Uwarunkowania projektowe zbiornikowców LNG z możliwością obsługi terminalu w Świnoujściu

ADAMKIEWICZ Andrzej 1 CYDEJKO Jakub 2 Uwarunkowania projektowe zbiornikowców LNG z możliwością obsługi terminalu w Świnoujściu WSTĘP Potrzeba jak najszybszego funkcjonowania terminalu LNG w Świnoujściu nie podlega dyskusji. W listopadzie 2014 roku zakończono pomyślnie próby wodne dwóch zbiorników przeznaczonych do przechowywania skroplonego gazu. Prace związane z terminalem powinny zakończyć się w horyzoncie czasowym 2015/2016 roku. Rozważana jest budowa trzeciego zbiornika gazu, zwiększenie zdolności regazyfikacyjnej terminalu, jak również umożliwienie rozładunku gazu na cysterny samochodowe, przeładunek na mniejsze jednostki pływające oraz bunkrowanie statków paliwem LNG [9]. Rozszerzenie działalności terminalu o przeładunek LNG na mniejsze jednostki stwarza możliwość reeksportu gazu, podobnie jak dzieje się to w innych krajach europejskich np. Francji, Hiszpanii, Portugalii, a od 2013 roku także w Holandii [6]. Uzasadnionym jest więc rozważenie wielkości i rodzajów układów energetycznych czarterowanych gazowców, które umożliwiłyby bezpieczne oraz ekonomiczne wykonanie tego zadania transportowego. 1. WYMAGANIA TERMINALU LNG W ŚWINOUJŚCIU Początkowe koncepcje budowy terminalu LNG w Polsce, opracowane w 1996 r. uwzględniały osiem wariantów lokalizacyjnych: Mechelinki, Port Północy, Wisła Śmiała, Wisła Przekop w rejonie Gdańska, następnie rejon jeziora Jamno w środkowej części wybrzeża oraz Świnoujście i Dziwnówek na Pomorzu Zachodnim. Rozważania z tamtych lat doprowadziły do uznania lokalizacji w rejonie Gdańska za najlepsze pod względem warunków technicznych do wykonania takiego przedsięwzięcia, a dalsza analiza połączona z symulacją kosztów spowodowała, że najkorzystniejszą lokalizacją umiejscowienia terminalu LNG okazały się Mechelinki. Bliskość Kawernowego Podziemnego Magazynu Gazu w Mechelinkach (Kosakowo) była dodatkowym atutem lokalizacji, co umożliwiało ewentualną redukcję ilości zbiorników gazu z trzech do dwóch. Inną istotną kwestią mającą wpływ na wybór właśnie tego miejsca była także najkrótsza odległość terminalu od potencjalnych odbiorców gazu takich jak Żarnowiecka Elektrownia Gazowa oraz ciepłownie w Gdyni i Gdańsku [5]. Decyzje o przystąpieniu do nowej inwestycji podjęto w styczniu 2006 r. w ramach prowadzonej wówczas polityki bezpieczeństwa energetycznego kraju. Uruchomienie terminalu zaplanowano na rok 2011, a jego zdolności przeładunkowe określono na 2,5 mld m 3 gazu rocznie w pierwszym etapie funkcjonowania i docelowo 5 mld m 3 w drugim etapie [5]. W grudniu 2006 r. zarząd PGNiG w porozumieniu z Ministerstwem Gospodarki dokonał wyboru Świnoujścia jako miejsca na lokalizację przyszłego terminalu LNG. Decyzję uzasadniono bliskością cieśnin duńskich, mniejszym ryzykiem nawigacyjnym oraz strukturą systemu przesyłowego w rejonie Szczecina Świnoujścia, która umożliwiałaby rozprowadzenie gazu z terminalu w trzech kierunkach [5]. Dodatkowym czynnikiem była bliskość Zakładów Chemicznych Police. Wymiary i kształt gazoportu zostały ustalone na podstawie badań symulacyjnych przeprowadzonych w Instytucie Inżynierii Ruchu Morskiego Akademii Morskiej w Szczecinie, uwzględniających ryzyko nawigacyjne i ekonomiczne [4]. Architektoniczne uwarunkowania terminalu LNG w Świnoujściu pozwolą na obsługę i rozładunek gazowców o określonych wymiarach. 1 Akademia Morska w Szczecinie, Wydział Mechaniczny, Katedra Diagnostyki i Remontów Maszyn, 70205 Szczecin; ul. Podgórna 51/53, email: a.adamkiewicz@am.szczecin.pl 2 Akademia Morska w Szczecinie, Wydział Mechaniczny, Katedra Diagnostyki i Remontów Maszyn, 70205 Szczecin; ul. Podgórna 51/53, email: cydejko.j@gmail.com 2233

