Gasteknik nr. 1, februar 2015

Transcription

Gasteknik
Tidsskrift fra Dansk Gas Forening • nr. 1 • 2015
TEMA:
Har kraftvarme
fortsat
en chance?
Dansk minikraftvarme
boomer i Europa
Hejre-feltet vil
fordoble dansk
F-gasproduktion
Flere fordele ved
at gaslagrene
får samme ejer
K o r t
n y t
Vestforsyning i Holstebro har besluttet at udskifte alle sine 50 servicebiler til biogasbiler. De første otte er
indkøbt. Her ses bestyrelsesformand
Nils Ulrik Nielsen foran nogle af de
nye gasdrevne biler. Foto: Jens Bach.
10 millioner til
busser og lastbiler på biogas
Energistyrelsen uddelte kort
før jul knap 10 mio. kr. til fem
projekter, som skal fremme udbredelsen af biogas i den danske
transportsektor.
Pengene uddeles til både infrastruktur (tankstationer) og til
lastbiler og busser, der kører på
biogas. Forventningen er, at puljen resulterer i 50-100 nye tunge
gaskøretøjer over de næste 3 år.
Forud for udmøntningen af
puljen har Energistyrelsen udar-
bejdet en analyse, der afdækker
de centrale rammevilkår, som er
forbundet med gas i den tunge
transport. Med udgangspunkt
i resultaterne er puljemidlerne
rettet mod projekter, der er tæt
på at kunne drives ved egen kraft,
og som involverer biogas. På den
måde sikres den størst mulige
udbredelses- og klimaeffekt.
Et af de valgte projekter er en
gastankstation ved Vestforbrændingen, der vil åbne mulighed
for, at en stor del af renovationskørslen i hovedstadsområdet kan
overgå til gasdrift.
Øvrige støttede projekter er:
• Nordjysk Partnerskab for biogas i tung transport
• Partnerskab for biogas til buskørsel i Region Midtjylland
• Biogas til tung transport i Sønderjylland
• Anvendelse af gasdrevne køretøjer med udgangspunkt i Høje
Taastrup Transportcenter.
2014 satte bundrekord i behov for opvarmning
Behovet for energi til opvarmning af bygninger satte bundrekord i 2014.
En boligejer kunne i gennemsnit spare 20 % på varmeregningen i forhold til 2013, viser den
samlede opgørelse af skyggegraddage fra Teknologisk Institut.
Her har graddagetallet for hele
2014 været 2.100. Det er 27,7 %
lavere end normalåret og samtidig
det laveste, der er beregnet, siden
Teknologisk Institut begyndte at
beregne graddage i 1936.
”Det generelt milde vejr i 2014
kommer klart til at afspejle sig
på forbrugernes varmeregninger. Udgifterne til opvarmning
i hele 2014 bliver 20 % lavere
end i 2013, og det bør udmønte
sig i væsentligt lavere udgifter
til varmeregningen”, siger sekretariatsleder Jens Chr. Sørensen,
Teknologisk Institut.
Graddage er et mål for, hvor
koldt det har været og hvor
2
Gasteknik nr. 1 • 2015
meget energi der bruges til
rumopvarmning. Graddagetallet
kan hjælpe forbrugerne med at
sammenligne energiforbruget pr.
måned med en normalmåned og
pr. år med et normalår.
”For et gennemsnitligt parcelhus bliver besparelsen på 3.500
kr., mens en gennemsnitlig lejlighed vil spare måske i størrelsen
2.500 til 3.000 kr. på opvarmning
i 2014. Men for lejligheder og
etageboliger kan der dog være
store variationer pga. faste udgifter til varmeforsyningen”, siger
Jens Chr. Sørensen.
Markant fald i energiforbruget
Det faldende behov for opvarmning falder godt i tråd med et
markant fald i energiforbruget i
de første tre kvartaler af 2014.
Faldet er af Energistyrelsen
opgjort til 5,8 %, sammenlignet
med forbruget i samme periode i
2013.
Forbruget af naturgas for denne periode viser et fald på hele
18,4 % – kun overgået af et fald i
forbruget af kul på 20,2 %.
Forbruget af olie, der især
anvendes til transport, faldt kun
med 1,9 % mens forbruget af
vedvarende energi steg med 4,2
% - især som følge af forøget produktion af vindkraft.
Samtidigt har forbrugerne
kunnet glæde sig over markante
prisfald på energi, især i 2. halvår.
Ikke alene olieprodukter, men
også naturgas er blevet væsentligt
billigere. Naturgas, som i januar
har kunnet købes på gasbørsen til
under 1,80 kr. pr. m3, er yderligere billiggjort med afskaffelsen
af forsyningssikkerhedsafgiften.
Den danske produktion af
primær energi var 5,9 % lavere i
de første ni måneder i 2014 end
i samme periode i 2013. Produktionen af råolie og naturgas faldt
med henholdsvis 10,9 og 5,7 %.
L e d e r
I n d h o l d
Gasteknik nr. 1
Februar 2015 • 104. årgang
3 Leder: Godt nytår
4 EUDP-millioner til
brint og biogas
5 Dyrt at udfase
naturgas for tidligt
6 Elvarmepumper kan
redde nogle decentrale kraftvarmeværker
9 Sæby Fjernvarme
satser fortsat på gas 10 Skive øger kraftvarme
- med egen gas
12 Forventninger til
gassalg til kraftvarme
14 Dansk minikraftvar-
me boomer i Europa
16 Invitation til
Gastekniske Dage
18 Dansk produktion af
F-gas ventes fordoblet
20 Store udsving i bio-
gasanlægs økonomi
21 DONG køber biogas
22
fra stort Tønderanlæg
Nye tider for de
danske gaslagre
25 Forsøgsanlæg laver
Af Peter A. Hodal,
formand for Dansk Gas Forening
Godt nytår
Mens vi venter på Moderniseringsanalysen for gas til foråret, valget senest
til efteråret og andre historiske begivenheder i 2015, der skal spilles på
scenen foran os, kan vi se tilbage på året, der gik.
Dansk Gasforening var traditionen tro vært for Gastekniske Dage på Hotel
Legoland i Billund i maj og Årets Gaskonference i november i København.
Gastekniske Dage afholdtes i samarbejde med Brancheforeningen for
Biogas, og igen i år lykkedes det at afvikle et solidt fagligt og professionelt
program, som helt fortjent tiltrak mange deltagere fra hele branchen.
Konferencestedet havde de rigtige faciliteter og et serviceniveau i top –
Hotel Legoland vil også være stedet for Gastekniske Dage i 2015.
Årets Gaskonference i november blev også en velbesøgt succes med gode
faglige indlæg, krydret med politiske og kommercielle vinkler. Den linje
fortsættes i 2015, måske endda med et endnu skarpere årsmøde, koncentreret på en enkelt dag i København.
Foreningens flagskib, værtsskabet for International Gas Research Conference (IGRC) i september i København blev en tordnende succes, som der
tidligere er skrevet en del om i Gasteknik. Her skal blot suppleres med, at
konferencen også gav et lille overskud, der understøtter, at vi som forening sammen med Dansk Gasteknisk Center kan håndtere store begivenheder succesfuldt og økonomisk forsvarligt.
Men hva’ Søren skete der med vejret og energipriserne i 2014?
De 24 varmeste år i Danamark har fundet sted blandt de seneste 27 år. Det
må gi’ anledning til alvorlige overvejelser omkring den globale opvarmning og skærpe kravet til en hurtigere omlægning til vedvarende energi og
krav om øjeblikkelig konvertering af olie og kul til den CO2-reducerende
naturgas. Problemet løses ikke ved konvertering fra naturgas til træpiller
og flis, hverken på de små eller store kraftvarmeværker.
Med de faldende energipriser er den globale omstilling desværre gået et
gear ned, men naturgassen efterspørges heldigvis stadigvæk og vil fortsat
spille en hovedrolle i det fremtidige energimix, både nationalt og internationalt.
Med hjertelig tak for samarbejdet i 2014 og på gensyn i det nye år.
brint med PEM-celler 26 Biogas til transport
eller til petrokemi?
28 VVS’15 fuldt booket
Sponsorer for Gasteknik:
30 Klar til WGC2015
Forsidefoto: Mange gasmotorer står
stille det meste af tiden på grund af
lave elpriser og høje afgifter på gas.
Men de står til rådighed som reservelast, så længe Energinet.dk støtter
med det såkaldte grundbeløb.
3
K o r t
n y t
Vedligehold af gaslager godkendt
Kort før jul modtog Energinet.dk’s gas
lager i Ll. Torup ved Viborg en VVMtilladelse fra Naturstyrelsen og Miljøstyrelsens tillæg til miljøgodkendelse til
at begynde at vedligeholde det næste
af de i alt syv hulrum i en underjordisk
salthorst, hvor gassen opbevares. Hver
af disse hulrum skal tømmes for gas
for at kunne udskifte de efterhånden
29 år gamle ventiler m.v. Det sker ved
at fylde dem med ferskvand, som så
efterfølgende pumpes op og fortyndes,
inden det ledes ud i Limfjorden.
Det kommer dog ikke til at ske uden
sværdslag, idet Danmarks Naturfredning har bebudet fortsat modstand
mod projektet, som foreningen anser
for skadelig for vandmiljøet.
Skive etablerer GreenLab
Efter anbefaling i en analyse fra det
rådgivende ingeniørfirma COWI har
byrådet i Skive Kommune bevilget 1,5
mio. kr. til etablering af et testcenter
for vedvarende energi, kaldet Greenlab
Skive, som et konsortium af offentlige
og private virksomheder, der ønsker at
udvikle fremstilling, lagring og brug
af vedvarende energikilder. Foreløbigt involverer planerne E.ON., HMN
Naturgas, Haldor Topsøe, DEIF og Skive
Fjernvarme.
Energibesparelser på auktion
DONG Energy vil nu forsøge at opnå
de krævede energibesparelser hos
selskabets kunder gennem månedlige
online-auktioner.
»Det kan eksempelvis være attraktivt
for rådgivende ingeniører og entreprenører at videresælge besparelser, der er
opnået ved nybyggeri, vedligeholdelse
og renovering i industrien og hos husholdningerne”, fortæller vicedirektør
Knud Pedersen i en pressemeddelelse.
For at deltage i auktionerne skal man
certificeres via et kursus hos DONG, hvor
udbudsbetingelser, regler for rapportering
og kontrol af leverancerne samt selve
auktionsprocessen gennemgås.
Besparelser kan både omfatte varme, el,
olie og naturgas. Initiativet fra DONG
skal ses i sammenhæng med, at elselskaberne har svært ved selv at nå de fastsatte
sparemål, hvilket de meldte ud i oktober
sidste år i brancheforeningen Dansk
Energis nyhedsbrev.
4
EUDP-millioner til brint og biogas
Energistyrelsens EUDP besluttede
kort før jul at bevilge i alt 273
mio. kr. til 49 nye energiteknologiske udviklings- og demonstrationsprojekter.
Heraf går de 64,9 mio. kr. til
otte projekter indenfor området
brint og brændselsceller og 14,1
mio. kr. til fire projekter indenfor
biomasse (biogas og forgasning).
Brintprojekterne omfatter:
• IEA Hydrogen Implementing
Agreement 2015-16. Ansøger:
Dansk Gasteknisk Center a/s.
• IEA Hydrogen Implementing
Agreement Power to Gas-arbejdsgruppe 2015-17. Ansøger:
Dansk Gasteknisk Center a/s.
• ADDpower. Ansøger: SerEnergy A/S. Medansøger: Aalborg
University.
• Deltagelse i IEA Hydrogen
Implementation Agreement
task 31-efterfølgeren. Ansøger:
DTU.
• HyBoost »Mere brintoptankning for mindre«. Ansøger:
H2 Logic A/S. Medansøgere:
DTU-MEK, Carsten Holm A/S,
Fintek A/S, Elplatek A/S, Teknologisk (DTI).
Støttede projekter til biomasse
• Ultraformaling af halm øger
dansk biogasproduktion.
Ansøger: Euromilling A/S.
Medansøger: Peder Andersen,
Biogasanlæg.
• Regenererbar svovlfjernelse fra
biomasseforgassere. Ansøger:
Teknologisk Institut. Medansøgere: Haldor Topsøe A/S og
Chmineylab Europe ApS.
• 10 MW Tryksat Entrained
Flow Forgasning. Ansøger: TK
Energy ApS. Medansøgere:
DTU-MEK og, NIRAS.
• Urban Energy (forprojekt).
Ansøger: Renew Energy A/S.
Medansøgere: Bionaturgas
Danmark, N. C. Miljø, Nyborg
Kommune, Udvikling Fyn,
CECEP (China), Syddansk
Universitet, Nyborg Forsyning,
Hotel Nyborg Strand og Hotel
Sinatur.
Projekterne kickstartes i løbet
af 2015, og hovedparten af dem
forventes afsluttet i løbet af tre til
fem år.
400 mio. kr. til nye projekter
Næste ansøgningsfrist til EUDPprogrammet er den 3. marts
2015. Programmet har mere end
400 mio. kr. til rådighed til finansiering af nye energiteknologier
i det kommende års to ansøgningsrunder.
I løbet af 2015 vil EUDP
ligeledes uddele to særpuljer for
hhv. bølgekraft samt geotermi og
store varmepumper. Særpuljerne
er blevet til i forbindelse med
energiforliget fra 2012.
Endelig uddeles der i foråret
en pulje for bygningsintegrerede
solceller (BIPV).
Snart brinttankstationer over hele landet
Danish Hydrogen Fuel har i partnerskab med Brint og Brændselscelle Partnerskabet søgt om og
fået bevilget 9,8 mio. kr. i støtte
fra Energistyrelsen til at etablere
og drive yderligere 4-5 brinttankstationer i Danmark.
3-4 af disse kommer til at ligge
i byerne Aarhus, Odense, Esbjerg
og Herning. Herudover etableres
en tankstation på en af landets
motorvejsstrækninger.
Sammen med de eksisterende
6 brinttankstationer vil dette
sikre et landsdækkende netværk
af brinttankstationer – som det
første land i verden. Netværket
af tankstationer vil hermed sikre,
at anvendelsen af brintbiler kan
være en mulighed i hele landet.
Dette vil understøtte den igangværende markedsintroduktion af
brintbiler, mener Energistyrelsen.
Brinten bruges i brændselsceller til fremstlling af el. Derfor er
brintbiler teknisk set elbiler.
Selv om elbiler fortsat er
afgiftsfrie i indkøb, får de fortsat
massiv støtte. 15,4 mio. kr. er der
senest bevilget til fire projekter.
K o r t
Dyrt at udfase naturgas for tidligt
Danskerne kan komme til at betale 19 mia. kr. ekstra for at opnå
de planlagte CO2-reduktioner,
hvis naturgas udfases for tidligt i
forhold til det optimale.
Det er ét af hovedbudskaberne
i en rapport fra Copenhagen
Economics, som er udarbejdet for
HMN Naturgas I/S.
”Når vi gerne vil reducere udledningerne af CO2, er det vigtigt
at gøre det på en klog måde, så
omkostningen per ton bliver
mindst mulig. Vi synes derfor,
at regeringen skal gøre sig klart,
hvilken ekstraregning for danskerne som kan følge af at forcere
udfasningen af naturgas set i
forhold til en mere intelligent
udfasning”, siger adm. direktør i
HMN Naturgas I/S, Susanne Juhl.
Usikre forudsætninger
Ifølge rapporten er regeringens
langsigtede analyser for fremtidens energiforsyning baseret på
nogle antagelser, som der generelt er stor usikkerhed om.
Regeringens forventninger til
gaspriserne er således mærkbart
anderledes, end eksempelvis Verdensbanken forudsætter.
Det drejer sig også om, hvordan udgifterne til havvindmøller
udvikler sig. Der er risiko for, at
regeringen undervurderer, hvor
meget det vil koste at overgå fra
naturgas til grøn teknologi, fremgår det af rapporten.
”Regeringen lægger til grund,
at gas i de kommende år vil være
et relativt dyrt brændsel. Men
ifølge Verdensbankens tal kan
gassen jo sagtens konkurrere med
