26 i 27 maja b.r. odbyły się w Olecku Warsztaty techniczne KST IGG zatytułowane LNG&bioLNG – wymagania jakościowe, metody rozliczeń i technologie przygotowania do skraplania
W Warsztatach wzięli udział przedstawiciele wielu krajowych firm związanych z branżą gazowniczą, przedstawiciele Ministerstwa Klimatu i Środowiska, a wśród prelegentów byli także przedstawiciele duńskiej firmy AMMONGAS A/S, która jest częścią koncernu European Energy zajmującego się szeroko rozumianą energetyką odnawialną.
Część seminaryjna Warsztatów odbyła się w Olecku w dniu 26.05, która była następnie uzupełniona wizytą techniczną (27.05) na stacji regazyfikacji LNG w Ełku. Podczas tej wizyty odbył się pokaz urządzenia do pobierania próbek LNG, opatentowanego przez Laboratorium Pomiarowo Badawcze Orlen S.A..
Warsztaty otworzył dr Grzegorz Rosłonek, Przewodniczący KST, Główny Specjalista ds.. LNG w Orlen S.A., który podkreślił znaczenie tematyki warsztatów dla branży gazowniczej z uwagi na m.in. szybki rozwój technologii dotyczącej paliw odnawialnych wymuszany globalnymi trendami prowadzącymi do „zazieleniania” paliw gazowych.
W części seminaryjnej wygłoszono osiem prezentacji. Pierwsza odnosiła się do standardu technicznego ST-IGG-2702:2025 Rozliczanie LNG na obiektach małej skali (standard od niedawna dostępny w sklepie internetowym IGG) i została wygłoszona przez kierownika zespołu i jednocześnie Przewodniczącego KST – dr Grzegorza Rosłonka. Sama prezentacja dotyczyła m.in. genezy powstania standardu i spodziewanych korzyści z jego wdrożenia. Autor przedstawił dawne podejście do rozliczania dostaw LNG (pomiary wyłącznie stacjonarne na wagach pomostowych) oraz aktualne – pomiary masowe dynamiczne wykonywane za pomocą przepływomierzy Coriolisa. Te ostatnie zapewniają dokładność rzędu 0,2%. Autor przypomniał także opracowane przez Oddział Centralnego Laboratorium Pomiarowo Badawczego PGNiG (obecnie ORLEN), wspólnie z Głównym Urzędem Miar, przewoźne stanowisko wzorcowe SMOK. Standard zawiera także schematy podłączania cystern, ogólne zalecenia dla projektantów obiektów LNG małej skali, zasady bilansowania LNG w łańcuchu dostaw.
W dyskusji dużo uwagi poświecono także źródłom ewentualnych strat w łańcuchu dostaw LNG do obiektów małej skali. Prelegent podkreślał jednak oryginalne propozycje rozwiązań dla unikania tych strat, co zostało zaproponowane w Standardzie.
Kolejna prezentacja dotyczyła standardu będącego w opracowaniu: ST-IGG-4701 Jakość bioCNGi bioLNG, którą wygłosił kierownik ZR 47, Grzegorz Maciejewski (Oddział Laboratorium Pomiarowo-Badawcze w Warszawie, Orlen SA). Autor przedstawił m.in. wypracowane tabele zawierające porównania wymagań dla biometanu (wg ST-IGG-3501:2019 Wymagania jakościowe i techniczne dla biometanu wprowadzanego do sieci dystrybucyjnej. Część 1. Wymagania jakościowe) oraz bioCNG i bioLNG, a także wymagania dotyczące częstotliwości badań parametrów jakościowych oraz zestawienie metod analitycznych. W standardzie przedstawiono również informacje dotyczące pobierania próbek bioCNG. Zwrócono uwagę, że metodyki pobieranie próbek bioLNG i LNG będzie wkrótce uregulowane oddzielnym, dedykowanym standardem. Prace nad tym standardem sa już zainicjowane.
