Dobrowolski, Kołodziejczak

PORÓWNANIE KOSZTÓW RÓśNYCH SPOSOBÓW TRANSPORTU LNG DO
ODBIORCÓW
Autorzy: Lech Dobrowolski, Ewa Kołodziejczak
(„Rynek Energii” – 10/2009)
Słowa kluczowe: transport, dystrybucja, skroplony gaz ziemny, strumień gazu, odległość graniczna
Streszczenie. Przewidywana w Świnoujściu budowa terminalu, do odbioru dostarczanego drogą morską LNG, stwarza potrzebę opracowania systemu dystrybucji tego gazu do odbiorców. Jednym z problemów do rozwiązania jest sposób jego
transportu. W artykule przeprowadzono porównanie kosztów dla dwu najbardziej prawdopodobnych wariantów dalszego
transportu gazu: gazyfikacji skroplonego gazu na terenie terminalu i dalszy jego transport gazociągami oraz transportu kołowego skroplonego gazu i jego gazyfikacja w pobliŜu zaopatrywanej w gaz grupy odbiorców. Porównania dokonano dla
róŜnych odległości transportu gazu oraz dla róŜnych ilości gazu pobieranego przez grupę odbiorców. W obliczeniach
uwzględniono te koszty gazyfikacji, które są róŜne w porównywanych wariantach Dla róŜnych wielkości strumieni dostarczanego gazu stwierdzono występowanie odległości granicznej pomiędzy opłacalnością obu wariantów transportu. Na podstawie otrzymanych wyników otrzymano przybliŜoną linie graniczną opłacalności transportu gazu w zaleŜności od wielkości
jego strumienia i odległości na jaką ma on być transportowany.
1. WSTĘP
Gaz ziemny stał się w ostatnich latach bardzo waŜnym paliwem w wielu dziedzinach techniki i energetyki, a zdaniem wielu ludzi związanych z energetyką „paliwem XXI wieku”. O takiej pozycji
zdecydowały jego własności związane z transportem i dystrybucją:
-
małe straty energii podczas przesyłu rurociągami umoŜliwiające transport na duŜe odległości,
- moŜliwości magazynowania w gazociągach i róŜnego rodzaju zbiornikach,
jak równieŜ z uŜytkowaniem szczególnie w procesach spalania:
- brak zanieczyszczeń w spalinach,
- niska emisja CO2,
- łatwość regulacji procesu spalania.
Zwiększone zainteresowanie gazem ziemnym jako nośnikiem energii wystąpiło z początkiem XX
wieku w krajach posiadających łatwo dostępne złoŜa gazu towarzyszącego ropie naftowej. Do takich
krajów naleŜała Polska, która w okresie międzywojennym zaczęła realizować przesył gazu ze złóŜ na
Podkarpaciu do Lwowa i rozbudowywanego Centralnego Ośrodka Przemysłowego powstającego na
Rzeszowszczyźnie. Druga wojna światowa przerwała rozwój gazownictwa opartego na gazie ziemnym
i dopiero w drugiej połowie lat 50-tych nastąpił gwałtowny wzrost zuŜycia gazu ziemnego. Wynikał on
oprócz wymienionych powyŜej własności gazu z rozwoju metod poszukiwania złóŜ oraz stosowania
nowych efektywniejszych technologii transportu rurociągowego duŜych ilości gazu na dalekie
odległości
Rynek gazu ziemnego obejmuje obecnie wszystkie kontynenty. Natomiast rozmieszczenie zasobów
gazu ziemnego na świecie rozłoŜone jest nierównomiernie, pokazano to w tabeli 1.
Tabela 1
Rezerwy gazu ziemnego na świecie [6]
L.
p
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Kraj
Rosja
Iran
Katar
Arabia
Saudyj.
USA
Zjed.Emir.A
rab.