grønne energiformer, og det har
betydning for samfundsøkonomien”, siger Susanne Juhl.
Ifølge rapporten er det mest
oplagt at lade kraftværker bruge
naturgas i længere tid end planlagt i Energistyrelsens langsigtede
scenarier og nedsætte hastigheden for nye investeringer i havvindmøller. For det mest sandsynlige er, at vindmøllerne vil
kunne fås til en lavere pris, når
teknologien er mere veludviklet
om et årti eller to. Med naturgas
til kraftvarme opnås en lavere
udledning af CO2 i forhold til
kul, som udleder 40 % mere CO2.
Billigere end biomasse og vind
Lige nu koster en kilowatt-time
på gas ca. 29 øre, mens biomasse
og havvind koster mellem 39 og
70 øre per kilowatt-time.
Ved en for tidlig udfasning af
naturgassen vil den samfundsmæssige omkostning for samfundet være mindst 19 mia. kr.,
fremgår det.
Ifølge rapporten er dette ovenikøbet et konservativt skøn.
”Faktisk kan prisen blive helt
op til 40 mia. kr., hvis man tager
udgangspunkt i en realistisk prisudvikling”, hedder det.
Flere fjernvarmeværker vil droppe naturgas
Mere end 90 deltagere var til
meldt til Dansk Fjernvarme og
Foreningen Danske Kraftvarmeværkers tre informationsmøder
i starten af februar om, hvordan
de skifter naturgas ud med biomasse for at sænke varmeprisen.
Deltagerne blev præsenteret
for erfaringer fra de 35 tidligere
dyreste barmarksværker, der i
2012 fik lov til at skippe naturgas. Disse værker er nu på vej ud
af den vanskelige prissituation.
Nu har yderligere 50 værker
fået mulighed for at anvende af-
giftsfrit brændsel ved at installere
op til 1 MW biomassekedel.
Gennemsnitligt har de 35 barmarksværker, der først fik lov at
skippe naturgassen, nu skåret ca.
6.800 kr. af varmeregningerne.
Allerstørst besparelse har man
opnået hos Gassum-Hvidsten
Kraftvarmeværk, hvor varmeprisen nu er 17.000 kr. lavere
og faktisk med 13.908 kr. et par
hundrede kroner under landsgennemsnittet for et standardhus
med fjernvarme, oplyser Dansk
Fjernvarme.
n y t
Efterlyser gasinfrastrukturprojekter
EU har iværksat en høring om potentielle projekter af fælles interesse
i elektricitets- og gasinfrastruktur.
Interesserede parter har frem til den
13. marts 2015 til at udtale sig om,
hvorvidt der fra et europæisk energipolitisk synspunkt er behov for et projekt, der forener forsyningssikkerhed,
markedsintegration, konkurrence og
bæredygtighed. Høringen finder sted
på websitet Kom til orde i Europa. Den
er et vigtigt skridt i udarbejdelsen af
den anden liste over projekter af fælles
interesse, som Europa-Kommissionen
offentliggør i oktober 2015.
Polen planægger gaseksport
For at mindske afhængigheden af
import fra Rusland er Polen i øjeblikket ved at opføre en LNG-terminal
i Østersø-havnebyen Swinoujscie.
Anlægget vil kunne modtage 5 mia.
m3 gas om året, og de første ladninger
ventes at ankomme til sommer. Polen
bruger årligt 16 mia. m3 naturgas, som
hovedsagelig importeres fra russiske
Gazprom på langtidskontrakter, der
først udløber i 2020. Derfor planlægger
Polen ifølge nyhedsbureauet Reuters
nu at bygge nye gasledninger for 7 mia.
zloty (12,5 mia. kr.), dels for at udvide
det polske gasforsyningsnet og dels for
at kunne eksportere gas til nabolandene Litauen, Tjekkiet, Slovakiet og
Ukraine.
Rusland truer gaseksport til Europa
Op mod halvdelen af Europas enorme
forbrug af russisk gas er i farezonen
med en opsigtsvækkende trussel fra
Moskva om i løbet af få år at dirigere
forsyningen helt uden om Ukraine og
i stedet sende gassen via en planlagt
rørledning til Tyrkiet, skriver Politiken.
Aleksej Miller, chef for det statslige
gasselskab Gazprom, advarer de europæiske ledere om, at de hellere må se
at komme i gang med at bygge nye rørledninger for at transportere gassen til
EU videre fra grænsen mellem Tyrkiet
og Grækenland.
”De har højst et par år til at gøre det.
Det er en meget, meget kort tidsfrist.
Hvis de vil nå det, må arbejdet med
at bygge nye rørledninger i EU-lande
begynde straks. Ellers kan gassen ende
på andre markeder”, siger Miller.
Gasteknik
nr.nr.
1 •12015
Gasteknik
• 2015
55
K r a f t v a r m e
Af John Tang, chefkonsulent og
Jesper Koch, analysechef, Grøn Energi
Elvarmepumper og nettoafregning kan
redde nogle decentrale kraftvarmeværker
Alternativet kan være lukning og manglende regulerkraft i elnettet,
når grundbeløbet fra Energinet.dk forsvinder fra 2018.
Når grundbeløbet fra Energinet.dk
udløber med udgangen af 2018,
står den gasbaserede decentrale
kraftvarmeproduktion overfor
med tiden at blive udfaset fra
fjernvarmen.
Det kan både være problematisk for en effektiv el- og varmeforsyning og for forsyningssikkerheden af elektricitet.
Det er velkendt, at det er svært
at få økonomi i kraftvarmeværker, og med de lave elpriser langt
ud i fremtiden er det vanskeligt
for kraftvarmen at konkurrere
med individuel varmeforsyning.
Værkerne bliver derfor nødt til at
investere i ny forsyning.
Samtidig skal de også i gang
med den grønne omstilling
og dermed væk fra de fossile
brændsler. Flere værker har i den
forbindelse kig på biomassefyrede
enheder, sol og andet, men også
store varmepumper i fjernvarmen
overvejes.
Kraftvarmeværkerne vil fremover køre mindre end 1.0001.500 timer om året med henblik
på levering af el til nettet. Mange
vil formentligt blive lukket. De
vil i stedet kunne forsyne egne
varmepumper med elektricitet.
Denne artikel belyser en løsning, hvor store varmepumper og
decentral kraftvarme på et værk
kan blive hinandens makkerpar.
Artiklen belyser mulighederne
for en god økonomi for kraftvarmeanlægget ved at anvende
nettoprincippet for afregning af
elforbruget til en stor varmepumpe på et fjernvarmeværk.
6
Hvordan kan kraftvarme og store
varmepumper sammen blive
økonomisk interessante?
Store varmepumper i fjernvarmen er spået en væsentlig rolle
i det danske energisystem. Flere
rapporter og eksperter peger på
betydelige elsystemmæssige og
samfundsøkonomiske gevinster
ved at anvende elektricitet til varmefremstilling i varmepumper,
når vinden blæser, og elektriciteten er relativt billig.
Varmepumper i fjernvarmeforsyningen er dog endnu ikke
for alvor kommet i gang. Dels
på grund af et forbud i centrale
byområder via varmeforsyningsloven, dels fordi de økonomiske
incitamenter endnu ikke er helt
gode nok i forhold til at producere fjernvarmen til en konkurrencedygtig varmepris.
Figur 1 viser varmeproduktionspriser ved gasbaserede anlæg
med og uden varmepumpe og
ved biomassebaseret kraftvarme.
Det ses, at varmepumpen i eksemplet kan medføre lavere priser
i forhold til naturgasanlæg, som
i dag kompenseres med støtte
gennem grundbeløbet. Men det
er ikke priser, der kan konkurrere
med individuelle løsninger.
Der kræves en varmeproduktionspris (ab værk), der ikke er
højere end typisk 350 kr./MWhvarme for at kunne holde varmeprisen for standardhuset under
17.000 kr./år hos slutforbrugeren
– når der samtidig skal være plads
til omkostninger til distributionsnettet, drift og vedligehold,
administration samt øvrige faste
omkostninger.
Figur 1: Varmeproduktionspris for naturgas, varmepumper eller biomasse
kraftvarme (varmepumper forudsætter gratis varmekilde). Absorptionsvarmepumpen er i kombination med motor. Ved elvarmepumpen antages
fortsat lidt kraftvarmeproduktion, når elpriser er høje.
Figur 2: Variable varmepriser ved
samlede gasomkostninger på 2,35
kr./Nm3 for værk med kraftvarme,
kedel og varmepumpe. Nuværende
vilkår.
Der mangler yderligere incitamenter til at etablere store
varmepumper i forbindelse med
kraftvarmeværker.
Figur 2 viser varmeproduktionsprisen for henholdsvis gaskedel, gasmotoranlæg og en varmepumpe med en gennemsnitlig
COP på 3,5 inklusive investeringsomkostninger.
Ved de nuværende typiske elpriser mellem 20 og 35 øre/kWh
kan der ikke opnås varmeproduktionspriser under 350 kr./MWhvarme, som er ”smertegrænsen”
for disse værker, hvis varmeprisen
skal kunne holdes på et konkurrencedygtigt niveau, når grundbeløbet udløber.
Kraftvarmeanlæg i Ø-drift
En mulighed for at forbedre
økonomien, når grundbeløbet
bortfalder efter 2018, er at tage
kraftvarmeanlægget ud af elmarkedet og sætte det i Ø-drift.
Det betyder, at motoranlægget
kun anvendes til at producere
elektricitet til varmepumpen
uden forbindelse til det sammenhængende elsystem. På den måde
spares el- og PSO-tariffer. Problemet ved denne løsning er dog,
at det smarte energisystem ikke
vil blive etableret. Det vil sige,
at varmesiden ikke kommer til
at hjælpe elsystemet med kraftvarmeproduktion, når elpriserne
er høje, og med elforbrug, når
elpriserne er lave.
En bedre løsning, der ikke
har negativ effekt på det smarte
energisystem, kan opnås ved at
tillade kraftvarmeværkerne at
nettoafregne egen elproduktion
til varmepumpen. Umiddelbart er
der ingen juridiske hindringer for
at gøre det. Ved nettoafregning
betales en nedsat PSO-tarif, men
ikke andre tariffer.
Lidt om juraen bag
egenproduktion fra kraftvarme
De tariffer, der betales for den
egenproducerede og forbrugte
elektricitet, er en økonomisk belastning for kraftvarmeværkerne.
Betaling af tariffer for den
egenproducerede og anvendte
elektricitet er ikke nødvendigvis
bundet op på modtagelse af en
ydelse fra elnettet, når elektriciteten ikke leveres til og modtages
fra det kollektive elnet. Produktion af elektricitet til eget forbrug
(nettoafregning), for eksempel i
eldrevne varmepumper uden betaling af elsystemets tariffer, kan
give en attraktiv varmepris og en
meget høj samlet effektivitet på
det kombinerede kraftvarmeanlæg og varmepumpeanlæg.
Lov om elforsyning bemyndiger i § 8a klima-, energi- og bygningsministeren til at fastsætte
regler om, at elforbrugere, der
helt eller delvist selv producerer
den elektricitet, de selv bruger,
under nærmere angivne betingelser, kun skal betale pristillæg af
elektricitet1, som aftages fra det
kollektive elforsyningsnet.
Elforsyningsloven giver der1) Udeladt del af lovteksten, som henviser
til, hvilke pristillæg der kan nettoafregnes,
og som er indeholdt i PSO-tariffen.
med ministeren bemyndigelse til
at udforme regler for nettoafregning (Nettoafregningsbekendtgørelsen) for så vidt angår egenproducenternes betaling af PSO
af elektricitet produceret til eget
forbrug.
Det fremgår af loven, at der
kun kan modtages elproduktionstilskud for den el, der sælges
til elnettet. Det fremgår ikke
specifikt, om decentrale kraftvarmeværkers egen elproduktion
er omfattet, selv om de i afgiftsmæssig henseende betragtes som
industrielle på grund af momsfritagelsen.
”
Elforsyningsloven giver
ministeren bemyndigelse
til at udforme regler for
nettoafregning.
Den umiddelbare fortolkning
er, at decentrale kraftvarmeanlæg
kan anses for at være ”egenproducenter”, idet elproduktion til
en varmepumpe (egetforbrug)
ikke medfører levering og modtagelse af ydelser fra det kollektive
elforsyningsnet. Formålet med
elproduktionen vil være helt at
dække eget elforbrug og salg til
elnettet.
Produktionspris i varmepumper
afhænger af afregningsform
En varmepumpe, der er placeret
på et kraftvarmeværk i et fjernvarmesystem, kan med ovenstå-
>>>
7
K r a f t v a r m e
Figur 3: Variable varmepriser ved
samlede gasomkostninger på 2,35 kr./
Nm3 for værk med kraftvarme, kedel
og varmepumpe. Nettoafregning.
Nettoafregning
af decentral
kraftvarme ...
ende fortolkning afregnes på to
forskellige måder:
1: Elforbrug til varmepumpen
som i dag, dvs. betaling af el
til markedspris, PSO-tarif samt
net- og systemtariffer
2: Nettoafregning, dvs. lav PSOtarif og ingen net- og systemtariffer.
Eksempel
Hvis det antages, at elprisen er
250 kr./MWh, gasprisen inkl.
transport og lagerbetalinger er
2,1 kr./Nm3, eldistributionsprisen
er 100 kr./MWh-el, COP er 3,5,
og at den varme, varmepumpen
udnytter, er gratis, så kan den
variable varmepris for de to afregningsmetoder samt kraftvarmeanlæg og naturgaskedel beregnes
som det ses nedenfor i tabel 1.
Hvis ovenstående scenarier
tillægges investeringsomkostninger på varmepumpen, øges
varmeprisen afhængig af størrelse, kompleksitet af projektet
og driftstid typisk med 60 – 100
kr./MWh-varme. Det betyder, at
varmepumperne for at kunne
producere en konkurrencedygtig
varmepris kun dur ved scenarie
2 (247 + (60-100) kr./MWh bliver
lavere end 350 kr./MWh).
Varmeproduktionsteknologi
”
Nettoafregningen
medfører derfor mange
fordele, herunder konkurrencedygtige priser
næsten på niveau med
biomassekedler.
Fleksibelt el- og varmesystem
Løsningen skaber dermed et ægte
fleksibelt el- og varmesystem med
elforbrug ved lave elpriser, intet
Variabel varmepris
kr./MWh-varme
Kraftvarmeanlæg naturgas
446
Kedel naturgas
423
Varmepumpe scenarie 1
290
Varmepumpe scenarie 2
247
Tabel 1
8
Scenarie 1 risikerer, under de
givne forudsætninger, at medføre
en for høj varmepris. Ovenstående beregningseksempel ses på
kurven i ovenstående figur 3 som
en funktion af elprisen.
Det er først ved en elpris over
ca. 500 kr./MWh-el, kraftvarmeanlægget bliver konkurrencedygtig med den kombinerede kraftvarme- og varmepumpedrift. Det
vil sige, at varmepumpen stoppes, og der udelukkende produceres med kraftvarmeanlægget.
Ved en elpris under ca. 100 kr./
MWh-el er den samlede elpris
direkte til varmepumpen konkurrencedygtig med den kombinerede drift af kraftvarmeanlæg og
varmepumpe.
elforbrug ved mellemhøje elpriser
og elproduktion ved høje elpriser.
Samtidig er der en chance for,
at fjernvarmeværkerne kan få
mulighed for varmeproduktionspriser, som samlet set giver
konkurrencedygtige varmepriser
i forhold til individuelle opvarmningsløsninger hos forbrugerne.
Nettoafregningen medfører
derfor mange fordele, herunder:
• Konkurrencedygtige priser
næsten på niveau med biomassekedler.
• Bedre løsning for statens provenu i forhold til biomassekedler.
• Lave elpriser (vindkraft) udnyttes i varmepumpen, og renere,
gasbaseret kraftvarmeproduktion fortrænger mindre ren
kulkraftproduktion (i perioder
med mellemhøje elpriser).