Stanowisko rozładunkowe ma zapewnić możliwość rozładunku tankowca o pojemności zbiorników od 120 tys. m3 do 216 tys. m3 oraz długości całkowitej do 315 m, szerokości do 50 m oraz zanurzeniu maksymalnym 12,5 m. W przypadku pozytywnej autoryzacji możliwy będzie wyładunek LNG z tankowców o innych parametrach aniżeli opisano powyżej [10]. Na podstawie przeprowadzonej analizy danych zawartych w katalogu SeaWeb [11], w tabeli 1 zamieszczono liczby gazowców LNG spełniających warunki terminalu z podziałem według typu. Z przytoczonych danych wynika, że wymagania te spełnia 301 statków, stanowiących około 76% światowej floty współcześnie eksploatowanych gazowców, z czego 3% stanowią gazowce typu Q flex, 47% typu New Panamax i 50% typu Conventional. Wyniki te przedstawiono graficznie na rysunku 1. W rozważaniach nie uwzględniono gazowców kombinowanych LNG/LPG, ze względu na ich niewielką liczbę, względnie małą pojemność oraz ograniczone przeznaczenie. Tab. 1. Liczba gazowców LNG spełniających warunku terminalu według typu na podstawie [11] Typ gazowca Conventional Gas Carrier New Panamax QFlex Ogólnie Liczba 152 141 8 301 Rys. 1. Procentowe udziały liczby gazowców LNG spełniających warunki terminalu z podziałem na typy Ponieważ gazowce typu Qflex stanowią niewielki odsetek statków mogących zawijać do gazoportu, to rozważania dotyczące opłacalności eksploatacji i czarteru nie powinny być ograniczone wyłącznie do nich. W tej sytuacji inne typy gazowców wymagają równorzędnego potraktowania w analizie układów energetycznych statków. 2. RODZAJE UKŁADÓW NAPĘDOWYCH GAZOWCÓW LNG SPEŁNIAJĄCYCH WYMAGANIA TERMINALU Wśród rozważanych gazowców występują trzy rodzaje układów napędowych: pośredni za pomocą turbozespołu parowego Steam Turbine(s), Geared Drive; bezpośredni za pomocą wolnoobrotowego, dwusuwowego, silnika o zapłonie samoczynnym Oil Engine(s), Direct Drive; kombinowany napęd za pomocą dwupaliwowego silnika średnioobrotowego z przekładnią elektryczną Oil Engine(s), Electric Drive. Liczbę statków z poszczególnymi układami przedstawiono w tabeli 2, a obraz graficzny rozkładu na rysunku 2. Tab. 2. Liczba gazowców LNG z określonym układem napędowym na podstawie [11] Steam Oil Engine(s), Oil Engine(s), Turbine(s), Suma Direct Drive Electric Drive Geared Drive Conventional Gas Carrier 152 0 0 152 New Panamax 63 1 77 141 QFlex 0 8 0 8 Suma 215 9 77 301 2234

1972 1976 1978 1980 1983 1985 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 26% 3% Conventional Gas Carrier Steam Turbine(s), Geared Drive New Panamax Steam Turbine(s), Geared Drive New Panamax Oil Engine(s), Direct Drive 0% 21% 50% New Panamax Oil Engine(s), Electric Drive Q Flex Oil Engine(s), Direct Drive Rys. 2. Procentowy udział układów napędowych gazowców LNG spełniających wymogi terminalu Na rysunku 3 przedstawiono tendencje rozwojowe gazowców ze względu na rodzaj układu napędowego. Statki z siłownią parową stanowią z każdym kolejnym rokiem coraz mniejszą część ogółu zamawianych gazowców, a na lata 20182020 do tej pory nie przewidziano żadnych zamówień na statki z tego typu napędem. 