Gasteknik nr. 4, september 2015
Gasteknik Tidsskrift fra Dansk Gas Forening • nr. 4 • 2015 Tema: VE-gasser Biogassen tordner frem Primagaz sender Bio-LPG på markedet Nyttig viden fra WGC 2015 i Paris OBS kun - i år én d ag! Årets Gaskonference 2015 12. november kl. 10.30-19.00 på Hotel Scandic, Sydhavnen i København Gassens værdi for samfundet Vi skal finde energiløsninger, der giver størst mulig værdi for samfundet. Hvor forsyningssikkerheden er stabil, samtidig med at vi indpasser mere og mere vedvarende energi. Og hvordan spiller gassen med i disse løsninger? Det kan du blive klogere på til Årets Gaskonference, hvor en række nøglepersoner vil fortælle om erfaringer, visioner og mål. En energipolitisk debat afslutter dagens program med efterfølgende tapas og networking. Hør bl.a. • Otto Brøns-Petersen, CEPOS: Gassens værdi - Samfundsøkonomiske betragtninger • Troels Albrechtsen, Maersk Oil: Nordsøens potentiale • Morten Buchgreitz, DONG Energy: Hvornår falder prisen på gas? • Anders Mathiasson, Energigas Sverige: Biogas i Sverige • Uwe Klaas, DVGW: Energiewende og gassens rolle i Tyskland Se programmet på www.gasteknik.dk og reservér tidspunktet! L e d e r I n d h o l d Gasteknik nr. 4 September 2015 • 104. årgang Af Peter A. Hodal, formand for Dansk Gas Forening Nordsøen og ny minister 3 Leder: Nordsøen og ny minister 4 Nettoeksport af gas i mindst ni år 6 Fynboer satser massivt på bionaturgas 7 Tredobling af biogasproduktion i 2020 8 Metanudslip fra bio- gasanlæg skal undgås 10 Reduktion af svovl udledning fra biogas 12 Bio-LPG – et nyt bæredygtigt alternativ 14 Certifikatmodel for bionaturgas til eftersyn 16 Gasfyrede varmepum- per gav stor besparelse 18 Indtryk fra verdensgaskonferencen 2015 20 Blandepotter/blanderør – fungerer de? 22 Renovering af gaskavernerne i Ll. Torup 25 GERG-projekt om odorant i bionaturgas 26 Masser af bionaturgas på vej til gasnettet 26 Metanisering af CO2 i biogas på Fyn 27 86 værker rammes, når Olie- og gasproduktionen fra Nordsøen er, og vil i mange år fremover, bidrage med milliarder til den danske økonomi. Herudover har Nordsøen også sikret, at Danmark siden midten af 90’erne har været selvforsynende med energi. Nordsøproduktionen har imidlertid været faldende de seneste år, så der er brug for nye initiativer, der kan sikre og måske endda optimere indvindingen af olie og gas fra de danske felter. Tidligere klima-, energi- og bygningsminister Rasmus Helveg Petersen udtalte allerede i foråret 2014, at det vil få stor betydning for det danske samfund, hvis perioden, hvor der hentes olie og gas i Nordsøen, kan forlænges. I prognoserne arbejdes der i øjeblikket med en gennemsnitlig indvindingsgrad på 26 %. Øges indvindingsgraden med bare ét procentpoint, vil det øge produktionsværdien med op til 70 mia. kroner. Indvindingsgraden vil naturligvis afhænge af både den teknologiske udvikling og prisen på olie og gas. Energistyrelsen forudser, at indvindingsgraden kan øges med adskillige procentpoint i de kommende år. Den tidligere minister understregede, at der frem mod 2050 fortsat bruges olie og gas, og det kan Danmark lige så godt producere selv, hvis det er muligt. Det vil forlænge den periode, hvor landet er nettoeksportør og dermed udskyde det tidspunkt, hvor der skal bruges udenlandsk valuta på at importere olie og gas. På den baggrund igangsatte ministeren et strategiarbejde for produktionen af olie og gas på Nordsøen. Resultaterne skal munde ud i klare anbefalinger til regeringen. Sommervalget har angiveligt udsat udgivelsen af strategien, men den er forhåbentlig lige på trapperne. Olie- og gasstrategien kommer til at fokusere på fire områder. Vigtigst er at få undersøgt behovet for at renovere og forny infrastrukturen i Nordsøen i form af produktionsanlæg og rørledninger. Det skal sikre, at eksisterende og nye fund kan udnyttes optimalt. Der skal også kigges på mulighederne for at øge indvindingen fra de kendte felter på baggrund af den nyeste viden, og på hvordan man skaffer kvalificeret arbejdskraft. Det bliver interessant at se resultaterne fra strategien, og ikke mindst hvordan den skal udmøntes. Mon ikke den nye minister Lars Chr. Lilleholt lader olie- og gasstrategien være en naturlig del af det, som den nye energikommission bl.a. skal kigge på. Regeringsgrundlaget er i hvert fald mere rummeligt, og ministerens udtalelse ”Regeringens klima- og energipolitik bygger på grøn realisme. Det betyder, at der skal være sammenhæng mellem målene i energipolitikken og de midler, vi har til rådighed. Den grønne omstilling skal ske på en måde, som er fornuftig set i forhold til udviklingen i Danmark og verden omkring os.” åbner op for en bredere og mere nuanceret dialog. Det bliver spændende at se, om gassen kommer til at spille den rolle i fremtidens energisystem, som gavner samfundsøkonomien, sikrer forsyningssikkerheden og forbliver en vigtig trædesten i den grønne omstilling. Sponsorer for Gasteknik: treledstarif ophører Forsidefoto: Xergi har for NGF Nature Energy i Holsted opført landets hidtil største biogasanlæg, der leverer opgraderet biogas til naturgasnettet. Foto: Skovdahl & Skovdahl. Gasteknik nr. 4 • 2015 3 K o r t n y t Bred energikommission til efteråret Den nye energi-, forsynings- og klima minister, Lars Chr. Lilleholt (V) vil nedsætte en energikommission. ”Jeg har en forestilling om, at det skal være en bred kommission, hvor alle de forskellige interesser er med – aktørerne på området, folk med energiteknolo gisk viden, folk med økonomiske briller”, siger Lars Chr. Lilleholt ifølge Dansk Energis elektroniske nyhedsbrev. Kommissionen skal forberede et oplæg til energipolitiske mål og virkemidler for perioden 2020-2030 med henblik på at indgå en ny energiaftale i 1917. Center for Olie og Gas tager form Det nye Center for Olie og Gas på DTU har nu ansat de første 20 medarbejdere. Flere af dem har erfaring fra tunge virksomheder i den danske olie- og gasindustri som fx DONG Energy og Maersk Oil, skriver DTU på sin hjemmeside. Første store opgave bliver at identificere ideer til teknologier, der kan øge olie- og gasudvindingen på oliefelterne Kraka, Dan og Halfdan i Nordsøen. Direktør Bo Cerup-Simonsen forventer at ansætte en ny gruppe medarbejdere i løbet af efteråret og samtidig udvikle samarbejdet med institutioner og virksomheder, så der over de næste tre år tilknyttes omkring 100 forskere. DGC i europæisk energisamarbejde Dansk Gasteknisk Center er partner i et nyt europæisk netværk for forskning og udvikling inden for gas og energi. Thea Larsen, adm. direktør i DGC, skrev under på aftalen på World Gas Conference i Paris sammen med repræsentanter fra French Gas Association (AFG), German Technical and Scientific Association for Gas and Water (DVGW), Energy Delta Gas Research (EDGaR, Netherlands), Energiforsk – Swedish Energy Research Centre, Swiss Gas and Water Industry Association (SVGW) og Swiss Association of Gas Industry (VSG). Det nye netværk skal guide gassen i overgangsprocessen hen imod et fremtidigt energisystem baseret på vedvarende energi. European Research Institute for Gas and Energy Innovation (ERIG) er et nonprofitnetværk for europæisk samarbejde for forskning og innovation inden for bæredygtig og innovativ gasteknologi. 4 Gasteknik nr. 4 • 2015 Nettoeksport af gas i mindst ni år Danmark vil være nettoeksportør af naturgas mindst frem til og med 2023, fremgår det af Energistyrelsens opdaterede produktionsprognose for olie og salgsgas. Prognosen viser også, at Danmark fortsat ventes at være nettoeksportør af olie til og med 2021, men hvis de mulige efterforskningsressourcer i form af potentielle nye fund og skønnede ressourcer fra forbedret teknologi medregnes, forventes Danmark at kunne være nettoeksportør af både olie og gas til efter 2035. For 2015 forventer Energistyrelsen, at produktionen af salgsgas bliver 4,1 mia. Nm3. Det er en stigning på 8 % i forhold til 2014, hovedsageligt som følge af en større produktion på Halfdanfeltet. Energiforbruget steg i første kvartal af 2015 Det faktiske energiforbrug steg i de første tre måneder af 2015 med 0,7 % sammenlignet med samme periode i 2014, oplyser Energistyrelsen. Udviklingen er påvirket af, at vejret har været koldere end i samme kvartal året før med 5 % flere graddage. Yderligere er energiforbruget påvirket af en lavere vindkraftproduktion i årets tre første måneder som følge af dårligere vindforhold. Det har medvirket til en større elproduktion på de centrale kraftvarmeværker og dermed et større energiforbrug. Stigningen i forbruget i første kvartal af 2015 dækker over, at forbruget af olie steg 4,1 %. Samtidig er forbruget af naturgas, kul og vedvarende energi i første kvartal 2015 reduceret med henholdsvis 1,5 %, 6,5 % og 3,3 %. Det store fald i forbrug af kul skyldes et fald i nettoeksport af el. Danmark havde i de første tre måneder af 2015 en mindre nettoeksport af elektricitet end i samme periode året før. Når der korrigeres for brændselsforbrug til udenrigshandlen med elektricitet, er energiforbruget i første kvartal af 2015 steget med 3,0 %. Produktionen af primær energi var 7,3 % lavere i de første tre måneder af 2015 end i samme periode i 2014. Produktionen af råolie og naturgas faldt henholdsvis 4,7 og 13,5 %. Energinet.dk vil vedligeholde endnu en kaverne Sikkerhedsventiler, rør og andet udstyr, der er med til at sikre, at store mængder gas opbevares sikkert under jorden, skal skiftes på endnu en af de syv kaverner på Energinet.dk’s gaslager i Ll. Torup. De underjordiske hulrum, kavernerne, hvor gassen opbevares under højt tryk, har 25-30 år på bagen. Derfor skal udstyret skiftes som en del af vedligeholdelsen. Det kræver, at kavernerne tømmes for gas, og det sker lettest ved at fylde dem op med vand. Vandet, der hentes i en rørledning fra den næsten ferske Hjarbæk Fjord, optager noget af saltet fra kavernen, som dermed udvides. Når det salte vand hentes op igen, pumpes det ud i den mere saltholdige del af Limfjorden. Vedligeholdelsesarbejdet på kaverne TO-6 går i gang i dette efterår i forlængelse af vedligeholdelsesarbejdet på kaverne TO-9 – et arbejde, der netop nu er i gang og slutter i foråret 2016. Arbejdet på kaverne TO-6 forventes at være færdigt i foråret 2017. Som et pilotprojekt gennemførte Energinet.dk i 2011-2013 med myndighedernes tilladelse vedligeholdelse af kaverne TO-8. På baggrund af erfaringer fra pilotprojektet gav Naturstyrelsen VVM-tilladelse til at fortsætte vedligeholdelsesarbejdet, ligesom Miljøstyrelsen godkendte et tillæg til Energinet.dk’s miljøgodkendelse. Mere side 22-24 K o r t n y t Flere danske gastankstationer Madaffald omdannes til biogas i Horsens Daka ReFood er klar til at påbegynde opførelsen af Danmarks første fuldt integrerede behandlingsanlæg til genanvendelse af madaffald. Anlægget vil blive direkte forbundet med Horsens Bioenergis eksisterende biogasanlæg og være med til at sikre genanvendelse og optimal udnyttelse af madaffald. Samtidig bidrager anlægget til at nå regeringens mål om 60 % genanvendelse af det organiske affald fra servicesektoren i 2018. Anlægget får en kapacitet på 40.000 - 50.000 tons madaf- fald og vil i første omgang kun håndtere affald fra fødevareproducenter – ikke organisk husholdningsaffald, som er omfattet af kvalitetsmæssige problemer og omfattende lovgivning. 1 ton madaffald giver ca. 100 m3 naturgas – energi svarende til 110 liter dieselolie. Anlægget forventes at gå i drift i 4. kvartal 2015, oplyser selskabet i en pressemeddelelse. Daka ReFood er en del af den tyske Saria-gruppen, som opererer ReFood-konceptet i en række europæiske lande. Skifergas endnu ikke helt opgivet i Danmark Selv om franske Total og Nordsøfonden har opgivet at udvinde skifergas fra deres boring i Vendsyssel, er det endnu ikke besluttet at opgive licensen, som først udløber i sommeren 2016. For faktisk blev der fundet skifergas ved prøveboringen. Men skiferlaget var tre gange mindre end forventet, og projektet er derfor ikke længere rentabelt. ”Nu skal vi ind i nogle overvejelser om, hvad vi vil gøre fremadrettet”, siger projektkoordinator i Total, Henrik Nicolaisen ifølge DR.dk. Han ser to muligheder. Enten fortsætter man med en ny prøveboring et andet sted, eller også stopper man. ”For selvom det ikke kan betale sig i Nordjylland, så er det stadig usikkert, om der kan være penge at hente andre steder i Danmark”, fortæller Niels Schovsbo, der er seniorgeolog ved GEUS, Danmarks Geologiske Undersøgelser. Han oplyser, at der er flere steder, som via vores kortlægning har vist en høj lødighed af skifer. I forsommeren droppede selskaberne planer om prøveboring i Nordsjælland på grund af tilsvarende lav forekomst af skifer – området var ligesom Dybvad i Nordjylland et af de steder, som ifølge Geus indeholdt gode muligheder for skifergas. Til forskel fra USA er der end nu ikke igangsat kommerciel pro duktion af skifergas i Europa. Den 3. juli passerede HMN Naturgas en vigtig milepæl med åbningen af den 10. danske gastankstation med offentlig adgang. Den nye tankstation ligger på Troensevej 18 sydøst for Aalborg by. Der ligger i forvejen en gastankstation i Aalborg, men den kan kun bruges af de nye gasbusser, som Nordjyllands Trafikselskab (NT) har taget i brug. Yderligere en række nye gastankstationer er på vej i bl.a. i Glostrup, Høje Taastrup, Sønderborg, Aabenraa og Tønder, oplyser HMN Naturgas. ”Vi håber, at de ting, vi nu sætter i værk, kan bidrage til at fjerne noget af den usikkerhed om gaskøretøjer, som fortsat hersker herhjemme. I mange EU-lande har man for længst taget gasbilerne til sig, og nu sker der også noget herhjemme”, siger adm. direktør i HMN Naturgas, Susanne Juhl. Sag om fjernvarme skal gå om Energiklagenævnet har ophævet Skives Kommunes godkendelse af, at et område i Skive by, som nu er udlagt til naturgas, fremover skal forsynes med fjernvarme. Sagen er derfor hjemvist til fornyet behandling i kommunen. Sagen endte hos Energiklagenævnet, fordi HMN Naturgas mener, at varmeprojektet medfører et samfundsøkonomisk underskud. Det er ulovligt. Baggrunden for den usædvanlige afgørelse er ifølge nævnet, at Skive Kommune selv har erkendt, at der mangler en begrundelse i projektet – bl.a. at et af klagepunkterne fra HMN Naturgas ikke var tilstrækkeligt belyst. Sverige starter skifergasproduktion Det svenske Gripen Oil & Gas AB forventer allerede i år at indlede produktion af skifergas efter langtidstest af tre brønde, som selskabet har boret i Östergötland, oplyser branchemediet Wood Mackenzie. Boringerne er gennemført i et lag af alunskifer i en geologisk formation, som også strækker sig ind under Danmark. Fundet forventes at indeholde 51 mia. kubikfod naturgas, svarende til 8,5 mio. olieækvivalenter. Gassen har et metanindhold på 97 %. Selskabet har licens til udvinding af olie og gas på et areal på 2.272 km2 på Gotland, Öland samt i Östergötland. Gasteknik nr.nr. 4 •42015 Gasteknik • 2015 55 B i o g a s Af Jens Utoft, Gasteknik Fynboer satser massivt på bionaturgas Energi-, forsynings-, og klimaminister Lars Chr. Lilleholt (V) indviede NGF Nature Energys nye biogasanlæg i Holsted – Danmarks hidtil største med levering af bionaturgas til gasnettet. 