresowana do przewo enia gazu ze z³ó ma³ej i œredniej wielkoœci, typu gas stranded reserves i z³ó w tzw. mature areas i w ten sposób do przyczyniania siê do ich waloryzacji; gaz mo e te pochodziæ z klasycznych Ÿróde³ zaopatrywania. Te obie technologie dostaw morskich gazu ziemnego, w zasadzie nie s¹ konkurencyjne dla konwencjonalnych dostaw LNG poniewa stosuj¹ inne kryteria op³acalnoœci, odleg³oœci transporto-wych i iloœci dostarczanego gazu ziemnego. Posiadaj¹ one na ogó³ charakter komplementarny. Pierwsza technologia, regazyfikowanego LNG na metanowcu lub na FSRU mo e okazaæ siê pomocn¹ dla odebrania przez jakiœ okres czasu, zakontraktowanego LNG w przypadku, gdyby dosz³o do nieprzewidzianego opóÿnienia w oddaniu do eksploatacji krajowego, l¹dowego terminala LNG. Omówione projekty dostaw morskich CNG oraz LNG regazyfikowanego na metanowcu lub na FSRU mog¹ i powinny, przy dobrej organizacji projektów, byæ sposobem na poprawê bezpieczeñstwa gazoenergetycznego, co najmniej w czêœci naszego kraju. LITERATURA [1] Piwowarski A.J.: Technologia transportu morskiego sprê onego gazu ziemnego w s³u bie dywersyfikacji dostaw gazu do Polski. GAZTERM 2004, maja 2004, Miêdzyzdroje 2004 [2] Informacja firmy norweskiej Höegh LNG: Floating Midstream Solutions new marine transportation and terminal concepts for natural gas. 22 lipca

16 [3] Piwowarski A.J.: Shipping Natural Gas to Poland; Compressed Natural Gas from the North Sea Region and Liquefied Natural Gas. Œwiatowy Kongres Naftowy, 27 wrzeœnia 2005, Johannesburg (RPA) 2005 [4] Tveitnes Trym: An expanding fleet of regas vessels. Middle East LNG Shipping Forum, 9 10 maja 2006, Doha (Katar) 2006 [5] Piwowarski A.J.: Innowacyjna technologia dostaw skroplonego gazu ziemnego. GAZTERM 2006, maja 2006, Miêdzyzdroje 2006 [6] Proceedings 2007 International Marine CNG Forum paÿdziernika 2007, St. John s Newfoundland (Kanada) 2007 [7] Hanrahan M., Young C.: Marine CNG The New Stranded Gas Solution. GASTECH 2008, Bangkok (Tajlandia)