Ekspert: bioLNG może stać się paliwem, które zapewni nam neutralność klimatyczną transportu [WYWIAD]

Daniel Czyżewski, Energetyka24.com: Co obecnie stanowi podstawę prawną w momencie, gdy dochodzi do rozliczenia różnego rodzaju mediów pomiędzy podmiotami?

Przemysław Kubaszewski, Endress+Hauser: Dyrektywa MID, czyli Measuring Instruments Directive 2014/32/UE, reguluje kwestię wymagań stawianych przyrządom pomiarowym służącym do rozliczeń. Została uchwalona w 2004 r. Obejmuje 9 różnych kategorii przyrządów pomiarowych, tj. wodomierze, gazomierze, przeliczniki do gazomierzy, liczniki energii elektrycznej, ciepłomierze czy instalacje do ciągłego dynamicznego pomiaru ilości cieczy innych niż woda. W dalszej części tej dyrektywy są wagi automatyczne, taksometry, przyrządy do pomiaru wymiarów, a także analizatory spalin samochodowych. Trzeba jednak pamiętać o tym, że dyrektywa MID nie zawiera kwestii technicznych, tylko wymagania. Nie mówi, w jaki sposób zrobić instalację rozliczeniową, tylko jakie wymagania musi ona spełniać.

Często tak jest z dyrektywami unijnymi – dają ogólne podstawy, ale o szczegółach nie mówią.

Dokładnie. Dyrektywa MID bywa nieprecyzyjna. W przypadku gazomierzy mamy dziwny twór – MID precyzuje tylko przepisy dotyczące gazomierzy do użytku domowego, w usługach i handlu oraz przemyśle drobnym. Nie ma wykładni mówiącej, czym jest np. „przemysł drobny". Przepływomierze, które służą nam na sieci gazowej do rozliczenia, np. pomiędzy operatorem przesyłowym a dystrybucyjnym, często w wymaganiach mają zaznaczone, że muszą być zgodne z dyrektywą MID.

... która o nich nie wspomina.

Tak, to jest luka prawna. W Polsce radzimy sobie w ten sposób, że w kwestii pierwotnego wprowadzenia tych urządzeń do użytku wymagana jest dyrektywa MID. Po jakimś czasie wszystkie urządzenia na sieci gazowej podlegają albo wzorcowaniu albo wtórnej legalizacji. W przypadku urządzeń, które mamy w domach, wtórna legalizacja jest co pięć lat, ale urządzenia pracujące na sieci przesyłowej jej nie podlegają. Dotyczy ich tylko wtórne wzorcowanie. Takie usługi w Polsce świadczy Laboratorium Wzorcowania Gazomierzy w Hołowczycach.

Ale są jeszcze rekomendacje OIML.

Organisation Internationale de Métrologie Légale zrzesza instytucje związane z metrologią i wydająca zalecenia techniczne, których jest cała masa. Na przykład dla cieczy innych niż woda jest OIML R117, która ma ponad 100 stron i wskazuje dokładnie, jak powinny być budowane te systemy pomiarowe, z jakich elementów powinien się składać układ.

To organizacja międzynarodowa, która wydaje rekomendacje bez żadnej mocy prawnej, ale branża do nich się stosuje?

Rekomendacje nie są bez mocy. Członkowie podpisali Porozumienie w sprawie barier technicznych w handlu, zwane potocznie Porozumieniem TBT, które jest umową międzynarodową zarządzaną przez Światową Organizację Handlu. Na podstawie artykułu 2.4. są zobligowani do korzystania z wytycznych OIML. Mamy też polskie prawodawstwo, które uszczegóławia w jaki sposób te systemy pomiarowe powinny się zachowywać, co powinny mierzyć i do jakich warunków technicznych się odwoływać.

Czyli rekomendacje eksperckie OIML mają wpływ na przepisy prawne?