• Bedre interaktion mellem gassystem og kraftvarme, herunder
at kraftvarme kan medvirke til
gasselskabernes omstilling til
grønne gasser på længere sigt.
• Produktion med meget høje
virkningsgrad, herunder høj
fleksibilitet.
• Sikrer højt elforbrug i våd-år og
kraftvarmeforsyning i tør-år.
• Mindre behov for strategisk
kapacitetsmarked.
Sæby satser
fortsat på gas
Kraftvarmeværket optimeres med installation af nye
røggasvarmevekslere og en
absorptionsvarmepumpe.
Selv om mange mindre kraftvarmeværker nu forsøger at erstatte
den afgiftsbelagte naturgas med
afgiftsfrit biobrændsel, er der fortsat fjernvarmeværker, der tror på,
at gassen har en fremtid.
En af dem er Sæby Varmeværk, som i denne måned går i
gang med at installere en absorptionsvarmepumpe og seks
røggasvarmevekslere som led i
at fremtidssikre varmeværkets to
Caterpillar-gasmotorer.
”De har hidtil kunnet levere 14
MW varme, men får med ombygningen øget virkningsgraden
væsentligt til 17,2 MW varme”,
fortæller Pouli S. Rugholt, der i
november 2014 tiltrådte som ny
driftsleder i Sæby.
Indtil da var han leder af
projektafsnittet under Aalborg
Forsyning Varme, men har sideløbende været med i projektforløbet omkring den nye investering,
der samlet er på ca. 17 mio. kr.
”Det har været et meget interessant projektforløb, og optimeringen er helt i tråd med Sæby
Varmeværks fremtidsplaner”,
siger Pouli S. Rugholt.
Sæby Varmeværk forsyner ca.
3.500 forbrugere.
Tretrins varmevarmevekslere
Det nordjyske firma Industrivarme har hovedentreprisen på
opgaven med at optimere Sæby
Varmeværks gasmotoranlæg med
absorptionsvarmepumpe.
Aftalen omfatter projektering,
levering og idriftsætning af anlægget og inkluderer blandt andet
Sæby Varmeværk har i flere omgange sænket varmeprisen efter installation
af 12.000 kvm. solfangere i 2011 som et supplement og alternativ til værkets
to gasmotorer, samt en elkedel og en gaskedel.
Foto: Sæby Varmeværk.
dampdrevne hedtvandsvarmevekslere, LT1- og LT2-vekslere til
hver af varmeværkets to gasmotorer og tilhørende røggasrør og
fjernvarmeinstallation.
Varmepumpen, der er fremstillet i Indien, leveres af af SEG A/S i
Thisted. Den er dampdrevet med
et vameinput på 4.650 kW og
kan levere 8.075 kW varme med
en virkningsgrad (COP) på 1,7.
Hver af de to gasmotorer forsynes med tre nye røggasvarmevekslere, som fordeles på tre trin.
Industrivarme er leverandør af
varmevekslere designet til hedtvand, højtemperatur eller lavtemperatur.
”Der er tale om en forholdsvis
kortsigtet investering, der har til
formål at nedbringe vores produktionsomkostninger”, siger
Pouli S. Rugholt.
Spiller på flere heste
Sæby Varmeværk har igennem
flere år haft fokus på at fremtidssikre varmeværket for at holde
forbrugernes varmeudgifter på
det lavest mulige niveau.
I den seneste prisstatistik fra
Energitilsynet ligger værket under
landsgennemsnittet med en årlig
udgift på 15.108,75 kr. for 18,1
MWh varme til et hus på 130 m2.
Sidste år kunne Sæby Varmeværk således nedsætte den varslede afregningspris med 50 kr. pr.
MWh til 612,50 kr. inkl. moms,
og i dette års budget er prisen
nedsat med yderligere 20 kr. til
470 kr. pr. MWh + moms (587,50
kr./MWh).
I 2011 investerede varmeværket i et stort solvarmeanlæg på
12.000 kvadratmeter.
Derudover har Industrivame
tidligere leveret et Catcon NOx-reduktionssystem til varmeværkets
gasmotorer, som har minimeret
omkostningerne til NOx-afgiften.
Ydermere har Sæby Varmeværk
investeret i en 12 MW elkedel,
der kan anvendes, når elpriserne
er lave. Desuden råder værket
over tre gaskedler, som primært
anvendes til reservelast.
”Når der skal ske udskiftning
af en gaskedel, vil det helt sikkert
blive en hedtvandskedel, som
kan kobles sammen med absorptionsvarmepumpen”, siger Pouli
S. Rugholt.
Af Jens Utoft, Gasteknik
9
K r a f t v a r m e
Mest muligt – og mindst muligt
Skive Fjernvarme har i samarbejde med bl.a. Haldor Topsøe netop fået
optimeret sit banebrydende forgasningsanlæg til kraftvarmeproduktion.
Det har været en lang og kostbar
proces at nå frem til, men nu
begynder det at ligne en succes.
Skive Fjernvarmes direktør
Tage Meltofte er stolt af, at det
er lykkedes at opnå en markant
forbedret drift og økonomi på det
forbrugerejede selskabs forgasningsanlæg, som blev taget i brug
i 2009.
Anlægget er et demonstrationsanlæg og producerer syntesegas
til det ene af Skive Fjernvarmes to
kraftvarmeanlæg.
”Det er vores grundlastanlæg,
og de tre gasmotorer skal helst
køre så meget som muligt, fordi
de har den suverænt bedste økonomi”, siger Tage Meltofte.
Anlægget er nemlig godkendt
til afregning af elproduktion på
lige fod med biogasanlæg.
Siden en ombygning i sommeren 2014 har anlægget kørt
uafbrudt i en 15-ugers periode,
før det var nødvendigt at lukke
ned for at foretage en mekanisk
rensning og inspektion af de nye
katalysatorindsatser.
Undervejs er der sat flere produktionsrekorder, og den samlede
årsproduktion nåede i 2014 op på
næsten 27.000 MWhel.
Mindst muligt på naturgas
Skives andet kraftvarmeanlæg,
der består af fire naturgasfyrede
UlsteinBergen-motorer, skal
derimod helst køre så lidt som
muligt, dvs. normalt kun når det
efterspørges fra Energinet.dk – fx
ved vindstille eller ved fejl på
udlandsforbindelser.
10
”Sidste år producerede vi 240
MWhel og en tilsvarende mængde
varme. Men elprisen skal være
meget høj, for at det kan svare sig
at køre med dette anlæg, som er
det dyreste at køre med og derfor
også det sidste, vi tager i brug,
når det virkelig er koldt”, siger
Tage Meltofte.
Hvis elprisen er 250 kr./MWh,
så er varmeprisen på dette anlæg
740 kr./MWh, hvor forbrugerne i
dag betaler 496 plus moms.
Normalt er der ikke behov for
varmen fra kraftvarmeanlægget.
Den produceres langt billigere
i træpillekedlerne og især med
forgasningsanlægget.
Selv de to naturgaskedler er
billigere at køre med som følge af
gode gaspriser og lavere energiafgifter. Her er produktionsprisen
ca. 500 kr./MWh. De anvendes til
spidslast, men det har der indtil
midten af januar ikke været meget brug for.
Behov for ny kapacitet
Hvis ikke den nuværende ordning med grundbeløb for at stille
kraftvarmeværket til rådighed
for Energinet.dk forlænges efter
2018, vil de fire gasmotorer højst
sandsynligt blive skrottet, og så
skal Skive Fjernvarme finde ny
reservekapacitet på ca. 13 MW.
”Vi er allerede i gang med at
planlægge et nyt flisfyret værk
med en 10 MW hedtvandskedel,
men den skal bruges til udvidelse
af forsyningsområdet i henhold
til kommunens varmeplan”, siger
Tage Meltofte.
Alternativet til endnu et flisfyret værk er varme fra et geotermisk anlæg, som kommunen
ønsker at etablere.
”Et alternativ til flisfyring
kunne sagtens være gaskedler,
men med de nuværende afgifter,
hvor biomasse er afgiftsfrit, er et
flisfyret anlæg absolut billigst”,
siger Tage Meltofte.
Den nye 10 MW flisfyrede
hedtvandskedel kan suppleres
med yderligere 10 MW og geotermi, hvis kommunens geotermiselskab beslutter at gennemføre
dette projekt.
Hedtvandsanlægget kan nemlig udnyttes til en absorptionsvarmepumpe, så Skive Fjernvarme
kan aftage geotermisk varme med
en temperatur på 60 °C og sende
vandet retur med 10 °C.
Forgasning er til grundlast
Ifølge Tage Meltofte har forgasningsanlæg helt sikkert en fremtid i Danmark til grundlast.
”Med den ombygning, vi har
fået foretaget i samarbejde med
Haldor Topsøe og en nyudviklet
type katalysatorer, er produktionen på vores anlæg steget
væsentligt – næsten 8 % i 2014”,
siger direktøren.
Han er ikke i tvivl om, at det
kan blive endnu bedre.
Driftssikkerheden er den store
udfordring. Desværre kan der stadig opstå behov for en ukontrolleret nedlukning. Men det skal
der være plads til.
”Her i januar har vi måttet lukke ned for at udføre en mekanisk
Direktør
Tage Meltofte foran
en af Skive
Fjernvarmes
fire naturgasfyrede
motorer, der
helst skal
køre mindst
muligt.
rensning og inspektion af de nye
katalysatorelementer. Observationerne bliver nu analyseret med
henblik på yderligere forbedringer og tilpasninger af anlægget” ,
Støttet med 11,6 mio. fra EUDP
Den ombygning, der er gennemført af reformeren i forgasningsanlægget, er sket som led i
et EUDP-støttet projekt med et
samlet budget på 25,8 mio. kr.
Heraf har EUDP bevilget 11,6
mio. kr., mens Haldor Topsøe A/S
som hovedansøger selv betaler
8,9 mio. kr. Skive Fjernvarme
betaler selv 2,6 mio. kr., mens
Teknologisk Institut betaler 2,6.
mio. kr. og ChimneyLab resten.
Haldor Topsøe har som led
i projektet udviklet en ny type
katalysatorer (megamonolitter)
med en større overflade. Deres
primære opgave er at omsætte
tjærestofferne i forgasningsgassen
til brint og CO, som er den primære bestanddel i syntesegassen,
hvor metan udgør knap 5 %.
Hovedparten af gassen er kvælstof fra atmosfærisk luft. Brændværdien er derfor kun ca. 1/8 af
den, vi kender fra naturgas.
Fluid bed-teknologi
Forgasningen er baseret på en
såkaldt fluid bed-teknologi.
Processen startes ved at opvarme systemet med olie. Herefter
tilføres bedmaterialet (kaolin og
olivin), og derefter forbrændes
træpiller, indtil temperaturen er
så høj, at der kan overgås til en
iltfri forgasning. Herefter vedligeholdes temperaturen i forgasseren
(875 °C) ved at forbrænde 4-5 %
af træpillerne.
Tjærestofferne omdannes til
CO og brint i reformeren (katalysatoren), så længe temperaturen
er over 900 °C. Støvet fjernes i
et posefilter, og den sidste rest af
tjære fjernes i scrubberen, før den
rene gas ledes til gasmotorerne.
Forventningen til det samlede
projekt, der afsluttes til efteråret,
er en forbedring af driften med
ca. 20 % på årsbasis.
”Det tror jeg, vi når”, siger
Tage Meltofte.
I oktober blev der således sat
produktionsrekord med næsten
4.000 MWh og en døgnrekord
på 137 MWh. I samme periode i
2013 er produktionsgennemsnittet pr. døgn øget fra 110 til 125
MWh (13,6 %).
Dermed er anlægget driftsmæssigt ved at være en god
forretning, selv om det kræver
døgnbemanding med mindst to
medarbejdere.
Men det er dog fortsat tynget
af forrentning og afskrivning af
de store anlægsomkostninger, der
netto beløber sig til 235 mio. kr.
Forsøg med benzin og DME
I øvrigt er gassen fra Skive Fjernvarmes forgasningsanlæg som
led i tidligere EUDP-projekt med
Haldor Topsøe og Teknologisk
Institut blevet anlyseret for at undersøge, om gassen kan anvendes
til fremstilling af DME og metanol. Det var en succes.
I forlængelse af dette projekt
vil Topsøe gennemføre et forstudie, der skal vise, om syntesegassen også kan anvendes til fremstilling af grøn benzin.
”Det specielle ved vores anlæg
er, at vi har en luftblæst forgasser,
der typisk er mindre, og derfor
også et billigere anlæg i forhold
til de større iltblæste forgassere”,
Skive Fjernvarme
Forbrugerejet selskab (a.m.b.a.),
stiftet i 1961 og i drift fra 1963.
Forsyner p.t. ca. halvdelen af
Skive bys 20.000 indbyggere.
Kraftvarmeanlæg:
• 6 MWel, 11 MWvarme (3 x GE
Jenbacher – forgasning)
• 12,2 MWel, 13,7 MWvarme (4 x
UlsteinBergen – naturgas)
Varmekedler:
• 17 MW (2 stk. – træpiller)
• 45 MW (5 stk. oliekedler)
• 9,3 MW (2 stk. gaskedler)
Planlagt udvidelse:
10 MW flisfyret hedtvands
kedel, der kan anvendes til
absorptionsvarmepumpe, hvis
Skive Kommunes geotermianlæg realiseres.
Årligt varmesalg: 130 GWh
Årligt elsalg: 30.000 MWh
Varmepris: 496 kr./MWh
Antal ansatte: ca. 30
11
K r a f t v a r m e
Af Søren Schmidt Thomsen,
NGF Nature Energy
Gasselskabernes forventninger til salg til kraftvarme
Gassen vil i stigende grad indtage rollen som det fleksible og effektive
brændsel til spids- og reservelast.
12
Gasbaserede kraftvarmeværker har nøglen til at balancere
elnettet. Deres fremtidige miks
af produktionsteknologier og
brændsler skal ses i et strategisk
lys og ikke nødvendigvis baseres
på biomasse.
De industrivirksomheder, der
er afhængige af naturgassens fleksibilitet som brændsel, vil næppe
kunne fastholde deres konkurrenceevne, hvis de alene skal
bære omkostningerne til drift og
vedligehold af gasinfrastrukturen.
Tendenser i kraftvarmesektoren
Man skal ikke tale med ret mange
varmeforsyninger for at konstatere, at omstillingen af fjernvarmesektoren væk fra fossile brændsler
er i fuld gang.
Grøn omstilling af centrale
kulkraftværker til biomasse, drevet af de afgifts- og klimamæssige
fordele, smitter af på både store
og små decentrale forsyninger.
For at imødekomme kraftvarmekravet planlægges flere kraftvarmeanlæg, baseret på biomasse
og ORC-teknologi på større varmeforsyninger.
Blandt de mindre og mellemstore varmeforsyninger har
biomassekedler ved konverteringsprojekter længe været adgangsbilletten til lavere varmepriser. Inden for de senere år er det
blevet suppleret med solvarmeanlæg, evt. i kombination med sæsonlagring. I de fleste tilfælde på
bekostning af naturgas som følge
af de høje afgifter på naturgas.
Gassens rolle bliver her i stigende grad det fleksible brændsel
til spids- og reservelast. Det udfordrer behovet for at opretholde
den tilstrækkelige efterspørgsel på
gas, der sikrer, at transmissionsog distributionsomkostningerne
holdes på et rimeligt niveau.
Det store billede
Den politiske ramme er, at gasforbruget i Danmark dels skal reduceres, dels løbende skal omlægges
til VE-gas.
Energistyrelsens analyse af
gasinfrastrukturen fra marts 2014
må p.t. betragtes som det bedste
bud på udviklingen i den kommende tid. Den matcher ret godt
billedet ude fra virkeligheden.
Figuren viser, at uanset hvilket
scenarium der lægges til grund,
forventes naturgasforbruget at
falde fra ca. 130 PJ i 2011 til et
niveau omkring 90 PJ i 2020. Det
svarer ca. til 4,5 PJ/år, eller omkring 100 mio. m3 naturgas/år.
Dette er ikke alene på forbrug
til kraftvarme, men hvis kraftvarmeværkernes ringe konkurrenceevne på elmarkedet fortsætter,
vil gasforbruget til kraftvarme
udgøre en ret stor del af reduktionen. Dertil kommer et faldende
gasforbrug til individuel opvarmning. I 2035 forventes gasforbruget at ligge i intervallet 60-80