13 mio. kubikmeter bionaturgas. Så meget forventer fynske NGF Nature Energy årligt at kunne levere til naturgasnettet fra sit nye biogasanlæg i Holsted. Det er dermed det hidtil største biogasanlæg, som er sluttet til naturgasnettet. Det blev fredag 21. august indviet af den nye energi-, forsynings- og klimaminister, Lars Chr. Lilleholt (V). Anlægget er etableret i samarbejde med lokale landmænd i leverandørforeningen Brørup-Holsted Biogas. Det er leveret af det danske firma Xergi, der også har tegnet sig for en ejer andel på 10 % af anlægget. Lars Chr. Lilleholt ser anlægget i Holsted som et vigtigt led i Danmarks grønne omstilling: ”Jeg glæder mig over, at biogassen vinder frem i Danmark. Udviklingen skaber private arbejdspladser og vækst i egne af Danmark, hvor det er tiltrængt, og det gør landbruget til energileverandør. Jeg tror, at biogas kommer til at spille en stor rolle i fremtidens energiforsyning, fordi den grønne gas kan lagres og bruges til mange forskellige formål som el og varme, i industrivirksomheder og til transport.” To tilsvarende anlæg på Fyn Det nye biogasanlæg er NGF Nature Energys foreløbigt første større bidrag til Danmarks omstilling til grøn energi. Inden for det næste år sætter NGF Nature Energy endnu to tilsvarende store og helt nye 6 Gasteknik nr. 4 • 2015 industri og landbrug. Det skaber værdi for både samfundet og for de enkelte forbrugere, der med grøn, vedvarende energi kan få glæde af deres investering i et gasfyr mange år endnu.” Energi-, forsynings- og klimaminister, Lars Chr. Lilleholt (V) biogasanlæg i drift på Fyn samt udvider et eksisterende mindre anlæg til omtrent samme størrelse. Selskabet vil således fra 2016 årligt kunne producere henved 45 mio. Nm3 biogas. Yderligere forventer selskabet at indgå en aftale om etablering af et økologisk biogasanlæg ved Brande, som netop har opnået de nødvendige tilladelser. Store forventninger Administrerende direktør i NGF Nature Energy, Ole Hvelplund, har store forventninger til de nye avancerede biogasanlæg: ”Den nye generation af biogasanlæg er grøn omstilling i sin allerbedste udgave: hele biogastanken er jo, at naturens ressourcer indgår i et kredsløb i stedet for bare at blive brugt én gang. Vi producerer energi af det, der ellers var endt som affald fra Fakta om Holsted-anlægget NGF Nature Energy Holsted er et datterselskab til NGF Nature Energy A/S og er fælleseje mellem den landmandsejede leverandørforening Brørup-Holsted Biogas A.m.b.a. og NGF Nature Energy. Anlægget har en værdi af ca. 200 mio. kr. og er leveret af hovedentreprenør Xergi, der har en ejerandel på 10 % af anlægget. Projektet har modtaget anlægsstøtte på ca. 40 mio. kr. fra statens biogaspulje. Anlægget kan årligt behandle ca. 400.000 ton biomasse, hvoraf 70 % er gylle fra kvæg, svin og mink fra lokale leverandører Øvrig biomasse kommer fra bl.a. dybstrøelse, organisk industriaffald og energiafgrøder Al biogas fra anlægget opgraderes, dvs. renses for CO2, vand og svovl til naturgaskvalitet Anlægget beskæftiger tre tekniske medarbejdere samt seks fuldtidsansatte chauffører, der henter gyllen til anlægget og fragter gødning i form af afgasset gylle retur til landmændene. Gassen sælges via NGF Nature Energy under navnet BioGas. Det vil for en privat husstand i snit koste 50 kr. ekstra om måneden. Læs mere om anlægget på: http://holsted.natureenergy.dk/ NGF Nature Energys biogasanlæg i Holsted blev indviet i overværelse af mere end 150 inviterede gæster. Forventning om tredobling af biogasproduktion i 2020 Energistyrelsen forventer nu en tredobling i produktionen af biogas fra 2012 til 2020, dvs. fra knap 4,4 til mere end 13 PJ. Det oplyser chefkonsulent Bodil Haarder fra Energistyrelsens Center for Forsyning og ansvarlig for styrelsens Biogas Task Force. Dermed overgås målsætningen i det seneste energiforlig om en fordobling i 2020. Energistyrelsen har i august udarbejdet et Danmarkskort, der viser eksisterende og igangsatte biogasanlæg. Det kan ses på styrelsens hjemmeside, www.ens.dk. Men faktisk er der en del flere anlæg på tegnebrættet, selv om puljerne med anlægstilskud er brugt op. Hovedparten af væksten vil komme fra anlæg, der leverer bionaturgas til gasnettet. Gasteknik forsøger her at give et overblik over nogle af de hidtil kendte projekter. Sønderjysk Biogas Biogasanlægget opføres af energiselskabet E.ON Danmark A/S og leverandørforeningen Sønderjysk Biogas Invest A/S (SBI), som forsyner anlægget med gylle fra lokale landmænd. Samarbejdet bag SBI er et jointventure (50-50 %) mellem landmændene og E.ON, som står bag investeringen på en kvart mia. kr. Projektet har modtaget anlægsstøtte på 48 mio. kr. fra EU og den danske stats biogaspulje. • Håndterer op til 600.000 tons biomasse, heraf 425.000 tons gylle og 50.000 tons halm • Producerer ca. 21 mio. m3 metan, opgraderet med Aminoteknik (Purac Puregas AB) • Leveres til Energinet.dk • Forventes færdig juli 2016. ENVO Biogas I samarbejde med en argentinsk investor er ENVO Biogas Tønder A/S nu i gang med at bygge Nordens hidtil største biogasanlæg i Solvig ved Tønder. Omkring 120 landmænd skal levere gylle og energimajs til anlægget, som forventes færdigt primo 2017. DONG Energy har indgået aftale med selskababet om at aftage den årlige produktion på 68 mio. m3 biogas, som skal opgraderes til ca. 35 mio. m3 bionaturgas. Søsterselskabet ENVO Biogas Aabenraa har modtaget byggetilladelse til et tilsvarende biogasanlægget i Kliplev ved Aabenraa. Begge anlæg skal levere opgraderet biogas direkte til Energinet. dk’s transmissionsnet. NGF-aftale med Arla Foods NGF Nature Energy, Arla Foods Energy og Xergi har indgået en projektudviklingsaftale med henblik på at etablere et nyt biogasanlæg i Videbæk i Vestjylland. Arla er blandt landets største aftagere af naturgas og får med biogasproduktionen dækket op mod 60 % af sit gasforbrug i Arla Foods Arinco ved Videbæk. Aftalen mellem partnerne trådte i kraft den 26. juni 2015, og NGF Nature Energy indtræder samtidig som medejer i selskabet Videbæk Biogas A/S, der i dag ejes ligeligt af Arla Foods Energy og Xergi. NGF Nature Energy og Arla har samtidig indgået en hensigtserklæring om i fællesskab at udforske mulighederne for fremtidig fælles drift af nye biogasproduktionsanlæg. Biogas for 54 mio. kr. i Vegger Under navnet Energi Vegger er et 27 år gammelt biogasanlæg i den nordjyske by Vegger moderniseret og udvidet for 54 mio. kr., skriver Nordjyske.dk. Anlægget producerer varme til 155 hjem i Vegger, mens en langt større del af den daglige produktion på i alt 15.000 m3 biogas sendes til Arlas mejeri i Bislev. Solrød Biogas starter produktion Efter fire ugers indkøring har Solrød Biogas startet produktionen. Gassen anvendes til kraftvarme. Anlægget vil årligt aftage 200.000 tons restaffald fra forskellige industriproducenter. Som noget nyt anvendes tang, men også gylle fra lokale landbrug. Se mere side 26 > > > Gasteknik nr. 4 • 2015 7 B i o g a s Af Torben Kvist, DGC og Martin Nørregaard Hansen, AgroTech Metanudslip fra biogasanlæg skal undgås DGC og AgroTech har sammen udviklet en ny metode til at afsløre lækager og måle udslip af den potente drivhusgas fra biogasanlæg. I et af ni anlæg var tabet over 10 % til en værdi af ca. 1,4 mio. kr. Et biogasanlæg har mange funktioner. Det håndterer og udnytter restprodukter fra bl.a. landbruget. Det sikrer en bedre udnyttelse af næringsstoffer fra gylle, det reducerer luftgener fra landbruget, og – ikke mindst: Biogasanlæg producerer grøn energi. Klimagassers positive indflydelse på emissionen kan dog begrænses af eventuelle metanemissioner fra anlæggene. Sammen har AgroTech og DGC udviklet en metode til bestemmelse af biogaslækager og målt lækagernes størrelse på ni danske biogasanlæg. Metode til bestemmelse af metantab Metoden består af to trin. Trin 1 er lokalisering af evt. lækager. Dette sker ved hjælp af et specielt IR-kamera, der er i stand til at registrere forskelle i metankoncentration. Med kameraet skannes hele biogasanlægget, og evt. utætheder lokaliseres. Se figur 1. I trin 2 måles mængden af udsivende metan fra de enkelte lækager, der er detekteret i trin 1. Det sker ved at afdække stedet, hvorfra lækagen sker, hvorefter den udsivende biogas opsamles. Dette er illustreret i figur 2, hvor der ses en opsamlingsenhed, der er placeret hen over en lækage. Sammen med luft bortsuges den udsivende gas ved hjælp af en blæser. Det er vigtigt, at opsamlingsenheden ikke slutter tæt. 8 Gasteknik nr. 4 • 2015 Figur 1. En biogasreaktor skannes med et IR-kamera for udsivende metan. Det vil betyde, at der skabes et undertryk over lækagen, og det kan betyde, at der suges gas ud. Metanbestemmelsen sker efterfølgende ved at måle flowet af den opsamlede biogas-luftblanding og koncentrationen af metan i blandingen. Flowbestemmelsen sker ved hjælp af en måleblænde, og metankoncentrationen måles med en FID-analysator. Udvælgelse af anlæg Ca. 60 gårdbiogas- og biogasfællesanlæg er blevet kontaktet og spurgt, om de ønskede at deltage i projektet. Deltagelsen indebar, at man skulle svare på en række spørgsmål om anlægget, og at AgroTech og DGC skulle bestemme metanlækagerne med den udviklede metode på deres anlæg. 19 svarede positivt, og af disse blev 10 udvalgt. Anlæggene blev udvalgt, så de bedst muligt var repræsentative for de anlæg, der findes i Danmark. Et af de ti anlæg trak sig fra projektet undervejs, og derfor blev der kun gennemført målinger på ni anlæg. I projektet blev der gennemført to målerunder. I første runde blev de udvalgte anlæg skannet for lækager, og tabet fra de enkelte lækager blev bestemt. I anden runde blev anlæggene informeret om, hvilke lækager der blev fundet i første runde, og de fik mulighed for at reparere lækagerne. Efterfølgende blev anlæggene besøgt igen, og der blev foretaget en ny skanning af anlæggene og en ny bestemmelse af lækagernes størrelse. Resultater I første målerunde blev der fundet lækager på alle de undersøgte anlæg på nær et. Antallet af og størrelsen af de enkelte lækager varierede meget. Der blev fundet i alt 50 lækager på de ni undersøgte biogasanlæg. Se figur 3. Der var flest små lækager og enkelte store lækager. 15 % af de Figur 2. Illustration af metode til bestemmelse af metantab fra en biogaslækage. fundne lækager udgjorde 85 % af det samlede metantab, og 85 % af lækagerne udgjorde 15 % af det samlede tab. Der var stor forskel på, hvor stort tabet var fra de enkelte anlæg. På et anlæg blev der ikke fundet lækager, og på et blev der fundet 14 lækager. Det samlede tab fra anlæggene varierer fra 0 til 10 % af den samlede biogasproduktion. Det samlede biogastab fra de ni anlæg udgjorde 4,3 % af den samlede produktion. Se figur 4. Det udgør ikke alene et klimaproblem. Biogastabet udgør også et betydeligt økonomisk tab. For et af anlæggene repræsenterede tabet en værdi på 1,4 mio. kr./år. Inden anden målerunde havde anlæggene mulighed for at reparere lækagerne, hvilket syv af de ni anlæg benyttede sig af. Ofte stammede de større lækager fra sikkerhedsventiler, vandlåse uden vand mv., hvorfor lækagerne oftest var forholdsvis lette at udbedre. Figur 4 Metantabet pga. biogaslækager for ni undersøgte anlæg. Tabet er vist som andelen af den samlede biogasproduktion. I et enkelt tilfælde skyldtes en stor lækage en defekt dug, der måtte skiftes. Resultaterne fra anden målerunde viste, at det var lykkedes at reducere biogaslækagerne betrag- teligt. Fra første til anden målerunde blev lækagerne reduceret fra 4,2 % til 0,9 % af den samlede biogasproduktion. For et enkelt var der dog opstået nye lækager siden første målerunde. Se figur 4. Projektet er støttet af Energinet.dk via ForskEL-programmet. Figur 3.Metantab fra alle lækager detekteret i første målerunde. Gasteknik nr. 4 • 2015 9 B i o g a s Af Bjørn K. Eliasen og Torben Kvist, Dansk Gasteknisk Center a/s Reduktion af svovludledning fra biogas Danmark har sat høje mål for biogasudbygningen. Da biogas kan indeholde store mængder svovlbrinte, kan dette potentielt medføre store svovlemissioner. I forbindelse med overgang til et grønt gassystem ønsker man en stor biogasudbygning i Danmark. Biogasproduktionen forventes at stige fra ca. 4 PJ/år i 2012 til ca. 12 PJ/år biogasproduktion i 2020. Udbygningen skal især ske ved at øge andelen af husdyrgødning, der behandles i biogasanlæg. Biogas fra husdyrgødning kan have et højt indhold af svovlbrinte. Dansk Gasteknisk Center a/s har derfor i projektet ”Svovlemissioner fra anvendelse af biogas” set på, hvordan svovlbrinte fra biogas kan fjernes med de laveste omkostninger. Svovlbrinte har en karakteristisk lugt af rådne æg og er i selv små koncentrationer giftigt. Yderligere har svovlemissioner en række sundhedsmæssige konsekvenser og medvirker desuden