Nigeria
Wenezuela
Algeria
Irak
Razem 78,4
%
bil
mn3
47,8
28,1
25,3
7,6
6,7
6,1
5,2
4,8
4,5
3,2
138,
8
L.
p
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Kraj
Indonezja
Turkmenist
an
Kazachstan
Malezja
Norwegia
Chiny
Uzbekistan
Kuwejt
Egipt
Kanada
Razem
12,4%
bil
mn3
3,0
2,7
2,4
2,4
2,3
2,3
1,8
1,8
1,7
1,6
22,0
Jak pokazano w tabeli 1 pierwsza dziesiątka krajów posiada 78,4 % światowych rezerw zaś pozostałe
kraje, nie uwzględnione w przedstawionej dwudziestce dysponuje łącznie 9,2 % rezerw.
W tabeli 2 przedstawiono porównanie pozyskiwania i zuŜycia gazu dla poszczególnych kontynentów.
W większości przypadków bilanse gazu dla kontynentów są zamknięte. Tylko dla Ameryki
Południowej i Środkowej pozyskiwanie stanowi tylko około 2/3 pozyskiwania. Zaś w przypadku Azji
pozyskiwanie jest o prawie 28 % większe od zuŜycia. Dla Europy zuŜycie i pozyskiwanie bilansują się
prawie dokładnie. NaleŜy jednak uwzględnić fakt, Ŝe wliczono do Europy Rosję, która posiada znacznie
mniejsze zuŜycie niŜ pozyskiwanie. Rosja posiada równieŜ największe zasoby i rezerwy gazu ziemnego
na świecie i stanowi najbliŜsze i najwygodniejsze źródło zaopatrzenia w gaz dla Europy.
Rozwój rynku gazu ziemnego, który praktycznie obejmuje wszystkie kontynenty oraz nierównomierne
występowanie złóŜ tego gazu spowodowały konieczność transportu przez morza i oceany. W tym celu
wykorzystano znane juŜ w pierwszej połowie ubiegłego wieku technologie skraplania gazu ziemnego
i jego magazynowania. Pierwsza taka komercyjna instalacja została wybudowana w Cleveland w stanie
Ochio juŜ w 1941 r.[2]. Budowa statku przystosowanego do transportu LNG nastąpiła o prawie 20 lat
później. W roku 1960 tankowiec Juliusz Verne przetransportował LNG z Algerii do portu Le Havre we
Francji. Za początek handlu LNG uwaŜa się rok 1965 związany z uruchomieniem pierwszej stałej trasy
dostaw LNG z terminalu Arzew w Algerii do Canvey Island w Wielkiej Brytanii [5].Od tego czasu
nastąpił szybki rozwój tego sposobu transportu LNG. W latach 1998 – 2005 ilość gazu ziemnego
sprzedawanego rocznie w stanie skroplonym wzrosła z 80 do 135 mln ton. Do roku 2010 przewiduje się
wzrost nawet do 250 mln ton LNG [5], co odpowiada ilości ok. 350 mld mn3 rocznie.
Transport LNG drogą morską wymaga istnienia trzech elementów: terminali załadunkowych u eksportera, statków – gazowców do transportu LNG oraz terminali rozładunkowych u importera. W tabeli
3 przedstawiono największych eksporterów i importerów LNG na świecie Do największych
eksporterów LNG naleŜą: Indonezja, Malezja, Algieria, Katar, Trynidad, Nigeria, Australia. W
ostatnich latach dołączyły do nich Rosja i Iran, które posiadając łącznie ok. 70% zasobów gazu
ziemnego i szybko rozwijają ten sposób jego transportu. Największymi importerami LNG są: Japonia,
Korea Południowa, USA, Hiszpania, Tajwan. Do grupy importerów ma dołączyć i Polska po
wybudowaniu terminalu rozładunkowego w Świnoujściu.
Tabela 2
Pozyskiwanie i zuŜycie gazu ziemnego na świecie [6]
Pozyskiwanie
mld mn3/rok
187
753
518
144
48
657
1263
657
2941
Region
Afryka
Ameryka Płn.
w tym USA
Ameryka Płd..i Śr.
Australja i N.
Zelandia
Azja
Europa
w tym Rosja
Razem
ZuŜycie
mld mn3/rok
184
751
622
198
51
474
1283
470
2941
Wykorzystywana do przewozu LNG flota gazowców szybko się rozwija pod względem ilości sztuk jak
i pojemności transportowej budowanych jednostek. Do roku 2005 w eksploatacji znajdowało się ok.
