LNG w przemyśle jako alternatywa dla gazu sieciowego – zastosowanie w kogeneracji i technologiach energetycznych

LNG to gaz ziemny (głównie metan), który został schłodzony do temperatury około -162°C, co powoduje jego skroplenie. W ciekłej postaci objętość paliwa zmniejsza się około 600 razy w stosunku do stanu gazowego, co umożliwia jego efektywny transport i magazynowanie.

Pod względem chemicznym LNG i gaz ziemny z sieci są praktycznie tym samym paliwem – różnice dotyczą głównie parametrów fizycznych i sposobu dostarczania. LNG charakteryzuje się:

• wysoką czystością (z reguły wyższą niż gaz sieciowy),
• stabilnym składem (głównie metan, z minimalną zawartością cięższych węglowodorów),
• wysoką wartością opałową (często nieco wyższą niż dla gazu rurociągowego, w zależności od źródła).

Dzięki tym właściwościom LNG może stanowić realną alternatywę dla gazu ziemnego dostarczanego siecią i skutecznie zasilać urządzenia przystosowane do pracy na gazie ziemnym.

Zastosowanie LNG w przemyśle jest szczególnie uzasadnione w kilku typowych sytuacjach. Pierwszą z nich jest brak technicznej możliwości przyłączenia do sieci gazowej – np. ze względu na dużą odległość od istniejącej infrastruktury lub brak dostępnej mocy przesyłowej. W takim przypadku budowa gazociągu może być nieopłacalna lub niemożliwa do zrealizowania w akceptowalnym czasie.

Drugim scenariuszem jest potrzeba szybkiego uruchomienia instalacji gazowej, np. w celu zasilenia kogeneracji i innych źródeł wytwórczych. Proces przyłączenia do sieci może trwać kilka lat, natomiast infrastruktura LNG może zostać zrealizowana w ciągu kilku–kilkunastu miesięcy. LNG pełni wtedy funkcję rozwiązania pomostowego.

Skroplony gaz może być również rozważany w projektach, w których budowa przyłącza gazowego jest trudna do uzasadnienia ekonomicznie. Należy jednak pamiętać, że w praktyce dostawy LNG często wymagają wcześniejszego określenia zapotrzebowania, dlatego rozwiązanie to nie zawsze zapewnia pełną elastyczność przy zmiennym lub trudnym do przewidzenia zużyciu.

Skroplony gaz ziemny może być rozważany jako źródło rezerwowe (backup), zwiększające bezpieczeństwo energetyczne zakładu w przypadku przerw w dostawach gazu sieciowego. Jest jednak pewien haczyk - LNG (skroplony gaz ziemny) przechowuje się w temperaturze około -162°C, w której gaz pozostaje w stanie ciekłym. Aby utrzymać te warunki, stosuje się zbiorniki kriogeniczne o bardzo dobrej izolacji termicznej.

Są to zazwyczaj zbiorniki dwuścienne (wewnętrzny zbiornik stalowy + zewnętrzna osłona), które:

• mają wypełnioną przestrzeń między ścianami - materiałem izolacyjnym lub próżnią,
• są wyposażone w systemy kontroli ciśnienia i temperatury.

LNG można więc magazynować, ale nie bez strat. Nawet najlepsza izolacja nie eliminuje całkowicie dopływu ciepła z otoczenia. W efekcie część LNG stopniowo odparowuje - powstaje tzw. boil-off gas (BOG). Magazynowanie LNG jest więc możliwe przez pewien czas, ale wymaga zarządzania odparowującym gazem (np. jego zużycia w instalacji, sprężenia lub spalania w sytuacjach awaryjnych).

Odnosząc się konkretnie do kogeneracji, LNG umożliwia wdrażanie jednostek gazowych w lokalizacjach, które dotychczas były wykluczone ze względu na brak infrastruktury. Po regazyfikacji paliwo zasila silniki gazowe lub turbiny, pozwalając na jednoczesną produkcję energii elektrycznej i ciepła.

Analogicznie można zastosować gaz ciekły w zasilaniu:

• kotłów parowych i wodnych,
• pieców przemysłowych,
• instalacji suszarniczych,
• procesów wymagających stabilnego i czystego paliwa gazowego.

Dużą zaletą jest możliwość uzyskania parametrów paliwa zbliżonych do gazu wysokometanowego, co ułatwia integrację z istniejącymi technologiami.

W Polsce łańcuch dostaw LNG opiera się na kilku elementach infrastruktury. Największą rolę odgrywa terminal LNG w Świnoujściu, który odbiera skroplony gaz transportowany drogą morską z różnych kierunków, m.in. z Kataru, Stanów Zjednoczonych czy Norwegii. Po regazyfikacji część surowca trafia do krajowej sieci przesyłowej, natomiast część może być ponownie skroplona w małej skali lub przeładowywana do transportu lądowego.

Na potrzeby odbiorców przemysłowych LNG jest dostarczane autocysternami kriogenicznymi. Transport odbywa się w specjalnych naczepach, które utrzymują bardzo niską temperaturę i odpowiednie ciśnienie. W przypadku dużych zakładów oznacza to regularne dostawy – od kilku do nawet kilkunastu transportów dziennie, w zależności od zapotrzebowania.

