Håndtering af afregning ved varierende gaskvalitet Status

Transkript

1 Håndtering af afregning ved varierende gaskvalitet Status DGF Gastekniske Dage Maj 2009 på Munkebjerg Hotel John Bo Siemonsen Naturgas Midt-Nord

2 Indhold Baggrund Gaskvaliteten Projekter/aktiviteter FAU GM Gasmålingen - energibestemmelse Ringforbindelser Tidsforskydning Konsekvenser for forbrugerne Resultat af gennemregning med reelle timedata Hvad gør man i udlandet Konklusion Flere entrypunkter i distribution

3 Baggrund Gaskvalitet i naturgasnettet De sidste 20 år: gas fra Nordsøen Skanled (planlægges) 2009 (?): tysk gas i Sønderjylland 2010 (?): tysk gas blandet med gas fra Nordsøen i hele DK 2012 (?): norsk gas i Midt- og Nordjylland; norsk gas blandet med gas fra Nordsøen i resten af DK Nybro Egtved Ellund

4 Gaskvaliteter Dansk gas Tysk gas (Heidenau) Middel (2007) Middel (2007) Højt Wobbeindeks Lavt Wobbeindeks Metan mol-% 89,6 89,6 89,0 91,4 Etan 5,89 4,58 5,74 2,18 Propan 2,35 1,13 2,36 0,58 i-butan 0,38 0,14 0,36 0,08 n-butan 0,54 0,17 0,53 0,11 i-pentan 0,12 0,03 0,11 0,02 n-pentan 0,08 0,02 0,08 0,01 Hexan+ 0,05 0,02 0,05 0,01 Nitrogen 0,28 3,27 1,10 5,22 Kuldioxid 0,67 1,02 0,69 0,39 Øvre brændværdi kwh/m 3 12,2 11,3 12,0 10,8 Wobbeindeks kwh/m 3 15,3 14,3 15,1 13,9 Densitet kg/m 3 0,818 0,799 0,821 0,776 CO 2 emissionsfaktor kg/gj 56,8 56,4 56,8 55,6 Metantal variationer på metantal; relevant for motoranlæg variationer på Wobbetal; relevant for kedeldrift ca. 10% variation på brændværdi; påvirker volumenmåling og energibestemmelse

5 Aktiviteter relateret til måling og afregning projekt Import af gas fra Tyskland Konsekvenser for måling og afregning (2007/2008) vurdering af de måle- og afregningstekniske konsekvenser ved import af tysk gas udarbejdelse af kortsigtede løsninger på måle- og afregningstekniske problemer projekt Krav til brændværdi (igangværende) Beregninger ud fra reelle timeværdier mv. vurdering af udenlandske metoder Projekt Kontrolmanual for allokering af brændværdi projekt Afregningsforhold i forbindelse med afsætning af biogas til naturgasnettet (igangværende) Forskelle og ligheder mellem import af tysk og norsk gas og tilsætning af biogas

6 Problemstillinger (1) Volumenmåling i normalkubikmeter = driftskubikmeter x konverteringsfaktor konverteringsfaktor afhængig af gaskvalitet kun relevant ved tryk > 5 bar Tryktransmitter Flowcomputer Fjernaflæsnings enhed Temperatur transmitter Vn = V*Kfak Kfak = P/Pn*Tn/T*Zn/Z Mekanisk gasmåler

7 Problemstillinger (2) Energibestemmelse = målt volumen x afregningsbrændværdi (Energinet.dk M/R) risiko for at kunder aftager gas med brændværdi, som afviger fra gennemsnittet for forsyningsområdet størst risiko for fejl hos kunder med atypisk forbrug særligt problem: ringforbindelser = net med flere entrypunkter med forskellig brændværdi

8 Ringforbindelser mellem Energinet.dk M/R st. Net med flere entrypunkter med forskellig brændværdi 400 m 3 /h gas med brændværdi 12,0 kwh/m m 3 /h gas med brændværdi 11,0 kwh/m 3 zone: 1000 m 3 /h gas med afregningsbrændværdi 11,4 kwh/m 3 Ringforbindelser udgør ikke noget signifikant problem i Danmark Risiko for systematisk fejl hos kunder, der bor tæt på entrypunkt

9 Tidsforskydning Afregningsbrændværdi = brændværdi på månedsbasis, beregnet for alle M/R stationer i transmissionsnet Gas kan være undervejs fra M/R station til kunde i flere dage Brændværdien for modtagen gas brændværdi på M/R station (på månedsbasis) kan afvige fra afregningsbrændværdien afregningsperiode afregningsperiode brændværdi hos kunde