Przedstawiciel PSG, dr Andrzej Żero, prezentował m.in. idee wyznaczania ORCS (Obszary Rozliczeniowe Ciepła Spalania) w Polskiej Spółce Gazownictwa (PSG) i sprawdzaniu wartości ciepła spalania w tych obszarach, a następnie o przesłankach do gazyfikacji wyspowej. Należą do nich potencjał odbioru paliwa, możliwości zapewnienia dostępu do sieci otwartej oraz przepustowość tych sieci. Został pokazany podział stacji regazyfikacji ze względu na masę LNG – od mikro (do 5 t) do dużych (powyżej 200 t). Prelegent podkreślił gwałtowny wzrost w ostatnich latach liczby stacji regazyfikacji zaznaczając, że obecnie PSG ma ich ponad 100, ale mają je także inni operatorzy.
Grzegorz Maciejewski (Oddział Laboratorium Pomiarowo-Badawcze w Warszawie, Orlen SA) omówił mobilne urządzenie do pobierania próbek LNG, które zostało nawet przywiezione na salę wykładową, co pozwoliło na pokazanie uczestnikom z bliska wszystkich jego elementów i wyjaśnienie ich funkcji. Obecnie brak jest na świecie mobilnego, dostępnego komercyjnie urządzenia do pobierania próbek LNG Z przeznaczeniem dla obiektów małej skali LNG. Cechami charakterystycznymi urządzenia są: modułowa konstrukcja, możliwość pobierania próbki zbiorczej, pobieranie jednoczesne kilku równocennych próbek, możliwość analizy on-line, oraz możliwość kontroli procesu za pomocą kontroli temperatury dla poszczególnych elementów zestawu. Patent nr 241469 na to urządzenie został przyznany PGNiG SA od 2020r.
Sesję popołudniową rozpoczęto wystąpieniem pana Michael Pedersen z AMMONGAS A/S z Danii, który przedstawił dwie prezentacje – pierwsza dotyczyła uzdatniania biogazu z przeznaczeniem do skroplenia, czyli do wytworzenia bio-LNG poprzez pozbawienie biogazu resztek dwutlenku węgla), natomiast druga prezentacja dotyczyła duńskiego systemu potwierdzania pochodzenia biometanu. Obecnie biometan stanowi 40% całkowitego zużycia gazu w Danii, a rząd duński postawił ambitny cel osiągnięcia 100% pokrycia zapotrzebowania na gaz przez gazy odnawialne do 2030 r. Firma AMMONGAS A/S specjalizuje się w instalacjach do oczyszczania i uzdatniania biogazu, głownie metodami kolumnowej absorbcji aminowej, ale także wychwytywania i skraplania CO2.
Duża czasu w dyskusji poświęcono omówieniu możliwości stosowania kolumnowych metod aminowych oraz tańszych metod membranowych. Zwykle jest to kwestia skali, we względnie małych instalacjach produkujących biometan, rzędu 300 m3/h, preferuje się metody membranowe, podczas gdy w instalacjach AMMONGAS instalowane są na obiektach o możliwościach produkcyjnych do 10 000 m3/h biometanu preferuje się metody kolumnowe.
Kolejna prezentacja BIOMETHANE GUARANTEES OF ORIGIN in Denmark dotyczyła problemu gwarancji pochodzenia biometanu w Danii. zagadnieniem zajmuje się duński operator przesyłowy gazu i energii elektrycznej ENERGINET. Autor skupił się na przedstawieniu zarysu problemu, który jest regulowany przez dokument ENERGINET Guidelines for Guarantees of Origin for Renewable Gas, Wersja 2.0 (aktualna wersja – 01.03.2024). Gwarancje pochodzenia w Danii są ważne przez 12 miesięcy i mogą o nie występować producenci i dostawcy energii, oraz rekomendowane firmy.