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Steam Turbine(s), Geared Drive Oil Engine(s), Electric Drive Oil Engine(s), Direct Drive Rys. 3. Światowa flota gazowców LNG o pojemności powyżej 18 000 m 3 według roku dostarczenia na podstawie [11] Rysunek 3 pokazuje zmianę preferencji armatorów w ostatnich latach (od roku 2008) oraz ujawnia zwiększone zainteresowanie układami napędowymi zbiornikowców LNG z dwupaliwowymi, czterosuwowymi silnikami średnioobrotowymi, o zapłonie samoczynnym z przekładnią elektryczną DFDE (ang. DualFuel DieselElectric) oraz układami z napędem bezpośrednim za pomocą wolnoobrotowych silników o zapłonie samoczynnym z ponownym skraplaniem par gazu ziemnego DRL (ang. Diesel with Reliquefaction Plant) [2]. Zanik zainteresowania układami napędowymi gazowców typu DFSM (ang. DualFuel Steam Turbine Mechanical Propulsion), które obecnie stanowią około 64% eksploatowanej światowej floty spowoduje zmniejszenie ich udziału do około 50% w roku 2020. Ilość statków spełniających warunki żeglugowe terminalu Świnoujście z napędem turboparowym stanowi w chwili obecnej 71% (New Panamax 21% + Conventional Gas Carrier 50%). Pomimo tego, że rynek gazowców zmierza w kierunku układów napędowych z wolnoi średnioobrotowymi silnikami o zapłonie samoczynnym, to w najbliższych latach statki z turbozespołami parowymi nadal będą stanowiły przeważającą część floty. Ta sytuacja pomimo ogólnie znanych wad napędów turboparowych, jaką jest stosunkowo niższa sprawność energetyczna tych układów, niż układów z silnikami tłokowymi [3], uzasadnia potrzebę uwzględnienia ich w ocenie opłacalności czarteru i kosztów eksploatacji. 2235

New Panamax Conventional Gas Carrier 3. ANALIZA PORÓWNAWCZA GAZOWCÓW Z UKŁADAMI NAPĘDOWYMI TYPU DFDE, DRL ORAZ DFSM W tabeli 3 przedstawiono liczbę statków spełniających wymagania terminalu LNG w Świnoujściu z podziałem według typu gazowca, rodzaju napędu, oraz producenta i modelu silnika. Niektóre modele silników wyróżniają się popularnością zastosowania częściej od innych. W przypadku napędu DFDE najchętniej stosowanym silnikiem jest dwupaliwowy czterosuwowy średnioobrotowy silnik z zapłonem samoczynnym firmy Wartsila model 12V50DF, przy napędzie bezpośrednim z ponownym skraplaniem gazu DRL możemy spotkać wyłącznie dwusuwowy wolnoobrotowy silnik MANB&W model 6S70MEC. Natomiast w siłowniach DFSM, najchętniej stosowane są turbiny parowe dwóch wytwórni: Kawasaki model UA400 oraz Mitsubishi model MS402. Tab. 3. Podział gazowców spełniających warunki terminalu LNG w Świnoujściu na podstawie [11] Typ gazowca Rodzaj napędu Producent jednostki napędu głównego Model silnika Liczba statków UA320 1 Kawasaki UA360 19 UA400 49 UC450 1 MS242 6 MS282 5 MS322 7 DFSM Mitsubishi MS362 7 MS362A 1 MS402 33 Inne 6 StalLaval 7 De Laval 1 General Electric 8 Inne 1 QFlex DRL MANB&W 6S70MEC 8 DRL MANB&W 6S70MEC8 1 DFDL DFSM MANB&W 8L51/60DF 1 9L51/60DF 2 12V50DF 60 Wartsila 6L50DF 2 8L50DF 1 9L50DF 9 Inne 2 Kawasaki UA360 6 UA400 38 MR362 1 Mitsubishi MS322 3 MS362A 10 MS402 5 W 97% przypadków gazowce napędzane są śrubą/śrubami o stałym skoku, a tylko nieliczne jednostki za pomocą śruby nastawnej. Obecnie zamówiono 15 gazowców typu New Panamax z pędnikiem azymutalnym, które mają wejść do eksploatacji w latach 20162020 [11]. Natomiast przykładem eksploatowanego statku z takim rozwiązaniem jest zbudowany w roku 2009 w Gdańsku przez Stocznię Północną (Grupa Remontowa) gazowiec kombinowany LNG/LPG Coral Methane. 2236

Rys. 4. Przykład rozwiązania układu napędowego gazowca DFDE [12] W układach DFDE do napędu gazowca najczęściej stosuje się trzy silniki 12V50DF oraz jeden 6L50DF do napędzania jednego lub dwóch pędników. Przykładowe rozwiązanie pokazano na rysunku 4. Zaprezentowany układ charakteryzuje się wysoką sprawnością wynikającą z zastosowania silników tłokowych oraz zminimalizowania strat energii podczas jej transmisji do odbiornika mocy poprzez maksymalne skrócenie linii wału i wysokie sprawności maszyn elektrycznych. Gazowce z instalacją ponownego skraplania par gazu stanowią niewielką