Możliwości przeładunku skroplonego gazu naturalnego LNG z gazowca zakotwiczonego na redzie

HERDZIK Jerzy 1 Możliwości przeładunku skroplonego gazu naturalnego LNG z gazowca zakotwiczonego na redzie WSTĘP Skroplony gaz naturalny (ang. liquefied natural gas LNG) jest podstawową formą przewozu tego surowca na większe odległości drogą morską z użyciem statków gazowców LNG do przewozu tego typu ładunku. Przewóz w postaci kriogenicznej cieczy (temperatura ładunku zawiera się od -162,5 o C do -157 o C) stwarza szereg zagrożeń [6]. Podstawowe oznaczenia LNG przedstawiono w tabeli 1. Tab.1. Podstawowe oznaczenia gazu ziemnego w LNG [6,8,9,10] Nazwa Nr indeksowy Numer WE Numer CAS Klasyfikacja Skroplony gaz Brak, mieszanina, 305-828-9 95046-41-6 F+, R12, N, naturalny numery wg R58 składników Znakowanie F+, R12, N, R58, S:(2-)9-16-23-33 W tabeli 2 przedstawiono oznaczenia głównych składników gazu ziemnego LNG. Tab.2. Oznaczenia głównych składników gazu ziemnego LNG [6,8,9,10,11] Nazwa Nr indeksowy Numer WE Numer CAS Zawartość [%obj.] Klasyfikacja Znakowanie metan 601-001-00-4 200-812-7 74-82-8 85 100 F+, R12 F+, R12, S:(2-)9-16-33 etan 601-002-00- X 200-814-8 74-84-0 1 10 F+, R12 F+, R12, S:(2-)9-16-33 propan 601-003-00-5 200-827-9 74-98-6 1 5 F+, R12 F+, R12, S:(2-)9-16 butan 601-004-00-0 203-448-7 106-97-8 0,0 1,5 F+, R12 NOTA C, F+, R12, S:(2-)9-16 Możliwy jest też przewóz gazu ziemnego w postaci skompresowanego gazu (ang. compressed natural gas CNG) przy ciśnieniach 14 26 MPa, przewożonego w temperaturach otoczenia lub zbliżonych do niego. Taką formę transportu preferuje się na odległości do ok. 1000 mil morskich. Zdolność przewozowa statków CNG jest jednak ok. trzykrotnie mniejsza (gęstość skompresowanego gazu jest ok. trzykrotnie mniejsza od kriogenicznej cieczy). Koszty energetyczne kompresowania gazu są rzędu 5 10% (zależne od technologii), natomiast koszty skraplania są większe, sięgają 12 25% jego wartości opałowej (również w zależności od zastosowanej technologii). Gaz ziemny w sieciach lądowych transportowany jest rurociągami w postaci skompresowanego gazu. W rezultacie albo gazowiec LNG albo terminal lądowy ze zbiornikami LNG musi przeprowadzić proces regazyfikacji tj. zamiany przewożonej lub przechowywanej cieczy (gazowiec LNG może pełnić też funkcję magazynu) na sprężony gaz poprzez podgrzanie cieczy powyżej temperatury krytycznej. Uzyskany gaz przegrzany nie będzie zawierał nawet małych ilości cieczy. 1 Dr inż. Jerzy Herdzik prof. nadzw. AM, Katedra Siłowni Okrętowych, Akademia Morska w Gdyni, georgher@am.gdynia.pl 1784

Proces obróbki i skraplania gazu ziemnego w celu jego przechowywania postaci cieczy, a następnie regazyfikacji przedstawiono na rys.1. Rys.1. Schemat procesu obróbki i skraplania gazu ziemnego, przechowywania i regazyfikacji [4] Wyżej przedstawiony schemat został w 2001 roku uruchomiony w Chinach na polu gazowym Ping-Hu [4]. Ma zdolność skraplania 100 tys. m 3 gazu ziemnego dziennie uzyskując 174 m 3 cieczy, przechowywanej w zbiornikach o pojemności po 20 tys. m 3. Dzienna wydajność regazyfikacji wynosi 1,66 mln m 3. W zależności od składu chemicznego gazu ziemnego uzyskuje się w procesie regazyfikacji z 1m 3 cieczy 600-660 m 3 gazu w warunkach normalnych [11,12]. Przykład statku do przewozu LNG przedstawiono na rys.2. Jest to Seri Angkasa z czterema zbiornikami membranowymi (typu GTT, Membrane Tank Mark III) zbudowany w 2007 roku przez Samsung Heavy Industries w Korei Południowej dla firmy MISC (Malezja) [7]. Rys.2. Gazowiec LNG Seri Angkasa typu Q-flex ze zbiornikami membranowymi [www.motorship.com, 3] 1785