til forsuring. Udledningen af svovl ønskes derfor minimeret. I projektet har vi set på, hvordan svovlbrinte bedst kan fjernes fra biogassen, afhængig af om gassen anvendes til motordrift eller til opgradering. Til dette har der været kontakt med en række leverandører af svovlfjernelsesteknologier og foretaget målinger på eksisterende svovlfjernelsesanlæg for at fastlægge effektiviteten heraf. Der gives også bud på, hvilke omkostninger svovlfjernelsen forventes at medføre. Teknologier i fokus Fokus har primært været på teknologier til svovlfjernelse fra biogas, hvor undersøgelsen 10 Gasteknik nr. 4 • 2015 baserer sig på tre teknologier til svovlfjernelse, nemlig biologisk skrubber, fældning med jernklorid og fjernelse med aktivt kul. Dertil er der set på anvendelse ved motordrift samt opgradering ved enten Pressure Swing Adsorption (PSA), vand- eller aminskrubberanlæg. De to sidstnævnte opgraderingsteknologier har mulighed for at håndtere større eller mindre mængder svovlbrinte, hvorfor disse også kan benyttes i svovlfjernelsesprocessen. Effektivitet af eksisterende anlæg Til at fastlægge effektiviteten af eksisterende svovlfjernelsesanlæg og teknologier er der målt på svovlbrinteindholdet i biogassen på en række biogasanlæg. Der er udført tre typer målinger. Spotmålinger, hvor der måles en gang på anlægget, ”kontinuerte” målinger, hvor der foretages målinger i gassen hvert 30. minut, og analyse af gasprøver på gaskromatograf. Hvor det har væ- ret muligt, er målingerne udført både i den rå og rensede biogas. Målingerne er fordelt på forskellige svovlfjernelsesteknologier og er udført på både gyllebaserede og spildevandsbaserede anlæg. I Figur 1 ses resultatet af spotmålinger i biogas på gyllebaserede biogasanlæg med biologiske svovlfiltre. Målingerne viser generelt en lav koncentration af svovlbrinte efter svovlfjernelse, både ved lave og forholdsvis høje koncentrationer inden rensning. Biologiske filtre har derfor vist mulighed for at opnå en høj grad af fjernelse. Gennemsnittet af målingerne har vist ca. 25 ppm H2S. For målinger på anlæg, hvor der benyttes jernklorid til at fælde svovlbrinte, blev der målt lidt højere niveauer af svovlbrinte i biogassen. Da fjernelse af svovl på disse anlæg sker direkte i rådnetanken, findes der ikke en egentlig rågas. Spotmålingerne viste her et niveau i gassen imellem 150 og 210 ppm H2S. Figur 1.Spotmålinger af svovlbrinteniveauet i biogas på gyllebaserede biogasanlæg med biologisk svovlfilter Figur 2.Udsnit af måleperiode fra biogasanlæg med biologisk svovlrensning. Figuren viser koncentration af H2S i rå og renset biogas. Effektive kulfiltre Kulfiltre er meget effektive. På de anlæg, hvor DGC foretog målinger, både spot- og kontinuerte, kunne der detekteres ingen eller højest ganske få ppm svovlbrinte efter filteret. Svovlbrinteniveauet i biogas fra biogasanlæg, baseret på spildevandsslam ligger generelt lavere end for gyllebaserede anlæg. Her blev målt niveauer omkring 140-210 ppm H2S i rågassen. For at supplere spotmålingerne blev der også udført kontinuerte målinger på fem biogasanlæg. For et anlæg, hvor fjernelse skete med fældning med jernklorid, blev svovlbrinteniveauet i biogassen målt til at ligge imellem 35 til 90 ppm, altså en smule lavere end for spotmålingerne. Generelt var niveauet relativt stabilt. Biologiske filtre For biologiske filtre var situation dog anderledes. Et uddrag af måledata herfra er vist i Figur 2. Det ses i starten og slutningen af perioden, at filteret opnår høj effektivt med kun ganske få ppm H2S i den rensede gas. I den mellemliggende periode sker der en stigning i den rå biogas, som tilsvarende medfører en stigning i den rensede biogas. Det skyldes, at filteret udsættes for større svovlbelastning, end der er kapacitet til at fjerne. Der ses også store udsving i den rensede biogas, som sker med lille tidskonstant, uden de Figur 3.Variation i omkostninger til fjernelse af svovlbrinte fra biogas. tilsvarende fluktuationer i den rå biogas. Denne hurtige fluktua tion viste sig at stamme fra variationen i gasflowet, som skyldtes ind- og udpumpning af materiale til reaktortanken. På grund af de store fluktuationer i svovlbrinteniveauet kan der være tilfælde, især hvis man ligger tæt på filterets kapacitetsgrænse, hvor spotmålinger ikke vil give et retvisende billede af svovlbrinteniveauet i gassen. Teknologiernes effektivitet Skal der opstilles en oversigt over teknologiernes effektivt, vil kulfilter være den teknologi, der har mulighed for at opnå de laveste niveauer af svovlbrinte. Modsat vil fældning ofte være den af de tre teknologier, der opererer med det højeste udgangssvovlbrinteniveau. Det vil selvfølgelig afhænge af driftsparametrene. Fx kan et dårligt drevet og underdimensioneret biologisk filter have langt højere svovlbrinteudgangsniveauer, end der opnås ved fældning. For både biologiske filtre og kulfiltre er ilttilførsel, ofte i form af luft, kritisk i forhold til processen. Et biologisk filter benytter bakterier til renseprocessen, som kræver ilt, hvor der i et kulfilter kræves ilt for at gennemføre en kemisk reaktion. Omkostninger til svovlrensning Ud fra målinger, leverandøroplysninger og krav til teknologierne har projektet opstillet beregnin- ger over omkostninger til svovlfjernelse fra biogas. Beregningerne er gjort ud fra forskellige kombinationer af renseteknologier, anvendelse og svovlkoncentrationer i den rå biogas. For de fleste anvendelser er fastsat to rensescenarier: et, hvor der sker komplet fjernelse af svovlbrinte, og et, hvor der sker fjernelse ned til det niveau, den billigste rensemetode tillader, dog højst det niveau, som anvendelsen kræver. Komplet eller delvis fjernelse Et eksempel på hvor der sker delvis fjernelse af svovlbrinte, kan være, hvor der kun benyttes et biologisk filter. Hvis dette filter så suppleres med et aktivt kulfilter til efterpolering af gassen, vil der være antaget komplet fjernelse, jf. de målte niveauer. Da der anvendes forskellige metoder til rensning, vil omkostningerne være forskellige, ligesom slutkoncentrationen af svovlbrinte i biogassen vil være det. En oversigt over omkostningerne til fjernelse af svovlbrinte og variation af omkostningerne ses i Figur 3. Variationen afhænger af teknologi, svovlkoncentration og anlægstørrelse. Undersøgelsen har desuden vist, at omkostninger til fjernelse af svovlbrinte generelt er lavere, end omkostningerne vil være ved udledning. Projektet har været støttet af Miljøstyrelsen ved MUDP-projekt 141-00365. Gasteknik nr. 4 • 2015 11 B i o p r o p a n Af Jens Utoft, Gasteknik Bio-LPG – et nyt bæredygtigt alternativ Primagaz varsler en ny æra for de grønne energiløsninger med sin satsning på CO2-neutral Bio-LPG, der tilbydes over hele landet. Læg mærke til navnet: Bio-LPG. Et produkt, som i de kommende år vil markere gassen som det grønne, ansvarlige og konkurrencedygtige alternativ til blandt andet olie. Produktet er tilmed det eneste nye biologiske brændstof, der er udviklet i verden i de seneste årtier. Det er med to klimafokuserede hovedaktører – SHV Energy, det internationale moderselskab for Primagaz, og Neste Oil – i front, at en række europæiske lande snart får Bio-LPG på markedet – og dermed et markant skridt væk fra udledning af CO2 og afhængigheden af fossile brændstoffer. Bio-LPG er i virkeligheden – som produktnavnet antyder – en biologisk udgave af LPG, og dannet af vedvarende energikilder/2. generations biomasse fra planter og andet organisk materiale. 100 % CO2-neutralt Hvor den konventionelle LPG er et biprodukt fra produktion af fossil olie og naturgas, er Bio-LPG således et produkt af ikke-fossile energikilder. Det gør Bio-LPG til et bæredygtigt og 100 pct. CO2neutralt energiprodukt. ”Som et ansvarligt og klima orienteret energiselskab har vi den overbevisning, at produktion og salg af Bio-LPG vil bidrage markant til at begrænse de skader på miljø og natur, som traditionelle produkter forårsager. Derfor har vi udviklet Bio-LPG, og derfor kaster vi mange kræfter i, at det bliver en succes på det danske 12 Gasteknik nr. 4 • 2015 marked”, siger Per Nielsen, der er chef for Bulk og energiløsninger hos Primagaz. I forvejen er LPG-produktet fra Primagaz en meget miljøvenlig energiløsning for erhvervskunderne. LPG udleder 11 % mindre CO2 end olie, 33 % mindre end kul og 57 % mindre end konventionelt fremstillet el. Det har betydning for kundernes samlede energiomkostninger og -afgifter. Bio-LPG er en grøn, CO2-neutral energiløsning, der fritages fx for CO2-afgifter og har endvidere den fordel, at gassen kan anvendes i de eksisterende LPG-løsninger uden nye investeringer eller tekniske forandringer i anlægget. Produceres i Rotterdam Foreløbigt er det planen at producere 160.000 tons Bio-LPG over en fireårig periode. Produktionen foregår på Neste Oils raffinaderi i Rotterdam i Holland. Foruden det danske og øvrige skandinaviske marked er BioLPG i første omgang rettet mod markederne i Frankrig, Tyskland, England og Benelux-landene. ”Det er ingen hemmelighed, at der knytter sig store forventninger til lanceringen af Bio-LPG i netop Danmark. Vores høje miljøprofil og grønne image er blandt de gode grunde til, at vi satser på at få leveret en større mængde af den samlede produktion på 160.000 tons. Dette er et fantastisk eksempel på den grønne omstilling i Danmark, som politikere, forskere og eksperter taler så meget om nødvendigheden af. Vi er stolte af at kunne løfte dén opgave”, understreger Per Nielsen. Han peger på en række af de store samfundsøkonomiske fordele ved Bio-LPG – herunder den enkle og fleksible distribution: ”For det første er Bio-LPG helt og aldeles CO2-neutralt. Og for det andet er produktet mere anvendeligt og fleksibelt end lignende produkter: Det kan opmagasineres i tanke og kan derfor transporteres til øer og yderområder, hvor gassen af naturlige årsager i dag ellers har svært ved at slå igennem. Bio-LPG skal ikke ind i nettet, men kan fragtes, lagres og bruges, når der er behov”. Opfylder krav til bæredygtighed Ud over de samfundsmæssige fordele, giver det også nogle forretningsmæssige fordele: ”Det er klart, at vi med et produkt som Bio-LPG vil appellere bredere end hidtil. Miljø- og klimabevidsthed vil fremover veje stadigt tungere for virksomhederne i deres valg af energiforsyning. Forbrugerne stiller i stigende udstrækning krav om bæredygtighed. Her træder Bio-LPG frem som et stærkt, ansvarligt og grønt tilbud”, siger Per Nielsen. I første omgang vil Bio-LPG kun kunne leveres som tankgas til større kunder, men senere måske også som flaskegas. Der er endnu ikke fastsat nogen pris på produktet. Fakta om Bio-LPG - en form for flydende biogas Rent kemisk er sammensætningen af Bio-LPG identisk med konventionel LPG. Det har den store fordel, at Bio-versionen kan anvendes i eksisterende anlæg uden nogen form for investering. I modsætning til en lang række andre gas- og brændselstyper kan Bio-LPG fragtes direkte til slutbrugeren i beholdere, fx flasker eller tanke. Bio-LPG kan bedst sammenlignes med biogas, som er metan fra biomasse, men som i modsætning til biogas har den fordel, at det ikke skal opgraderes. Det kan nemt opbevares i flydende form i tanke og kan derfor også bruges uden for naturgasnettet. Bio-LPG er et biprodukt af fremstillingen af HVO Biodiesel (Hydrogenereret Vegetabilsk Olie), der produceres på baggrund af mange slags organiske materialer (fedtstoffer) og vegetabilske/ plantebaserede olier. Eksempelvis overskydende fedt fra industrielle processer i fødevareindustrien (dyr og fisk) og olie fra raps, sojabønner, palmer og majs. Strenge krav til leverandører HVO produceres gennem hydrobehandling af olier, hvor oxygen fjernes ved at behandle olien under højt tryk, og Bio-LPG produceres af restmaterialet fra HVO-biodieselprocessen. Der stilles strenge krav til leverandørerne af materialet til produktionen, fx krav om bæredygtighed og sociale og miljømæssigt ansvarlige forholdsregler. Primagaz Bio-LPG produceres af Nestle Oil, som råder over tolv godkendte organiske materialer. 