200 jednostek o średniej pojemności 120 tys.m3. Łączna pojemność wynosiła 23,6 mln m3. Do roku
2010 pojemność eksploatowanej floty wzrośnie o ok. 20,6 mln m3, a nowo zbudowane jednostki będą
miały średnią pojemność 157 tys. m3.
Tabela 3
Eksport i import LNG na świecie [5]
Najwięksi eksporterzy
LNG
Najwięksi importerzy
LNG
Kraj
mld
mn3/rok
Kraj
mld
mn3/rok
Indonezja
Algeria
Malezja
Australia
Brune
Abu-Dabi
Katar
USA
61,62
41,85
32,41
17,16
13,35
11,44
7,63
3,81
Japonia
Korea
Płd.
USA
Hiszpania
Tajwan
Włochy
Francja
77,00
30,00
18,50
18,20
9,20
8,90
7,65
Na rys. 1. pokazano schemat drogi skroplonego gazu ziemnego LNG od momentu wydobycia do
momentu rozprowadzania go siecią rozdzielczą do odbiorców.
EKSPORTER TRANSPORT MORSKI IMPORTER
Wydobycie ze złoŜa
|
Oczyszczanie gazu
|
Trans. gazociągiem
|
Skraplanie gazu
|
Zbiorniki LNG
|
Załadunek
tankowców
Rozładunek tankowców
|
Zbiorniki LNG
|
Gazyfikacja Cysterny
||
Gazociąg Gazyfikacja
|
Sieć gazociągów
rozdzielczych
Rys. 1. Łańcuch transportowy LNG
2. DYSTRYBUCJA LNG
Gaz dostarczony do terminalu rozładowczego jest przepompowywany do znajdującego się tam zbiornika LNG. Dalszy transport gazu do odbiorców moŜe być realizowany alternatywnie (człony łańcucha
LNG wyróŜnione na rys.1.):
-
rurociągami w fazie gazowej po uprzedniej gazyfikacji LNG i spręŜeniu otrzymanego gazu na
terenie terminalu,
-
w fazie ciekłej rurociągami lub transportem kołowym (auto-cysternami lub cysternami kołowymi), a
następnie po gazyfikacji LNG w lokalnych instalacjach do sieci gazociągów rozdzielczych.
Mimo braku terminalu pozwalającego na import LNG Polska posiada doświadczenia w dystrybucji
skroplonego gazu ziemnego. W Odolanowie z początkiem lat 70-tych ubiegłego stulecia prowadzony
jest proces skraplania gazu ziemnego zaazotowanego pochodzącego ze złóŜ na terenie NiŜu Polskiego.
Pierwotnie chodziło o sprzęŜenie systemów gazu zaazotowanego z systemem gazu
wysokometanowego. Następnie zaczęto rozprowa-dzać otrzymany z instalacji LNG (obecnie firma
KRIO Odolanów) do odbiorców na terenie Wielkopolski. Dystrybutorem gazu jest firma KRI Sp. z o.o.,
która posiada kilka satelitarnych stacji gazyfikacji zasilających gazociągi rozdzielcze doprowadzające
gaz do odbiorców przemysłowych oraz w gospodarstwach domowych. Gaz do stacji gazyfikacji
dowoŜony jest z Odolanowa transportem kołowym. Na rys.2. pokazano uproszczony schemat stacji
gazyfikacji LNG. Skroplony gaz ziemny jest przeładowywany z autocystern do zbiorników LNG znajdujących się na stacji, a następnie po odparowaniu w baterii parownic doprowadzany jest do sieci
rozdzielczej pod wymaganym ciśnieniem.
W artykule porównano koszty związane z dystrybucją LNG z miejsca jego pozyskiwania do odbiorców
dla dwu wariantów:
Wariant 1. Gazyfikacja w miejscu pozyskiwania i doprowadzanie gazu do rejonu poboru gazociągiem
średniego podwyŜszonego ciśnienia, a następnie poprzez stacje redukcyjne i sieć rozdzielczą do odbiorców,
Wariant 2. Transport LNG autocysternami do lokalnej stacji gazyfikacji, z której zasilana jest sieć
gazociągów rozdzielczych.