PJ, hvoraf omkring halvdelen
udgøres af VE-gasser.
Med bortfaldet af FSA’en, som
ellers var tiltænkt rollen som det
redskab, der både skulle sikre
staten tilstrækkelig afgiftsprovenu og understøtte den grønne
omstilling, er der brug for udmeldinger om, hvilke afgifts- og
tilskudsmæssige redskaber der
skal træde i stedet.
Lige nu venter vi på resultaterne af afgifts- og tilskudsanalysen, der kommer som rosinen i
pølseenden af de mange analyser
efter energiforliget i 2012. Analysens konklusioner og eventuelle
anbefalinger bliver yderst interessante for hele energisektoren.
Direkte politiske tiltag
Ventetiden på afgifts- og tilskudsanalysen har dog ikke holdt
politikerne fra at indgå aftale om
barmarksværker.
Med yderligere 50 værkers
mulighed for at etablere 1 MW
biomassekedel skubbes til det
generelle fald i gasforbruget.
I det store billede har det dog
begrænset betydning. Dels fordi
en række af de 50 værker næppe
vil realisere muligheden, dels
fordi de trods alt anvender en
relativt lille volumen naturgas.
Tendenser i retning af at
fastholde naturgasforbrug
Der er dog også forhold, der trækker i retning af, at naturgas fastholdes som brændsel og måske
sågar kortsigtet forøges.
Bortfaldet af forsyningssikkerhedsafgiften (FSA) pr. 1. januar
2015 har normaliseret gassens
relative konkurrenceevne over for
biobrændsler, der aldrig nåede at
få pålagt FSA’en i 2013. Alt andet
lige vil det skabe mulighed for
øget kraftvarmedrift. I kombina-
tion med de for tiden ganske lave
gaspriser i både spot- og terminsmarkederne er der basis for, at
kurven med faldende kraftvarmedrift måske kan vendes.
”
I mangel af afklaring
kan kraftvarmeværker
tvinges til at træffe kortsigtede beslutninger om
at nedlægge deres
motoranlæg.
Med de stærkt stigende mængder fluktuerende el fra vindmøller og solceller er der udsigt til
stigende behov for fleksibel elproduktionskapacitet for at kunne
balancere elnettet. De decentrale
kraftvarmeværker sidder her med
et væsentligt redskab, og hvis det
udnyttes, vil det kunne lægge en
bund under efterspørgslen på gas,
uanset om den er fossil eller grøn.
Modellen, der skal afløse
grundbeløbet, mangler dog
fortsat. Det efterlader mange
decentrale kraftvarmeværker i et
uholdbart beslutningsvakuum.
I mangel af afklaring kan kraftvarmeværker tvinges til at træffe
kortsigtede beslutninger om at
nedlægge deres motoranlæg,
fx når det skal gennem hovedeftersyn, og i stedet investere i
yderligere kedelkapacitet med
et samlet tab af fleksibilitet som
konsekvens.
VE-gas, flytter det noget?
Gassektorens rolle i omstillingen
består i høj grad af omstillingen
Illustrationer fra Energistyrelsens gasinfrastrukturanalyse
til VE-gas, dvs. på kort og mellemlang sigt biogas.
Hovedparten af de biogasprojekter, der realiseres nu, baseres
på opgradering til gasnettet.
Inden for et års tid vil alene NGF
Nature Energy levere ca. 50 mio.
m3 metan ind på gasnettet.
Selvom de øvrige aktørers
mængder regnes med, er der
samlet set tale om relativt små
mængder. Omfanget bør dog ikke
forklejnes, da viljen til at omstille
denne vigtige del af energisystemet baner vejen for kommende
investeringer.
En af udfordringerne bliver
at sikre, at VE-gasserne i nettet
finder anvendelse som højværdiprodukt, hvilket umiddelbart
kan være til kraftvarme, transport
og procesindustri. Her spiller de
kommende rammevilkår en altafgørende rolle.
Tænk strategisk
Store summer investeret i eksempelvis kedelkapacitet til biomasse
kan i nær fremtid møde en virkelighed, hvor biomassebaseret
varme som følge af øget afgiftsbelastning ikke længere er konkurrencedygtig.
Læg dertil usikkerhed på pris-
udviklingen på biomasse, som
gennem de sidste 10 år har haft
en jævnt stigende tendens.
Til de gasbaserede varmeforsyninger skal der derfor lyde en
opfordring til at se det fremtidige
miks af produktionsteknologier
og brændsler i et strategisk lys og
ikke alene investere i biomassekedler, fordi det historisk har været garant for lavere varmepriser.
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
13
K r a f t v a r m e
Dansk minikraftvarme boomer i Europa
Men det danske marked er fortsat sløvt, bl.a. på grund af bureaukratiske
regler, fortæller EC Powers salgschef Martin Frydenlund.
En effektiv udnyttelse af energien
gør det i mange tilfælde økonomisk attraktivt for lidt større forbrugere af el og varme at anskaffe
et anlæg, hvor de selv kan producere begge dele, baseret på enten
naturgas eller LPG.
Den erkendelse er grundlaget
for en gedigen eksportsucces for
det danske firma EC Power i Hinnerup vest for Århus – især til det
tyske marked, der nu aftager ca.
85 % af firmaets produktion.
EC Power blev grundlagt i
1996 af danske ingeniører og er
nu én af de førende producenter
af små kraftvarmeanlæg i Europa
i ydelsesklassen fra 3 til 80 kWel.
Det omfatter anlæg i fire størrelser, på henholdsvis 6, 9, 15 og
20 kWel – alle er modulerende til
mindst 50 % dellast, og det er
muligt at bygge anlæggene sammen i en kaskadeløsning.
Kraftvarmeanlæggene fra EC
Power sælges i dag i mere end 20
europæiske lande, og firmaet er
repræsenteret i 13 lande i Europa
og i Canada.
”Tyskland har nogle langt
gunstigere vilkår for afregning af
evt. overskudsproduktion af el,
og derfor har det gennem mange
år været vores suverænt største
marked”, fortæller EC Powers
salgschef, Martin Frydenlund.
Svært at sælge i Danmark
Ifølge Martin Frydenlund er det
fortsat svært at sælge anlæggene
i Danmark, bl.a. på grund af både
afgiftsregler og bureaukratiske
afregningsregler.
14
Her ligger salget på 10-20
anlæg om året, hvilket er langt
under 1 % af det samlede salg og
faktisk udgør en faldende andel
som følge af den øgede eksport.
Umiddelbart er fordelene ellers indlysende, fordi EC Powers
anlæg udnytter energien meget
effektivt – op til 98 %. Og da
gasprisen inkl. afgifter hidtil har
ligget på ca. 0,70 kr./kW mod ca.
1,60 kr./kW for el, er der store besparelser at hente, hvis man selv
kan udnytte både el og varme.
Derfor har det også i flere
tilfælde med et forholdsvis stort
varmeforbrug været en fordel
at kombinere anlægget med en
eldrevet varmepumpe.
For offentlige virksomheder er
det – ligesom med solceller – et
krav, at de opretter et særskilt
selskab med eget CVR-nummer
for at kunne nettoafregne den
producerede el.
Allerød sparer 1,3 mio. kr. årligt
Alligevel er det lykkedes at sælge
anlæg til flere kommuner, bl.a.
Allerød Kommune.
Her leverede EC Power i 20132014 i alt 11 af sine XRGI-anlæg
til rådhuset og til fire af kommunens skoler, nemlig 6 stk. XRGI16
og 5 stk. XRGI 20 som underleverandør til NCC i forbindelse med
et ESCO-projekt.
Trods investeringen er besparelsen til at få øje på: Godt 1,3
mio. kr. årligt med en produktion
på 1.110.322 kWhel og 2.473.500
kWh varme. CO2-besparelsen er
opgjort til 397.400 kg/år.
Et tilsvarende projekt er i øjeblikket ved at blive gennemført
i Nærum. Andre oplagte kundesegmenter er private højskoler,
hoteller og kursuscentre samt
idrætshaller, der drives som selvejende institutioner.
Også ret små anlæg
Med introduktionen af Europas
hidtil mindste kraftvarmeanlæg
på 6 kWel i 2013 fik EC Power
åbnet op for endnu en del af
markedet, hvor det er økonomisk
attraktivt selv at producere.
Feldballe Hallen, som er en
mindre idrætshal med to omklædningsrum og et cafémiljø,
var den første til at få det nye
anlæg installeret.
Hallen skulle energioptimeres,
da den den 1 januar 2013 overgik
fra kommunal til privat. I den
forbindelse fik Feldballe Hallen
flere tilbud fra forskellige aktører.
EC Powers XRGI® 6 (6 kWel
anlæg) kombineret med en 7 kW
varmepumpe og LPG-gas viste
sig at være den bedste løsning og
blev klart foretrukket.
Det første år med 4.450 drifts
timer med en produktion på
17.097 kWhel og 34.290 kWhth
har således vist en besparelse på
60.100 kr.
Derimod er det sjældent interessant for virksomheder, hvor el
og/eller varme anvendes til procesformål, som er afgiftsfritaget.
Anerkendelser i Tyskland
I Danmark lider EC Power ifølge
Martin Frydelund fortsat under,
Som led i et ESCO-projekt har EC
Power leveret 11 minikraftvarmeanlæg til Allerød Kommune, herunder
til rådhuset og til fire af kommunens skoler.
at nogle af de første anlæg på
markedet, især fra konkurrenter,
var af for dårlig kvalitet. Disse
børnesygdomme er for længst
overstået.
I Tyskland har EC Powers anlæg fået meget anerkendelse for
deres kvalitet, bl.a. fra DVGW.
XRGI 15® er to gange udnævnt til månedens kraftvarmeanlæg af ”Bundesverband
Kraft-Wärme-Kopplung e.V”.
og af tidsskriftet ”Energie und
Management“, og i 2008 blev anlægget endda kåret til det bedste
i Tyskland. XRGI 20® har også
fået udmærkelsen ”Blauer Engel”
(tysk miljømærke).
Gasmotorerne til EC Powers
anlæg leveres af japanske Toyota.
Til de to mindste modeller er
motorerne specialbygget til EC
Power. EC Power har tidligere
også produceret anlæg med dieselmotorer, men de er nu opgivet.
De fleste anlæg sælges med en
serviceaftale og online-opkobling,
hvor EC Power kan følge og, om
nødvendigt, justere driften.
- forsyning i system
LÆS HER!
SonWin - sætter din naturgas i system
CHARLOTTENLUND - KOLDING
TLF +45 3990 9191
WWW.SONLINC.DK
15
Dansk Gas Forening
Gastekniske Dage
2015
12. - 13. maj 2015
Hotel LEGOLAND, Billund
Gastekniske Dage er en teknisk konference med udstilling, hvor der blandt andet
er indlæg om transportsektoren, kraftvarme og industri, grønne gasser, fremtidens installationer. Konferencen har ca. 170
deltagere, der kommer fra energiselskaber,
vvs-installatører, kommunale selskaber,
apparat- og komponentleverandører, skoler
mv.
Ud over 5 fælles indlæg vil der
være følgende linjer
•
•
•
•
•
•
•
Grøn omstilling
Fremtidens installationer
Kraftvarme og industri
Energibesparelser
Transportsektoren
Gastransmission
Gasmåling
Tilmelding senest 1. april 2015
16
Konference og udstilling
Udstillingen er flyttet fra DGF’s årsmøde/
Årets Gaskonference til Gastekniske Dage.
Udstillingen vil være i foyeren
og vil dermed danne et naturligt
samlingspunkt for deltagere og
indlægsholdere i pauserne.
Endvidere slutter dag 1 (12. maj)
med en netværkstime i udstillingen, hvor der vil blive serveret
drikkevarer.
Bliv set og støt op om DGF og Gastekniske Dage – book en stand på
vores hjemmeside eller kontakt
Jette Due Gudmandsen på mail;
[email protected] eller tlf. 21466256.
NYT i 2015
Udstilling
Sted: Hotel LEGOLAND
Gastekniske Dage 2015 vil igen i år
foregå på Hotel LEGOLAND
i unikke omgivelser med
topmoderne faciliteter.
Se det fulde program og tilmeld dig på www.gasteknik.dk (fra medio februar).
Vi tager forbehold for ændringer i programmet.
17
L P G
Dansk produktion af F-gas ventes fordoblet
DONG Energys olieterminal i Fredericia udvides for at kunne håndtere den
nye oliekvalitet, der kommer, når Hejre-feltet går i produktion i 2017.
I 2017 skal det nye Hejre-felt
i Nordsøen, som DONG Energy
udvikler sammen med partneren
Bayerngas, stå klar til produktion
efter en samlet investering på ca.
12 mia. kroner.
Det betyder ikke alene mere
olie og naturgas – ifølge DONG
omkring 15 mio. m3 olie, og
omkring 10 mia. m3 gas i projektets levetid – men også en meget
markant udvidelse af den danske
produktion af LPG (F-gas).
Hidtil er der i Danmark årligt
blevet produceret ca. 100.000
tons flydende gas (butan og
propan) på de to danske olieraffinaderier i Fredericia (Shell) og i
Kalundborg (Statoil).
Denne mængde ventes at blive
omtrent fordoblet, når DONG
Energy Exploration & Production
indleder produktionen af olie og
gas fra Hejre-feltet i den nordlige
del af Nordsøen.
Herfra har råolien nemlig en
lidt anden sammensætning end
den, vi kender fra de hidtidige felter i den danske del af Nordsøen,
nemlig en større andel af lette kulbrinter, hvoraf nogle kan udskilles
som propan og butan inden den
egentlige raffinering af råolien.
Udvidelse af råolieterminalen
Den nye oliekvalitet medfører, at
det er nødvendigt at ombygge og
udvide faciliteterne på DONG Oil
Pipes råoliterminal i Fredericia.
Som sådan er der ingen kapacitetsmæssige problemer forbundet
med tilslutningen af Hejre-feltet
til de eksisterende rørledninger i
18
den danske del af Nordsøen.
Men råolien fra Hejre-feltet forventes at have et større indhold
af lette kulbrinter sammenlignet
med råolien fra DUC’s felter.
Derfor bliver der i Fredericia
opført et nyt oliestabiliseringsanlæg til afgasning af de lettere
kulbrinter i råolien og et gasfraktioneringsanlæg til at separere de
kommercielt værdifulde gasarter,
propan og butan, fra de resterende lette kulbrinter.
Størstedelen af den større gasmængde fra Hejre-feltet vil blive
separeret fra på den nye Hejreplatform og sendt til land via de
eksisterende naturgasledninger.
Anlæg på land til 2 mia. kr.
Rørledningen fra Nordsøen og
olieterminalen i Fredericia ejes og
drives af DONG Energys datterselskab, DONG Oil Pipe A/S, der
nu investerer ca. 2 mia. kr. i udvidelsen af terminalen i Fredericia.
Faciliteterne tilsluttes Shells
LPG-rørledning (Liquefied Petroleum Gas) til udskibning af
flydende propan og butan fra
Shell Havneterminal. På havneterminalen etableres en ny LPGlastearm.
Alle nye anlægsenheder etableres inden for råolie- og havneterminalens egne områder og vil
overordnet bestå af følgende:
• Et afgasningsanlæg med to
parallelle anlæg, der afgasser
den forvarmede råolie under et
let overtryk
• Et gasfraktioneringsanlæg – bestående af bl.a. to stk. totrins-
kompressorer og tre fraktioneringstårne (destillationstårne)
til produktion af flydende
propan og butan
• Hot Oil Furnace (gasfyret ovn)
til produktion af energi til forvarmning af råolien og til levering af den nødvendige varme
til destillationsprocesserne i
gasfraktioneringsanlægget
• Støtteenheder til anlægget
• Lagertanke til flydende propan,
butan og offgas (tryktanke),
inklusive eksportfaciliteter
• En ny flare (flammetårn), der
kun vil blive benyttet i nødstilfælde, hvor der er behov for at