60 % af produktet kommer fra affald og restprodukter af biologisk oprindelse. Det resterende kommer fra vegetabilsk olie, og produktet forventes godkendt som 2. generations biobrændsel. Nestle Oil er fuldt dedikerede til bæredygtighed og har et system til dokumentation af materialernes oprindelse, som lever op til EU’s lovgivning på området. Fremtidssikret STRÅLEVARME - på gas eller vand • Kvalitetspaneler • Overholder UNI EN 14037 • Energibesparelse op til 40% • Høj komfort - ensartet temperatur • Loftshøjde 3-25 m • Lagerførende • Også luftvarme på vand og gas • Ring for tilbud nu! VEST 7568 8033 ØST 4585 3611 nærenergi TanksTaTioner for CnG oG LnG Nærenergi er en ledende leverandør af kom pletteløsningerforCNGogLNGtankstatio ner i Norden. nærenergi Nanoboxen,somkansespåbilledet,er enkompaktenhedmedhøjkapacitet, som omfatter hele processen med kompressor, intern CNG opbevaring ogfyldepistol.Medsimpel,kompakt installation og færre interfaces er Nanoboxen svaret på fremtid ens CNG-distributionDanmark. Vorestankstationsløsningerfor LNGerdetoplagtevalgforat levere brændstof til fremtidens tung transport i Danmark og Skandinavien. nærenergi For mere information kontakt: Nærenergi Danmark A/S • Tlf. +45 31144484 • [email protected] • Web:www.narenergi.no Gasteknik nr. 4 • 2015 13 B i o n a t u r g a s Af Jeppe Bjerg, Energinet.dk Certifikatmodel for bionaturgas til eftersyn Udviklingen foregår i tæt dialog med aktører gennem Grøn Gas Forum. Energinet.dk har siden 2011 udstedt certifikater for bionaturgas. Certifikaterne er en garanti for, at de certificerede mængder bionaturgas har erstattet en tilsvarende mængde naturgas. Med flere aktører og øget handel med bionaturgas får certifikatmodellen nu et serviceeftersyn, der sikrer, at den fortsat er robust og lever op til markedets behov. Udviklingen foregår i tæt dialog med markedets aktører. Her beskrives modellen og de udviklingsmuligheder, der er under overvejelse. Fra producent til forbruger Den danske certifikatmodel sikrer i dag, at forbrugere kan købe bionaturgas, ligegyldigt hvor de er tilsluttet det danske gasnet. Certifikatmodellens sammenhæng med marked og net er skitseret nedenfor. Kort fortalt får en biogasproducent opgraderet biogassen til bionaturgas hos ejeren af et opgraderingsanlæg, som tilsluttes og tilfører bionaturgassen til gasnettet. Netselskaberne sørger for den fysiske fordeling og håndtering af gassen. Energiindholdet i bionaturgassen handles på gasmarkedet som al anden gas. Den grønne værdi handles via certifikatmodellen. Certifikaterne udstedes til biogasproducenten og handles mellem certifikatkontoindehavere. Når slutforbrugeren køber bionaturgascertifikater svarende til sit gasforbrug, er det således en garanti 14 Gasteknik nr. 4 • 2015 for, at forbrugeren har købt den tilførte bionaturgas. Selve bionaturgassens molekyler kan således godt forblive fysisk i distributionssystemet i fx Vestjylland, samtidig med at en forbruger i København ved et antal certifikater får garanti for, at en bestemt mængde gas, som aftages i København, er produceret på basis af biogas. Gælder hidtil kun bionaturgas Biogas er gas, der er produceret ved anaerob forgæring af organiske materialer fra fx gylle, slam fra renseanlæg, energiafgrøder eller organisk affald, hvorved der dannes en gas, hvor metan og CO2 er de væsentligste komponenter. Bionaturgas er opgraderet biogas, der opfylder de til enhver tid gældende krav, så den teknisk og sikkert kan tilføres og transporteres gennem det danske gassystem og skal overholde bestemmelserne i Gasreglementet C-12. På nuværende tidspunkt udstedes certifikater kun for bionaturgas, men modellen er forberedt til at kunne håndtere andre typer VE-gas, i takt med at disse udvikles, og markedet efterspørger dem. VE-gasser, der i fremtiden kunne omfattes af ordningen, kunne være metaniseret biogas, termisk forgasningsgas fra biomasse og brint. Det kræver, at model og regler videreudvikles. Certifikatmodellen i dag Modellen fungerer i dag således, at certifikater udstedes for den gas, der opgraderes og tilføres gassystemet. Certifikaterne gør det muligt at spore hver enhed på 1 MWh bionaturgas, fra den bliver tilført gasnettet, gennem alle handler og til den bliver solgt til forbrugerne. Køberne får ved at købe certifikaterne dokumentation for, at en vis mængde bionaturgas har erstattet en tilsvarende mængde konventionel naturgas. Bionaturgascertifikatordningen er baseret på et registreringssystem, som er elektronisk og papirløst. Energinet.dk udsteder ikke fysiske certifikater. Certifikatmodellen i morgen I dialog med markedets aktører har Energinet.dk identificeret en række mulige udviklingsbehov, der i øjeblikket drøftes. De foreløbige tilbagemeldinger er, at Energinet.dk skal starte med mindre justeringer af modellen og rette indsatsen mod: • At indføre en platform, der sikrer fortsat robust system til større marked • Bedre fysisk bevis til kunder for køb af bionaturgas • Flere oplysninger om, hvilke biomasser biogassen er produceret fra • Retningslinjer eller lignende for sparede drivhusgasemissioner • Mulighed for differentiering af certifikater målrettet transportbrug • Generelt bedre og øget kommunikation om modellen. På længere sigt ønskes, at certifikater kan handles internationalt, at der gøres en indsats for etablering af en handelsplatform, og at flere VE-gasser kan få udstedt certifikater. Der er mulighed for at deltage i denne proces via Grøn Gas Forum. Næste møde 23. september Energinet.dk ønsker med Grøn Gas Forum at sikre øget åbenhed og dialog om udvikling af mar- kedet for bionaturgas og andre grønne gasser. Det er målet at styrke inddragelse, dialog og samarbejde med kunder og interessenter i værdikæden fra produktion til forbrug af grøn gas på gasnettet. Næste Grøn Gas Forum finder sted den 23. september 2015 i Erritsø, og deltagelse er gratis. Mødet har øget fokus på bionaturgas til transport, og især kommunernes rolle og erfaringer hermed. Dette belyses med indlæg af • Kim Røgen, Københavns Kommune: Skraldebiler på gas – erfaringer og perspektiver • Teresa Rocatis Nielsen, Skive Kommune: Erfaringer med gas til transport (minibusser og hjemmehjælp) • Arriva: Muligheder for bionaturgas i offentlig bustrafik. Information og tilmelding: www. energinet.dk/groengasforum DET KRÆVER ET LILLE MIRAKEL AT FINDE NATURGAS. DET KRÆVER 220 VOLT AT ADMINISTRERE DEN. Sonlinc udvikler løsninger der kører på 220 volt og bringer forsyningsvirksomheder videre. Se hvad Sonlinc kan tilbyde din virksomhed. www.sonlinc.dk Forsyning i system Gasteknik nr. 4 • 2015 15 E n e r g i b e s p a r e l s e r Af Asger Lakmann Nielsen, HMN Naturgas I/S og Karsten V. Frederiksen, Dansk Gasteknisk Center a/s Gasfyrede varmepumper gav stor besparelse Gasforbruget i Multihuset i Hvidovre blev næsten halveret og nettoinvesteringen vil være tjent hjem på kun 4,5 år. Multihuset i Hvidovre Kommune indeholder kontorer, kantine, lager og hjælpemiddeldepot. Det huser bl.a. Plan & Miljø og Ejendomsafdelingen i Kultur, Miljø & Vækst i Hvidovre Kommune. Samtidig benyttes en del af forvaltningens lokaler af Teater Vestvolden. Bygningerne blev tidligere opvarmet af to ældre naturgasfyrede kedler på tilsammen 448 kW. De leverede varme til radiator- og ventilationsanlæg samt til to systemer for varmt brugsvand med brugsvandscirkulation. Hvidovre Kommune havde igennem de senere år udført energioptimering på Multihuset i form af efterisolering og udskiftning af døre og vinduer. Det medførte, at det graddagekorrigerede gasforbrug faldt fra 81.000 Nm3/år til 57.420 Nm3/år. Gennemgang af løsningsmuligheder En gennemgang af kedel- og varmtvandssystemet i 2012 viste imidlertid, at det var muligt at reducere gasforbruget yderligere. Dels ved at skifte de gamle traditionelle kedler ud til én kondenserende gaskedel og dels ved at ændre systemet til varmt brugsvand, således at alt varmt brugsvand fremover blev produceret på syv små, decentralt placerede elvandvarmere i størrelser fra 15 liter til 110 liter. Denne løsning med de små elvandvarmere ville spare det store, konstante varmetab, der kom fra 16 Gasteknik nr. 4 • 2015 Figur 1.De to GVP’er i drift den 25. april 2014 kl. 07.15 ved en udetemperatur på +8 ˚C. Selve fordamperdelene er delvis iset til. GVP’erne er forsynet med automatiske afisningssystemer, der selv beregner, hvornår det er nødvendig at foretage afisning. På trods af mange situationer i vinterens løb med delvist tiliset fordamper har disse to GVP’er opnået en årsvirkningsgrad på 141 % på gasdelen (132,6 % inklusive deres elforbrug). varmerørene mellem kedlerne og de to gamle varmtvandsbeholdere samt det store rørsystem til cirkulation af det varme brugsvand frem og retur mellem beholdere og tappesteder overalt i bygningerne. Målinger viste, at det samlede gasforbrug til drift af varmtvandssystemet udgjorde ca. 10.800 Nm3/år. Heraf blev kun ca. 950 Nm3/år nyttiggjort til opvarmning af varmt brugsvand. De øvrige 9.850 Nm3/år skyldtes varmetabet fra rør og beholdere og røggastab i kedlerne. I det foreslåede anlæg ville den nye kedel således kun være i drift i fyringssæsonen. Valg af løsning Hvidovre Kommune valgte at følge et forslag om en alternativ løsning, som ville gøre det muligt at spare væsentligt mere gas end løsningen med en kondenserende gaskedel. Denne alternative løsning gik ud på at erstatte de to gamle kedler med en mindre kondenserende gaskedel på 210 kW ydelse, suppleret med to gasfyrede luft/ Figur 2.Diagrammet viser de opgjorte virkningsgrader for forskellige perioder i løbet af fyringssæsonen. Kedlen (den grønne kurve) har ikke været i drift i perioden fra 22. oktober til 21. november 2014. vand-ROBUR-varmepumper (GVP) type E3AHT a 36 kW nominel ydelse. Herved kan følgende drift opnås: Ved fyringssæsonens start vil den ene GVP være i stand til at dække varmebehovet. Snart vil varmebehovet være så stort, at begge GVP’er skal være i drift. En akkumuleringstank på 1.500 liter sikrer, at GVP’erne får en lang driftstid, selv om varmebehovet ikke netop passer til en eller to GVP’er. Når varmebehovet overstiger de to GVP’ers ydelse, træder kedlen til (i sæsonen 2014/2015 skete det i slutningen af november). De to GVP’er er dermed i næsten konstant drift hele fyringssæsonen, hvilket giver gode driftsbetingelser for dem. Hertil kom den tidligere beskrevne ændring af systemet til varmt brugsvand. HMN garanterede økonomien Denne løsning krævede en større investering af Hvidovre Kommune. Medvirkende til at træffe beslutningen var, at HMN Gashandel A/S tilbød en økonomisk sikkerhed for kommunen, som indebar, at den simple tilbagebetalingstid ikke ville overstige 6,5 år. Til gengæld skulle anlægget fungere som et demonstrationsog erfaringsanlæg for den dengang nye varmepumpeteknik. Det indebar, at der blev monteret energimålere udvalgte steder i systemet, således at virkningsgraderne for kedel og varmepumper (inkl. deres elforbrug) kunne måles. Det nye anlæg Det nye anlæg blev leveret og idriftsat af Milton Megatherm A/S i slutningen af 2012. Efterfølgende er der løbende udført justeringer for at optimere driften af GVP’erne. I det første år blev der også udført målinger af elforbruget til hver af de syv elvandvarmere (både til varmetab og til opvarmning af vand). I sæsonen 2014/2015 har anlægget kørt uden servicetilkald, og efter at anlægget blev sommerstoppet den 15. juni 2015, er årsvirkningsgraderne for kedlen og GVP’erne opgjort. Resultaterne kan ses i Figur 2. I seneste fyringssæson har GVP’erne leveret 83 % af det totale varmeforbrug, som var 381.224 kWh. De har brugt 20.650 Nm3 naturgas, mens kedlen har brugt 6.056 Nm3. GVP’erne har brugt 14.180 kWh el, mens kedlen har brugt knap 400 kWh el. Efter første års drift med det nye anlæg kunne nedenstående regnestykke opstilles (priser uden moms). Der blev således ikke brug for det økonomiske sikkerhedsnet fra HMN Gashandel A/S. Det nye anlæg overgår dermed Hvidovre Kommunes forventninger, da det har leveret en væsentligt større energibesparelse end løsningen med en kondenserende gaskedel alene. Med en forventet lavere investering til gasfyrede varmepumper som følge af større salg og bedre kendskab til forhold ved deres installation må det forventes, at der kommer flere og flere gasfyrede varmepumper i Danmark fremover. Det vil bidrage til lavere udledning af CO2, samtidig med at installationsejernes økonomi tilgodeses. Nøgletal for Hvidovre-anlæg Total investering: 776.000 kr. Energisparetilskud: 122.437 kr. Nettoinvestering: 653.563 kr. Gasbesparelse, graddagekorrigeret: 27.698 Nm3/år (48 %) ell.180.037 kr./år Øget elforbrug (GVP + el VVB m.m.): 20.618 kWh/år ell.35.051 kr./år Simpel tilbagebetalingstid: 4,5 år Gasteknik nr. 4 • 2015 17 W G C Af Per Persson, HMN Naturgas I/S Indtryk fra verdensgaskonferencen 2015 Globalt skal der arbejdes på energieffektivisering og på at udfase brugen af kul til fordel for naturgas – bl.a. på den forestående COP 21 i Paris. Under temaet ”Growing together towards a friendly planet” var 4.000 deltagere fra 82 forskellige lande i starten af juni samlet i Paris for at dele viden og synspunkter via mere end 550 foredrag, workshops og strategiske paneler om energipolitik, strategi, teknologi, økonomi, best practice, miljø, grønne gasser, LNG, etc. Alt med det formål at varetage naturgassens interesser bedst muligt i fremtidens energiforsyning. 400 organisationer og virksomheder repræsenterede i udstillingsområdet alt fra handel med gas, salg af LNG-tankskibe og små plastfittings til gasrør og it-systemer til gasindustrien. Mere end 10.000 besøgte udstillingen. Konferencen har været planlagt med udgangspunkt i 4 særlige fokusområder • Naturgassen skal være den primære energikilde i et bæredygtigt samfund • Styrke integration af gas, vedvarende energi og elektricitet • Udbrede naturgassen til nye områder, især udviklingslande • Tiltrække kvalificeret arbejdskraft til gassektoren. Lagring, transport, distribution, gasanvendelse, LNG, marketing, uddannelse og rekruttering var også aktuelle emner. Central rolle for naturgas Hovedbudskabet var, at naturgassen og vores ledningsnet vil spille en helt afgørende og central rolle i fremtidens energiforsyning og energimix. Der er ingen vej uden 18 Gasteknik nr. 4 • 2015 om naturgassen i rigtig mange år, om end den bliver grønnere og grønnere for hvert år der går, for til sidst at blive næsten helt grøn. Det globale energiforbrug forventes at stige 37 % frem til 2030, og der er fortsat mere end 1 mia. mennesker på Jorden, som ikke har let adgang til en sikker, stabil og systematisk energiforsyning. Især Afrika og Asien har et kæmpe potentiale for etablering af infrastruktur og et øget energiforbrug, da det jo er oplagt, at alle mennesker på Jorden ønsker sig varme, vand, elektricitet, m.v. Krav om lavere CO2-udledning Prominente politikere og topchefer fra flere af verdens største energiselskaber holdt ”dundertaler” over udledningen af CO2 fra kulfyrede kraftværker. Der mangler ganske enkelt en fælles global strategi og politik for fastsættelse af pris på udledning af CO2. Der efterlyses et ”Global Emissions Pricing System”. CO2-udledningens negative påvirkning på klimaet sker langt hurtigere og i større udstrækning, end hidtil antaget. Der er stor enighed om, at teknologier, som understøtter ”low carbon products”, vil vinde på den lange bane – forskning, udvikling og investeringer vil blive prioriteret i den retning og mod vedvarende energi. Det anbefales i øvrigt, at energibranchen hurtigst muligt vænner sig til, at der vil være skrappere miljøkrav kontinuerligt. Naturgas skal afløse kulkraft Men den billige pris på kul (og olie) er en udfordring for naturgassen, især for udviklingslande, som ikke selv råder over naturgasreserver og må importere ”dyr” naturgas til elproduktion – og efterfølgende sælge elektriciteten billigt, da købekraften