część statków spełniających wymogi terminalu. Są to głównie zbiornikowce typu QFlex, w których zastosowano bezpośredni układ napędowy ze śrubą o stałym skoku i silnikiem MAN B&W 6S70MEC. Podobnie jak w przypadku napędu DieselElectric, główną zaletą tego układu jest jego wysoka sprawność, a dodatkowymi atutami w tym przypadku jest prostota konstrukcji i łatwość obsługi, która nie wymaga specjalnych kwalifikacji załogi, ponieważ układ jest podobny do stosowanych na innych typach statków takich jak na przykład kontenerowce lub masowce. Układ napędowy gazowca typu Q Flex zaprezentowano na rysunku 5. Kwestie sprawności napędowej układów DRL oraz DFDE opisano w pracy [2]. Z wykonanych oszacowań wynika, że wartość sprawności napędowej obu rozwiązań jest zbliżona, z przewagą wynoszącą 1 2 punkty procentowe na korzyść układu z napędem bezpośrednim [2]. Rys. 5. Układ napędowy gazowca typu QFlex [2] W parowych układach napędowych gazowców LNG najczęściej stosowaną jednostką napędową jest turbina UA400 firmy Kawasaki. W tym rozwiązaniu siłowni gazowca jedna śruba o stałym skoku napędzana jest poprzez przekładnie mechaniczną przez dwukadłubowy turbozespół parowy z blokiem wysokiego i niskiego ciśnienia. Przykład tego rozwiązania przedstawiono na rysunku 6, gdzie pominięto takie elementy jak kocioł parowy, przegrzewacz pary, skraplacz oraz instalacje obsługujące. Wadą takiego rozwiązania jest duży stopień złożoności turbozespołu. Te niedogodności 2237

powodują, że do obsługi takich układów niezbędna jest wykwalifikowana kadra. Zaletą rozwiązania jest możliwość spalania w kotłach dwupaliwowych różnych paliw płynnych w dowolnych proporcjach ilościowych, zarówno paliwa pozostałościowego HFO charakteryzującego się najniższą ceną, paliwa destylacyjnego MDO jak i naturalnie odparowanego ładunkowego LNG. Rys. 6. Przykład rozwiązania układu napędowego gazowca typu DFSM Analizę porównawczą wytypowanych rodzajów układów napędowych przeprowadzono w oparciu o dane reprezentatywnych gazowców spełniających warunki terminalu LNG w Świnoujściu. Niezbędne dane statków oraz wyniki części obliczeń przedstawiono w tabeli 4. Tab. 4. Dane reprezentatywnych gazowców z grupy DFDE, DFSM oraz DRL na podstawie [1, 7, 8, 11, 12] Nazwa statku Jednostka GASLOG SARATOGA GDF SUEZ POINT FORTIN AL GHASHAMIYA Armator [] GasLog Ltd GDF SUEZ Energy North Qatargas Liquefied America Gas Co Ltd Typ [] LNG New Panamax LNG New Panamax LNG Q Flex Typ układu napędowego [] DFDE DFSM DRL Data dołączenia do floty [] Grudzień 2014 Luty 2010 Kwiecień 2009 Prędkość kontraktowa [w] 19,50 20,15 19,50 Zanurzenie [m] 12,100 12,052 12,500 Długość [m] 285,116 289,930 315,160 Szerokość [m] 43,400 44,700 50,000 Pojemność zbiorników LNG [m 3 ] 154948 154982 211885 Stocznia [] Samsung Heavy Inds Samsung Heavy Inds Koyo Dockyard Co Ltd Geoje Geoje Producent silnika [] Wartsila Kawasaki MANB&W Model silnika [] 12V50DF/6L50DF UA400 6S70MEC Ilość silników [] 3/1 1 2 Suma mocy silników [kw] 39900 29420 37320 Prędkość obrotowa silnika [obr/min] 500 5075/3350 91 Suma mocy silników elektrycznych napędu [kw] 25300 głównego Jednostkowe zużycie Gas mode Gas mode paliwa przy obciążeniu 12V50DF 6L50DF 100% [g/kwh] Gas mode Gas/fuel oil mode 85% 216 241 75% [g/kwh] 165 50% [g/kwh] 50% 286 167,5 Jednostkowe zużycie Gas Gas/fuel oil Gas mode Gas mode energii przy obciążeniu mode mode 100% [kj/kwh] 7300 7300 85% 9223 10291 7216 75% [kj/kwh] 7620 7620 7046 50% [kj/kwh] 8260 8260 50% 12212 7152 169 2238