Rys. 2. Schemat stacji gazyfikacji LNG [7]
3. KOSZTY GAZYFIKACJI PRZY DOPROWADZENIU GAZU GAZOCIĄGIEM
Na koszty gazyfikacji przy doprowadzeniu gazu gazociągiem składają się koszty inwestycyjne i eksploatacyjne:
- gazociągu doprowadzającego gaz ze źródła pozyskania do rejonu, w którym znajdują się odbiorcy
(moŜe nim być odgałęzienie od gazociągu przesyłowego),
- stacji redukcyjnych zasilających sieć rozdzielczą,
- gazociągów doprowadzających gaz do stacji redukcyjnych,
- gazociągów rozdzielczych rozprowadzających gaz ze stacji redukcyjnych do odbiorców.
Koszty inwestycyjne gazociągów zaleŜą od długości gazociągu i jego średnicy, która wynika z
maksymalnego strumienia przesyłanego gazu oraz dopuszczalnego spadku ciśnienia. Koszty stacji
redukcyjnych zaleŜą od przepustowości stacji i ich liczby. Liczba stacji redukcyjnych ma wpływ na
średnice i długość gazociągów zasilających stacje oraz na średnice gazociągów rozdzielczych. Z tego
powodu dla jednoznacznego określenia ostatnich trzech kosztów przeprowadzono optymalizację
zasilania sieci rozdzielczej w oparciu o metodę przedstawioną w pracy [4]. Funkcją celu w tej metodzie
jest wyznaczenie liczby stacji redukcyjnych zasilających sieć gazociągów rozdzielczych, przy której
całkowite koszty roczne gazyfikacji KR,C (1) będą najmniejsze
K R ,C = K R ,Sr + K R ,Gz + K R ,Gr ⇒ min ,
(1)
gdzie: KR,Sr, zł/rok – koszty roczne stacji redukcyjnych, KR,Gz,, zł/rok – koszty roczne gazociągów zasilających stacje redukcyjne, KR,Gr, , zł/rok – koszty roczne gazociągów rozdzielczych.
Koszty roczne są rozumiane jako suma rocznych kosztów eksploatacyjnych i kosztów inwestycyjnych
podzielonych przez okres zwrotu nakładów (2).
K R ,i = K E ,i +
1
K I ,i ,
Ti
(2)
gdzie: Ti,, rok - okres zwrotu nakładów inwestycyjnych i-tego składnika kosztów, KE,i, zł/rok – koszty
eksploatacyjne składające się z kosztów obsługi, remontów i amortyzacji, KIi - dotyczy składnika kosztów (stacje red., gazociągi zasilające, rozdzielcze).
Wszystkie składniki równania (1) wyraŜone są jako funkcje liczby gazowych stacji redukcyjnych.
Liczba stacji spełniająca równanie (1) stanowi rozwiązanie zagadnienia optymalizacji zasilania sieci
gazowej.
4. KOSZTY GAZYFIKACJI DLA TRANSPORTU KOŁOWEGO GAZU
W tym wariancie LNG z miejsca pozyskiwania transportowany jest do rejonu poboru za pomocą
autocystern. W rejonie poboru zainstalowane są zbiorniki gazu, do których zostaje on przepompowany
z autocystern oraz instalacje do odparowania LNG. Otrzymany w wyniku gazyfikacji LNG gaz zostaje
doprowadzony gazociągami zasilającymi do punktów zasilania sieci rozdzielczej. Na koszty tego
wariantu gazyfikacji składają się koszty:
- transportu LNG autocysternami i jego przeładunku do zbiorników instalacji odparowania LNG; na
te koszty składają się wyłącznie koszty eksploatacyjne,
- inwestycyjne i eksploatacyjne koszty instalacji gazyfikacji LNG,
- inwestycyjne i eksploatacyjne koszty gazociągów zasilających gazową sieć rozdzielczą,
- inwestycyjne i eksploatacyjne koszty sieci rozdzielczej.