Marta Dobrzańska z Instytutu Nafty i Gazu – PIB przedstawiła prezentację pt. Certyfikacja bioLNG zgodnie z zasadami Systemu KZR INiG w której zaprezentowane zostały wymagania prawne systemu KZR INiG odnośnie certyfikacji bioLNG. Zgodnie z Dyrektywą 2018/2001 RED II (oraz zastępującą ją dyrektywą 2023/2413, tj. RED III) do celu OZE mogą być zaliczone tylko paliwa pochodzenia biologicznego, które spełniają kryteria zrównoważonego rozwoju. Dyrektywa jest wdrożona do polskiego porządku prawnego, a organem nadzorującym jest Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa. System KZR INiG działa od 2014 r. i jest uznany przez UE. Około 20% klientów występujących o certyfikację to podmioty spoza Polski. Certyfikacji podlegają biopaliwa i biopłyny, paliwa z biomasy, paliwa odnawialne pochodzenia innego niż biologiczne (czyli z energii wiatrowej, słonecznej, wodnej lub geotermalnej, z ang. RFNBO – Renewable Fuels of Non-Biological Origin) i węglowe z recyklingu. Wydano już ponad 7500 certyfikatów dla ponad 1550 uczestników, w tym ponad 300 przedsiębiorców spoza Polski.
Ostatnia prezentacja dotyczyła stacji regazyfikacji (SR LNG) w Ełku. Pan Arkadiusz Kozłowski, kierownik Gazowni w Ełku (PSG) opowiedział także o samym Olecku, w którym odbywała się część seminaryjna. W Olecku znajduje się największy rynek w Polsce a do wizyt zachęca także położenie nad jeziorem i także bardzo czyste powietrze.
Gazownia w Ełku zarządza czterema SR LNG – w Olecku, Wieliczkach, Piszu i Ełku. LNG dostarczane jest cysternami z czterech kierunków – z Kłajpedy, Świnoujścia, Grodziska Wielkopolskiego oraz z Odolanowa. SR LNG w Ełku zaopatrująca Ełk w gaz ma dwa pionowe zbiorniki procesowe LNG o średnicy 3,6 m i wysokich na 24 m, parownice produktowe oraz parownice odbudowy ciśnienia. W 2024 r. dostarczono 2 022, 7 ton LNG.
Od 1970 do 2014 r. w Ełku była dostarczana odbiorcom mieszanina propan-butanu i powietrza. Proporcje poszczególnych komponentów były regulowane bezpośrednio na stacji, w zależności czynników pogodowych i od zapotrzebowania na gaz. Na miejscu można jeszcze zobaczyć w jaki sposób dokonywano regulacji, a także stary gazomierz rotorowy służący kiedyś do rozliczeń. Z uwagi na rosnące koszty tego gazu, dochodzące nawet do trzykrotności ceny gazu ziemnego, malała liczba odbiorców i dopiero przejście na LNG, co wymagało odpowiedniej modernizacji stacji i przestawienie urządzeń odbiorców, poprawiło sytuację. Przestawienie na LNG umożliwiło także rozwój lokalnej sieci gazowej.
Ostatnim punktem programu Warsztatów była prezentację mobilnego urządzenia do pobierania próbek LNG, którą przeprowadzili Grzegorz Maciejewski i Dariusz Wieczorkowski (Oddział Laboratorium Pomiarowo-Badawcze w Warszawie, Orlen SA). Ze względów bezpieczeństwa do prezentacji zastosowano próbki ciekłego azotu a nie LNG. Urządzenie zostało schłodzone do -143 oC (schładzanie instalacji zajęło około 40 minut), a następnie pobierana byłą próbka zregazyfikowanego azotu. Zademonstrowano sposób podnoszenia ciśnienia próbek. Wyraźnie wyjaśniono, w odpowiedzi na zadawane pytania, że nie jest możliwe pobieranie próbek w stanie skroplonym, ponieważ po zregazyfikowaniu w pojemniku na próbkę ciśnienie wzrosłoby ok. 600 razy (skroplony gaz ziemny ma objętość około 600 razy mniejszą niż gaz w fazie gazowej) a pojemniki są przewidziane na 100 bar. Zainteresowanie wszystkich uczestników Warsztatów działaniem mobilnego urządzenia było duże i zapewne niedługo będzie ono wykorzystywane na innych instalacjach LNG.