1. WYBRANE WŁASNOŚCI FIZYKOCHEMICZNE SKROPLONEGO GAZU ZIEMNEGO LNG ISTOTNE DLA TRANSPORTU Z gazu ziemnego przygotowywanego do skroplenia należy usunąć związki węgla (tlenek i ditlenek węgla), następnie usunąć hydraty i związki siarki (głównie siarkowodór). Przy ciśnieniu bezwzględnym 0,1 MPa metan skrapla się w temperaturze -162,5 o C i taką temperaturę należy osiągnąć. Można go transportować lub przechowywać w zbiornikach atmosferycznych do maksymalnego ciśnienia 0,125 MPa (nadciśnienia ok. 0,025 MPa), co odpowiada temperaturze cieczy około -152 o C. Głównym zagrożeniem jest tworzenie mieszanin wybuchowych z powietrzem. Dla czystego metanu są to granice stężeń objętościowych 5,4 14%, dla LNG przyjmuje się granice szersze 5 15%. Gaz ziemny niskiej czystości (low purity methane) zawiera ok. 91% metanu, natomiast wysokiej czystości (high purity methane) powyżej 97%. W tych granicach zawiera się zawartość metanu w LNG przewożonym na gazowcach. Pozostałe składniki LNG to etan (1 5%), propan (0 2%), butan (0 0,5%) i inne w śladowych ilościach. Podstawowym problemem transportu skroplonego metanu jest nisko położony punkt krytyczny: temperatura -82,56 o C oraz ciśnienie ok. 4,5MPa. W rezultacie nie zdecydowano się na rozwiązania pośrednie: w zbiornikach ciśnieniowych przy temperaturach rzędu -140-110 o C wymagających jednak stosowania energochłonnych systemów skraplania par ładunku. Utrzymanie temperatur ok. -160 o C, mimo stosowanie izolacji termicznych zbiorników, wymaga nakładów energetycznych ok. 12 38 kw mocy w ciągu doby na 1 tonę ładunku w zależności od technologii [2] na ponowne skroplenie gazu, który odparował. Przykład instalacji ponownego skroplenia LNG z użyciem gazowego azotu schłodzonego do temperatury ok. -180 o C przedstawiono na rys.3. Rys.3. Schemat ideowy instalacji skraplania LNG azotem [2] 2. IDEA PRZEŁADUNKU SKROPLONEGO GAZU ZIEMNEGO LNG NA ZAKOTWICZONY STATEK NA REDZIE Operacje przeładunkowe na gazowcu znajdującym się w porcie wymagają spełnienia wielu restrykcyjnych przepisów bezpieczeństwa. Stwarzają również zagrożenia dla otoczenia. W rezultacie terminal lądowy LNG oraz nabrzeże, przy którym będzie statek cumował, winny znajdować się w bezpiecznej odległości od innych obiektów przemysłowych oraz budynków mieszkalnych. Ponadto gazowce typu Q-flex, posiadają zanurzenie rzędu 12-13 m, co wymaga głębokowodnych akwenów na przejście tego typu statku. Zachodzi najczęściej potrzeba skorzystania z usług holowników, aby operacje wejścia-wyjścia z portu były przeprowadzane bezpiecznie. Sytuacja staje się prostsza, jeżeli możliwy jest przeładunek statku na redzie w bezpiecznej odległości jest to często 8-15 km od lądu. Wymaga to jednak budowy wysuniętego w morze pirsu (jetty) lub boi służącej od podłączenia instalacji statkowej do instalacji terminala lądowego oraz budowy rurociągu łączącego boję z 1786

