Gasteknik nr. 4, september 2015

Transcription

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 olieog 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 olieog 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
olieog 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
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
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 > > >
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
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.
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
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.
11
B i o p r o p a n
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
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 • kontakt@narenergi.dk • Web:www.narenergi.no
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
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
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,
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
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
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
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.
19
S t ø r r e
g a s k e d l e r
Af Jan de Wit og Bjørn K. Eliasen,
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
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).
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
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.
>>>
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
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,
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
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
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
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.
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
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.
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
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
pah@energinet.dk
Projektleder:
Michael Larsen
Tlf.: 2913 3746
mla@dgc.dk
75 år
Sekretær:
Jette Due Gudmandsen
Tlf.: 2146 6256
Forslag eller ideer til andre faglige
arrangementer er velkomne.
Kontakt Jette Due Gudmandsen
Tlf.: 2146 6256
jdg@dgc.dk
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
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
dgf@dgc.dk
Klaus Hjuler
Projektleder
Dansk Gasteknisk Center
Granvej 4, Sørup, 3480 Fredensborg
Kasserer
Mette Johansen
Tlf.: 2146 9759
mjo@dgc.dk
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
redaktion@gasteknik.dk
Abonnement
Pris: kr. 330,- pr. år inkl. moms
Henvendelse til sekretariatet:
dgf@dgc.dk • tlf.: 2035 0228
Annoncesalg
Rosendahls Mediaservice
Heidi B. Laurberg,
tlf. 7610 1164
salg@gasteknik.dk
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
redaktion@gasteknik.dk
inden mandag den 12.
oktober 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
info@weishaupt.dk • 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
info@weishaupt.dk
www.weishaupt.dk
Gasteknik
Nr. 4 • sept. 2015
Returadresse: Dr. Neergaards
Vej 5B, 2970 Hørsholm

Gasteknik nr. 4, september 2015

Transcription

Similar documents

E-brush, M-brush Kobørster

Pressemeddelelse - Skraldebilerne kører nu på gas

Gasteknik nr. 1, februar 2015

Kompetenceudviklingsforløb: CT Strålebiologi Strålebeskyttelse

Gasteknik nr. 6, december 2014

Biogas i DK

Foreningen NepaliMed Denmark Hvad er Dhulikhel Hospital?