Omówienia wymagają dwa ostatnie składniki kosztów. Koszty gazociągów zasilających zaleŜą od
liczby punktów zasilania i długości odcinków zasilających sieć rozdzielczą. Koszty sieci rozdzielczej
zaleŜą od średnic poszczególnych odcinków sieci, a te od liczby punktów zasilania. Dlatego naleŜy
przeprowadzić metodą omówioną w punkcie 4. optymalizację zasilania sieci rozdzielczej. W tym
przypadku naleŜy szukać liczby punktów zasilania dla minimum sumy kosztów rocznych gazociągów
zasilających i sieci rozdzielczych
K R ,C = K R ,Gz + K R ,Gr ⇒ min .
(3)
5. PORÓWNANIE KOSZTÓW
W celu określenia, który z rozpatrywanych wariantów jest bardziej opłacalny porównano ich koszty
roczne. W przypadku doprowadzenia gazu uzyskanego z gazyfikacji LNG gazociągiem (wariant 1)
koszty roczne stanowią sumę następujących składników:
K R ,1 = K R ,Gd + K R ,Sr + K R ,Gz + K R ,Gr ,
(4)
gdzie: KR,Gd, zł/rok - koszty roczne gazociągu doprowadzającego gaz do rejonu poboru.
Dla transportu gazu autocysternami (wariant 2) składniki kosztów rocznych przedstawiono w równaniu
(5)
K R , 2 = K R ,Tr + K R , Ig + K R ,Gz + K R ,Gr ,
(5)
gdzie: KR,Tr, zł/rok – koszty roczne transportu i załadunku gazu do zbiorników, KR,Ig, zł/rok – koszty
roczne odparowania LNG.
Gazowa sieć rozdzielcza w obu rozpatrywanych wariantach posiada jednakowy schemat, a tym samym
jednakową długość poszczególnych odcinków. RóŜnice kosztów mogą wynikać tylko w przypadku róŜnej liczby punktów zasilania. Od liczby zasilania zaleŜą równieŜ koszty gazociągów zasilających. Dla
kilku wybranych schematów sieci rozdzielczej przeprowadzono optymalizację zasilania, według
formuły przedstawionej w równaniu (1) dla wariantu 1 oraz według równania (3) dla wariantu 2 [7].
Przykładowe wyniki przedstawiono na rys.2.
Koszt roczny gtazyfikacji
Wariant 1
Wariant 2
550000
500000
450000
400000
350000
300000
1
2
3
4
Liczba punktów zasilania
Rys. 3. Wyniki optymalizacji zasilania sieci rozdzielczej
PoniewaŜ wyniki takich optymalizacji dla róŜnych schematów sieci gazowej dawały w większości przypadków jednakową liczbę punktów zasilania (stacji redukcyjnych dla wariantu 1), w dalszych rozwaŜaniach przyjęto jednakowe w obu wariantach koszty roczne dla gazociągów zasilających i sieci rozdzielczej. Stąd przy porównaniu opłacalności uwzględniono tylko dwa pierwsze składniki występujące
w równaniach (4) i (5). Obliczenia przeprowadzono dla kilku wartości maksymalnego strumienia
poboru gazu przesyłanego gazociągiem i odpowiadającemu mu rocznemu zapotrzebowaniu gazu. W
kaŜdym przypadku powtarzano je dla róŜnych odległości przesyłania gazu. Przykładowe wyniki
przedstawiono na rys.3.
Koszt roczny,tys. zł/rok
2000
Transport
gazociągiem
1600
1200
Transport
kołowy LNG
800
400
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Odległość transportu, km
Rys. 4. Porównanie kosztów rocznych dla transportu
gazu gazociągiem i LNG transportem kołowym
Vn,max = 900mn3/h, Vn= 1860 tys. mn3/rok [7]
Powtórzenie obliczeń dla innych ilości gazu pobieranego rocznie przez odbiorców wykazało, Ŝe granica
opłacalności transportu gazu gazociągiem rośnie wraz ze wzrostem ilości transportowanego gazu.
Pozwoliło to na opracowanie zaleŜności opłacalności transportu kołowego LNG. ZaleŜność tą
przedstawia rys. 5.