terminalem lądowym. Ideę, która w wielu portach przeładunkowych została już zrealizowana, przedstawiono na rys.4. W ciężkich warunkach atmosferycznych, w których statek mimo zakotwiczenia nie mógłby utrzymać pozycji w stosunku do boi, może być wspomagany zacumowanym do statku holownikiem lub jego asystą. Rys.4. Idea przeładunku LNG: gazowiec na redzie terminal lądowy [1] Największym wyzwaniem jest budowa zakotwiczonej boi, która będzie pełniła rolę łącznika między statkiem a terminalem lądowym. Elementy tej konstrukcji pokazano na rys.5. Rys.5. Idea załadunku lub rozładunku gazowca LNG na redzie połączenie boja-statek [1] Przedstawiony system połączeń umożliwia obustronne operacje ładunkowe: terminal-statek i statek-terminal. Należy zauważyć, że zasadą operacji przeładunkowych na gazowcach LNG, jest transport zwrotny gazu [15]. Oznacza to, że w operacji rozładunkowej cieczy relacji statek-terminal, rurociągiem gazowym wraca gaz z terminala na statek. Dzięki temu nie ma potrzeby uruchamiania instalacji wytwarzania gazu (ang. vapouriser system). Ciśnienie w zbiorniku ładunkowym jest utrzymywane ekwiwalentną ilością cieczy i gazu wymienianą między statkiem a terminalem. W przedstawionym na rys.4 systemie przeładunkowym dochodzi problem dodatkowej ilości gazu, który odparował z cieczy w rurociągu łączącym statek i terminal. Ta nadmiarowa ilość gazu najczęściej jest spalana w pochodni (flarze) zamontowanej na boi (rys.5). Rurociąg łączący terminal lądowy z boją musi spełniać szereg wymagań. Przykład konstrukcji takiego rurociągu przedstawiono na rys.6. W celu ograniczenia wymiany ciepła rurociąg ten ma szereg izolacji termicznych. W celu uproszczenia systemu przeładunkowego rurociąg powrotny gazu umieszczono wewnątrz rurociągu cieczowego. 1787

Rys.6. Budowa rurociągu łączącego terminal lądowy z boją [1] Połączenie systemów przeładunkowych pomiędzy boją a statkiem odbywa się elastycznym rurociągiem z możliwością automatycznego jego wydłużania i skracania (rys. 5). Jest to bardzo wrażliwe miejsce na uszkodzenia. Należy zauważyć duże zmiany temperatury elementów rurociągu w czasie przeładunku i po jego zakończeniu (po odessaniu cieczy), które powodują zmianę długości rurociągów (muszą wystąpić kompensatory wydłużeń) oraz określoną liczbę cykl zmian temperatury. Oznacza to, że po określonej liczbie cykli przeładunkowych elementy systemu (rurociągi) podlegają wymianie na nowe. 3. PRZYKŁAD CHARAKTERYSTYKI INFRASTRUKTURY UMOŻLIWIAJĄCEJ ROZŁADUNEK GAZOWCA LNG NA REDZIE Przykładem systemu przeładunku LNG na statek zacumowany na redzie jest projekt firmy ExxonMobil dla północno-zachodniego wybrzeża Australii [1]. Tab.3. Podstawowe dane projektowe systemu przeładunku LNG [1] Rata przeładunkowa (ciecz) 10 000 m 3 /h Wielkość gazowca (pojemność zbiorników ładunkowych) 135 000 m 3 Odległość od lądu 8 km Aranżacja podmorskiego rurociągu Rura w rurze z wewnętrzną recyrkulacją Minimalne ciśnienie LNG w boi 0,9 MPa Minimalne ciśnienie w manifoldzie statku 0,36 MPa Głębokość wody w miejscu przeładunku 15 20 m Sposób usunięcia gazu z rurociągu Spalanie w pochodni Miejsce przeznaczenia NW Australia Planowana dostępność systemu (warunki pogodowe) 97% Sposób połączenia systemu przeładunkowego boi ze statkiem Rurociąg (wąż) kompozytowy typu Senior Flexonics Planowana maksymalna liczba statków do załadunku sto rocznie. Koszt budowy instalacji oszacowano na 85 milinów dolarów (USD). Koszty bieżące obsługi statków i instalacji na ok. 5 milionów dolarów rocznie. Wymagana jest pomoc załogi ze statku zewnętrznego (obsługa z terminala gazowego) w celu podłączenia systemu gazowca do systemu boi (wieży przeładunkowej) oraz wymiany przyłącza. Bardzo wysoko oszacowano dostępność systemu przeładunkowego do operacji ze względu na warunki atmosferyczne (obszar przechodzenia monsunów). Oznacza to w ciągu roku wyłączenie 10 12 dni z operacji przeładunkowych. 1788