Nad wszystkim jest dyrektywa MID, potem mamy rekomendacje OIML określające sposób budowy i eksploatacji danych układów pomiarowych, a pod tym polskie regulacje – ustawę Prawo o miarach ze zmianami i rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2007 r., w których widać wpływ OIML.  W polskich przepisach są też pewne ograniczenia wynikające z lokalnych możliwości – na przykład dla ropy legalizacji wtórnej nie może podlegać układ, który ma przepływ większy niż 6000 l/min. Możemy go wprowadzić do użytku, ale po kilku latach jest niemal bezużyteczny. Jeżeli mamy np. ropociąg między PERN-em a Orlenem albo duży statek w Naftoporcie, i chcemy go rozliczyć poprzez układy przepływowe, i jeżeli mamy więcej niż 6000 l/min, musimy zastosować układ oparty o kilka instalacji pomiarowych, maksymalnie 6000 l/min każda.

Efektem jest to, że jedna rura jest rozszyta na kilka pojedynczych nitek pomiarowych z przepływomierzami, bo takie wymagania zawarte są w polskim prawie. W przypadku gazów skroplonych, np. LPG, jest jeszcze ciekawiej, bo maksymalne natężenie to 1000 l/min. W związku z tym bardzo często nie możemy mówić o legalizowanych układach przepływowych na propan-butanie. To jest bardzo rzadko wykorzystywane, bo przepływomierzy musiałoby być bardzo dużo.

Mamy 3 możliwości budowy układów rozliczeniowych. Weźmy jako przykład przyjęcie paliwa przez terminal paliw, których w Polsce jest kilkadziesiąt. Medium możemy przyjmować ze statków, z cystern kolejowych lub drogowych. Pierwszą możliwością na rozliczenie przyjęcia jest układ przepływowy, który nam po prostu określa ilość paliwa przepływającego przez układ. Druga opcja to użycie wagi kolejowej lub samochodowej, które mierzą wprost masę. Trzecia to budowa układu przeliczeniowego na zbiornikach magazynowych. Ciekawym przykładem jest terminal LNG w Świnoujściu, gdzie na nalewakach LNG mamy tankowanie cystern kriogenicznych, i choć są tam zamontowane przepływomierze kriogeniczne, to ostateczne rozliczenie dokonywane jest za pomocą wagi. Terminale paliw na przyjęciu najczęściej rozliczają się za pomocą zbiorników, na tzw. wydawcę z układów przepływowych. Wszystko zależy od infrastruktury obiektu.

Każda metoda musi po pewnym czasie poddać się procesowi legalizacji wtórnej. Weźmy jako przykład układ nalewczy na terminalu paliw, gdzie taki proces można przeprowadzić na trzy sposoby. Poprzez przepływowy układ wzorcowy lub tzw. master meter, kolbę pomiarową lub wagę. W przypadku standardowych paliw, takich jak diesel czy benzyna, musimy to wykonywać co 25 miesięcy, przy cieczach kriogenicznych nie rzadziej niż co 13 miesięcy, tak samo przy cieczach o temperaturze powyżej 50 stopni C i propan-butanie.

I tym właśnie zajmuje się Endress+Hauser?

Specjalizujemy się w układach przepływowych zarówno na przyjęciu, jak i na dystrybucji. Jesteśmy w stanie dostarczyć układy legalizowane oparte o pomiary na zbiornikach, zarówno ropy, produktów ropopochodnych, jak również LNG. Zajmujemy się też dozowaniem biododatków do paliw. Świadczymy także usługi związane z legalizacją wtórną takich układów.

Ale w Polsce wśród klientów dominuje branża spożywcza.

To ogromna część polskiej gospodarki. Naszymi klientami są duże fabryki, którym dostarczamy urządzenia z naszej standardowej oferty, takie jak czujniki poziomu, temperatury, różnego rodzaju przepływomierze czy urządzenia do analizy fizykochemicznej cieczy. Realizujemy w zakładach przemysłowych układy monitoringu ścieków wstępnie podczyszczonych przed wypuszczeniem, np. do oczyszczalni komunalnej.

