– Skroplony gaz ziemny to szczególny rodzaj ładunku. Jego transport drogą morską wymaga stałej pieczy i nieustannego kontrolowania wielu parametrów. Nowoczesne statki do przewozu LNG ułatwiają to zadanie, ale to tylko narzędzia – najważniejsze są kompetencje i doświadczenie – mówi Rafał Gryczan, specjalista ds. LNG w PGNiG Supply & Trading z Grupy Orlen, w rozmowie z BiznesAlert.pl.
BiznesAlert.pl Grupa ORLEN poprzez norweskiego Knutsena wzbogaci się niebawem o dwa nowoczesne gazowce. Jak możemy opisać te dwa statki, jak plasują się na tle innych tego typu jednostek?
Rafał Gryczan: Pojemnościowo to nie są największe statki. Są w standardzie rynkowym, zapewniającym największą elastyczność i efektywność, w tym sensie, że przy takim rozmiarze jesteśmy w stanie zawijać do większości portów a jednocześnie dostarczać duże ilości LNG. Oczywiście, pewne ograniczenia mogą się pojawić np. w przypadku terminali gazowych wykorzystujących jednostki FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), w których utrudnieniem może być mniejsza pojemność zbiorników takiej jednostki, ograniczająca możliwość wyładowania naszego gazowca. W niektórych FSRU ładunek jest regazyfikowany na bieżąco – w tym przypadku wielkość statku, a co za tym idzie – ilość przewożonego ładunku, będą decydowały o czasie operacji rozładunku. W logistyce transportu LNG ma to istotne znaczenie.
Statki zostały wyposażone w napęd przystosowany do spalania gazu ziemnego z odparowanego ładunku LNG oraz paliwa ciężkiego i diesla. Decyzja o korzystaniu z tego lub innego paliwa leży w gestii czarterującego jednostkę. Oczywiście, zgodnie z normami środowiskowymi obowiązującymi w Europie i na świecie, co może ograniczać wybór. Kwestia tego, z jakiego paliwa będzie korzystał statek zależy głównie od sytuacji na rynku i umów z odbiorcami. Z jednej strony, operator statku zawsze woli korzystać z najtańszego paliwa, ale jeśli w danej sytuacji jest to gaz ziemny, to trzeba rozstrzygnąć, czy jednak bardziej nie opłaca się wybrać droższe paliwo, ale za to zmaksymalizować ilość dowiezionego ładunku.
Parowanie ładunku to proces naturalny, ale wymagający nadzoru. Trochę jak z garnkiem, w którym wrze woda. Kiedy taki garnek przykryjemy i zatkamy wszelkie ujścia, para wodna podniesie pokrywkę i woda wykipi. Z gazowcem jest podobnie, więc coś z tym odparowanym gazem trzeba zrobić. Wypuszczanie do atmosfery nie wchodzi w grę z przyczyn środowiskowych i ekonomicznych. Zużywanie jako paliwa do silników statku albo do generowania energii elektrycznej to dobre rozwiązanie, ale nie zawsze opłacalne a ponadto w grę mogą wchodzić zobowiązania kontraktowe dotyczące ilości gazu, który należy dostarczyć, co oznacza, że nie można go dowolnie wykorzystywać jako paliwa. Dlatego nasze statki są wyposażone w instalacje do ponownego skraplania odparowanego ładunku.
To też kwestia nowoczesności tej jednostki…
Sama koncepcja tak zwanego reliqu (Reliquefaction System – system ponownego skraplania gazu) nie jest nowa. Statki z tym systemem były budowane dużo wcześniej. Ale system, który jest zamontowany w naszych jednostkach, pozwala na skraplanie gazu zarówno w trakcie rejsu z ładunkiem, jak i w drodze powrotnej, kiedy na statku wykorzystuje się małą ilość niewyładowanego ładunku po to, żeby utrzymać zbiorniki zimne i gotowe do załadunku zaraz po zawinięciu do terminalu skraplającego. To bardzo ułatwia planowanie rejsów oraz powoduje, że potrzebujemy pozostawić w zbiornikach dużo mniej ładunku, żeby utrzymać je w odpowiednio niskiej temperaturze. Im mniej ładunku musimy pozostawić do celów technicznych, tym więcej możemy przeznaczyć do celów handlowych, czyli zarabiamy więcej. Statki bez tego systemu lub z innymi systemami ponownego skraplania nie posiadają takiej elastyczności i planowanie podróży balastowej, a więc już bez ładunku, jest znacznie trudniejsze i wymaga uwzględnienia szeregu czynników jak naturalne parowanie lub zwiększone parowanie z powodu złej pogody, opóźnienia przy wejściu do portu – wszystko po to, aby wyliczyć ilość paliwa, które trzeba pozostawić w zbiornikach. Błędne wyliczenie, będzie oznaczać konieczność schłodzenia statku w porcie załadunku a to są dodatkowe, wysokie koszty.