trykaflaste anlægget
• Nyt opgraderet kontrol- og sikkerhedssystem til anlægget på
terminalen
• Ny strømforsyning fra TREFOR
med to nye transformatorstationer (Egeskovvej og Ydre
Ringvej) samt ny opgraderet
forsyningscentral inde på selve
råolieterminalen
• Lastearm til LPG-læsning på
havneterminalen.
Skal stå klar inden nytår
Forberedelserne til udbygningen
i land startede for alvor i 2010,
hvor DONG Oil Pipe påbegyndte
udarbejdelsen af mere konkrete
planer for det nye anlæg.
Samtidigt startede det kommercielle arbejde, der resulterede i, at
der i januar 2013 kunne underskrives en endelig kontrakt med
entreprenøren CB&I (Chicago
Bridge & Iron), der er en førende
amerikansk ingeniørvirksomhed.
Som kæmpe luftskibe gled tankene igennem Fredericias gader. Transporterne udviklede sig til tilløbsstykker og
mange interesserede fulgte transporterne. Foto: Per Olesen.
Udvidelsen af råolieterminalen
startede i foråret 2013. Anlægget
skal stå klar ved udgangen af 2015.
”Hidtil er det gået stort set som
planlagt, og foreløbigt følger vi
tidsplanen”, fortæller den daglige
ansvarlige i DONG Oil Pipe A/S
for kontakten til Shell Raffinaderiet, Miklos Michaelsen.
Otte store gastanke på plads
Det var et imponerende syn,
da de otte store gastanke, som
skal anvendes til opbevaring af
gassen, skulle fragtes gennem
Fredericias snævre gader.
Hver centimeter på ruten var
målt op. Signalanlæg, skilte og
gadelys var pillet ned, og der var
udlagt køreplader. Nogle få træer
måtte fjernes og erstattes af nye.
I løbet af fire aftener fra den
28. juni til 1. juli 2014 blev de
otte tanke transporteret gennem
byen, og transporten tiltrak opmærksomhed fra myndigheder,
borgere og medier.
Da de enorme tanke nåede
frem til olieterminalen, blev de
løftet på plads af to tunge kraner
i en simultan løfteproces.
De otte store tanke er fremstillet af det belgiske firma G&G
International. Tankene er alle
På olieterminalen løftede to store kraner tankene på plads. Foto: DONG Energy.
38,5 meter lange, har en diameter på 8,5 meter, et volumen på
1.850 m3 og en vægt på hele 290
tons stykket. Samlet vil de otte
tanke kunne rumme 12.000 m3
flydende gas.
Tankene vil blive brugt til at
oplagre butan- og propangas inden afskibning samt midlertidig
opbevaring af ”off-gas” – det vil
sige gas, der ikke svarer til specifikationen for propan og butan.
Vækst og arbejdspladser
Udbygningen af råolieterminalen har skabt mellem 150 og 200
arbejdspladser under byggeriet og
ventes herefter at give omkring
20 permanente jobs i Fredericia,
primært smede og elektrikere.
Samlet betyder udbygningen af
Hejre-feltet ca. 500 nye, permanente arbejdspladser og vækst
generelt for følgeindustrien.
Den samlede direkte investering i udbygningen af Hejre-feltet
er på ca. 12 mia kr., inklusive
udbygningen af råolieterminalen
i Fredericia til knap 2 mia. kr.
DONG Energy er operatør af
feltet og står med en 60 % ejer
andel for 7,3 mia. kr. af investeringen. Bayerngas ejer de resterende 40 % af feltet.
19
B i o g a s
Af Bjørn K. Eliasen,
Dansk Gasteknisk Center a/s
Store udsving i biogasanlægs økonomi
Indtryk fra Foreningen for Danske Biogasanlæg økonomiseminar
Foreningen for Danske Biogasanlæg samlede ca. 130 deltagere
til sit årlige økonomiseminar
på Koldkærgaard lige uden for
Aarhus mandag den 8. december
2014.
Det faglige indhold i seminaret
spændte bredt, lige fra oplysninger om køers ”sengeforhold” (at
de gerne vil ligge i sand), over
økonomiuddrag fra enkelte biogasanlæg til Energinet.dk’s bud
på energiscenarier med biogas.
Aksel Buchholt, Foreningen for
Danske Biogasanlæg, bød velkommen til seminaret, hvorefter
der fulgte en række interessante
og informative indlæg, diskussion og erfaringsudveksling.
Bruno Sander Nielsen, Foreningen for Danske Biogasanlæg,
fortalte i sit indlæg, ”Rigets almindelige tilstand”, generelt om,
hvordan det står til med biogas,
dens forudsætninger og fremtid,
herunder hvad der vil gavne biogasudbygningen. I indlægget var
også uddrag fra Biogas Task Forcerapporten ”Biogas i Danmark –
Status, barrierer og perspektiver”.
Kurt Hjort-Gregersen, AgroTech, fortalte om sin analyse af
biogasanlægs driftsøkonomi, som
blandt andet viste store udsving
i de økonomiske faktorer blandt
biogasanlæggene, både anlæggene imellem og for de enkelte
anlæg.
Metanudslip fra biogasanlæg
Torben Kvist, Dansk Gasteknisk
Center, fortalte om DGC og Agrotechs ForskEL-projekt, ”Metan
20
emissioner fra biogasanlæg”.
Projektet har kortlagt metanlækager på et antal biogasanlæg
i form af både antal lækager og
mængden af lækket metan. Det
blev fortalt, at et mindre antal
lækager ofte stod for store dele
af udslippene, og at mange af
lækagerne ofte kunne repareres
forholdsvist enkelt og billigt.
På et enkelt anlæg gik omkring
10 % af produktionen tabt, men
ved reparation blev tabet reduceret til 1 %. Udbedring af lækagerne giver potentiale for øget
indtjening, da omkostningerne
til produktion er afholdt.
Til lækagesøgningen bruges
et specielt IR-kamera, der kan se
metan. AgroTech havde medbragt det benyttede kamera og
gav i pausen demonstration af og
mulighed for at se nærmere på
udstyret.
Gasselskabernes fokus på biogas
Hans Duus Jørgensen, NGF Nature
Energy, kom med
bud på, hvad et
naturgasselskab vil
med biogas.
Han fortalte, at
selvom naturgas
har mange fordele og er en oplagt
partner til vind i elsystemet, er
den politiske linje i Danmark, at
vi skal af med naturgassen.
Efter 2050 vil der stadig være
gas i nettet, men i stedet for
naturgas vil det være grøn gas.
Naturgasmarkedet er derfor ikke
et godt marked at befinde sig
i. Grøn gas skal ca. tyvedobles
inden 2050 og er således et godt
marked at være i.
NGF Nature Energy har derfor
besluttet at ændre deres virksomhed, så den i stigende grad bliver
en biogasvirksomhed.
Hans Duus Jørgensen forventede, at NGF Nature Energy ville
være den største enkeltaktør i
biogasbranchen fra 2015/2016.
Uddannelse og vidensdeling
Blandt de øvrige indlæg kan
nævnes:
• Peter Mamsen, LinkoGas, og
Karl Jørgen Nielsen, PlanEnergi, fortalte om udfordringer med sand fra kobåsene i
biogasanlæg.
• Rasmus Munch Sørensen,
Energinet.dk, kom med sit bud
på, hvordan biogassen skal
benyttes i det fremtidige energisystem.
• Jakob Lorenzen, Dansk Fagcenter for Biogas, fortalte om
centerets formål, om mulighederne for uddannelsestiltag
og vidensdeling til gavn for
biogasanlæg og deres driftsfolk.
• Karen Lübben, Vejle Kommune, fortalte om samarbejde
mellem affaldssektoren og
biogasbranchen og anslog, at
affaldssektoren kunne tilbyde
omkring 400.000 tons organisk
affald til biogas.
Præsentationerne fra seminaret kan findes på foreningen
for Danske Biogasanlægs hjemmeside, www.biogasdk.dk, under
arrangementer.
DONG køber sønderjysk biogas
ENVO Biogas Tønder A/S og
DONG Energy har den 28. januar
2015 indgået en 15-årig aftale
om, at DONG Energy aftager
den producerede bionaturgas fra
ENVO Biogas Tønder, når anlægget går i drift i 2016, oplyser de
to selskaber.
ENVO Biogas Tønder bliver
med en årlig biogasproduktion
på 68 mio. m3 biogas Danmarks
største biogasanlæg. Efter opgradering er resultatet 35 mio. m3
bionaturgas (metan) årligt. Dermed kan forbruget i ca. 24.000
naturgasopvarmede huse dækkes
af den producerede bionaturgas.
ENVO Biogas Tønder producerer og opgraderer biogassen,
mens DONG Energy afsætter
bionaturgassen til forbrugere tilknyttet det danske naturgasnet.
Markerer en vigtig milepæl
Bo Asmussen, adm. direktør i
ENVO Biogas Tønder, siger om
aftalen:
”Vi er meget glade for, at
endnu en milepæl er nået og for
den positive og konstruktive proces med DONG Energy og med
vores juridiske rådgiver Mette
Bindeballe. Med ENVO Biogas
Tønder, og efterfølgende ENVO
Biogas Aabenraa, etablerer vi to
af Danmarks smukkeste og mest
bæredygtige biogasanlæg”.
ENVO’s målsætning er at blive
en markant og aktiv spiller for at
fremme udviklingen af biogas,
både i Danmark og på det internationale marked.
”Med denne udvikling vil der
blive skabt mange nye danske
arbejdspladser i lokalområdet
over de næste par år. Der vil fra
ENVO være fokus på udvikling af
biogasanlæg for at øge effektiviteten og fremme udbygningen af
biogasanlæg i Danmark og på det
internationale marked”, siger Bo
Asmussen.
Supplement til vindmøllestrøm
Aftalen glæder også Lars Sprogøe
Bentzen, markedsdirektør for
Sales B2B DK i DONG Energy:
”DONG Energy har gennem
en årrække indgået flere end 130
klimapartnerskaber, og herigennem har vi kombineret vores
energirådgivning med levering
af certificeret vedvarende energi
fra vores havvindmølleparker.
ENVO er en ny og ambitiøs aktør
på det danske biogasmarked, og
produktionen fra ENVO Biogas
Tønder vil udgøre en betragtelig
del af den årlige danske biogasproduktion. Så med denne aftale
styrker vi vores bestræbelser på at
kunne levere grøn energi til vores
kunder. Bionaturgas gør det muligt for vores gaskunder at dække
deres fulde energibehov med
certificeret vedvarende energi”.
Supplerer tre egne anlæg
DONG Energy er foreløbigt det
eneste energiselskab i Danmark,
som producerer bionaturgas til
det danske naturgasnet. DONG
idriftsatte i 2011 Danmarks første
opgraderingsanlæg på Fredericia
Centralrenseanlæg, i 2014 blev
det næste anlæg idriftsat på Horsens Bioenergi, og primo 2016
starter produktionen fra DONG
Energys kommende opgraderingsanlæg på Linkogas a.m.b.a.
ENVO Biogas Aabenraa har i
december 2014 modtaget godkendt VVM fra Aabenraa Kommune. Dermed er der taget hul
på et tæt samarbejde med Aabenraa Kommune og entreprenøren
for byggeansøgningen. Samtidig
starter forhandlingerne for salget
af den producerede bionaturgas på ca. 68 mio. m3. Denne
mængde er ikke omfattet af den
aktuelle aftale.
Den samlede produktion for
ENVO Biogas Tønder og ENVO
Biogas Aabenraa vil udgøre en
betragtelig andel af den årlige
danske biogasproduktion. Hvert
anlæg vil komme til at producere ca. 1,3 PJ årligt og for begge
anlæg vil den årlig produktion
udgøre 2,6 PJ.
Til sammenligning er den eksisterende samlede biogasproduktion i Danmark ca. 4,3 PJ.
Halm kan fordoble biogasudbytte
Halmbriketter er ved at blive en handelsvare, som kan omsættes til biogas
uden problemer. Flere demoprojekter
har vist, at biogasproduktion kan
fordobles med halm, og at et briketteringsanlæg kan dimensioneres til en
stor halmproducent eller et biogasanlæg, skriver Inbiom.dk.
Der vil fremover være et stigende
behov for bæredygtige råvarer til
energiproduktion, og halm vil derfor
være den vigtigste ressource. Hvor
der er en stor svineproduktion med
meget gylle, er der også typisk et
halmoverskud. Halm har dog hidtil
ikke været ligetil at bruge i biogas, da
halm er vanskeligt at opløse i gyllen
og har tendens til at danne flydelag i
reaktoren. Men med brikettering ændres halmens egenskaber, og dermed
kan de to restprodukter kombineres
effektivt og give bæredygtig biogas.
Biogas af madaffald fra Riget
Virksomheden Bio Trans Nordic har
udviklet et system til opsamling af
madaffald og efterfølgende transport
til et biogasanlæg. Efter gode erfaringer det seneste år med afhentning
af madaffald fra Odense Universitets Hospital og levering til Fangel
Biogas skal systemet nu installeres
på Rigshospitalet i København og
affaldet leveres til Hashøj Biogas,
skriver nyhedsbrevet Energy Supply.
Systemet består af en affaldskværn og
et rørsystem, der er forbundet til en
lukket opsamlingstank, hvor madaffaldet kan opbevares under hygiejniske forhold, indtil tanken er fyldt.
Efter afgasning i biogasanlægget kan
restproduktet spredes på markerne
som et gødningsprodukt.
Økologisk biogasanlæg i Brande
Det er så godt som sikkert, at byrådet
i Ikast-Brande Kommune vil godkende planerne for et økologisk biogasanlæg øst for Brande, skriver Herning
Folkeblad. Gartneriet Axel Månsson
A/S står bag planerne om at opføre
det økologiske biogasanlæg, der skal
baseres på gødning fra Axel Månssons 81.000 økohøns, grøntaffald fra
markproduktionen og gødning fra
landbrug i området. Det forventes at
være i drift sommeren 2016.
21
G a s f o r s y n i n g
Af Hans-Åge Nielsen, chefkonsulent, og
Adam Elbæk, gaslagerchef, Energinet.dk
Nye tider for de danske gaslagre
Samdriftsfordele betyder, at det danske gassystem bliver stærkere af,
at ejerskabet til begge de to danske gaslagre nu er samlet under staten.
I slutningen af oktober 2014 indgik Energinet.dk efter en længere
proces endelig aftale med DONG
Energy om at købe gaslageret i
Stenlille.
Frem mod årsskiftet blev de
nødvendige godkendelser til
købet fra energi- og konkurrencemyndigheder givet, og Energinet.
dk overtog formelt nøglerne til
og driften af anlægget per 31. december 2014. Med handlen åbnes
dermed et nyt kapitel i historien
om de to danske naturgaslagre,
hvor ejerskabet til begge anlæg
igen samles på én hånd.
Energinet.dk købte i 2007
det første danske gaslager i Lille
Torup, der før da ligeledes var ejet
af DONG Energy. Handlen i 2007
blev gennemført med henblik på
at øge konkurrencen på gaslagermarkedet i Danmark og Sverige,
og de to operatører har udlevet
konkurrencen med hinanden i
perioden indtil nu.
Ændret markedssituation
Markedssituationen har imidlertid ændret sig fundamentalt i
perioden, og i dag er det særligt
konkurrencen fra andre nordvest
europæiske gaslagre, forwardmarkeder og øvrige fleksibilitetsleverandører syd for grænsen mod
Tyskland, der sætter prisen for
fleksibilitet – også i det danske
marked.
Det skyldes særligt den forstærkede fysiske kobling af det danske gassystem mod syd. Men det
skyldes også, at der er en stadigt
stigende modenhed i det danske
22
gasmarked, som har øget kundernes lyst til og mod på at handle
fleksibilitet andre steder end hos de
danske gaslagre, når markedet vurderede, at disse var blevet for dyre.
Så udviklingen for de danske
gaslagre er en historie om et
monopol, der blev til et duopol,