4. ZAGROŻENIE DLA ŚRODOWISKA NATURALNEGO AWARYJNYM ZRZUTEM ŁADUNKU LNG LUB USZKODZENIEM ZBIORNIKÓW ŁADUNKOWYCH Pary ładunku gazowca LNG stanowią węglowodory. Głównym składnikiem jest metan. Węglowodory uznane są za gazy dające efekt cieplarniany. W rezultacie wszystkie operacje ładunkowe muszą zapewniać szczelność systemów, aby ograniczyć do minimum przecieki. Nie wolno w normalnych warunkach eksploatacyjnych usuwać węglowodorów do atmosfery (odgazowywać zbiorników ładunkowych). Ze względu na to, że temperatura zewnętrzna jest znacznie wyższa od temperatury przewożonego ładunku, część ładunku ulega procesowi odparowania. W czasie podróży z ładunkiem możliwa rata odparowania wynosi 0,15% objętości zbiornika na jeden dzień. Dla ww. parametrów gazowca oznacza to, że dziennie odparowuje około 200 m 3 LNG. Gaz ten stanowi wysokiej jakości paliwo i można powiedzieć, że obecnie jest powszechnie zastępuje paliwo ciekłe [13,14]. Dla dużych gazowców (>100 tys. m 3 ) nie ma możliwości wykorzystania go w całej ilości. Dopuszcza się spalanie gazu w spalarkach, ale jest to marnotrawstwo surowca. Nadwyżkę gazu, której nie wykorzystano jako paliwo, należy ponownie skroplić, a następnie ciecz przepompować do zbiornika ładunkowego. Poważnym zagrożeniem dla środowiska jest groźba awaryjnego zrzutu ładunku lub zdarzeń wypadkowych. Dla rozważanego statku odparowujący ładunek wytworzyłby ok. 85 milionów m 3 palnego gazu w warunkach normalnych (zbliżonych do otoczenia). Podgrzane do temperatury otoczenia pary metanu mają ok. 55% gęstości powietrza. Są rozpraszane prądami powietrza i stanowią poważne zagrożenie dla lotnictwa, ze względu na zagrożenie silnymi turbulencjami. Zapłon par ładunku LNG stwarza zagrożenie dla otoczenia, głównie w wyniku oddziaływania silnego promieniowania podczerwonego [5]. W centrum pożaru oszacowano natężenie promieniowania podczerwonego (termicznego) przekraczającego wartość 300 kw/m 2, a wysokość płomienia powyżej 100 m. Skutki jakie powoduje promieniowanie termiczne przedstawiono w tab.4. Tab.4. Skutki promieniowania podczerwonego (termicznego) w zależności od jego natężenia [5] Natężenie promieniowania Obserwowane skutki [kw/m 2 ] 37,5 Wystarczające do zniszczenia elementów konstrukcji statku. 25,0 Minimalne natężenie powodujące zapłon drewna (bez płomienia inicjującego, ciągu). 12,5 Minimalne natężenie wymagane do zapłonu drewna z płomieniem inicjującym, deformacje rurociągów z tworzyw sztucznych. Skutki śmiertelne dla ludzi. 9,5 Wystarczające do wywołania bólu w 8 sekund oraz oparzeń drugiego stopnia po 20 sekundach. 4,0 Wystarczające do wywołania bólu odkrytego ciała w ciągu 20 sekund, może wywołać oparzenia drugiego stopnia, bez skutków śmiertelnych. 