i en række lande er ganske lille. Naturgassen skal tage over, og kul skal udfases. Kulkraftværker er dyre at etablere og tager lang tid at bygge, hvor kraftværker til naturgas er billigere og hurtige at bygge. Tillige er der en betydelig ”anden” luftforurening/partikel udledning ved afbrænding af kul og biomasse end ved naturgas. Den problemstilling og kravene om strategi og koordinering af afgifter på CO2-udledning vil få maksimal fokus, når der i december er COP 21 i Paris. Stop for energispild Energieffektivisering er ikke på dagsordenen i ret mange lande – men flere indlægsholdere fremhævede, at der verden over er et meget stort energispild, som burde være et indsatsområde for bl.a. at reducere klimapåvirkningerne. En af indlægsholderne udtrykte det med følgende: Gas er godt - men energieffektiviseringer er bedre. LNG (flydende naturgas) tordner frem i hele verden, og alle taler om, at LNG bliver den store bidragsyder til, at der kommer gas ud i alle hjørner. Som DGC’s direktør, Thea Larsen på WGC2015 en sagde: ”The LNG race has just started”. Men gas importeret fra alle hjørner af verden giver også problemer for slutbrugerne, og det haster derfor med implementering af en europæisk standard for gaskvaliteter – processen pågår og forventes afsluttet i 2015/16. I Danmark har vi god orden på vores gaskvalitet og ingen problemer hos slutbrugerne. Forgasning og elektrolyse På det grønne område var der primært fokus på forgasning af biomasse ved høje temperaturer til produktion af syntesegas og ikke så meget biogas, produceret ved anaerob (iltfattig) forgasning, som er mest udbredt i Nordeuropa. Opgradering af biogas blev behandlet sporadisk, og på den store udstilling var der ikke nogen leverandører af opgraderingsanlæg til biogas. Elektrolyse og metanisering, hvor brint fremstillet med grøn el kan omdannes til metan og bruges i naturgasnettet, blev også behandlet. Ideen er at lagre energien billigt i gasnettet. Den primære fokus og barrieren for elektrolyse og metanisering er den høje produktionspris for metan og dermed potentialet for at gøre den konkurrencedygtig. Automatisk måleraflæsning ENGIE (tidligere GDF Suez og før det Gaz de France) har igangsat et kæmpe projekt med digitalisering og automatisk måleraflæsning. 11 mio. kunder skal inden år 2022 HMN’s Per Persson på WGC2015 have udskiftet gasmålere, som vil blive aflæst automatisk hvert halve år. Den samlede pris for projektet beløber sig til 8-10 mia. kr. Smartgrid og digitalisering påvirker fremtidens forbrugere og industrien, men hvem skal betale? Dertil blev svaret, at opgaven er at løse kundernes problemer og behov – derfor bliver det kunderne – det er en del af den teknologiske udvikling, som er nødvendig. Initiativet til projektet er født af den franske pendant til danske Energinet.dk Gasvarmepumper og -motorer Japan og Frankrig bruger mange ressourcer på at få kommercielle udgaver af gasdrevne varmepumper på markedet, dels absorp tionsvarmepumper og dels varmepumper, drevet af gasmotorer. Med gasdrevne varmepumper kan der opnås en COP-værdi på min. 3,5, da det med denne teknologi er muligt at udnytte spildvarmen fra motoren til at hæve effektiviteten på varmepumpen. MAN præsenterede en ny motor, som har en elvirkningsgrad på 49 % og en totalvirkningsgrad på 85 %. Motoren findes i størrelser fra 1 til 20 MW og vil være ideel til backup til fx vindmøllestrøm, da den kun skal bruge 4,5 min. fra start til fuldlast. Naturgas til transport NGV (naturgaskøretøjer) havde massiv interesse på gaskonferencen, og der var etableret et dialogforum og område med workshops, hvor der løbende var indlæg og roundtable med debat om naturgas i transportsektoren. Der er en positiv trend for anvendelse af gas til transport globalt, og det understøtter og fremmer gassens situation på den lange bane. NGV Rally ”Blue Corridor” 2015 deltog, ved at naturgasdrevne køretøjer fra Rusland, Tyskland, Frankrig, Italien og Tjekkiet rejste 6.800 km på 13 dage og ankom til udstillingen den 3. juni. Initiativet har til formål at henlede opmærksomheden på fordelene ved naturgas som brændstof i transportsektoren. De danske indlægsholdere Fra HMN deltog Thomas Hernø og Per Persson begge med indlæg på gaskonferencen. Thomas Hernø præsenterede Avedøre-projektet med enzymbaseret biogasopgradering, og hvordan opgraderingsanlægget indpasses i spildevandscentrets eksisterende biogassystem. Per Persson var formand for en session omhandlende guidelines og best practice for fremtidens gasanvendelse i villaer, erhvervsog industrivirksomheder. Tillige var der indlæg fra andre danske deltagere, blandt andre Thea Larsen og Jean Schweitzer fra Dansk Gasteknisk Center, Aksel Hauge Pedersen fra DONG Energy (se side 30) og Jesper Bruun fra Energinet.dk. Du kan læse mere på www.igu. org og på www.wgc2015.org. Gasteknik nr. 4 • 2015 19 S t ø r r e g a s k e d l e r Af Jan de Wit og Bjørn K. Eliasen, Dansk Gasteknisk Center a/s Blandepotter/blanderør – fungerer de? DGC-målinger har vist, at en blandepotte er udmærket til at beskytte kedlerne, men energioptimal drift kræver en god pumpestyring. DGC har for nylig gennemført et pilotprojekt på nogle mellemstore gaskedelanlæg i kaskadeinstallation med blandepotter/ blanderør. Formålet har været at følge funktionen af blandepotteanlæg for at afklare, hvorvidt opblanding af varmt kedelfremløbsvand i kedelreturen finder sted. En sådan opblanding vil føre til ringere brændselsudnyttelse, idet kedlerne da ikke til fulde vil udnytte den ellers mulige kondensation. Ideen bag blandepotter/blanderør Blandepotter installeres mellem kedler og varmeanlæg (Figur 1). Blandepotten er grundlæggende et vertikalt rør (blanderør) med fire tilslutningsstudser og direkte forbindelse mellem de to kredse, blandepotten sidder imellem. Blandepotter installeres for at sikre, at hvis der fra varmeanlægssiden optræder større temperaturforskel mellem frem- og returløbstemperatur (delta T), end kedlerne termisk kan klare, da laves opblanding af varmt fremløbsvand i returen til kedlerne, så kedlerne ikke udsættes for kritisk delta T. De gaskedler, der indgår i kaskadeløsninger, er oftest gaskedler med et moderat vandindhold. Disse har typisk en maksimalt acceptabel delta T på ca. 20-25 °C. Korrekt og anlægsspecifik indstilling/tilpasning af varmekurven er derfor nødvendig, så der ikke optræder for stor afkøling over varmeanlægskredsen. Styring af flowet på kedelsiden 20 Gasteknik nr. 4 • 2015 Figur 1.Principskitse af gaskedelinstallation med blandepotte /3/. af blandepotten sker normalt ved omdrejningstalsregulering af pumpen/pumperne. Der er i tidligere undersøgelser set eksempler på anlæg, hvor der sker utilsigtet og betragtelig uopdaget iblanding af varmt fremløbsvand i returen; simple termometre kunne have vist dette og ført til udbedring /1/ og /2/. Projektudførelse DGC har i samarbejde med bl.a. HMN Naturgas, kedelleverandører samt installatører udvalgt i alt fire forskellige anlæg med gas kedler i kaskadekobling og med blandepotte til miniprojektet. Anlæggene er forskellige mht. antal kedler, alder og hvilken type bygninger, der opvarmes. Anlæggene anvendes til opvarmning af boligblokke, plejehjem og hotel/kursuscenter. Der blev målt fra starten af november 2014 til medio januar 2015. Både perioder med relativt høj udetemperatur (ca. 10 °C) og perioder med nattetemperaturer ned mod –10 °C er indeholdt. I lange perioder skete der kun meget kortvarig opblanding af fremløbsvand i kedelreturen på de fleste af anlæggene. Disse konstaterede kortvarige hævninger af returtemperaturen påvirker næppe årsvirkningsgraden for disse anlæg nævneværdigt eller målbart. For et af de tre anlæg kunne man for situationer, hvor to kedler var i drift, konstatere, at returtemperaturen til kedlerne lå ca. 4-5 °C over anlægsreturen. Varigheden af denne tokedeldrift var dog kort, og det kan tænkes, at kedel- og anlægsretur ville have nærmet sig hinanden, såfremt styringen havde stabiliseret driften over tid. For et af anlæggene var der i perioder med ”moderat” udetemperatur en utrolig god overensstemmelse mellem anlægsretur og returtemperatur til kedlerne (Figur 2). Men da en periode med koldt vejr satte ind, kunne der konstateres opblanding af varmt vand i kedelreturen (Figur 3). Der kunne ligeledes i samme periode også undertiden ses væsentlig opblanding af returvand i fremløbsforsy- Figur 2. Eksempler på målinger over blandepotte fra anlæg #1. Målingerne er fra en vejrmæssigt mild periode. Der er god balance mellem flow på kedel- og varmeanlægsside. Der sker ikke opblanding. ningen. Begge omtalte situationer viser for stor ubalance mellem de to flow over blandepotten. Konklusion Pilotundersøgelsen har vist, at blandepotter kan fungere fint for gaskedelinstallationer. Dette betyder, at en velreguleret og -installeret blandepotte ikke giver unødig opblanding af varmt fremløbsvand i returen til kedlerne og samtidig kan beskytte kedlerne mod for stor temperaturforskel mellem frem og retur. Ovenstående kræver en god pumpestyring af henholdsvis kedelpumper i forhold til varmeanlægspumpe(r). Det er ligeledes vigtigt, at man har lagt sin varmekurve (styring af fremløbstemperatur i forhold til udetemperaturen) passende. Generelt skal varmekurven her lægges, så fremløbstemperaturen er så lav som komfortmæssigt muligt, således at der ikke optræder for stor temperaturforskel mellem frem og retur på anlægssiden. Produktionen af varmt brugsvand kræver oftest kedeltemperatur på over 60 °C, til tider helt op mod 70 °C. Tilkobling skal ske hensigtsmæssigt, så kedlerne ikke tvinges til i for lang tid at arbejde med forhøjet temperatur; dette kan føre til, at der må ske opblanding af fremløbsvand i kedelretur over blandepotten for at undgå for stor temperaturforskel over kedlerne. Visse anlæg kan have et stort cirkulationstab og derfor kræve meget hyppig opvarmning af denne kreds fra kedlerne. I sådan en situation bør tilkobling og varmeforsyning til varmtvandskreds ikke være på sekundærsiden af en blandepotte. Man kan på enkel vis holde øje med, om der sker opblanding i større omfang. Dette kan gøres ved at installere et termometer på henholdsvis den kolde anlægsreturledning umiddelbart før blandepotte og på den kolde kedelretur fra blandepotten, se /2/. Ved henvendelse til DGC kan et notat rekvireres, hvori der er gengivet flere måleresultater, end pladsen her i artiklen tillader. Finansiering mv. Pilotprojektet har været finansieret af gasselskabernes Fagudvalg for Gasanvendelse og Installationer (FAU GI) og Svenskt Gastekniskt Center (nu Energiforsk). En række kedelleverandører og installatører har deltaget i forbindelse med dataopsamling mv. Tak til HMN, Weishaupt, Milton Megatherm, ”Gasmanden” samt anlægsejere og driftspersonale for assistance til projektet. Referencer /1/ ”Energiudnyttelse på blok varmecentraler”, Jan de Wit, DGC-rapport, november 2010 (http://www.dgc.dk/publikationer/soeg). /2/ DGC-vejledning nr. 65: Udnyt energien optimalt på naturgasfyrede blokvarmecentraler, 2012 (http://www.dgc.dk/publikationer/vejledninger). /3/ Gasanvänding i Bostader og Lokaler; SGC Gasakademin, (http://www.sgc.se/Publikationer/Bocker-och-broschyrer/). Figur 3. Temperaturforløb omkring blandepotte i kold periode (22.–31.12. 2014). Gasteknik nr. 4 • 2015 21 G a s l a g r i n g Af Rune H. Gjermundbo, Energinet.dk Renovering af gaskavernerne i Ll. Torup På overfladen ser et gaslager ikke nødvendigvis ud af meget, men under overfladen er det en stor konstruktion, som kræver nøje overvågning og komplicerede analysemetoder at drive optimalt. I det vestlige Himmerland ligger Ll. Torup, som på overfladen ligner enhver anden dansk landsby, men går man nogle (ganske mange) spadestik dybere, finder man noget knap så sædvanligt. Godt 300 m under overfladen ligger nemlig en salthorst – en paddehat-formet saltboble, som, over mange millioner år, har presset sig op gennem undergrunden – se Figur 1. Saltet var oprindeligt havbund, hvor saltaflejringerne er dannet af cykliske gentagelser af fordampning af havvand efterfulgt af nye oversvømmelser, og siden er saltet blevet dækket af forskellige lag af kalk, ler og jord. Da de overliggende lag er tungere end saltet, oplever saltet en opdrift, som får det til at stige op mod overfladen, som en badebold under vand. Saltet har den gode egenskab, at det er helt tæt for gas, hvilket gør det egnet til gaslagring, så da man i slutningen af 1970’erne ledte efter steder til anlæg af et gaslager, valgte man salthorsten i Himmerland. Denne placering var ikke den eneste mulighed; der findes flere salthorste i landet, men ud over salthorsten kræves også let adgang til store mængder vand samt gode vandafledningsmuligheder, og her var Ll. Torup foran, da det ligger tæt på Hjarbæk Fjord og Lovns Bredning. Desuden ligger Ll. Torup på et strategisk godt sted, da det befinder sig et godt stykke oppe ad gas 22 Gasteknik nr. 4 • 2015 transmissionssystemets nordlige blindtarm, og kan på den måde medvirke til at sikre forsyningen til Jylland. Fakta om gaslageret Gaslageret består af syv såkaldte kaverner – hulrum i salthorsten. De er skyllet ud med ferskvand, som har opløst saltet, hvorefter det salte vand er pumpet op igen. Kavernerne ligger i dybder mellem 1.000 m og 1.700 m, er godt 300-400 m høje og mellem 40 m og 60 m i diameter – ca. samme størrelse som Eiffeltårnet. Under drift er trykket i kavernerne typisk mellem 80 og 210 bar, hvilket svarer til et tryk på op til ca. 2.100 ton/m2. Gaslageret i Ll. Torup har et samlet geometrisk volumen på over 3,2 mio. m3 og kan indeholde over 650 mio. Nm3 (normalkubikmeter) naturgas, hvoraf mere end 430 mio. Nm3 (arbejdsgas) kan trækkes ud. Der skal således altid være mindst 240 mio. Nm3 (cushiongas) i lageret, til at opretholde minimumstrykket. gastryk er lavt, kan den tilbageværende cushiongas (den del af gassen, som altid skal være i kavernen for at holde trykket over den nedre grænse) ikke forhindre