der blev til et broget og komplekst konkurrencebillede med
sammensmeltningen med de
store gasmarkeder i Tyskland og
Holland. Konkurrencen har aldrig
været hårdere og priserne aldrig
lavere i de danske gaslagre end
efter koblingen mod syd.
Med købet af Stenlille sikrer
Energinet.dk, at de danske gaslagre fortsat vil kunne skabe værdi
i det danske gassystem og dermed
for det danske samfund på både
kort og langt sigt, selv i et hårdt
konkurrencepræget marked og
med en energisektor i omstilling.
Samdrift og forsyningssikkerhed
Afgørende for Energinet.dk’s
beslutning om at købe Stenlille
Gaslager har været, at de to anlæg i teknisk samdrift understøtter hinanden vældig godt.
Det har ikke været muligt i
fuldt omfang at udnytte disse tekniske samdriftsfordele, så længe
anlæggene var ejet af to forskellige parter. Det danske gassystem bliver derfor stærkere af, at
ejerskabet til begge de to danske
gaslagre nu samles under ét.
De to danske gaslagre er, set på
overfladen, ikke særlig forskellige,
men der er meget stor forskel på
undergrunden, hvori gassen lagres.
I Lille Torup ligger gassen i 7
kaverner (hulrum), der er kunstigt bygget i en salthorst i 10001500 meters dybde.
I Stenlille derimod lagres gassen i en naturligt forekommende
vandfyldt sandstensformation,
kaldet en akvifær, også i omtrent
1500 meters dybde. Disse forhold
giver de to anlæg vidt forskellige
driftstekniske karakteristika, og
de to anlæg har hver deres styrker
på forskellige områder.
En tæt koordineret samdrift af
de to anlæg kan derfor sikre en
samlet bedre performance af anlæggene med endnu højere leverancesikkerhed, der er gaslagerets
ubetinget vigtigste egenskab.
Den primære gevinst kommer i
udtrækssæsonen, hvor Stenlille i
højere omfang kan drives som et
grundlastsæsonlager, mens Lille
Torup tilsvarende i højere grad
kan tage udsvingene i spidslast.
Den stabile drift af anlægget
under udtræk reducerer risikoen
Stenlille Gaslager
Stenlille består af et overfladeanlæg med en kapacitet ind og
ud på hhv. 200.000 Nm3/h og
550.000 Nm3/h. Volumenkapaciteten er på 575 mio. Nm3
arbejdsgas; den gas, der kan
trækkes ud i løbet af en sæson.
Der er i undergrunden ca. 1 mia.
Nm3 cushiongas, som skal ligge
som en ”pude” mellem arbejdsgas og vandet i akvifæren. Gassen injiceres og produceres fra
14 brønde i 4 zoner i akvifæren.
Stenlille Gaslager
for at brøndene i Stenlille ”drukner”. Brøndene i Lille Torup har
ikke samme problem og tåler
derfor spidslastdriften langt
bedre. Noget tilsvarende gør sig i
et vist omfang gældende i injektion, blot med omvendt fortegn,
og derved bliver kapaciteten fra
lagrene samlet mere sikker, til
gavn for kunder og den generelle
danske forsyningssikkerhed.
Gaslagrene og
den grønne omstilling
Den grønne omstilling har været
det store tema i energisektoren i
en årrække, og det vil fortsætte.
Omstillingen af den danske
energisektor har en bred politisk
forankring, men prisen, fx i form
af PSO-afgiften, har fået en større
fokus de senere år.
Sådan sælges
lagerkapaciteten
Lagerkapacitet sælges til aktørerne på gasmarkedet og anvendes til daglig balancering,
sæsonvariationer, trading samt
til at sikre forsyningssikkerheden i en nødsituation.
Kapaciteten sælges både
som årskapaciteter og som
korte produkter med løbetid
ned til en time. Prisen sættes i
en forhandling mellem lagerkunde og lagerselskabet.
Energisektoren har traditionelt
bidraget med meget store indtægter til den offentlige velfærd, og
der er ingen grund til at tro, at
det ikke fortsat vil blive forventet
politisk af sektoren. Det betyder,
at der skal være fokus på effektive
løsninger, så omstillingen bliver
til at betale.
Den traditionelle kobling mellem el- og gassystemerne har haft
de gasfyrede kraftværker i en central rolle. Den forretningsmodel
er de senere år kommet voldsomt
under pres, blandt andet som
følge af konkurrencen fra billigt
kul og fra diverse subsidierede
VE-former.
Fremtidige udfordringer
Genetablering af koblingen til
elsystemet er en kritisk faktor for
den fremtidige udvikling af gassystemet.
Selv i tilfælde af, at der på et
tidspunkt i fremtiden igen skulle
komme økonomi i gaskraften, så
virker det sandsynligt, at denne
kobling vil skulle suppleres med
nye og endnu ikke anerkendte
forretningsmodeller, hvor overskuds-el fx bliver omformet til
brint i stor skala og derpå lagret
og anvendt i processer, hvor det
skaber værdi.
På den lange bane vil der
i fremtidens integrerede
energisystem fortsat være behov
for at lagre energi i stor skala fra
fluktuerende VE-former, og indtil
videre er gaslagrene fortsat en af
de få eksisterende teknologier,
der rent faktisk kan gøre det både
omkostningseffektivt og sikkert,
fx opbevaring af brint i meget
stor skala.
Det er en langsigtet udvikling
med mange usikkerhedsmomenter undervejs. Men med Energinet.dk, og dermed staten, som
ejer af gaslagrene sikres, at kapaciteten er tilgængelig både nu
og undervejs i omstillingen til at
understøtte det nye energisystem,
som er under opbygning.
Europa venter forude
Forbruget af naturgas i Danmark
vil skulle aftage gradvist over de
næste mange år for at muliggøre
den grønne omstilling. At den
udvikling allerede er begyndt, ses
tydeligt af forbrugsstatistikken i
det danske område de senere år.
Men der vil fortsat være
kunder i det danske gassystem i
mange år endnu, og de har naturligvis et fortsat og uændret behov
for den forsyningssikkerhed, der
ligger i at have to teknisk uafhængige gaslageranlæg, som leverer energien på en kold vinterdag
eller i en krisesituation.
Det danske gassystem er designet med den redundans for øje,
uanset om der er færre eller flere
kunder i systemet.
Udvidelsen af rørforbindelsen mod Tyskland i 2013 og
>>>
23
G a s f o r s y n i n g
Lille Torup Gaslager
Foto: Ole Christiansen
Nye tider for
de danske
gaslagre ...
det deraf følgende prispres har
ramt de danske gaslagre hårdt
på indtjeningen. Til gengæld gør
den stadig lettere adgang til udlandet gennem gassystemerne det
relevant for de danske gaslagre
også at servicere kunder udenfor
Danmarks grænser.
Sverige, der ikke selv har la-
Skal klare sig
i konkurrencen
De to danske gaslagre er nu
ejet af det 100 % statsejede
Energinet.dk, der som sin
hovedaktivitet driver el- og
gastransmissionsforretning
under såkaldte hvile-i-sig-selvvilkår – det vil sige uden profit
for øje.
Gaslagrene er dog og vil
fortsat være konkurrenceudsat
virksomhed og kan som sådan
både tjene og tabe penge uafhængigt af ejerens reguleringsmæssige rammevilkår.
gerkapacitet i væsentlig grad, har
altid udgjort et vigtigt marked,
men også kunder, der er aktive i
de store nordvesteuropæiske markedszoner, som NCG, Gaspool og
TTF, viser stadig større interesse
for de danske gaslagre.
Effektive anlæg
Energinet.dk vurderer, at de
to danske gaslageranlæg i en
europæisk sammenhæng ligger
særdeles godt til i forhold til effektivitet, performance og tekniske
karakteristika, det vil sige forhold,
der samlet udtrykker anlæggenes
konkurrenceevne sammenlignet
med tilsvarende anlæg i blandt
andet Nordtyskland.
Dertil kommer, at landene
omkring Danmark har valgt andre politiske mål for den grønne
omstilling, og der er en forvent-
ning om, at anvendelsen af gassystemerne vil stige over tid, ikke
falde. Det er blandt andet, fordi
gassystemet ses som en god partner til den øgede VE-produktion
fra sol og vind. Derfor tror Energinet.dk på, at priserne på markedet med en vis sandsynlighed vil
rette sig over de næste 10-15 år.
Ét dansk lagerselskab
Samdriften af de to gaslagre
forventes at træde i fuld effekt
i forbindelse med starten på
det nye lagerår fra 1. maj 2015.
Det betyder, at kunderne
herfra kun skal købe kapacitet
i ét lagerselskab, hvor kontrakter så understøttes fysisk
af to lagre og dermed giver en
højere sikkerhed og samlet set
bedre egenskaber.
GASDETEKTOR PS200
DIN LIVLINE
- 1-knaps styring
- Hørlig, synlig og
vibrationsalarm
- LEL/O2/CO/H2S
- Løftehøjde 30 mtr.
- Fuldt certificeret
Hejreskovvej 24B
3490 Kvistgård
24
Mail: [email protected]
Homepage: www.cobalch.com
B r i n t
Forsøgsanlæg skal fremstille brint med PEM-celler
Energinet.dk har bevilget godt 28
mio. kr. fra ForskEl-programmet
til projektet ”Power2Hydrogen”,
der skal ledes af videnscentret
Cemtec i Hobro.
Projektet omfatter et storskalaforsøgsanlæg i erhvervsområdet
i Hobro Syd med demonstration
af et PEM-elektrolyseanlæg til
produktion af brint til procesindustrien og transportformål.
På anlægget vil man demonstrere løsninger på to store udfordringer i omstillingen af energisystemet til 100 % vedvarerende
energi: Ustabilitet i elsystemet
som følge af en stigende andel af
el fra vind og sol og udfordringen med at fremstille transportbrændstoffer, der kan tilfredsstille
både behovet for kørselskomfort
og bæredygtighed.
I marts 2012 indgik et bredt
flertal i Folketinget en energiaftale, der er blevet kaldt verdens
mest ambitiøse plan for omstilling til grøn, bæredygtig energi.
I 2020 skal halvdelen af Danmarks elforsyning komme fra
hovedsagelig vind, og i 2050
skal al energiforsyning, inklusive
transport, komme fra fossilfrie
energikilder.
CEMTEC er Air Liquide, NEAS,
EMD, AAU IET og AAU Plan.
”Kapacitet og teknologi vil
gøre forsøgsanlægget i Hobro til
det p.t. største og mest avancerede i Europa”.
Alternativet er dyrere
Energistyrelsen har i sommeren
2014 udarbejdet beregninger, der
viser, hvordan denne store omlægning kan finde sted, og hvad
det vil koste.
Energistyrelsens beregninger
viser, at det ikke bliver dyrere for
samfundet og borgerne at frigøre
sig fra afhængigheden af de fossile brændstoffer, idet alternativet til energiforliget ville betyde
massive investeringer i bl.a. nye
tidssvarende kulkraftanlæg.
”Lokalt produceret, bæredygtig energi vil derimod være en
vækstdriver, der vil skabe tusindvis af jobs”, fremhæver Cemtec i
sin præsentation af projektet.
Partnerne i projektet ud over
Del af nordjysk energiklynge
Cemtec fungerer som et fokuseret
erhvervsfremmeinitiativ i Mariagerfjord kommune og udgør
hjørnestenen i Hydrogen Valley,
som er kommunens satsning på
at udvikle en stærk energiklynge.
I starten ved indvielsen i 2002
var formålet for Cemtec at udleje
og vedligeholde bygningerne og
de tilhørende faciliteter, som var
medvirkende til at fremme de regionale erhvervsaktiviteter. Men
efter en god opstartsperiode med
stigende udvikling og interesse
begyndte Cemtec i 2005 også at
fungere som en projektskabende
og projektgennemførende aktør
indenfor kerneområdet brint- og
brændselsceller.
Fuldblodsbrintbil
til Holstebro
15. januar fik Holstebro Kommune overdraget kommunens første
”ægte” brintbil, der udelukkende
kører på brint som energikilde.
Holstebro er den anden kommune i landet med brintbiler.
Den ligner en helt almindelig ny bil og yder omtrent det
samme som en bil med dieselmotor. Men brændstoffet er ren
brint, motorlyden er væk, og fra
udstødningen kommer kun vand.
I forbindelse med et EU-støttet
udviklingsprojekt anskaffede
kommunen i 2011 tre små ombyggede elbiler, der også kan køre
på brint. Nu er testfasen med de
små hybridbiler ved vejs ende, og
Holstebro Kommune har modtaget sin første rigtige brintbil – en
Hyundai ix35 FCEV, verdens første serieproducerede brintbil – der
skal køre som tjenestebil i fire år.
Hyundai er længst fremme
med at skabe grundlag for brint
Formanden for Udvalget for Natur, Miljø og Klima i Holstebro Kommune,
Karsten Filsø, med den nye brintbil foran Holstebro Rådhus.
biler i Danmark, og i 2014 leverede firmaet 15 kommunale brintbiler til Københavns Kommune.
Nummer 16 ruller nu lydløst og
forureningsfrit rundt i Holstebro.
Og inden længe har også Vejle
Kommune og Aalborg Kommune
de brintdrevne køretøjer som en
del af bilparken, fortalte leve-
randørerne fra Hyundai ved den
officielle overrækkelse.
Det lokale energiselskab, Vestforsyning A/S, der også producerer brint, etablerede allerede
i 2011 en brinttankstation. Det
var Danmarks første station med
et tryk på 700 bar, der sikrer en
hurtig tankning på 3 minutter.
25
B i o n a t u r g a s
Biogas til transport eller til petrokemisk industri?
Store perspektiver i forsøgsanlæg i Lemvig med metanisering af
CO2-indholdet i biogas, mener DTU-professor.
Produktion af syntetiske brændstoffer er blot en af mange muligheder med den metanisering af
CO2-indholdet i biogas ved tilførsel af brint, som Århus Universitet
i øjeblikket gennemfører i samarbejde med Danmarks Tekniske
Universitet (DTU Mek) GreenHydrogen, Elplatek og Lemvig Biogas
som det såkaldte MeGa-stoRE
projekt på Lemvig Biogas.
Foreløbig er der tale om et lille
pilotanlæg, støttet af Energinet.
dk’s ForskEL-program med knap
4,7 mio. kr., men hvis teknologien slår an, vil det kunne løse
nogle af de store udfordringer
med at skaffe brændstof til transportsektoren og skabe balance i
energisystemet.
Anlægget er dimensioneret til
at producere 1 m3 ren metangas
i timen, men leverer reelt 0,8 m3
gas. Til gengæld har driften hidtil
været meget stabil, og det tegner
lovende for projektet.
Lemvig Biogas behandler årligt
omkring 284.000 tons organisk
materiale, inkl. gylle fra 75 lokale
landbrug, til fremstilling af ca.
10,5 mio. m3 biogas.
I øjeblikket omsættes biogassen
til el og varme i tre lokale kraftvarmeværker, men ifølge DTUprofessor Per Møller er det næppe
i længden den mest smarte måde
at anvende den ressource.
Brændstof til 9.000 biler
På et seminar i Lemvig 11. december, som deltagerne i projektet holdt i samarbejde med
Grøn Gas Erhvervsklynge, blev
26
de foreløbige resultater af demonstrationsprojektet præsenteret.
Her sagde Per Møller bl.a.:
”Ved at tilsætte brint kan CO2indholdet i biogassen omdannes
til ren metan og den samlede
metanproduktion dermed øges
med 50 %. Det kan omdannes til
10 mio. liter dieselolie, svarende
til 100.000 liter på hver gård ud
over deres eget forbrug. Mængden svarer til årsforbruget i 9.000