10 Fejl incl. tidsforskydning Årsafregnede forbrugere (GAF) 0,55% Månedsafregnede forbrugere (GAF) 0,2%+0,3%/dags tidsforskydning på månedsbasis på årsbasis <0,1% Årsafregnede forbrugere med jævnt forbrug (GUF) <0,2% Månedsafregnede forbrugere med jævnt forbrug (GUF) 0,4%+0,3% ved 5 dages uge og 0,1%+0,3% ved 7 dages uge. Svarende til 0,15% henholdsvis 0,1% på årsbasis. Atypiske forbrugere (op til 12%)

11 Atypisk forbrug Fx korntørring eller spidslastcentraler Større risiko for afregningsfejl gasforbrug (m3/dag) maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb mar apr

12 Risiko for afregningsfejl (1) Beregninger for 1010 forbrugssteder (ca.2000 målere) 6 basisscenarier: (1) dansk gas, (2) tysk gas, (3) 9 måneder dansk gas + 3 måneder tysk gas, (4-6) skiftevis dansk og tysk gas 3 måneder om sommeren, 3 måneder om vinteren eller hele året Alle basisscenarier forskudt 0, 7 og 14 dage Tidsforskydning fra M/R til kunde 0, 1, 2 og 3 dage Maksimal beregnet fejl betragtes som udtryk for usikkerhed på energibestemmelse

13 Maks/min fejl enkelt kunde 5,00 4,00 3,00 maks / min fejl på månedsbasis (%) 2,00 1,00 0,00-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00

14 Risiko for afregningsfejl (2) 10 8 minimum fejl (72 scenarier) maksimum fejl 6 fejl på månedsbasis (%) load factor = årsforbrug / maks timeforbrug

15 Risiko for afregningsfejl (3) 10 8 minimum fejl (72 scenarier) maksimum fejl 6 4 fejl på årsbasis (%) load factor = årsforbrug / maks timeforbrug Atypisk forbrug = load factor < 200 = risiko for afregningsfejl > 2% på årsbasis

16 Hvad gør man i udlandet? (1) Man tager ikke højde for problemstillinger relateret til tidsforskydning og atypisk forbrug I mange lande gælder regler for allokering af brændværdi i net med flere entrypunkter, fx Tyskland: maksimalt 2% forskel på månedsbasis mellem gennemsnitlig brændværdi i zone og minimum brændværdi pr. entrypunkt. Afregningsbrændværdi reduceres hvis forskel > 2%

17 Hvad gør man i udlandet? (2) UK: maksimalt 1 MJ/m3 forskel på døgnbasis mellem gennemsnitlig brændværdi i zone og minimum brændværdi pr. entrypunkt. Holland: maksimalt 0,4% på månedsbasis + 1,5% på døgnbasis forskel mellem brændværdi i entrypunkt og grænseområde mellem 2 gaskvaliteter Højt krav muligt pga. gaskvalitetsjustering

18 Mulige tiltag til reduktion af usikkerheden på energibestemmelsen Beregning af gaskvalitet i hele nettet kombineret med timeaflæsning hos flere (alle) forbrugere (Lille) forbedring for alle forbrugere; større forbedring for forbrugere med atypisk forbrug Korrektion = begrænsning af afregningsbrændværdi Rabat til alle forbrugere; stort gastab for distributionsselskaberne

19 Gasselskaberne anbefaler/ konkluderer Accepterer en usikkerhed på brændværdibestemmelse på op til 2% på årsbasis ved almindelige forbrugere. Atypiske forbrugere må acceptere større fejl eller anmode om opsætning af timeaflæsning og evt. gaskvalitetsmåleudstyr mod betaling. Usikkerhed på volumenmålingen er ± 3% Samlet usikkerhed på de to uafhængige størrelser bliver mindre end den numeriske sum (< 5%). En nærmere analyse kan f.eks. vise at usikkerhederne kan adderes geometrisk ( ) = 3,6%

20 Oplæg til det videre forløb Gennemregning af samtlige timeaflæste kunder,og efterfølgende fastlæggelse af grænser Udarbejdelse af kravspecifikation (kontrolmanual) for allokering af brændværdi Information til gasleverandører og forbrugere

21 Flere entrypunkter Biogas i Distribution Tysk model 2% 400 m 3 /h gas med brændværdi 12,0 kwh/m m 3 /h gas med brændværdi 11,0 kwh/m 3 zone: 1000 m 3 /h gas med afregningsbrændværdi 11,4 kwh/m 3 220m 3 /h 1000m 3 /h 780m 3 /h 12,0kWh/m 3 11,22kWh/m 3 11,0kWh/m 3 Den naturgasmængde over 22% der leveres til nettet Skal reduceres med 6,5%

22 Spørgsmål?