Czy może Pan rozwinąć zagadnienie dotyczące ogrzania się jednostki i tego konsekwencji?
Temperatura ładunku, którą taki statek przyjmuje to około -160 stopni Celsjusza, są to okolice temperatury wrzenia LNG. Może się ona nieznacznie różnić w zależności od terminalu skraplającego i od składu chemicznego ładunku. Materiały, które zostały użyte do budowy zbiorników statku i instalacji rurociągowej służącej do załadunku i wyładunku LNG ze zbiorników, to głównie stal nierdzewna o wysokiej wytrzymałości oraz szereg innych materiałów wspomagających konstrukcję, które nie są aż tak wytrzymałe, aby sprostać nagłym wahaniom temperatury o rozpiętości rzędu 200 stopni Celsjusza – tyle bowiem może wynosić różnica między temperaturą ładunku a temperaturą otoczenia w momencie załadunku statku. Siły oraz naprężenia, które wtedy powstają, mogłyby doprowadzić do zniszczenia zbiornika lub innych elementów instalacji na statku, w dodatku w wyniku styku ładunku z o wiele cieplejszą konstrukcją zbiornika, doszłoby do gwałtownego odparowania gazu, którego ilość byłaby niemożliwa do opanowania przez urządzenia pokładowe i terminalowe. Konieczne jest więc przygotowanie zbiorników do załadunku i schłodzenie ich do temperatury, która jest zbliżona do temperatury ładunku. Oczywiście, nie ma potrzeby, żeby zbiorniki miały taką temperaturę przez cały czas trwania podróży balastowej. Co do zasady schłodzenie następuje dopiero przed ponownym przyjęciem ładunku. Służy do tego LNG, którego pewna ilość zostaje po rozładunku w jednym ze zbiorników. W odpowiednim momencie zostaje ono rozprowadzone przez dysze rozprężne do pozostałych zbiorników.
Czy w trakcie podróży ładunek LNG, który jest w temperaturze około -160 stopni Celsjusza, też się jakoś schładza? Zbiornik działa na zasadzie zamrażalnika?
Wytłumaczę to na zasadzie prostych praw fizyki i termodynamiki oraz równania stanu gazu doskonałego. Zbiornik posiada izolację, która pomaga utrzymać temperaturę ładunku, ale nie ma izolacji idealnej, a ściślej rzec biorąc – izolacji idealnej, której instalacja na statku byłaby technicznie i ekonomicznie wykonalna. Wprawdzie izolacja zastosowana na naszych jednostkach jest jedną z najbardziej efektywnych z dostępnych na rynku, mimo to nie jest w stanie całkowicie zapobiec przenikaniu pewnej ilości energii w postaci ciepła do wnętrza zbiornika i ogrzewania ładunku.
W celu zobrazowania schematu schładzania ładunku posłużymy się równaniem Clapeyrona, które w dużym uproszczeniu przedstawia proporcjonalną zależność temperatury i ciśnienia w danej objętości i liczbie cząsteczek gazu. Zgodnie z równaniem, im wyższe ciśnienie, tym wyższa temperatura i na odwrót. Ciśnienie wywierane przez gaz jest tym większe, im więcej cząsteczek gazu zderza się ze ścianką zbiornika. Dzięki możliwości odbierania cząsteczek gazu ze zbiornika, np. poprzez użycie go w maszynowni jako paliwa lub w instalacji ponownego skraplania, możemy redukować ciśnienie i proporcjonalnie obniżać temperaturę układu. Im więcej cząsteczek gazu będziemy zabierać ze zbiornika, tym układ będzie szybciej się ochładzał (albo wolniej ogrzewał – w zależności od ilości odbieranego gazu). Najszybciej efekt ten zauważy się na powierzchni tafli ciekłego LNG w zbiorniku. Po jakimś czasie gęstość ładunku w okolicach tafli będzie rosła (gęstość większości substancji jest zależna od panujących warunków, w szczególności od temperatury i ciśnienia, im niższe tym substancja bardziej gęsta) i pod wpływem grawitacji zacznie opadać w niższe warstwy cieczy w zbiorniku tworząc pionowy gradient temperatury LNG. Następnie w wyniku kołysania statku na fali ładunek o różnej gęstości i temperaturze zostanie wymieszany. W ten sposób możemy do pewnego stopnia regulować temperaturę w zbiorniku pełnym cieczy jaką jest LNG.