1,6 Powoduje dyskomfort po dłuższym czasie ekspozycji. Rozważając atak terrorystyczny na gazowiec o pojemności 150-200 tys. m 3 oraz rozszczelnienie zbiorników o powierzchni 1 m 2, oszacowano, że w ciągu około 1 godziny zbiornik ładunkowy ulegnie opróżnieniu (praktycznie niezależnie od typu: membranowy lub sferyczny) [5]. W wyniku zapłonu i pożaru strefa śmiertelności 99% osiąga promień ok. 2,8 km (rys.7). Duże szanse przeżycia (powyżej 99%) występują w odległości powyżej 5 km od centrum pożaru. Nie uwzględniano tu wpływu wiatru. W wyniku niekorzystnego kierunku wiatru odległość bezpieczna może przekraczać 8 km od źródła pożaru. Natężenie promieniowania powyżej 220 kw/m 2 występuje w promieniu ok. 0,5 km. Oznacza to, że niemożliwa jest skuteczna akcja gaśnicza. Żaden statek, nawet przystosowany do gaszenia pożarów, nie ma parametrów, które umożliwiłyby podejście do pożaru na odległość, która pozwoliłaby na podjęcie akcji gaśniczej. 1789

Rys. 7. Prawdopodobieństwo skutków śmiertelnych dla ludzi w zależności od odległości od źródła pożaru gazowca LNG (jedna kratka oznacza odległość 0,5 km) [5]. WNIOSKI Operacje przeładunkowe gazowców LNG zakotwiczonych na wodach przybrzeżnych są interesującą alternatywą budowy portów przystosowanych do przyjęcia tego typu statków. Obie możliwości mają szereg przeciwstawnych zalet i wad. Budowa wysuniętej w morze boi (wieży przeładunkowej) jest atrakcyjna z wielu powodów: nie ma potrzeby budowy portu głębokowodnego z infrastrukturą, torem podejściowym itp.; statek ma większe możliwości manewrów w sytuacjach awaryjnych; łatwiej można spełnić warunki odległości statku od infrastruktury przemysłowej; zakotwiczony statek w odległości 8 15 km od lądu zapewnia większe bezpieczeństwo operacji przeładunkowych, szczególnie w sytuacjach awaryjnych. Podstawową wadą tego rozwiązania jest większe zagrożenie statku na oddziaływanie środowiska morskiego. W porcie zacumowany statek jest mniej narażony na zmianę położenia. Gazowce LNG są jednak dużymi statkami, o dobrej dzielności morskiej nawet w ciężkich warunkach sztormowych. Znajduje to potwierdzenie m.in. szacowanej dostępności systemu (97%, tab. 3). W fazie projektowania inwestycji związanej z przeładunkiem skroplonego gazu ziemnego LNG warto rozważyć wszystkie ewentualności. Koszt inwestycji jest z reguły wysoki, dlatego projekt winien być dopracowany w szczegółach, z uwzględnieniem miejscowych uwarunkowań. Streszczenie Projekt operacji przeładunkowych gazu skroplonego LNG relacji terminal lądowy statek winien uwzględniać szereg czynników: parametry instalacji, uwarunkowania miejscowe, możliwe rozwiązania techniczne, oddziaływanie na środowisko naturalne, koszt inwestycji oraz bezpieczeństwo operacji ładunkowych dla otoczenia, w tym w dzisiejszych czasach zagrożenia terrorystycznego. Gazowiec LNG nie tylko może przewozić ładunek drogą morską na duże odległości, ale potencjalnie może pełnić funkcje magazynu. W sieciach lądowych gaz ziemny transportuje się rurociągami w postaci sprężonego gazu. W przypadku LNG zachodzi często potrzeba regazyfikacji gazu ziemnego, co może być przeprowadzone na statku. Przestawiono jedną alternatyw zakotwiczenie gazowca na wodach przybrzeżnych w odległości 8 15 km od lądu, łącząc go z terminalem lądowym poprzez wieżę przeładunkową jako rozwiązanie prostsze, tańsze i bardziej bezpieczne dla operacji przeładunkowych. W wielu sytuacjach jest to rozwiązanie podstawowe np. na polach gazowych, wokół których nie ma infrastruktury portowej, ale zlokalizowana jest ona blisko morza, a transport rurociągami jest droższym lub niemożliwym do wykonania rozwiązaniem. Zwrócono uwagę na aspekty bezpieczeństwa, w tym zagrożenia terrorystycznego. Słowa kluczowe: gaz skroplony, LNG, gazowiec, przeładunek, regazyfikacja 1790