biler, der hver kører 20.000 km.
Metoden til fremstilling af
flydende brændstof fra gas har
været kendt siden 1925 som den
såkaldte Fischer-Tropisch metode.
Den blev anvendt til fremstilling af benzin og diesel fra kul i
Tyskland under 2. verdenskrig og
i Sydafrika under den internationale boykot af apartheid-regimet.
Senere har bl.a. Shell udviklet
metoden til anvendelse i store
kommercielle produktionsanlæg i
henholdsvis Malaysia og Qatar.
Også danske Haldor Topsøe er
involveret i projekter, der omdanner metan til flydende brændstof.
Bæredygtige plastmaterialer
Langt større værdi vil metanen
dog have for den petrokemiske
industri, mente Per Møller.
”Næsten al produktion hos
kemikoncernen BASF i Tyskland starter med metan, der skal
renses. Det behøver vi ikke med
den metan, vi fremstiller i vores
anlæg. Det er kemisk rent og har
derfor langt større værdi, fx til
at producere polyetylen”, sagde
professoren.
I forvejen er plastindustrien
det område, der skaber den
største værditilvækst af fossile
brændstoffer.
For at fremstille den brint, der
er brug for til metanisering af biogassen, kræves vindmøller med en
samlet kapacitet på 15 MW.
I forvejen er der en ganske
betydelig vindkraftproduktion i
området.
Inspiration fra rumfarten
På seminaret fortalte professor
Per Møller også, at det igangværende demonstrationsprojekt er
inspireret af den teknologi, som
den amerikanske rumfartsorganisation NASA anvender til at
producere vand, ilt og elektricitet
i rumfartøjer og på rumstationen.
Forskellen er blot, at i rummet
er metan (CH4) et affaldsprodukt,
som ledes ud i rummet.
Metoden blev opdaget helt
tilbage i år 1900 af den franske
kemiker Poul Sabatier, der i 1912
fik tildelt Nobelprisen i kemi.
Han fandt ud af, at man med
en katalysator kunne få brint til
at reagere med CO2, så der dannes metan og vand.
En forudsætning for, at processen kan lykkes, er at biogassen
– og dermed CO2-indholdet –
ikke indeholder svovlbrinte eller
andre urenheder. Derfor bliver
biogassen inden turen gennem
pilotanlægget renset, så indholdet af svovlbrinte reduceres fra
300 ppm til 5 pbm (parts per billion). Det er faktisk mindre, end
det er muligt at måle.
G a s h i s t o r i e
For 25 år siden
Pluk fra Gasteknik 4-1989
Uddrag fra lederen
Pilotanlægget til metanisering af CO2-indholdet i biogas er placeret i en container på Lemvig Biogas. Data fra produktionen lagres løbende på en server.
Hvordan med økonomien?
Et er, hvad der teknisk kan lade
sig gøre. Noget andet, hvad der
er økonomisk bæredygtigt.
Det har ifølge Asger Myken fra
DONG Energy ret lange udsigter.
Han henviste i sit indlæg til
EUDP-projektet ”Green Natural
Gas”, som hans kollega Aksel
Hauge Pedersen har været tovholder på, og som tidligere er
omtalt her i Gasteknik.
Heri konkluderes bl.a., at i
2030 vil SOEC-elektrolyse være
den billigste metode til fremstilling af brint. Alligevel forventes
det, at elprisen skal helt ned på
6 øre/kWh, for at metanisering
ved hjælp af brint er økonomisk
rentabelt.
Og så lav er prisen meget
sjældent. I 1. halvår af 2014 var
elprisen kun negativ i få timer.
Medvirkende til en vanskelig
økonomi er bl.a., at fremstilling af
metan ved tilsætning af brint ikke
betragtes som biogas og derfor
ikke er omfattet af støtteregler.
Det kan der selvølgelig laves
om på, men her er det værd
at notere, at støtten til biogasproduktion også er en støtte til
at reducere et affaldsproblem i
landbruget.
Biogas skal kunne gemmes
Henrik Rousing fra HMN Gashandel betegnede Energistyrelsens vindscenarium som udmærket, fordi gasselskaberne er
tiltænkt en væsentlig rolle med
lagring af vindenergi og backup
til en svingende elproduktion.
”Men det er et meget ambitiøst mål at erstatte naturgas med
biogas, og det er ikke holdbart,
at el, der produceres med biogas,
er garanteret en afregningspris
på 1150 kr./MWh, uanset om der
er behov for den. Biogassen skal
i stedet opgraderes og tilføres til
gasnettet, hvor der er mulighed
for at lagre den, indtil der er behov, sagde Henrik Rousing.
Han fik støtte fra Morten Gyllenborg, NGF Nature Energy, der
satser på selv at gå ind i produktionen af biogas som hovedaktionær i flere anlæg rundt i landet.
”Vi satser foreløbigt på at
strippe CO2-indholdet i biogassen, indtil det bliver kommercielt
bæredygtigt at udnytte den”,
sagde Morten Gyllenborg.
I øjeblikket er det danske gasforbrug ca. 140 PJ. Det forventes
at falde til 86 PJ i 2050, hvoraf
hovedparten vil være biogas og
VE-gas.
Efter energikrisen først i 70’erne
valgte Danmark at etablere en naturgasforsyning fra den danske del
af Nordsøen Det var en ret snæver
afgørelse. Vi kunne have valgt at lade
gassen sælge til Tyskland. – Det var
også en dyr afgørelse. Både investeringerne i Nordsøen og i det danske
gasnet er i tocifret milliardstørrelse.
Men det var en rigtig afgørelse.
Først og fremmest fordi der er mere
gas i Nordsøen, end vi troede i
70’erne. Både i de danske områder,
og da især i de norske. Vi kan regne
helt sikkert med at kunne forsyne
det danske marked i 40-50 år, så der
er mulighed for at få fuldt udbytte af
disse store investeringer. Det er værd
at huske, at når anlægsudgifterne
er betalt, er gas et billigt brændstof,
men på langt sigt er det måske endnu
vigtigere, at gassen er mere miljøvenlig end olie og kul.
Professor Morten Lange
Billigere nedlægning af gasrør
Naturgas Fyn er i øjeblikket i gangmed et forsøg, der skal gøre det
billigere at nedlægge gasrør. Den nye
metode går ud på, at man ved hjælp
af en ekstruder lægger et gennemsigtigt, beskyttende plasticlag omkring
rørledningen, i stedet for som hidtil
at lægge finkornet sand rundt om
gasledningen.
Den beskyttede gasledning er rullet
op omkring en stor spole, som kan
monteres på henholdsvis en kabelplov eller en stor kædegraver.
NGC’s nordiske idekonkurrence
Nordisk Gasteknisk Center udskrev
medio 1989 en konkurrence for at
generere nye ideer til naturgasrelaterede forskningsprojekter. Der indkom
34 forslag, og vinderpriserne blev
uddelt i Oslo 22.-23 januar. 1. prisen
på 50.000 kr. gik til et dansk projektforslag med titlen ”Inaktivering
af mikroflora i cerealier (korn, red.)
ved intensiv varmebehandling med
røggas fra gasbrændere”, stillet af
en forskergruppe ved Instituttet for
Bioteknologi, DTH.
27
B r a n c h e n y t
Tysk medejer af nordisk gasbørs
Med virkning fra 1. januar har både de
danske og tyske konkurrencemyndigheder godkendt, at det tyske European
Energy Exchange, EEX, overtager 50 %
af aktierne i den danske gasbørs, Gaspoint Nordic i Fredericia. Gasbørsen blev
oprindeligt etableret af Energinet.dk
sammen med den nordiske elbørs, Nord
Pool Spot. I 2012 købte Energinet.dk alle
aktier for at udvikle gasbørsen yderligere.
Det skete ved i maj 2014 at indlede et
samarbejde med European Commodity
Clearing (ejet af EEX) som clearingpartnerpå 24/7-basis.
Mærsk borer efter gas i Nordsøen
Maersk Oil indledte i starten af december boringen af efterforskningsbrønden
Xana i den danske del af Nordsøen, oplyser Norwegian Energy Company, Noreco,
ifølge Ritzau. Feltet ligger i nærheden af
gasfundet Svane og vurderes brutto at indeholde mellem 130 og 235 mio. tønder
olieækvivalenter, hovedsageligt i form af
gas. Det ventes at tage omkring 140 dage
at bore til den planlagte dybde på ca.
4.600 meter under havbunden.
Noreco er partner i licensen med en
ejerandel på 20,1 %. Maersk Oil er
operatør og ejer 42,6 % af licensen. De
øvrige ejere er DONG E&P med 27,3 %
og Danoil Exploration med 10 %. Ifølge
Noreco vurderes sandsynligheden for et
fund i brønden til omkring 27 %.
Klar til skifergasboring i Vendsyssel
Efter at Natur- og Miljøklagenævnet kort
før jul afviste en række klager fra bl.a.
Danmarks Naturfredningsforening og
Greenpeace er franske Total sammen
med Nordsøfonden nu klar til at indlede
Danmarks første efterforskningsboring
efter skifergas. Borepladsen på Ovnstrupvej i Dybvad i Vendsyssel er klar og
afventer kun, at boreriggen bliver færdig
med sit nuværende job i Frankrig.
Det ventes ifølge Henrik Nicolaisen,
seniorkoordinator i Total E&P Denmark,
at ske i begyndelsen af marts.
Boringen skal afklare, om skiferlagene
i undergrunden indeholder naturgas,
og om det overhovedet er muligt at
udvinde gassen. I så fald vil et realistisk
dansk scenarie være, at der etableres 1015 klynger med cirka 20 boringer i hver
eller omkring 250 boringer i alt, siger
Henrik Nicolaisen til energi.dk.
28
VVS’15 er fuldt booket
180 udstillere har meldt deres ankomst til årets store branchebegivenhed, VVS’15 i Odense Congress Center den 22.-24. april.
Det bliver den 12. udgave af
fagmessen, og de besøgende kan
se frem til at opleve alle facetter
af vvs-branchen samt se og høre
det nyeste omkring energirenovering og -optimering.
Den nyeste viden og de nyeste
produkter indenfor vvs-branchen
vil være i centrum i Odense Congress Centers fire udstillingshaller, hvor alle messestande nu er
booket. Arrangører og udstillere
glæder sig derfor til at byde velkommen til de mere end 8.000
gæster, der forventes at besøge
messen.
”Vi ser frem til at præsentere
den bedste vvs-messe til dato.
Med 180 udstillere kommer vi
rundt i alle hjørner af branchen,
og der er ingen tvivl om, at der
vil være rigtig meget inspiration
at hente i de mange nye tendenser og udviklinger, der sker inden
for branchen – især inden for
energioptimering”, siger projektchef Michael Helm.
Mange nye udstillere
Blandt de 180 udstillere er både
helt nye bekendtskaber og mange, der også i de tidligere udgaver
af VVS-messen har været med
til at bygge videre på de mange
kompetencer og færdigheder, der
i forvejen findes hos messegæsterne.
”Ud over de mange velkendte
ansigter glæder vi os over at kunne byde velkommen til 45 helt
nye udstillere, som vil bidrage
med produkter og yderligere
viden. Kun fagfolk har adgang
til messen, og det betyder, at alt
indhold på messen er på et højt
fagligt niveau for alle grupper af
besøgende”, siger Michael Helm.
Fokus på energi
Blandt de vigtigste emner i vvsbranchen er energirenovering og
energibesparelse, og det vil i år
være messens overordnede tema.
”Derfor gentager vi succesen
med Energiens Torv, da vi forventer, at endnu flere besøgende vil
lægge vejen forbi. På Energiens
Torv har udstillerne mulighed for
at præsentere små, faglige indlæg
omkring energirenovering og
energibesparelse og fremlægge
konkrete løsningsforslag, som
kan inspirere de besøgende til
implementering i de danske
hjem”, siger Michael Helm.
Der er gratis adgang for fagfolk
til messen, som arrangeres i samarbejde med den faglige organisation VELTEK. Derudover understøttes messen af en rådgivende
messekomité med repræsentanter
fra branchen.
100 DONG-ansatte fra Vejen til Skærbæk
DONG Energy vil fra efteråret
2015 lukke sit kontor i Vejen og
flytte de 100 ansatte til koncernens hovedsæde i Skærbæk.
Kontorerne på Skærbækværket
er blevet moderniseret, og her
samler man nu kompetencerne
for kraftværksdivisionen og fra
gasdivisionen i Vejen.
”Vi har en forpligtelse til at
sikre en effektiv udnyttelse af
vores kontorlokationer, og så skal
vi også holde øje med udgiftsniveauet og løbende tilpasse os,
hvis vi kan se, at der er penge at
spare ved at justere på antallet af
vores kontorbygninger. Men det
handler naturligvis ikke blot om
besparelser. Når vi justerer, er det
mindst lige så vigtigt, at vi samler kompetencerne hensigtsmæssigt”, siger Birthe Mary Jørgensen, director i DONG Energy til
nyhedsbrevet Energy Supply.
Kontoret i Vejen var hovedsæde for Naturgas Syd, som DONG
overtog i 1999, og som i 2006
blev en del af det nye DONG
Energy. Vejen-kontoret har primært betjent koncernens gaskunder i Syd- og Sønderjylland. Det
sættes til salg løbet af foråret.
B r a n c h e n y t
Nyt medlem af redaktionsudvalget
Søren Schmidt Thomsen, Key Account Manager hos NGF Nature
Energy, er nyt medlem af redaktionsudvalget for Gasteknik.
Han afløser Christian Kern
Kernel fra samme firma, som
har ønsket at hellige sig andre
opgaver, bl.a. som formand for
Fagudvalget for Gasanvendelse
og Installationer.
Den 42-årige Søren Schmidt
Thomsen har været ansat hos
NGF Nature Energy siden oktober
sidste år, hvor han kom fra en stilling som direktionskonsulent hos
Dansk Fjernvarme i Kolding. Her
han tidligere været afdelingsleder
for kommunikation og politisk
interessevaretagelse.
Søren Schmidt
Thomsen er oprindeligt student
fra Rødkilde Gymnasium i Vejle og
derefter uddannet
cand. silv. (forstkandidat) fra Den
Kgl. Veterinær- og Landbohøjskole i København.
De første knap to år var han
ansat som fuldmægtig ved
Fødevareøkonomisk Institut og
efterfølgende i godt ni år chefkonsulent og afdelingsleder i den
landbrugsfaglige organisation
Patriotisk Selskab i Odense.
Søren Schmidt Thomsen er gift
og bosat på Vestfyn.
Samarbejde om biomasse til VE-gas
Innovationsfonden har bevilget
17 mio. kr. til projektet SYNFERON, som skal sikre fremtidens
forsyning med VE-gas. DGC
deltager i det ambitiøse projekt
om fuld konvertering af 2. generations biomasse til biobrændsel,
herunder VE-gasser, som kan
tilsættes til naturgasnettet.
Syntesegas produceret ved
forgasning af fx halm eller træflis
skal omdannes til enten flydende
brændstof eller metan, før den
kan lagres eller tilsættes naturgasnettet.
De eksisterende omdannelsesprocesser er relativt dyre, og en
betydelig procentdel af energiindholdet i syntesegassen går
tabt. Det skal projektet SYNFERON (Optimised SYNgas FERmentatiON for biofuels production) finde en løsning på.
Forskningssamarbejdet skal
udvikle en ny teknologiplatform,
som optimerer hvert eneste led i
processen fra biomasse over syntesegas til flydende og gasformige
biobrændsler.
Den nye teknologiske platform
skal være med til at sikre den
bæredygtige omstilling lang tid
frem. ”I det fremtidige danske
energisystem med en overvejende andel vindenergi frem
mod 2050 vil der være behov for