W Polsce działają także instalacje tzw. small-scale LNG, umożliwiające dystrybucję paliwa na mniejszą skalę, co zwiększa dostępność tego rozwiązania dla przemysłu.

W przypadku LNG warto podkreślić, że technologia ta daje możliwość wykorzystania nie tylko gazu ziemnego pochodzenia kopalnego, ale także bio-LNG, czyli skroplonego biometanu. Biometan powstaje w procesie oczyszczania biogazu (np. z instalacji fermentacji odpadów rolniczych, komunalnych czy przemysłowych), a następnie – analogicznie jak gaz ziemny – może zostać skroplony i dostarczony do odbiorcy w formie LNG.

Z punktu widzenia instalacji przemysłowej nie ma istotnej różnicy technologicznej – po regazyfikacji paliwo ma parametry gazu wysokometanowego i może zasilać te same urządzenia, w tym jednostki kogeneracyjne. Kluczowa różnica dotyczy jednak śladu węglowego: biometan jest paliwem odnawialnym, a jego wykorzystanie pozwala na realne ograniczenie emisji CO₂, szczególnie gdy pochodzi z lokalnych źródeł odpadowych.

Co istotne, w przeciwieństwie do systemów opartych wyłącznie na gwarancjach pochodzenia, zastosowanie bio-LNG w modelu fizycznej dostawy oznacza faktyczne wykorzystanie paliwa odnawialnego w zakładzie. W praktyce oznacza to, że LNG może pełnić nie tylko rolę rozwiązania infrastrukturalnego, ale również element strategii dekarbonizacji, umożliwiając stopniowe przejście od gazu ziemnego do paliw odnawialnych bez konieczności zmiany technologii odbiorczych.

Aby wykorzystać LNG jako paliwo, zakład przemysłowy musi zostać wyposażony w odpowiednią infrastrukturę. Kluczowe elementy instalacji to:

• zbiornik kriogeniczny do magazynowania LNG,
• system odbioru i rozładunku autocystern,
• instalacja regazyfikacji,
• układ redukcji i pomiaru gazu,
• system bezpieczeństwa (zawory, detekcja, odparowanie awaryjne).

Zbiorniki LNG są projektowane jako izolowane termicznie, często dwuścienne konstrukcje, które ograniczają parowanie paliwa. Mimo to część LNG ulega naturalnemu odparowaniu (boil-off gas), który musi być odpowiednio zagospodarowany – np. poprzez zużycie w instalacji lub ponowne sprężenie.

Kluczowym elementem całego systemu jest proces regazyfikacji, czyli przekształcenie LNG z fazy ciekłej w gazową. Proces ten polega na podgrzaniu skroplonego gazu w specjalnych parownikach (waporyzatorach). W praktyce stosuje się różne rozwiązania technologiczne:

• parowniki atmosferyczne (wykorzystujące ciepło otoczenia),
• parowniki wodne (z wykorzystaniem wody technologicznej),
• parowniki z wymuszonym obiegiem (dla większych mocy).

Po odparowaniu gaz jest doprowadzany do odpowiedniego ciśnienia i temperatury, a następnie kierowany do instalacji odbiorczych. Na tym etapie jego parametry są już dostosowane do wymagań urządzeń przemysłowych.

Z punktu widzenia kosztów LNG jest zazwyczaj droższe niż gaz ziemny dostarczany rurociągiem, co wynika z kosztów skraplania, transportu i regazyfikacji. Jednak analiza opłacalności nie może ograniczać się wyłącznie do ceny paliwa. W wielu przypadkach LNG okazuje się rozwiązaniem uzasadnionym ekonomicznie ze względu na: brak konieczności ponoszenia wysokich kosztów przyłącza, możliwość szybszego uruchomienia instalacji i generowania oszczędności, większą elastyczność inwestycyjną na etapie planowania projektu oraz mniejsze ryzyko poniesienia wysokich nakładów na infrastrukturę przy niepewnym lub zmiennym zapotrzebowaniu.

Istotnym czynnikiem jest również profil zużycia – przy bardzo dużym i stabilnym poborze docelowo bardziej efektywnym rozwiązaniem pozostaje przyłącze do sieci, natomiast LNG sprawdza się jako etap przejściowy lub rozwiązanie dla lokalizacji oddalonych od infrastruktury.

LNG stanowi dojrzałą technologicznie i coraz szerzej stosowaną alternatywę dla gazu ziemnego z sieci, umożliwiając wdrażanie rozwiązań gazowych w przemyśle niezależnie od dostępności infrastruktury przesyłowej. W szczególności dotyczy to instalacji kogeneracyjnych, które wymagają stabilnego i wysokiej jakości paliwa.

Choć rozwiązanie to wiąże się z wyższymi kosztami operacyjnymi, jego przewagą jest krótszy czas wdrożenia, większa elastyczność inwestycyjna oraz możliwość realizacji inwestycji w lokalizacjach dotychczas wykluczonych. W praktyce LNG często pełni rolę pomostu do czasu budowy przyłącza gazowego lub stanowi element strategii dywersyfikacji źródeł energii w zakładzie przemysłowym.