The possibilities of handling liquefied natural gas LNG from anchored vessels on open roads Abstract The design of liquefied natural gas (LNG) handling operations in relation onshore terminal-vessel ought to take into consideration a few factors like: installation parameters, local conditions, possible technical solutions, the influence on natural environment, the costs of investment and the safety of handling operation for surroundings, including the terrorist threats. LNG gas tanker may transport the cargo on long distances by sea, but may perform the function as a storage tank. In onshore networks natural gas is transported by pipelines as compressed gas. In case of LNG it proceeds the necessary of LNG regasification, it may be done on a gas tanker. It was submitted one of the alternatives anchoring gas tanker on shallow waters in a distance to shore 8 15 km, connecting the vessel with terminal through the handling tower - this is more simple, cheaper and more safe solution for handling operations. In many situations this is the basic solution for example on gas fields, where the port infrastructure, but located nearby the sea and the pipeline transport is more expensive solution or impossible for realization. It was paid an attention on safety aspects including terrorist threats. Keywords: liquefied gas, LNG, gas tanker, reloading, regasification BIBLIOGRAFIA 1. Ehrhardt M.E., Rymer D,L., Hose based offshore LNG system, Houston, USA, poster PO 20, 2011. 2. Barclay M., Denton N., Selecting offshore LNG processes, Engineering Forum 11/2005. 3. www.misc.com.my 4. Hong W.Z. i inni, First industrial LNG production in China, 2001. 5. Melhem G.A. i inni, Understand LNG fire hazard, iomosaic Corporation, 2007. 6. Gaz ziemny skroplony, Karta charakterystyki, Instytut Nafty i Gazu, Kraków 2008. 7. www.tge-marine.com 8. Ustawa z dnia 25 lutego 2011 r. o substancjach chemicznych i mieszaninach Dz. U. 2011 nr 63 poz. 322. 9. Rozporządzenie 1272/2008 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16 grudnia 2008 r. w sprawie klasyfikacji, oznakowania i pakowania i mieszanin. 10. Rozporządzenie Ministra Zdrowia z dnia 20 kwietnia 2012 r. w sprawie oznakowania opakowań niebezpiecznych i mieszanin niebezpiecznych oraz niektórych mieszanin (Dz. U. z 2012 r. Nr 0 poz. 445). 11. Rozporządzenie Ministra Zdrowia z dnia 13 listopada 2007 r. w sprawie karty charakterystyk Dz. U. 2007 nr 215 poz. 1588. 12. Herdzik, J., LNG as a marine fuel possibilities and problems, Journal of Kones, WARSAW 2011. ISSN 1231-4005 Vol. 18 No. 2. pages 161-168. 13. Herdzik J., Aspects of using LNG as a marine fuel, Journal of Kones WARSAW 2012. ISSN 1231-4005 Vol. 19 No. 2. pages 201-210. 14. Herdzik J., Consequences of using LNG as a marine fuel, Journal of Kones, WARSAW 2013. ISSN 1231-4005, Vol. 20, No. 2. pages 159-166. 15. LNG Custody Transfer Handbook, Third edition, GIIGL 2011. 1791