Branża spożywcza jest bardzo szeroka. Konstruujemy układy legalizowane związane, np. z przyjęciem mleka w mleczarniach, z przyjęciem etanolu w zakładach produkujących spirytus. Po spożywczej, branżą, w której w tej chwili widzimy największy potencjał, jest oil & gas. Pracujemy przy największych projektach infrastrukturalnych w tej branży, zarówno na rafineriach, jak i terminalach paliw – i tych tradycyjnych, i LNG. Bierzemy też udział w rozbudowie terminala w Świnoujściu, gdzie jednym z elementów rozbudowy jest układ nalewczy na barki, które będą tankowane LNG.

Bardzo ważna jest dla nas także branża wodno-ściekowa. Mówimy głównie o stacjach uzdatniania wody oraz oczyszczalniach ścieków. Monitorujemy jakość przygotowania wody dla mieszkańców, a także weryfikujemy procesy oczyszczania ścieków i zapewniamy wszystkie urządzenia służące do procesu czyszczenia wody. Oprócz tego realizujemy sporo projektów w branżach chemicznych, kopalniach, zakładach hutniczych czy energetyce. Nasze czujniki znajdują się niemal wszędzie, choć żeby je dojrzeć, trzeba się dobrze przyjrzeć.

Czym jest bioLNG?

Pod kątem chemicznym niczym nie różni się od standardowego LNG. BioLNG to po prostu skroplony biometan. Można też doprowadzić bezpośrednio biogaz do postaci bioLNG, są różne metody.

LNG jest dostarczany do Polski z różnych części świata – Stanów Zjednoczonych, Kataru, Nigerii, i może mieć różny skład. Metan jest węglowodorem dominującym, ale czasem wyższych węglowodorów może być nawet do 10% zawartości. W bioLNG mamy metan 97-99 proc., co powoduje, że jego wartość opałowa jest trochę niższa niż LNG pochodzenia amerykańskiego czy norweskiego.  Dodatkowo musimy monitorować kluczowe zanieczyszczenia powstałe w wyniku fermentacji metanowej – siarkowodór, wilgoć, CO2. Związki, których w biometanie czy bioLNG jest najmniej, mogą spowodować najwięcej problemów. Dlatego tak ważny jest ich monitoring.

Skraplanie metanu ma sens przy transporcie na długie dystanse, choćby tankowcami. Po co nam LNG z lokalnej produkcji?

Inaczej – biogaz jest wykorzystywany lokalnie, na użytek własny czy zakładu przemysłowego. Możemy też sprzedać go w formie energii elektrycznej do sieci, a ciepło spożytkować do ogrzania budynków.

Zawsze najbardziej opłaca się wykorzystać biogaz poprzez jego spalenie w silniku kogeneracyjnym, bo każdy kolejny etap uzdatniania biogazu powoduje wzrost kosztów inwestycyjnych. Biometan, czyli uzdatniony biogaz jako gaz z wyższą wartością opałową, możemy spalić w silniku kogeneracyjnym. Można go również wprowadzić do sieci gazowej, co ją zazieleni. W tej chwili w Polsce na zaawansowanym etapie jest kilka – kilkanaście biometanowni. W zakresie biometanu korzystamy z dużego doświadczenia włoskich kolegów, którzy dostarczali instalacje nadzorujące jakość biometanu wtłaczanego do sieci. W Polsce przymierzamy się do podobnych projektów. Dla sieci dystrybucyjnych często wyzwaniem jest tzw. chłonność sieci. Biometanownie mają to do siebie, że są zlokalizowane tam, gdzie do produkcji dostępny jest substrat (obornik, gnojowica i inne odpady). Nie wszędzie przez cały rok możemy ten gaz wtłaczać. Jeśli biogazownia zlokalizowana jest na terenach wiejskich, gdzie jest mało odbiorców, to może zimą moglibyśmy dostarczyć biometan do sieci, ale latem już niekoniecznie.