Odległość transportu,km
120
100
Obszar opłacalności
transportu kołowego
LNG
80
60
Obszar opłacalności
transportu
gazociągowego
40
20
0
0
2000
4000
6000
8000
10000
Strumień gazu, m3n/h
Rys. 5. ZaleŜność opłacalności sposobu gazyfikacji od strumienia przesyłanego gazu i odległości jego
transportu [7]
6. PODSUMOWANIE
Budowa w Polsce terminalu odbioru LNG stwarza konieczność opracowania optymalnego sposobu dalszego transportu tego gazu do odbiorców. Jest to tym waŜniejsze, Ŝe w rejonie wybranej lokalizacji
terminalu znajdują się końcowe odcinki krajowego systemu przesyłowego i odbiór gazu z terminalu
będzie wymagał przebudowy tej części systemu przesyłowego. Przedstawione w referacie wyniki
optymalizacji pokazują wyraźnie, Ŝe istnieją granice opłacalności sposobu rozprowadzania LNG do
odbiorców.
Wyniki otrzymane przez autorów referatu stanowią pewne przybliŜenie i mogą mieć znaczenie orientacyjne. Brak bowiem informacji o cenach LNG nie pozwolił uściślić otrzymanych wyników. Niemniej
wyraźnie wskazują one, Ŝe w kaŜdym przypadku projektowania sposobu rozprowadzania LNG do odbiorców musi być przeprowadzona indywidualna analiza techniczno-ekonomiczna przedsięwzięcia.
LITERATURA
[1] Adamkiewicz A, Zeńczak W.: Układ energetyczny z kotłem fluidalnym jako alternatywa dla
współczesnych rozwiązań siłowni gazowców. Rynek Energii 2009, nr 4.
[2] Bielski J.: Rozwój globalnego handlu gazem LNG. JuŜ nie tylko Azja. Nafta & Gaz Biznes,
kwiecień – 2005.
[3] Dobrowolski L., Brol A.: Problemy transformacji polskiego przemysłu gazowniczego. Rynek
Energii 2007, nr 4.
[4] Dobrowolski L., Marynka W.: Optymalizacja zasilania gazowych sieci rozdzielczych. W:
[Materiały] konferencja Energetyka Gazowa. Warszawa, 2009.
[5] Filin S., Zakrzewski B.: Światowy handel skroplonym gazem ziemnym LNG –stan obecny i
kierunki rozwoju. Energetyka, 2006.
[6] International Energy Outlook 2007 Report.
[7] Kuziemska E.: Techniczne i ekonomiczne perspektywy dystrybucji gazu w postaci skroplonej.
Praca dyplomowa magisterska. Gliwice 2008.
A COST COMPARISON OF DIFFERENT METHODS OF LNG
RECIPIENTS
TRANSPORT TO ITS
Key words: transport, distribution, condensed gas, gas flux, critical distance
Summary. The planned construction of the LNG sea terminal creates the need for working out a costeffective system of gas distribution. One of the problems which should be solved here is the way of gas
transportation to its recipients. A cost comparison of the two most probable transportation methods to
be used has been presented in the paper: regasification of the gas previously condensed at the terminal
and then supplied through a gas pipe to recipients and road transportation of the condensed gas and its
gasification in the area close to its recipients.
The comparison has been done for various transportation distances and various amounts of gas supplied
to a given group of recipients. The analysis includes these gasification costs which are different for the
two methods.
A limit of profitability has been estimated for various gas fluxes in the two methods of gas
transportation. On the basis of the obtained data an approximate break-even point of gas transportation
has been calculated, depending on the size of gas flux and transport distance.
Lech Dobrowolski, dr inŜ., emerytowany pracownik Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej.
Prowadzi zajęcia na specjalności Energetyka gazowa oraz na studium Podyplomowym Współczesna
energetyka gazowa i gazownictwo.
Ewa Kołodziejczak, mgr inŜ., absolwentka specjalności Energetyka gazowa na Wydziale InŜynierii
Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej, pracuje w Górnośląskiej Spółce Gazownictwa w
Rozdzielni Gazu w Rudzie Śląskiej.