W przypadku układu DRL producent silnika podaje jednostkowe zużycie paliwa dla paliwa o wartości opałowej równej W d = 42700 kj/kg, i na podstawie tej wartości obliczono jednostkowe zużycie energii [8]. Jednostkowe zużycie paliwa gazowca z napędem turboparowym przyjęto na podstawie danych literaturowych [1, 3], a jednostkowe zużycie energii określono podobnie jak dla układu DRL. Dla gazowca DFDE posłużono się wartościami jednostkowego zużycia energii dla pracy silników przy zasilaniu naturalnie odparowanym LNG, według danych producenta [12]. Suma mocy silników układu DRL przedstawiona w bazie danych [11] może się różnić od danych producenta. W celu stworzenia warunków porównywalności efektywności napędów w trakcie wykonywania zadania transportowego zaproponowano wskaźnik określający ilość energii potrzebnej do przetransportowania 1000 m 3 LNG w ciągu dobę. gdzie: TEC jednostkowe zużycie energii w [kj/kwh] (ang. Total Energy Consumption), P suma mocy silników cieplnych lub elektrycznych przy danym obciążeniu [kw], V pojemność zbiorników gazowca [tys. m 3 ]. (1) W tabeli 5 przedstawiono wyniki obliczeń dla poszczególnych statków. Tab. 5. Wartości wskaźnika napędowej efektywności wykonania zadania transportowego Nazwa statku Jednostka GASLOG SARATOGA GDF SUEZ POINT AL FORTIN GHASHAMIYA Typ [] LNG New Panamax LNG New Panamax LNG QFlex Typ układu napędowego [] DFDE DFSM DRL Prędkość kontraktowa [w] 19,50 20,15 19,50 Ilość silników [] 2 1 2 Suma mocy silników cieplnych lub elektrycznych [kw] 25300 29420 37320 Pojemność zbiorników [m 3 ] 154948 154982 211885 LNG Efektywność wykonania zadania transportowego przy obciążeniu Gas mode Gas mode Gas/fuel oil mode 100% 28,607 85% 35,716 39,852 30,503 75% 22,396 22,339 50% 27,818 50% 16,184 15,116 Najmniej korzystnie w przedstawionym w tabeli 5 porównaniu wypadają gazowce z napędem turboparowym. Zapotrzebowują one największe ilości energii niezbędne do napędu w trakcie wykonywania zadania transportowego. Ta prawidłowość dotyczy wszystkich obciążeń układu napędowego. Wartości wskaźnika dla układów DFDE i DRL są zbliżone, jednak uwzględnienie wymienionych niżej czynników może wpłynąć na zmianę relacji pomiędzy tymi układami Zamieszczone wyniki odnoszą się wyłącznie do wykonywania zadania transportowego. Obciążone są niepewnością oszacowania zapotrzebowania energii w różnych stanach eksploatacyjnych, jak również nie uwzględniają one wpływu malejącej w trakcie podróży ilości ładunku (DFDE, DFSM). Ponadto wartość wskaźnika niesie wyłącznie informacje o ilości energii potrzebnej do napędu statku, co nie pozwala jednoznacznie wytypować jeden z układów, jako najkorzystniejszy w eksploatacji. Pełna analiza porównawcza wymaga wyznaczenia wielkości strumieni energii wynikających ze specyfiki statków i stanów eksploatacyjnych między innymi takich jak: ponowne skraplanie gazu, chłodzenie zbiorników LNG, ogrzewanie zbiorników paliwa, praca urządzeń pomocniczych. 2239

WNIOSKI Podobnie atrakcyjne dla obsługiwania terminalu w Świnoujściu okazały się gazowce typu QFlex oraz New Panamax z napędem DFDE, dla których uzyskano zbliżone wartości zaproponowanego w artykule wskaźnika (1). Równocześnie najmniejszą efektywność wykonania zadania transportowego wykazały gazowce z napędem typu DFSM. Pomimo tego faktu, nie powinny być one pominięte w dalszych rozważaniach dotyczących opłacalności eksploatacji gazowców obsługujących terminal. Rozpatrywane w artykule układy wymagają uwzględnienia w rozważaniach strumieni energii niezbędnych dla utrzymania ruchu pozostałych urządzeń układu energetycznego statku, kosztów obsług (bieżących i okresowych), kosztów załogi oraz innych czynników. Znaczący wpływ na ocenę opłacalności czarteru mogą mieć również, oprócz kosztów potrzebnego do transportu