saltet i at flyde langsomt ind i hulrummet. Saltet omkring kavernerne lukker altså sammen om hulrummet, som dermed bliver mindre og mindre, som tiden går. Dette kaldes krybning, fra det engelske creep, og konsekvensen er, at der bliver plads til mindre og mindre gas i kavernerne – lageret krymper. Man kan reducere krybningen betragteligt ved at holde trykket i kavernerne højt, men skal man have gassen ud af lageret, falder trykket uundgåeligt. Man kan i teorien også udvide kavernerne ved at øge gastrykket, så det overstiger trykket i saltet og skubber saltet udad, men det vil kunne medføre revner i saltet, og dermed risikerer man, at gassen slipper ud af kavernen, hvilket naturligvis ikke må ske. Derfor holdes trykket i kavernerne altid langt under salttrykket. Krybning Saltet i horsten er hårdt som sten, men trykket og kræfterne i undergrunden er af en sådan størrelse, at selv det stenhårde salt bliver semiflydende. Dette betyder, at når arbejdsgassen (den del af gassen som kan trækkes ud, uden at kavernetrykket kommer under den tilladte nedre grænse) er trukket ud af kavernen, og det indvendige Kapacitetsberegninger Et gaslager skal kende sine gasmængder og lagerkapaciteter, og det betyder, at kavernernes krybning skal overvåges og fremskrives, så man til enhver tid ved, hvor stort et volumen man har. Til det formål opmåles kavernerne med jævne mellemrum ved at sende et ekkolod ned i kavernerne for at måle afstanden fra ekkoloddet til saltvæggen. Disse Figur 1. Skitse af salthorsten i Ll. Torup. målinger kan efterfølgende omsættes til et billede som vist i Figur 2 og dermed en beregning af kavernens geometriske volumen. En sådan ekkoopmåling er imidlertid en bekostelig affære, så i perioderne mellem opmålingerne estimeres kavernernes volumen med en computermodel, som simulerer kavernernes krybning som funktion af, hvordan gastrykket i kavernen har varieret siden sidste opmåling. På denne måde kendes hver kavernes volumen til enhver tid. I Figur 2 er denne computermodels repræsentation af en kaverne vist. Figur 2. Krybemodellens repræsentation af en kaverne. Computersimuleringer Når gasindholdet i en kaverne skal beregnes, er det dog ikke nok at kende det geometriske volumen af kavernerne. Alle, der har haft naturvidenskab i skolen, vil vide fra idealgasligningen, at gasmængden ikke bare er givet ved voluminet, men også afhænger af tryk og temperatur. Gas på højt tryk opfører sig ikke som en idealgas, og der kræves derfor mere komplicerede beregningsmetoder, når gasmængden skal bestemmes, og disse beregninger kræver yderligere detaljerede informationer om gassammensætningen i kavernen. Da temperatur, tryk og gassammensætning ikke umiddelbart kan måles i kavernen, må de estimeres, og dette gøres med computersoftware, som kan simulere termodynamikken i kavernen, for en given driftshistorik. Disse simuleringer kalibreres med temperatur- og trykmålingerne foretaget i forbindelse med ekkoopmålingerne, så med disse målte fikspunkter, og simuleringssoft- ware til at udfylde hullerne, opnås et billede af temperatur- og trykfordeling i kavernen. Hermed kan disse parametre estimeres for fyldningsgrader, som afviger fra forholdene under opmålingen som vist i Figur 3 – dette kan siden omregnes til kavernens samlede gasindhold. Vedligehold At få gassen ind i og ud af kavernen på en sikker måde, så intet gas undslipper til atmosfæren, kræver en veludviklet brøndkonstruktion, dvs. forbindelsen fra overfladen til kavernen. Kavernerne er bygget fra slutningen af 1980’erne, og siden da har teknologien udviklet sig, så man i dag har mere sofistikerede brøndinstallationer til rådighed. For at bringe brøndteknologien op på det seneste udviklingstrin og for at udbedre slitage skal brøndene derfor vedligeholdes og dele af brøndinstallationerne udskiftes. Dette lader sig ikke gøre med gas i kavernen, så inden denne operation kan gennemføres, skal kavernen tømmes helt for gas. Hvis man uden videre lukker al gassen ud i transmissionsnettet, bliver trykket i kavernen dog meget lavt, og man risikerer dermed, at den kollapser, da der så ikke er noget modtryk til saltet omkring kavernen. For at undgå dette katastrofale endeligt fyldes kavernen med vand, således at trykket i kavernen opretholdes af vandsøjlen fra overfladen til kavernens bund. Dette tryk ligger inden for de normale driftstryk, og kavernen lider derfor ingen overlast. >>> Gasteknik nr. 4 • 2015 23 G a s l a g r i n g Renovering af gaskaverner ... Af hensyn til markedets behov for gaslagring foregår vandfyldningen altid om vinteren og i foråret, og derfor er vandet, som fyldes i kavernen, typisk 2-5 °C varmt. Det er 30-40 °C under kavernens normale temperatur, og pga. den store varmekapacitet i saltet vil kavernens, og dermed også gassens, temperatur være påvirket af vedligeholdelsesudskylningen i flere år fremefter, hvilket tilføjer endnu en dimension til kapacitetsberegningerne. En sidegevinst ved at fylde kavernen med vand er, at vandet Figur 3. Temperatur og trykvariation ned gennem en udvalgt kaverne. De estimerede værdier er større end de målte, da de repræsenterer en fyldt kaverne, hvorimod de målte værdier er for en halvfuld kaverne – en fuld kaverne har højere tryk, og kompressionen har varmet gassen op. Ekspansionsfaktoren angiver kompressionsforholdet af gassen, mellem det aktuelle tryk og atmosfæretryk, så E = 200 betyder, at gassen vil fylde 200 gange mere ved atmosfæretryk og en temperatur på 0 °C, end den gør i kavernen. opløser noget af saltet, som siden bliver pumpet med op, og kavernens volumen stiger dermed med ca. 15 %. I Figur 4 ses, hvordan den gennemsnitlige radius er steget i forskellige dybder efter vedligeholdelsen af en af kavernerne i 2012/2013. Figur 4. Radiusændringen som følge af genudskylningen 24 Gasteknik nr. 4 • 2015 Driver nu begge danske gaslagre Energinet.dk overtog i starten af 2015 Stenlille Gaslager fra DONG, et lager, som byder på helt andre udfordringer end Ll. Torup Gaslager, da gassen i Stenlille lagres i en vandfyldt sandstensformation ca. 1.500 meter under overfladen. Dette stiller fundamentalt anderledes betingelser for driften af lageret, og de to lagre er et per- fekt match for en lagerforretning, da kombinationen af de to giver et bedre lagerprodukt end summen af lagrene hver for sig – de to forskellige typer gaslager har forskellige styrker og svagheder, således at de supplerer hinanden særdeles godt. Men arbejdet med at integrere et så stort aktiv i en eksisterende virksomhed og optimere samdriften mellem de to forskellige lagre er stort og udfordrende. 2015 byder derfor på mange nye og spændende udfordringer for Energinet.dk, hvad gaslagring angår. Se mere på gaslager.energinet.dk og i Gas i Danmark 2015 på energinet.dk/da/gas B i o g a s Af Betina Jørgensen, Dansk Gasteknisk Center a/s GERG-projekt om odorant i bionaturgas Gas lugter ikke ens i de forskellige lande, og lugten kan overdøves eller ændres af de råvarer, som anvendes til biogasproduktionen. Gasselskabernes Fagudvalg for Gastransport (FAU GT) har deltaget i GERG-projektet Examining the impact of biomethane on odourisation in gas distribution. Der er i projektet samlet information om, hvorledes odorantniveauet kontrolleres i 20 lande. Kontrollen varierer fra at anvende et lugtpanel af professionelle næser/lugtdommere til den danske version, hvor koncentrationen af odoranten måles med fx gaskromatograf. Der er desuden også foretaget en sammenligning af de forskellige odorantstoffer, der benyttes. Odorantstoffer lugter ikke ens, og det er vigtigt, at befolkningen ved, hvordan gas skal lugte i det pågældende land, da der ellers kan opstå potentielt farlige situationer. Da Belgien skiftede odorant, var der en større kampagne rettet mod offentligheden, så folk blev klar over skiftet. I Frankrig og Storbritannien er der særlige krav til kontrol af odorant, når der tages nye ledninger i brug. Hvordan lugter biometan? Projektet har set på, hvilke lugtstoffer biometan kan indeholde, og hvor kraftig deres lugtstyrke er. De forventede lugtstoffer kan opdeles i fire hovedgrupper: •svovlbrinte, • mercaptaner (svovlholdige forbindelser), • methylethylketon og •terpener. Der er dog ikke nogen erfaring for, hvorledes de forventes at interagere med lugten fra odoranten. De vil dog i en given koncentration kunne gå ind og maskere odorantlugten. Koncentrationen, der skal til for at maskere odoranten, er ikke kendt og afhænger bl.a. af de enkelte lugtstoffer. Hvis odoranten overdøves Kun i Holland og Storbritannien blev der set specifikt på effekten af andre lugtstoffer i gassen. I Holland gav det problemer på et biogasanlæg, som blev tilført mange frugtrester, da det viste det sig, at odoranten blev maskeret af stoffet limonen. I Holland er der derfor krav om, at odorantlugten kontrolleres minimum hver 6. måned. Dette gøres ved brug af en lugtdommer, som karakteriserer gassen i en af fire lugtkategorier: naturgas, naturgas med et strejf af biogas, biogas med et strejf af naturgas og ren biogas. Såfremt gassen ligger inden for de to første lugtkategorier, er odoranttilsætningen tilstrækkelig, ellers tilpasses odorantmængden. Tests har vist, at helt ned til 4 ppm af lugtstofferne hørende til gruppen terpener kan maskere odoranten (THT). I Storbritannien er der krav om, at når et nyt biometananlæg tilsluttes nettet, kontrolleres lugten hver time, indtil den synes stabil. Efterfølgende kontrolleres odorantniveauet hver måned. Fortsatte undersøgelser Projektet har identificeret fire områder, hvor der ikke er tilstrækkelig viden, og som derfor bør undersøges videre. Det drejer sig om følgende: • Forudsigelse af grænseværdier for lugtstoffer, der har en maskerende effekt. Dette kræver understøttelse ved hjælp af eksperimentelle forsøg. • Effekten af at blande lugte samt gassammensætningens indvirkning på opfattelsen af lugt er ikke tilstrækkeligt kendt. • Sammenhængen mellem ændringer i råstof og lugten af den producerede biometan. • Maskeringseffekten er ikke bredt anerkendt i Europa og kan medføre sikkerhedsrisici ved distribution af biometan. Der skal derfor sættes fokus på maskeringseffekten. Det forventes, at der udarbejdes et opfølgende projekt, hvor de kvantitative effekter af udvalgte lugtstoffer afdækkes. Limonen i Solrød? Hos Solrød Biogas, som i øjeblikket er under etablering, forventes det, at en stor del af råstoffet bliver citrusskaller, som er en kilde til limonen i gassen. Anlægget har dog p.t. ikke planer om at skulle injicere gas på naturgasnettet. Se mere på http://www.solrodbiogas.dk Gasteknik nr. 4 • 2015 25 B i o n a t u r g a s Masser af bionaturgas på vej til gasnettet Eksisterende og planlagte projekter – opgjort af HMN Naturgas april 2015 Med udgangen af 2016 vil mere end 5 % af gassen i det danske naturgasnet – ca. 180 mio. m3 – bestå af opgraderet biogas, også kaldet bionaturgas. Allerede ved udgangen af 2015 forventes mængden at overstige 75 mio. m3. Det fremgår af en oversigt, som HMN Naturgas udarbejdede i foråret 2015. Oversigten omfatter følgende anlæg: Eksisterende anlæg • Fredericia Renseanlæg: ca. 3 mio. m3/år (aug. 2011). Nettilslutning: DONG Energy. • LBT Agro, Hjørring: 6 mio. m3/ år (jan. 2014). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • Horsens Biogas (Bigadan): ca. 7 mio. m3/år (juli 2014). Nettilslutning: DONG Energy. • Hjørring: ca. 2,2 mio. m3/ år (aug. 2014) Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • Madsen Bioenergi I/S Skive: ca. 4 mio. m3/år (okt. 2014). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • Brønderslev: ca. 6 mio. m3/ år (dec. 2014). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • NGF Holsted: ca. 13 mio. m3/år (august 2015). Nettilslutning: DONG Energy. Anlæg under etablering • Combigas, Hemmet ved Tarm: ca. 6,7 mio. m3/år (medio 2015). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • Aalborg: ca. 9,3 mio. m3/år (medio 2015). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • Rybjerg Biogas v. Skive: ca. 4 mio. m3/år (nov. 2015). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • LinkoGas i Rødding ved Vejen: ca. 6 mio. m3/år (ultimo 2015). Nettilslutning: DONG Energy. • Heden/Midtfyn: ca. 13 mio. m3/år (ultimo 2015). Nettilslutning: NGF Nature Energy. • ENVO Tønder: ca. 35 mio. m3/ år (primo 2016). Nettilslutning: DONG Energy. • Bogense Biogas: ca. 9 mio. m3/ år (forår 2016), Nettilslutning: NGF Nature Energy. • ENVO Aabenraa: ca. 35 mio. m3/år (medio 2016). Nettilslutning: DONG Energy. • Avedøre Renseanlæg: ca. 2,5 mio. m3/år (medio 2016). Nettilslutning: HMN Naturgas I/S. • Sønderjysk Biogas, Vojens (E.ON): ca. 21 mio. m3/år (medio 2016). Nettilslutning: Energinet.dk. Anlæg under planlægning Etablering af et planlagt bioraffinaderi til fremstilling af 2. generations bioetanol ved Maabjergværket i Holstebro vil medføre, at produktionen af biogas øges med 50 mio. m3, hvoraf størstedelen forventes opgraderet til naturgaskvalitet og sendt på gasnettet. Desuden har også Ribe Biogas, der årligt producerer 8.500.000 m³ biogas til kraftvarme, planer om at udvide produktionen og opgradere gassen til bionaturgas. Men der er sikkert flere på vej ... NGF med til at udvikle metanisering af CO2 i biogas Danmarks Tekniske Universitet har nu sikret sig støtte fra Energinet.dk’s ForskEL til at gennemføre fase 2 af udviklingsprojektet MeGa-stoRE, som sidste år blev gennemført med stor succes på Lemvig Biogas, bl.a. i samarbejde med Aarhus Universitet og GreenHydrogen.dk fra Kolding. Projektet går ud på at metanisere CO2-indholdet i biogas ved tilsætning af brint i en såkaldt Sabatier-reaktor. Anlægget i Lemvig var i stand til at behandle 1 Nm3 biogas i timen og reducere CO2-indholdet fra 35 % til under 1 % ved at omdanne det til metan. Denne gang gennemføres projektet i samarbejde med NGF Nature Energy i forbindelse med det nye store biogasanlæg, som dette selskab er ved at etablere ved Heden på Midtfyn. 