lagring af store energimængder.
Vores teknologi er et supplement til vindenergien og gør
den indirekte lagring mulig”,
forklarer seniorprojektleder Niels
Bjarne Rasmussen fra Dansk Gasteknisk Center.
Læs mere om projektet og de
øvrige deltagere på
www.innovationsfonden.dk.
Gul Strøm indklager NGF Nature Energy
Energiselskabet Gul Strøm har
klaget til Energitilsynet over,
at det kommunalt ejede NGF
Nature Energy presser private
aktører ud det private gasmarked,
skriver Børsen.
Ifølge Gul Strøm betyder det,
at den private virksomhed i sidste ende må holde sig helt ude af
gasmarkedet.
Firmaet mener, at NGF Nature
Energy overtræder den såkaldte
kommunalfuldmagt, der betyder,
at et offentligt selskab ikke må
tage kommercielle risici uden
særlig tilladelse. Desuden mener
Gul Strøm, at NGF Nature Energy
har sat gasprisen for lavt, efter at
det i 2013 vandt forsyningspligten af naturgas i hele Danmark.
Ny CEO for DONG Energy E&P
Søren Gath Hansen træder tilbage som koncerndirektør og CEO for forretningsområdet
Exploration & Production. Han efterfølges
af den 52-årige amerikaner
David B. Cook, som har
bred international erfaring fra bl.a. BP og senest
kommer fra en stilling som
Executive Officer og Head of
Oil & Gas i Abu Dhabis nationale energiselskab, TAQA.
Søren Gath Hansen, der for nylig fyldte 60
år, fortsætter i DONG Energy som chef for
koncernens sikkerheds- og miljøaktiviteter
(QHSE). Han har arbejdet i DONG Energy
i mere end 30 år og har de seneste 12 år
stået i spidsen for opbygningen af DONG
Energys olie- og gasforretning til et stærkt
regionalt olie- og gasselskab, som i de sidste
6 år har fordoblet sin produktion.
Erfaren sekretariatschef for Klimarådet
Hun var centralt placeret under COP15 i
København og fulgte med Connie Hede
gaard som kabinetschef, da hun blev EUklimakommissær i Bruxelles. Nu bliver Eva
Jensen Klimarådets første sekretariatschef.
”Med ansættelsen af Eva Jensen har Klimarådet fået en sekretariatschef med den ideelle kombination af dyb klimafaglig viden
og omfattende praktisk erfaring fra arbejdet
med klimapolitiske problemstillinger både
herhjemme og internationalt. Eva Jensen
vil være et stort aktiv for Klimarådet, og
jeg glæder mig meget til samarbejdet med
hende”, fortæller Klimarådets formand,
professor Peter Birch Sørensen.
Klimarådet skal bidrage med uafhængig rådgivning til regeringen om omstillingen til et
lavemissionssamfund.
Talentstøtte til nordjysk biogasforsker
En yngre forsker, Simon Jon McIlroy, fra Institut for Kemi og Biovidenskab på Aalborg
Universitet har fået en bevilling til internationalt samarbejde og udlandsophold i
sit igangværende projekt om DNA-baseret
optimering af biogasanlæg, skriver energysupply.dk. Støtten kommer fra Det Frie
Forskningsråds Sapere Aude-talentprogram
”Omsætning af affaldsstoffer i biogasanlæg
er kompleks, og der sker en masse interaktioner mellem forskellige grupper af mikroorganismer. Det kræver en detaljeret viden
om disse mikrobielle samfund at kunne optimere anlæggene”, fortæller australskfødte
Simon Jon McIlroy til nyhedsbrevet.
29
N y t
f r a
I G U
Af Per Persson,
HMN Naturgas I/S
Godt forberedt til Verdensgaskonferencen
IGU’s Working Committee 5 (WOC5)
varetager fagområder med gasanvendelse til villa, erhverv, industri, proces,
kraftvarme, transportsektoren (køretøjer), gaskvaliteter og vedvarende energi
i samspil med ”grønne gasser”.
WOC5 har fokus på fagområderne
i form af nye teknologier for gasanvendelse og muligheder samt tendenser i forhold til slutbrugeren.
WOC5 er tillige tæt knyttet til
og deltager i Program Committee
F (PGC-F), som varetager projekter
under IGU-forskerkonferencer, hvor
den seneste blev afholdt i København i september 2014 – den såkaldte
IGRC2014. PGC-F har ansvaret for
programsætning af forskerkonferencer og skal eftersøge ny teknologi,
forskning og udvikling med det formål at fremme sikker, økonomisk og
miljøvenlig anvendelse af naturgas.
Den stigende anvendelse af naturgas på verdensplan er ikke alene
baseret på gassens ”grønne” kvaliteter, men også på de teknologiske
fremskridt, der giver mulighed for
mere effektiv, mere rentabel og mere
miljøvenlig anvendelse.
En lang række interessante projekter og faglige emner er udvalgt til at
blive præsenteret på Verdensgaskonferencen i Paris 1.-5. juni 2015.
Hvis du interesserer dig for gasanvendelse ved slutbrugere, energibesparelser, grønne gasser og vedvarende
energi samt de nye teknologiske
muligheder, som er på vej til slutbrugerne, kan jeg anbefale, at du deltager
i de følgende sessions/workshops. De
enkelte sessions/workshops gennemføres typisk med 3-4 korte foredrag og
en efterfølgende dialog.
Tirsdag 2. juni kl. 17:00 - 18:30
”Teknologiske og økonomiske aspekter
for ”el til gas” og opgradering af biogas
til naturgaskvalitet”
30
Der vil være dialog og erfaringsudveksling om mulighederne for produktion og opbevaring af brint. Opgradering (ikke produktion) af biogas
til naturgaskvalitet, injektionsmuligheder og tilhørende økonomi. Fokus
er teknologi, økonomi og miljø.
billede af NGV-markedet i verden og
dets potentiale, og dele oplysninger
om teknologier, udfordringer, offentlige politikker og bedste praksis.
Der vil være status på anvendelsen
af LNG, biometan, og H2/metanblandinger som brændsel.
Onsdag 3. juni kl. 08:30 - 10:00
”Gaskvaliteter – et stigende problem
med for store variationer”
Tidligere var gaskvaliteten stabil
(også i DK), men mulighederne for
gasforsyning fra biogasanlæg, importeret LNG, rørsystemer, som hænger
sammen i snart hele verden medfører, at variationer i gaskvaliteten er
betydelig. Det giver udfordringer for
producenterne af gasforbrugende udstyr, det kan give sikkerhedstekniske
problemstillinger hos slutbrugerne,
gasmålesystemer udfordres, etc. Der
bliver mundtlige præsentationer og
god tid til dialog.
Torsdag 4. juni kl. 17:00 - 18:30
”Opvarmning og elproduktionsteknologier i boliger og mindre erhvervs-, industriog procesanlæg”
Status for udvikling og anvendelse
af de innovative gasteknologier som
gasvarmepumper, mikrokraftvarmeanlæg og brændselsceller samt tilslutningssystemer til nettet. Hvordan
kan disse teknologier sammen med
den konventionelle kondenserende
gaskedel bidrage til en mere effektiv
udnyttelse af naturgas?
Onsdag 3. juni kl. 15:15 - 16:45
”Intelligente og kooperative netværk
mellem gas- og elsystemer”
Hvordan kan intelligente og kooperative netværk bidrage effektivt til
miljøvenlig og omkostningseffektiv
energi? Hvad er de kommercielle
fordele ved, at gas og elektricitet
kombineres? Hvordan skaber vi
værdi fra informations- og kommunikationsteknologi via dataanalyse
i integrerede energisystemer? Skal
vi omlægge de organisatoriske og
tekniske processer for at være klar til
datadrevet virksomhed?
Onsdag 3. juni kl. 17:00 - 18:30
”Naturgasbiler = Bæredygtig vej mod en
ren planet”
Hvordan biler på naturgas (NGV)
kan bidrage til at fremskynde etableringen af bæredygtige transportsystemer. Sessionen vil vise det samlede
Fredag 5. juni kl. 08:30 - 10:00
”Naturgas er det førende brændstof for
effektiv vækst i industrien!”
Analyser og effektiv anvendelse
af gas i industrisektoren bidrager til
øget vækst. Der vil være fokus på
den seneste udvikling for teknologi,
økonomi og lovgivning. Erfaringer
om energieffektivitet ”powered by
natural gas”, ”best practice” for
brændselsomlægning og nye tendenser i gas til el-teknologier.
Danmark skal være til stede i IGUarbejdet, vi skal være engagerede,
vi skal dele og hjemtage viden og
gennemføre erfaringsudveksling.
Værdien ved, at flere af verdens
største energiselskaber opfordrer os
til at organisere fx BlueCorridor2013
og IGRC2014 kan være stor, fordi
Danmark er velkendt, anerkendt og
respekteret for en energipolitik og et
engagement, som placerer Danmark
øverst på listen over interessante
samarbejdspartnere.
Se mere på www.wgc2015.org.
D a n s k
G a s
Bestyrelse
Gastekniske Dage
Fødselsdage
Formand:
Peter A. Hodal
Energinet.dk
Tlf.: 7010 2244
[email protected]
Projektleder:
Michael Larsen
Tlf.: 2913 3746
[email protected]
50 år
Sekretær:
Jette Due Gudmandsen
Tlf.: 2146 6256
Forslag eller ideer til andre faglige
arrangementer er velkomne.
Kontakt Jette Due Gudmandsen
Tlf.: 2146 6256
[email protected]
Næstformand:
Flemming Jensen
DONG Energy
Øvrige medlemmer:
Ole Albæk Pedersen
HMN Gassalg A/S
Anders Zeeberg
Vaillant A/S
Henrik Rosenberg
Mogens Balslev A/S
Per Langkilde
Gastech-Energi A/S
Henrik Andersen
Aalborg Forsyning
Hans Henrik Dahl Andersen
NGF Nature Energy
Sekretariat
c/o Dansk Gasteknisk Center a/s
Kommende konferencer
11. marts 2015
Søren Balle Rasmussen
Energinet.dk
Tinevej 14
3060 Espergærde
17. marts 2015
Jesper Rosleff
EG Utility A/S
Jupitervej 19
8370 Hadsten
60 år
20. februar 2015
Henrik Bertelsen
evu
Johan Wilmannsvej 33, 2. th.
2800 Lyngby
ISH-messen
10.-14. marts 2015
Frankfurt a.M.
VVS’15
22.-24. april 2015
Odense Congress Center
21. februar 2015
Carsten Pedersen
HOFOR
Dådyrvænget 409
2980 Kokkedal
Gastekniske Dage
12.-13. maj 2015
Hotel Legoland, Billund
04. marts 2015
Leif Frandsen
Almevej 5A,
2900 Hellerup
IGU World Gas Conference
1.-5. juni 2015, Paris
www.wgc2015.org
Årets Gaskonference 2015
12. november 2015
Hotel Scandic, Sydhavnen
København
65 år
25. marts 2015
Erik Jensen
Balslev Rådg. Ingeniører A/S
Dalen 15 2860 Søborg
DGF på internettet
Dr. Neergaards Vej 5B
2970 Hørsholm
Tlf.: 2016 9600
[email protected]
www.gasteknik.dk
• Ansøgning om medlemskab
• Tilmelding til konferencer
• Links til gasbranchen
• Tidligere udgaver af Gasteknik
Kasserer
Nye medlemmer
Mette Johansen
Tlf.: 2146 9759
[email protected]
F o r e n i n g
Alle runde fødselsdage for foreningens
medlemmer bringes i Gasteknik, baseret på
oplysninger i foreningens medlemskartotek.
Jan Sommerstær
Driftsleder
NGF Nature Energy
Overmarken 14, 6670 Holsted
Gasteknik
Redaktionsudvalget
Jan K. Jensen, DGC, formand
Bjarne Nyborg Larsen, Qgas.dk
Arne Hosbond, Sikkerhedsstyrelsen
Asger Myken, DONG Energy
Christian M. Andersen, Energinet.dk
Finn C. Jacobsen, DONG Energy
Carsten Cederqvist, Max Weishaupt
Carsten Rudmose, HMN Naturgas
Michael Westergaard, Gastech-Energi
Søren S. Thomsen, NGF Nature Energy
Per Nielsen, Primagaz
Redaktion og layout
Jens Utoft, redaktør
Profi Kommunikation
Åstien 3, 7800 Skive
Tlf.: 4046 8666
[email protected]
Abonnement
Pris: kr. 330,- pr. år inkl. moms
Henvendelse til sekretariatet:
[email protected] • tlf.: 2035 0228
Annoncesalg
Rosendahls Mediaservice
Heidi B. Laurberg,
tlf. 7610 1164
[email protected]
Distribution: Post Danmark
Tryk: Rosendahls, Esbjerg
Oplag: Distribueret 3.550
ISSN 0106-4355
Udgives 6 gange årligt:
Ca. 8/2 - 1/4 - 8/6 - 10/9 1/11 og 15/12
Næste nr. af Gasteknik
Udkommer i uge 6 - 2015
Materiale til næste nr.
sendes på mail til
[email protected]
inden mandag den
9. marts 2015.
31
unikke løsninger
løsninger
unikke
Landsdækkende 24 timers service året rundt
Mød os på
and AF 6540
Landsdækkende
24 timers service Ståret
rundt
Weishaupt Thermo Condens
vArMepuMper
Det sikre valg af kondenserende gaskedel med SCOT-regulering som standard
De kondenserende gaskedler fra Weishaupt har SCOT-regulering som standard. Det
er en unik og patenteret regulering med en række fordele:
Weishaupt Thermo condens
Det
Automatisk regulering ved
variationer i:
• Gassammensætning
• Forbrændingslufttemperatur
valg af kondenserende
•sikre
Luftfugtighed
• Barometerstand
gaskedel med SCOT-regulering som standard
Som betyder:
De kondenserende
gaskedler fra Weishaupt har SCOT-regulering som
• Høj virkningsgrad
standard.
• Optimal forbrænding
Strålingsbrænder
af Fecralloy
SolvArMe
Automatisk regulering ved
variationer i:
• Gassammensætning
• Forbrændingslufttemperatur
1
• Luftfugtighed
2
• Barometerstand
med en række fordele:
1
2
Omdrejningsreguleret
blæser
Max Weishaupt A/S
Luft
Gasarmatur
4
3
SCOT-regulering
Gas
GASkedler
SCOT-elektrode
3
Som betyder:
• Høj virkningsgrad
• Optimal forbrænding
4
• Minimalt udslip af CO, NOx og
CxHy
• Sikkerhed mod aftræksfejl og for
korrekt lufttilførsel
Lundstrøm & Partners
[email protected] • www.weishaupt.dk
Erhvervsvej 10 • Glostrup
Silkeborg
Haderslev
varierende
gaskvalitet Aalborg
er ikke et problem
for
en kedelNæstved
med
Tlf: 43276300
Tlf: 98156911 Tlf: 86810500 Tlf: 74522117 Tlf: 55750215
ScoT-regulering
Odense
Tlf: 66121070
I diagrammets 1. fase er udgangspunktet naturgas (G20).
Ved tilførsel af naturgas som kræver (fase 2) mindre luft. (G231) stiger
røggasens O2-indhold omgående.
oliekedler
Det
• Minimalt udslip af CO, NOx og
CxHy
•er
Sikkerhed
aftræksfejl og
en unik mod
og patenteret
regulering
for korrekt lufttilførsel
Indenfor få sekunder regulerer SCOT gasmængden til det korrekte
O2-indhold.
døGnService
I fase 3 tilføres naturgas (G21) som kræver mere
luft, omgående regulerer SCOT gasmængden til
det korrekte O2-indhold.
I fase 4 tilføres igen naturgas (G20), hvor det
igen ses at SCOT omgående
regulerer gasmængden til det korrekte O2-indhold.
O2 (%)
6,5
6,0
Max Weishaupt A/S
5,5
Erhvervsvej 10 • Glostrup
Tlf: 43276300
5,0
CO (ppm)
60
Aalborg
Tlf: 98156911
20
0
G20
CH 4 100%
G231
CH 4 85%/N2 15%
ca. 120 sek
ca. 120 sek
G21
CH4 87%/C 3 H813%
ca. 120 sek
G20
ca. 120 sek
Lundstrøm & Partners
40
Fredericia
Tlf: 75101163
[email protected]
www.weishaupt.dk
Gasteknik
Nr. 1 • februar 2015
Returadresse: Dr. Neergaards
Vej 5B, 2970 Hørsholm

Gasteknik nr. 1, februar 2015

Transcription

Similar documents

E-brush, M-brush Kobørster

Gasteknik nr. 6, december 2014

Pressemeddelelse - Skraldebilerne kører nu på gas

Gasteknik nr. 4, september 2015

Kompetenceudviklingsforløb: CT Strålebiologi Strålebeskyttelse

Biogas i DK

Foreningen NepaliMed Denmark Hvad er Dhulikhel Hospital?

Udfordringen – Hvorfor er halm svært at nedbryde?

Holbæk Sygehus - BioTrans® Nordic

specialhængsler - Kortbæk Internationale Agenturer

Cut-over guide 13/100811-14