paliwa, same koszty czarteru. Możliwe jest, że uwzględnienie ich w porównaniu zmniejszy dysproporcję pomiędzy nowoczesnymi układami napędowymi (DRL, DFDE), a napędem turboparowym. Wynika to z faktu, że koszty czarteru gazowców starszych, mniej efektywnych, mogą być o prawie połowę mniejsze niż gazowców nowego typu, zbudowanych po roku 2004 i wynosić nawet 45 000 USD/dzień [6]. Streszczenie W artykule rozpatrzono układy napędowe gazowców spełniających wymagania terminalu LNG w Świnoujściu. Wśród funkcjonujących zbiornikowców wyłoniono najczęściej występujące układy napędowe: DRL, DFDE, DFSM. Przedstawiono światowe kierunki rozwoju układów napędowych zbiornikowców LNG. Określono najczęściej stosowane na gazowcach silniki cieplne rozróżniając: turbiny parowe, średnioobrotowe dwupaliwowe silniki o zapłonie samoczynnym, jak również silniki wolnoobrotowe jednopaliwowe stosowane w układach z ponownym skraplaniem gazu. Zaprezentowano przykładowe rozwiązania układów napędowych. Zaproponowano wskaźnik efektywności wykonania zadania transportowego gazowców. Przeprowadzono analizę porównawczą w oparciu o dane reprezentatywnych gazowców. Sformułowano ogólne wnioski dotyczące efektywności transportowej gazowców przeznaczonych dla terminala LNG w Świnoujściu. Słowa kluczowe: zbiornikowiec LNG, układ napędowy, turbina parowa, silnik dwupaliwowy, ponowne skraplanie gazu, uwarunkowania projektowe, terminal LNG Design considerations of LNG carriers with Swinoujscie terminal operating capability Abstract This article has examined propulsion systems of LNG tankers which meet the requirements of the LNG terminal in Swinoujscie. The most common propulsion types have been selected: DRL, DFDE, DFSM. Global trends of LNG tanker propulsion systems were presented. The heat engines most frequently used on tankers such as: steam turbines, dualfuel medium speed diesel engines as well as lowspeed singlefuel engines used in systems with gas reliquefaction have been defined. Exemplary solutions of propulsion systems have been presented. Transport task management efficiency ratio of gas carriers has been suggested. A comparative analysis based on the data of representative gas tankers has been performed. General conclusions on transport effectiveness of gas tankers for LNG terminal in Swinoujscie have been determined. Keywords: LNG carrier, propulsion system, steam turbine, dualfuel engine, gas reliquefaction, design considerations, LNG terminal BIBLIOGRAFIA 1. Adamkiewicz A., Behrendt C., Ocena efektywności turboparowego układu energetycznego gazowca LNG. Rynek Energii 2010, nr 3(88). 2. Adamkiewicz A., Behrendt C., Technologiczne uwarunkowania ewolucji układów napędowych zbiornikowców LNG. Rynek Energii 2013, nr 3(106). 3. Behrendt C., Adamkiewicz A., Układy energetyczne statków typu LNG. NaftaGaz 2012, nr 10. 4. Gucma S., Determination of optimal waterway system parameters and operating conditions for LNG Tanker operation in the port of Świnoujście. Zeszyty Naukowe Akademia Morska w Szczecinie 2012, nr 30(102). 2240

5. Matkowski A., Sienkiewicz M., Polski terminal gazu skroplonego (LNG) geneza i ewolucja projektu. Gaz, Woda i Technika Sanitarna 2011, nr 9. 6. www.igu.org. International Gas Union, World LNG Report 2014 Edition. (dostęp z dnia 20.01.2015). 7. www.khi.co.jp (dostęp z dnia 19.02.2015). 8. www.marine.man.eu (dostęp z dnia 19.02.2015). 9. www.polskielng.pl (dostęp z dnia 17.01.2015). 10. www.polskielng.pl Instrukcja Terminalu z dn. 31.10.2009 r. (dostęp z dnia 17.01.2015). 11. www.seaweb.com (dostęp z dnia 6.02.2015). 12. www.wartsila.com (dostęp z dnia 14.02.2015). 2241