26 Gasteknik nr. 4 • 2015 I forhold til anlægget i Lemvig vil kapaciteten denne gang være tidoblet. Det kræver dels en stærk finansiel samarbejdspartner og dels en mulighed for at afsætte den opgraderede biogas til gasnettet. Smartere og billigere Første fase af projektet er ifølge nyhedsbladet Dansk Energi allerede gået i gang og handler om at designe smarte og billigere metaniseringsmoduler. ”Vi skal finde ud af, hvordan modulerne skal se ud, så vi i fremtiden har et færdigt produkt, der kan masseproduceres og sælges på markedet ligesom nødstrømsanlæg”, siger siger projektleder Lars Yde, der nu er blevet tilknyttet DTU MEK. Målet er at kunne levere et produkt, der er tænkt igennem fra produktion over installation til drift og service. Mindre afhængighed af støtte Ifølge NGF Nature Energys anlægschef, Hans Henrik Dahl Andersen, er formålet med projektet, at biogas skal gøres mindre afhængig af støtte fremover. Udnyttelse af CO2-indholdet i biogassen betyder mere grøn gas af den samme mængde biologiske materiale, uden at det belaster miljøet yderligere, hvis brinten produceres effektivt. Dermed vil metoden også være en effektiv og billig måde at oplagre overskydende vindkraft, som ellers må sælges med tab. Ifølge Aksel Mortensgaard, fhv. direktør for Partnerskabet for Brint og Brændselsceller, er et konverteringstab på blot 10 % fra el til brint inden for rækkevidde. B r a n c h e n y t / G a s h i s t o r i e 86 små kraftvarmeværker rammes økonomisk, når treledstarif ophører For 25 år siden Af Jens Utoft, Gasteknik Uddrag fra lederen Dette grundbeløb fortsætter frem til udgangen af 2018. Med det nuværende prisniveau på spotmarkedet, udgør grundbeløbet ca. 1 mio. kr. pr. MW pr. år (gennemsnitstal). Det kan blive en dyr affære for fjernvarmeforbrugere på en række mindre gasfyrede kraftvarmeværker, når den såkaldte treledstarif forsvinder fra 1. november. Ordningen har hidtil garanteret de små værker med en kapacitet på under 5 MWel en aftalt mindstepris for den producerede elektricitet, afhængig af tidspunktet på døgnet. Fremover vil de ligesom andre kraftvarmeværker skulle levere til en (væsentlig lavere) markedspris. ”Status lige nu er, at i alt 86 kraftvarmeværker og industrielle værker er på treledstarif, heraf 65 værker i Vestdanmark og 21 værker i Østdanmark. Den samlede elkapacitet af disse værker er 103 MW, fordelt med 88 MW i Vestdanmark og 15 MW i Østdanmark”, oplyser chefkonsulent Henning Parbo fra Energinet.dk, som administrerer ordningen. Alle disse værker skal over på markedsvilkår, da ordningen med treledstarif betragtes som statsstøtte og derfor skal godkendes igen af EU efter de nye miljørammeregler. Det har parterne i det seneste energiforlig ikke forventet vil være muligt. Hvam skifter til gaskedel Et af de små kraftvarmeværker, der rammes af ændringerne, er Hvam-Gl. Hvam Kraftvarmeværk nord for Viborg. Her siger formanden Bent Stick: ”Vi investerede i en ny gasmotor i 2013. Det havde vi aldrig gjort, hvis vi vidste, hvad der ville ske”. Det er en GE Jenbacher, som kan levere 1131 kWel og ca. 1.500 kW varme. Hidtil er der solgt el for ca. 1,5 mio. kr. årligt. Værket er dog så heldigt også at have en Danstokergaskedel med Weishaupt-brænder, som kan levere 3.500 kW varme og derfor normalt er i stand til at dække det meste af varmebehovet, som er på godt 5.000 MWh om året. Derfor er værket allerede fra 1. juni overgået til at få udbetalt grundbeløbet og håber på den måde foreløbigt at kunne fastholde de nuværende priser på 687,50 kr. pr. MWh inkl. moms og en fast årlig afgift på 5.625 kr. Afløses af grundbeløb Overgangen fra treledstarif til markedsvilkår må forventes at ændre værkernes driftsmønster, idet værkerne efter treledstariffen får ca. 20 øre/kWh for produk tion i lavlastperioder (nat og weekend), ca. 50 øre/kWh i højlast og ca. 70 øre/kWh i spidslast. Når værket kommer på markedsvilkår, skal produktionen sælges til markedet, og her forventes spotprisen at ligge på ca. 20 øre/kWh i det kommende år. Til gengæld modtager anlægsejeren på markedet så et fast støttebeløb pr. installeret MW, kaldet grundbeløb, for at stå til rådighed med backup til elsystemet. Undersøger alternativer Hvad der så skal til for at fastholde prisen, når grundbeløbet bortfalder efter 2018, er værket ved at undersøge i samarbejde med ingeniørfirmaet Niras. En ny kedel til afgiftsfrit brændsel eller evt. en stor varmepumpe indgår i overvejelserne. Formentlig vil man også have en næsten ny gasmotor til salg, hvis der ellers er et marked. Hvam-Gl. Hvam Kraftvarmeværk forsyner ca. 140 private forbrugere, som aftager knap halvdelen af den årlige varmeproduktion. Resten afsættes til pumpefabrikken Grundfos, som har en stor afdeling i landsbyen. Pluk fra Gasteknik 4-1990 Decentral kraftvarme er et af nøgleordene i 90’ernes energipolitik. Den overordnede målsætning er at sikre en bæredygtig udvikling, dvs. en udvikling, som skaber de nødvendige besparelser i energiforbruget og dermed den nødvendige reduktion af energisystemets miljøbelastning – uden at det går ud over en fortsat økonomisk vækst. Med vedtagelsen af den nye varmeforsyningslov, som trådte i kraft 15. juni i år, har Folketinget skabt grundlag for omlægning af det eksisterende energisystem. Loven indebærer bl.a., at et betydeligt antal kul- og naturgasfyrede fjernvarmeværker i de mellemstore og mindre byer i løbet af 90’erne bliver omstillet til decentrale kraftvarmeværker. Jens Bilgrav Nielsen, Energiminister Ny norsk gasledning i Nordsøen Norge har gennem Statoil bestilt en 40” Mannesmann stålledning, som skal forbinde Sleipners boreplatforme med Zeebrugge i Belgien. Dermed satser nordmændene på en hurtig afsætning af de meget store naturgasmængder, der er fundet ud for Bergen. Herudover er der bestilt en 30” ledning til at forbinde Sleipnerledningen med EKO-fisk ledningen til Emden, således at Sleipnergassen også kan føres direkte til Tyskland. Det første minikraftvarmeværk Den 15. juni indviede energiminister Jens Bilgrav Nielsen (R) landets første gasmotordrevne minikraftvarmeværk hos Gladsaxe Almennyttige Boligselskab, Afdeling Værebro Park. Anlægget til 2,2 mio. kr. har en indfyret effekt på 890 kW og skal levere grundlast til afdelingens eksisterende kedelcentral, der leverer varme til 1329 lejligheder, et hotel, et butikscenter og tre daginstitutioner. Forundersøgelser indikerede ellers grundlag for et anlæg med dobbelt så stor kapacitet, men usikkerhed på aftalegrundlaget for el- og gaspriser afgjorde valget af anlægsstørrelse. Elproduktionen afsættes til NESA. Gasteknik nr. 4 • 2015 27 B r a n c h e n y t Kosan Crisplant solgt Den Århus-baserede virksomhed Kosan Crisplant er fra 19. august overtaget at den saudiarabiske investerings- og entreprenørvirksomhed Al-Ayuni fra den hidtidige ejer, Seera Investment Bank B.S.C., oplyser selskabet. Al-Ayuni overtog i 2013 det franske firma Siraga, som er førende virksomhed inden for LPG, og forventer betydelige synergieffekter ved integration af de to selskaber. Den opgave skal varetages af Kosan Crisplants adm. direktør Anders C. Anderson gennem det nyoprettede Makeen Energy, som får base i Danmark. Kosan Crisplant har siden 2008 været ejet af den islamiske investeringsbank Seera Investment Bank B.S.C i Bahrain sammen med en gruppe af investorer. H2 Logic solgt til norsk selskab Herning-virksomheden H2 Logic A/S, en førende producent af brinttankstationer, er blevet en del af det norske NEL ASA, som fremstiller elektrolyseanlæg til produktion af brint. Transaktionen inkluderer en kontantbetaling og nye aktier i NEL for samlet 300 mio. NOK (260 mio. DKK) til H2 Logics aktionærer og stiftere. Fremadrettet vil NEL og H2 Logic agere som en global leder inden for brintproduktion og optankning til brintbiler fra de internationale bilproducenter, oplyser selskabet. H2 Logics stiftere, heriblandt adm. direktør Jacob Krogsgaard, vil gennem deres ejerandel af NEL og fortsatte ansættelse i H2 Logic bidrage til firmaets langsigtede kontinuitet og vækst. DONG opjusterer forventninger DONG Energy A/S havde i 1. halvår 2015 et driftsoverskud (EBITDA) på 10,4 mia. kr. mod 9,8 mia. kr. i 1. halvår 2014. Stigningen skyldes en positiv udvikling i den underliggende forretning samt erstatninger, delvist modsvaret af frasalgsavancer i 2014. Den positive driftsudvikling i forhold til samme periode sidste år skyldtes højere produktion fra havmølleparker, afsluttet genforhandling af en olieindekseret gaskøbskontrakt og lavere omkostninger i E&P-forretningen, delvist modsvaret af olieprisfaldet og lavere olieog gasproduktion fra Ormen Lange-feltet som følge af en planlagt nedlukning på 42 dage. Forventningen til EBITDA for 2015 opjusteres med 1,5 mia. kr. til 17,019,0 mia. kr., oplyser selskabet. 28 Gasteknik nr. 4 • 2015 HMN vil lave flydende naturgas Nye, skærpede miljøkrav til forurening fra skibe betyder, at flere og flere færger og andre skibstyper fremover kommer til at sejle på naturgas i stedet for olie. Herhjemme sejler der lige nu tre færger på flydende naturgas - også kaldet LNG. Og antallet forventes at stige. Problemet er bare, at den flydende naturgas skal fragtes hertil fra udlandet, hvilket nemt øger prisen med mere end 25 %. Det er baggrunden for, at HMN Naturgas nu har indgået en aftale om at undersøge muligheden for at etablere et anlæg i Hirtshals, der allerede om to år kan producere flydende naturgas. Aftale med rederi og havn Der er tale om en foreløbig aftale - et såkaldt letter of intent - der betyder, at parterne har afsat de første midler og arbejder hen mod en endelig aftale om opførelse af anlægget. Bag aftalen står HMN Gashandel A/S, rederiet Fjord Line A/S og Hirtshals Havn. HMN Gashandel A/S er et datterselskab i den kommunalt ejede HMN Naturgas-koncern. ”I Danmark har vi et vidt udbredt naturgasnet. Vi kan tappe den luftformige gas direkte fra nettet og lave den om til flydende naturgas ved at køle den ned. Det virker jo lidt absurd, at vi skal importere det fra udlandet, når vi selv kan producere flydende naturgas af gas ude fra Nordsøen”, siger Henrik Iversen, direktør i HMN Gashandel A/S. ”Som det er nu, kan Danmark gå glip af indtægter fra udenlandske gasskibe, som sejler gennem de danske farvande”, tilføjer han. LPG løser skærpede miljøkrav Det nye anlæg på Hirtshals Havn skal i første omgang producere flydende naturgas til de gasdrevne cruisefærger, som rederiet Fjord Line har indsat på ruterne mellem Hirtshals og StavangerBergen samt mellem Hirtshals og Langesund. Foreløbigt har rederiet etableret en tank i Hirtshals til 500 m3 LNG. Men også andre skibe kan gøre brug af gassen, idet skærpede krav til udledning af svovl og partikler i både Nordsøen, Kattegad og Østersøen har gjort LNG konkurrencedygtig til skibsfart. ”Produktionsanlægget vil være kronen på værket i Fjord Lines grønne strategi, som vi søsatte for fem år siden. Med egen produktion af LNG kan potentialet i strategien for alvor udnyttes. Det betyder, at vi kan optimere driften af vores to nye LNG-drevne cruisefærger”, siger Morten Larsen, som er adm. og teknisk direktør i Fjord Line Danmark. Flonidan sælger én mio. gasmålere til Holland Horsens-firmaet Flonidan har landet en ordre på foreløbigt 1 mio. gasmålere til Holland. De skal leveres i et joint ven ture med den slovenske producent Iskraemeco, der leverer smarte elmålere. Der er samtidigt option på en fordobling af antallet af målere, oplyser energysupply.dk. Kontrakten understreger Flonidans førende position og kompetence inden for smarte gasmålere. ”Vi er beærede over den tillid, der er vist os, og vi er glade for at kunne bidrage med at realisere den nye vision, som samtidig fal- der i tråd med vores egen vision om at være førende innovative og altid møde vore kunders krav og forventninger”, siger administrerende direktør Hans Ottosen i en pressemeddelelelse. Det er ejerne af det hollandske naturgasforsyningsnet bestående af Liander, Stedin, DELTA Netwerkbedrijf og Westland, der giver Flonidan ordren. Den massive udrulning af gasmålere sker fra begyndelsen af 2016 til 2021, og der er mulighed for forlængelse af kontrakten til 2026, oplyser Flonidan. N a v n e n y t Henrik Iversen har afløst Ole Albæk Vicedirektør i HMN Gassalg A/S, Henrik Iversen, har fra 1. september afløst Ole Albæk Pedersen som direktør for selskabet. Skiftet er en følge af, at repræsentantskabet for HMN Naturgas I/S 16. juni 2015 vedtog, at HMN Gassalg A/S fra 1. januar 2016 overgår fra at være et selvstændigt selskab med egen politisk valgt bestyrelse til et egentligt datterselskab under HMN Naturgas I/S. På den baggrund har Ole Albæk indgået en aftale om at fratræde som adm. direktør tidligere end ellers planlagt. Han står dog til rådighed for HMN Naturgas resten af året. I en intern meddelelse siger Ole Albæk bl.a.: ”Jeg har altid været glad for at arbejde i HNG I/S, senere HMN Naturgas I/S og senest HMN Gassalg A/S og Gashandel A/S. Jeg er stolt over det, vi over årene har opnået: Et næsten gældfrit distributionsselskab med de laveste distributionstariffer og det nu langt største gassalgsselskab med en markedsandel, som nærmer sig 50 %. Jeg er glad for, at Henrik Iversen overtager jobbet som ny direktør. Vi har arbejdet tæt sammen siden 1989 med korte pauser, først med finansieringen af naturgasudbygningen og siden med etableringen af et konkurrencedygtigt gassalgsselskab”. 