Jakie są szacunki tego, ile gazu – w założeniu podróży ze Stanów Zjednoczonych do Polski – odparuje bezpowrotnie? Jakie są widełki technicznej utraty gazu w procesie transportu?
Dla jednostki bez systemu skraplania, zakładając pozostawienie części LNG na podróż powrotną do portu załadunku, straty wynoszą kilka procent. W zależności od wielkości oraz generacji statku, może to być od 3 do 6 procent. Uwzględniamy tu nie tylko straty w podróży ładunkowej, ale również konieczność zachowania pewnej ilości LNG na podróż powrotną, aby móc schłodzić zbiorniki przed ponownym załadunkiem. To ważny aspekt, jeśli chodzi o planowanie logistyki. W przypadku nowoczesnych jednostek, takich jak nasze statki, wartość ubytku ładunku w stosunku do jego całkowitej pojemności może być niższa niż 1 procent. Ta strata wynika z technicznych ograniczeń instalacji ponownego skraplania oraz ograniczeń wynikających z tytułu charakterystyki pracy pomp wyładunkowych, które nie mogą pracować „na sucho”. Pewnej ilości LNG nie da się wypompować ze zbiorników przy użyciu dostępnych pomp. W przypadku jednostek tej klasy, co zamówione przez Grupę ORLEN, jest to około 200 m sześć.
Jak wygląda rynek zbiornikowców do przewozu gazu? Czy Korea ma wybitne technologie, czy to kwestia ceny lub doświadczenia?
Wszystko ma znaczenie: cena, doświadczenia i technologie, ale również jakość. Przy czym mówiąc o technologii mam na myśli organizację procesu budowy, pozwalającą na optymalne połączenie linii produkcyjnej, kompetencji przeszkolonej kadry i systemu dostaw. To dzięki temu koreańskie stocznie są tak konkurencyjne, jeśli chodzi o czas budowy gazowców. Konieczność posiadania tak rozumianej technologii stanowi ogromną barierę przy wejściu na rynek budowy gazowców, szczególnie dużych.
Na światowym rynku budowy gazowców istnieją stocznie mające doświadczenie w budowaniu mniejszych gazowców z wykorzystaniem innej technologii zbiorników. Część z nich zapewne poszerzyłaby swoją ofertę o duże jednostki. Niestety, żeby to zrobić nie wystarczy samo skalowanie. Konieczne jest posiadanie odpowiednich przestrzeni czy suchych doków mogących pomieścić kadłub dużej jednostki, zmiana i dostosowanie procesu technologicznego do budowy zbiorników, organizacja systemu dostaw, pozyskanie niezbędnych licencji a przed wszystkim wykwalifikowanej i wyszkolonej kadry, gdyż budowa statków to nadal proces wymagający dużego nakładu siły roboczej. W przypadku dużego gazowca LNG, zbiorniki buduje się praktycznie przez cały czas budowy jednostki. Równolegle do budowy kadłuba tworzy się pewne komponenty składowe zbiorników, ale nie da się zbudować całego zbiornika na zewnątrz i go potem zamontować. Najdrobniejszy błąd, jak np. pozostawienie nadmiaru zaschniętego kleju w izolacji zbiornika, może później spowodować pęknięcie membrany i w konsekwencji przecieki gazu. Ewentualne naprawy wynikające z błędów konstrukcyjnych to ogromne koszty i utrata możliwości korzystania z jednostki, więc wybór odpowiedniej stoczni to kluczowy aspekt w procesie zakupowym tego typu zbiornikowców.
Budowa gazowca to na pewno nie jest rocket science, w większości wykorzystywane są tu różnorodne technologie opracowywane jeszcze w latach 50, oczywiście z pewnymi ulepszeniami. Ale kluczem do sukcesu jest inny rodzaj technologii, ten, o którym mówiłem wcześniej. Nie jest tak, że tylko Koreańczycy potrafią budować jednostki LNG. Ale koreańskie stocznie są w tej chwili na szczycie tego rynku, zlecenie budowy komu innemu jest więc obarczone większą lub mniejszą, ale zawsze dodatkową dozą ryzyka. Wybór jest zatem naturalny. Jeżeli ktoś decyduje się budować gdzie indziej, to raczej dlatego, że w danym momencie w koreańskich stoczniach nie ma dostępnych mocy produkcyjnych.
Rozmawiał Mariusz Marszałkowski
Łazor: Flota gazowców pomoże PGNiG rozwijać handel LNG (ROZMOWA)