Rozwiązania są dwa: albo sprężamy biometan do postaci bioCNG, który tankujemy do cystern, a następnie szukamy zakładu przemysłowego, który wyrazi chęć zakupu paliwa z dużo niższym śladem węglowym. Można też postawić instalację skraplającą, czyli pozbyć się największego problemu związanego z magazynowaniem i odbiorem gotowego produktu. Instalacje bioLNG posiadają swoje zbiorniki magazynowe, które mogą zgromadzić kilkudniową produkcję w oczekiwaniu na transport paliwa do klienta docelowego. Co ważne, bioLNG jest paliwem, które może znacznie przyczynić się do redukcji śladu węglowego przedsiębiorstwa, które zdecyduje się go użyć. W związku z rozszerzeniem ETS-u na transport i inne obszary przemysłu bioLNG może stać się paliwem, które zapewni nam neutralność klimatyczną przedsiębiorstwa. Z tego powodu obserwujemy coraz większe zainteresowanie tym tematem. BioLNG jest droższe niż zwykłe LNG czy też LPG, ale przy kolejnych obciążeniach związanych ze śladem węglowym może zacząć się opłacać.

A bioCO2? To też wydaje się zagadkowe.

Odpowiedź też jest prosta – to CO2, które pochodzi z procesu oczyszczania biogazu składającego się głównie z metanu i dwutlenku węgla. Produktem ubocznym oczyszczania biogazu do biometanu jest oczywiście CO2. Ten dwutlenek węgla można sprężyć, przechowywać i zatankować na cysternę jako produkt – bardzo potrzebny w branży spożywczej, do napojów gazowanych czy jako suchy lód. To CO2 nie pochodzi wtedy z paliw kopalnych, tylko jest niejako „złapaniem" tego, co i tak byśmy emitowali poprzez fermentację materii organicznej.

Jakie mamy wyzwania prawne w związku z tymi substancjami?

LNG i ogólnie ciecze kriogeniczne są bardzo trudne z punktu widzenia pomiaru jakości, czyli m.in. wartości opałowej. W terminalu LNG używane są do tego chromatografy gazowe. Z nimi jest taki problem, że jak sama nazwa wskazuje, mierzą gaz. W dalszym ciągu próbkę, która dopływa do chromatografu, trzeba przygotować, czyli odparować. Z technicznego punktu widzenia to najtrudniejszy proces. W istniejących instalacjach, a w szczególności tych, które wymagają dynamicznego pomiaru, jest to największe wyzwanie pomiarowe, ponieważ poszczególne frakcje węglowodorów nie ulegają jednoczesnemu odparowaniu. Szczególnie problematyczny jest początek i koniec załadunku, ponieważ poszczególne frakcje węglowodorów nie są odparowywane równo. Proces przygotowania układu do pomiaru trwa dosyć długo.

To jest główny problem z punktu widzenia bioLNG. Obecnie w Polsce jest tworzony standard, który będzie określał, w jaki sposób i kiedy należy mierzyć wartość opałową bioLNG. Do rozstrzygnięcia jest to, czy mierzymy go przed skropleniem czy po. 

Mamy pewne rozwiązania, które można zastosować na ciecz kriogeniczną, tylko problemem jest cena. W terminalu LNG zamontowanie zaawansowanych analizatorów zwróci się bardzo szybko, ale w instalacji bioLNG, która produkuje stosunkowo mało produktu końcowego, zastosowanie tego typu układów może być problematyczne. Musimy przenosić opomiarowania charakterystyczne dla dużej skali obiektów, tj. dużego gazownictwa, kopalni gazu, terminali LNG, na instalacje małe, takie jak biometanownie czy instalacje bioLNG, bo trzeba zapewnić tę samą jakość. To powoduje wzrost kosztów takiej instalacji i nie jesteśmy w stanie ich uniknąć.

Podobnie jest z wodorem. W zależności od tego, gdzie go chcemy zastosować, musi spełnić różne wymagania. Jeśli chcemy go wykorzystać do produkcji paliw syntetycznych, to nie musi być taki czysty. W procesie spalania podobnie. Ale jeżeli ten sam wodór chcemy wykorzystać do tankowania samochodów opartych o ogniwa paliwowe, to sposoby badania jego jakości są skomplikowane, i jest to temat na osobną rozmowę.

Materiał został przygotowany w ramach płatnej współpracy z Endress+Hauser.