50-årige Henrik Iversen er oprindeligt fra Holstebro og ligesom Ole Albæk uddannet økonom fra Århus Universitet, hvor han blev færdig i 1989. Her blev han straks ansat i HNG I/S med ansvar for låneoptagelse, swaps, terminer og likviditetsstyring. I 1994 blev han udnævnt til salgschef, og efter en afstikker til først Amsterdam i 2001-2002 og derfra til DONG Energy, vendte han i 2003 tilbage til HMN som vicedirektør for HMN Gassalg. Fritiden bruger Henrik Iversen sammen med hustruen Ann Mari og deres 12-årige datter på sit lille landsted lidt uden for Fredensborg med heste, høns, og en kat. Den nu 63-årige Ole Albæk har arbejdet for de kommunale gasselskaber siden februar 1979. Først i Komgas og fra maj 1983 i HNG I/S. Han har været administrerende direktør for HMN Gassalg A/S og HMN Gashandel A/S fra selskabernes etablering i 2002, og før da økonomidirektør i HNG I/S fra 1986 til 2007. Ole Albæk har desuden i en årrække bestridt en række tillidsposter inden for gassektoren, herunder fire år som formand for Dansk Gas Forening, hvor han fortsat er medlem af bestyrelsen. Jens Grønlund ny formand for GASmuseet Jens Grønlund, næstformand i HMN Naturgas og byrådsmedlem i Skanderborg, har afløst Bent Kornbek som formand for GASmuseet i Hobro. Jens Grønlund er af HMN Naturgas udpeget til GASmuseets bestyrelse og repræsentantskab. Den nu 75-årige Bent Kornbek har været museets formand gennem 17 år. Han var som politiker og næstformand i det daværende Naturgas Midt-Nord i 1995 initiativtager til dannelsen af Gashistorisk Selskab med det formål at etablere et museum for gassens historie i Danmark, ligesom han tog initiativ til en gashistorisk udstilling ved Verdensgaskonferencen i København. De første tanker blev tænkt i 1992 i anledning af 10-års jubilæet for naturgassens indførelse i Danmark. De andre gasselskaber var positive over for at gå med i projektet. På kun tre år lykkedes det at få etableret museet i det tidligere bygasværk i Hobro, som løbende er restaureret og moderniseret til formålet. Bent Kornbæk fortsætter som formand for GASmuseets Venner. Direktør for Frederiksberg Forsyning Søren Krøigaard, tidligere direktør i Sikkerhedstyrelsen i Esbjerg, er tiltrådt som direktør for Frederiksberg Forsyning. Den 57-årige Søren Krøigaard har en solid faglig og ledelsesmæssig ballast fra både det private og det offentlige. Han var senest direktør i Ballerup Kommune og har mange års erfaring fra forskellige chefstillinger i det private erhvervsliv. Han er uddannet civilingeniør og har en executive MBA. Ny ledelse for DEBRA Bestyrelsen for Dansk Energi Brancheforening har efter foreningens generalforsamling 28. maj 2015 konstitueret sig med Christian Gulløv som ny formand. Han er til daglig adm. dir. i Electro Energy. Formandsskiftet kommer, efter at den mangeårige formand, Per Langkilde fra Gastech, valgte at ”overlade posten til friske kræfter.” Peter Hansen fra Dansk Varmeservice A/S er ny næstformand. Han afløser Esben Pedersen fra Twinheat, der har trukket sig som formand for branchegruppen for biobrændsel. På denne post afløses han af Hans Martin Søren fra HS Tarm. Peter Aller fra Vaillant vil fremover bestride formandskabet for branchegruppen for gasudstyr. Tekniq fik ny formand Installatørernes brancheorganisation Tekniq har på sin generalforsamling i Aalborg 30. maj valgt den 49-årige direktør Henrik Fugmann som ny formand for organisationen. Han var i forvejen medlem af Tekniqs bestyrelse og afløser Søren Skræddergaard, der valgte at stoppe efter otte år på posten. Henrik Fugmann er bl.a. indehaver af installationsvirksomheden Fugmann A/S i Valby, som er en af Københavns førende elinstallationsvirksomheder med 80 ansatte. Ny direktør for brint og brændselsceller Partnerskabet for Brint og Brændselsceller har ansat 35-årige Tejs Laustsen Jensen som ny direktør. Han kommer fra en stilling i PFA Pension, hvor han har haft ansvar for public affairs. Partnerskabet samler virksomheder og forskningsinstitutioner inden for produktion og udvikling af brint- og brændselscelleteknologi. Tejs Laustsen Jensen har tidligere arbejdet en årrække i brancheorganisationen De Danske Bilimportører. Han afløser Aksel Mortensgaard, der har været direktør siden partnerskabets stiftelse i 2007, og som nu har valgt at gå på pension. Gasteknik nr. 4 • 2015 29 I G U - n y t Af Aksel Hauge Pedersen, DONG Energy/Hauge Consult Min 12. Verdensgaskonference Årets konference i Paris var den 26. i rækken af verdensgaskonferencer, og for mit vedkommende nok også den sidste. Jeg har nu deltaget i alle WGC’er siden 1982, dvs. 12 i alt – næsten halvdelen af alle konferencer. Man må sige, at der er sket en udvikling over årene med stadigt større og flottere – og ikke mindst dyrere – konferencer. Hovedtemaet har også skiftet en del. Tidligere var der hovedsageligt fokus på den gasformige naturgas alene, men i dag er det den flydende naturgas, der i langt højere grad stjæler billedet, og ”renewables” er ved at gøre sit indtog som et emne i de internationale gaskredse. På trods af et stadigt stigende naturgasforbrug vokser de kendte reserver fortsat, primært med baggrund i nye boreteknikker. Denne gang var ”fracking” det nye ”hotte” debatemne, hvor de europæiske lande blev ”skoset” af specielt amerikanerne for deres tilbageholdende attitude til anvendelsen af denne boreteknik. Færre antal deltagere Deltagermæssigt toppede WGC i 90’erne ved afslutningen af energisektorens monopoltid. Siden indførelsen af det liberaliserede og konkurrenceudsatte naturgasmarked med stadigt stigende konkurrence, og dermed også langt større fokus på omkostninger, er deltagerantallet faldet. Denne gang var der 3.500 deltagere, hvilket var ca. 500 under den fastsatte målsætning. Deltagerprisen rundende denne gang de 20.000 kr., hvilket selvfølgelig er en del af forklaringen på de relativt få deltagere. 30 Gasteknik nr. 4 • 2015 Fra Danmark deltog kun 15– 20 delegerede og en udstiller, hvor vi til og med sidste verdensgaskonference kunne mønstre såvel en stor dansk udstilling plus nogle mindre og ofte 50-100 deltagere fra den danske gasindustri. Selve konferencen var dog som alle de tidligere år lagt på et særdeles højt professionelt niveau. Toppen af gas- og energiverdenen var til stede, og alle væsentlige direktører og bestyrelsesformænd fra de store internationale energiselskaber gav deres bud på naturgassens fremtid. Her var ingen slinger i valsen, der ER en fremtid for naturgasindustrien, og naturgasreserverne stiger fortsat. Flere af de fremtrædende ledere udtalte at naturgassen er broen til fremtidens energimix med fortsat reduktion i CO2-emissioner, og de efterlyste en global CO2-pris, der kunne fastlægges ud fra en forretningsmæssig dialog (altså en langt højere CO2-pris end i dag, så kullene og delvist olien kunne blive udkonkurreret). Holdningen i toppen af de internationale naturgaskredse er, at fremtidens brændsel bliver et mix af naturgas og fornybar energi. Lille dansk islæt på udstillingen Udstillingen har altid været et udstyrstykke med kæmpe pavillioner fra de store energiselskaber. Denne gang helt det samme billede, men for første gang i min tid uden en samlende danske pavillion. Der var fra Danmark kun Xergi og EC-Power, der havde slået sig sammen om en enkelt stand. Til gengæld var de væsentligste større internationale gas/ energiselskaber repræsenteret med store og virkeligt flotte ud- stillingsstande. Og der manglede ikke noget. Næsten alle de større stande tilbød mad og drikke til dem, der viste bare en smule interesse for netop deres stand. Workshop om Power to Gas Mit væsentligste bidrag til konferencen var at lede og præsentere resultatet af de sidste tre års arbejde i arbejdsgruppen Renewable Gas – eller ”Power to Gas”, som arbejdsgruppen var omdøbt til undervejs. Hovedrapporten indeholder en global status for: 1. Opgradering af biogas 2. Elektrolyse 3. Injektion af brint i gasnettet 4. Økonomi for Power to Gas Selve hovedrapporten på ca. 100 sider kan rekvireres ved henvendelse til forfatteren. Ud over denne rapport, som jeg selv og min kollega Koen Wiersma fra Gasunie stod for, indeholdt workshoppen en gennemgang af fem fremsendte papers. I disse blev gennemgået flere cases for Power to Gas i Tyskland, som er det primære sted for denne teknologi, samt flere internationale ”cases” med opgradering af biogas. Workshoppen havde mere end 100 tilhørere, hvilket må siges at være ganske flot i betragtning af alle WGC’s parallelle tilbud. Den efterfølgende debat viste, at primært spørgsmålet om gaskvalitet ved iblanding af brint er et hovedtema. Flere selskaber med aquifere gaslagre frabad sig, at der overhovedet var brint i den gas, der skulle lagres. Er der blot den mindste smule svovl i et lager tilknyttet nettet, vil der dannes en sur gas (H2S) med uoverskuelige konsekvenser. D a n s k G a s Bestyrelse Gastekniske Dage Fødselsdage Formand: Peter A. Hodal Energinet.dk Tlf.: 7010 2244 [email protected] Projektleder: Michael Larsen Dansk Gasteknisk Center a/s Tlf.: 2913 3746 [email protected] 75 år Sekretær: Jette Due Gudmandsen Dansk Gasteknisk Center a/s Tlf.: 2146 6256 Forslag eller ideer til andre faglige arrangementer er velkomne. Kontakt Jette Due Gudmandsen Dansk Gasteknisk Center a/s Tlf.: 2146 6256 [email protected] Næstformand: Flemming Jensen DONG Energy Øvrige medlemmer: Ole Albæk Pedersen HMN Gassalg A/S Anders Zeeberg Vaillant A/S Henrik Rosenberg Mogens Balslev A/S Per Langkilde Gastech-Energi A/S Henrik Andersen Aalborg Forsyning Hans Henrik Dahl Andersen NGF Nature Energy Thea Larsen Dansk Gasteknisk Center a/s 25. september 2015 B. Bryde Petersen Falkevej 7, 2670 Greve Kommende arrangementer Generalforsamling i Dansk Gas Forening 12. november 2015 kl. 09.00 Scandic Hotel Sydhavn, København Årets Gaskonference 2015 12. november 2015 kl. 10.30 Scandic Hotel Sydhavn, København Gastekniske Dage 3.-4 maj 2016 Hotel Legoland, Billund DGF på internettet www.gasteknik.dk • Ansøgning om medlemskab • Tilmelding til konferencer • Links til gasbranchen • Tidligere udgaver af Gasteknik Sekretariat F o r e n i n g 70 år 6. oktober 2015 Ole Bram Stærevang 15, 3450 Allerød 60 år 4. oktober 2015 Knud Pedersen Dong Energy Sales & Distributrion A/S Boserupvej 104, 3050 Humlebæk 9. oktober 2015 Leif Lindegaard Pedersen Energinet.dk Gaslager A/S Hans Egedes Vej 21,9600 Års 25. oktober Kristian Asmussen Energinet.dk, Stenlille Gaslager A/S Kirkebakkevej 48, 4190 Bjergby Alle runde fødselsdage for foreningens medlemmer bringes i Gasteknik, baseret på oplysninger i foreningens medlemskartotek. Nye medlemmer Peter Drewsen Tekniker Energinet.dk, Stenlille Gaslager A/S Skovtoftevej 28, 4350 Ugerløse Martin Hartvig Ingeniør Energinet.dk Jordbærvej 47, 2400 København NV c/o Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf.: 2016 9600 [email protected] Klaus Hjuler Projektleder Dansk Gasteknisk Center Granvej 4, Sørup, 3480 Fredensborg Kasserer Mette Johansen Dansk Gasteknisk Center a/s Tlf.: 2146 9759 [email protected] Gasteknik Redaktionsudvalget Jan K. Jensen, DGC, formand Bjarne Nyborg Larsen, Qgas.dk Arne Hosbond, Sikkerhedsstyrelsen Asger Myken, DONG Energy Christian M. Andersen, Energinet.dk Finn C. Jacobsen, DONG Energy Carsten Cederqvist, Max Weishaupt Carsten Rudmose, HMN Naturgas Michael Westergaard, Gastech-Energi Søren S. Thomsen, NGF Nature Energy Per Nielsen, Primagaz Redaktion og layout Jens Utoft, redaktør Profi Kommunikation Åstien 3, 7800 Skive Tlf.: 4046 8666 [email protected] Abonnement Pris: kr. 330,- pr. år inkl. moms Henvendelse til sekretariatet: [email protected] • tlf.: 2035 0228 Annoncesalg Rosendahls Mediaservice Heidi B. Laurberg, tlf. 7610 1164 [email protected] Distribution: Post Danmark Tryk: Rosendahls, Esbjerg Oplag: Distribueret 3.550 ISSN 0106-4355 Udgives 6 gange årligt: Ca. 8/2 - 1/4 - 8/6 - 10/9 1/11 og 15/12 Næste nr. af Gasteknik Udkommer i uge 44 - 2015 Materiale til næste nr. sendes på mail til [email protected] inden mandag den 12. oktober 2015. Gasteknik nr. 4 • 2015 31 unikke løsninger løsninger unikke Landsdækkende 24 timers service året rundt Mød os på and AF 6540 Landsdækkende 24 timers service Ståret rundt Weishaupt Thermo Condens vArMepuMper Det sikre valg af kondenserende gaskedel med SCOT-regulering som standard De kondenserende gaskedler fra Weishaupt har SCOT-regulering som standard. Det er en unik og patenteret regulering med en række fordele: Weishaupt Thermo condens Det Automatisk regulering ved variationer i: • Gassammensætning • Forbrændingslufttemperatur valg af kondenserende •sikre Luftfugtighed • Barometerstand gaskedel med SCOT-regulering som standard Som betyder: De kondenserende gaskedler fra Weishaupt har SCOT-regulering som • Høj virkningsgrad standard. • Optimal forbrænding Strålingsbrænder af Fecralloy SolvArMe Automatisk regulering ved variationer i: • Gassammensætning • Forbrændingslufttemperatur 1 • Luftfugtighed 2 • Barometerstand med en række fordele: 1 2 Omdrejningsreguleret blæser Max Weishaupt A/S Luft Gasarmatur 4 3 SCOT-regulering Gas GASkedler SCOT-elektrode 3 Som betyder: • Høj virkningsgrad • Optimal forbrænding 4 • Minimalt udslip af CO, NOx og CxHy • Sikkerhed mod aftræksfejl og for korrekt lufttilførsel Lundstrøm & Partners [email protected] • www.weishaupt.dk Erhvervsvej 10 • Glostrup Silkeborg Haderslev varierende gaskvalitet Aalborg er ikke et problem for en kedelNæstved med Tlf: 43276300 Tlf: 98156911 Tlf: 86810500 Tlf: 74522117 Tlf: 55750215 ScoT-regulering Odense Tlf: 66121070 I diagrammets 1. fase er udgangspunktet naturgas (G20). Ved tilførsel af naturgas som kræver (fase 2) mindre luft. (G231) stiger røggasens O2-indhold omgående. oliekedler Det • Minimalt udslip af CO, NOx og CxHy •er Sikkerhed aftræksfejl og en unik mod og patenteret regulering for korrekt lufttilførsel Indenfor få sekunder regulerer SCOT gasmængden til det korrekte O2-indhold. døGnService I fase 3 tilføres naturgas (G21) som kræver mere luft, omgående regulerer SCOT gasmængden til det korrekte O2-indhold. I fase 4 tilføres igen naturgas (G20), hvor det igen ses at SCOT omgående regulerer gasmængden til det korrekte O2-indhold. O2 (%) 6,5 6,0 Max Weishaupt A/S 5,5 Erhvervsvej 10 • Glostrup Tlf: 43276300 5,0 CO (ppm) 60 Aalborg Tlf: 98156911 20 0 G20 CH 4 100% G231 CH 4 85%/N2 15% ca. 120 sek ca. 120 sek G21 CH4 87%/C 3 H813% ca. 120 sek G20 ca. 120 sek Lundstrøm & Partners 40 Fredericia Tlf: 75101163 [email protected] www.weishaupt.dk Gasteknik Nr. 4 • sept. 2015 Returadresse: Dr. Neergaards Vej 5B, 2970 Hørsholm
© Copyright 2024