Håndtering af afregning ved varierende gaskvalitet Status DGF Gastekniske Dage 18-19 Maj 2009 på Munkebjerg Hotel John Bo Siemonsen Naturgas Midt-Nord
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
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
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 -- 72 82 73 90 variationer på metantal; relevant for motoranlæg variationer på Wobbetal; relevant for kedeldrift ca. 10% variation på brændværdi; påvirker volumenmåling og energibestemmelse
Aktiviteter relateret til måling og afregning projekt 727.08 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 732.53 Krav til brændværdi (igangværende) Beregninger ud fra reelle timeværdier mv. vurdering af udenlandske metoder Projekt 733.84 Kontrolmanual for allokering af brændværdi projekt 732.95 Afregningsforhold i forbindelse med afsætning af biogas til naturgasnettet (igangværende) Forskelle og ligheder mellem import af tysk og norsk gas og tilsætning af biogas
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
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
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 3 600 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
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
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%)
Atypisk forbrug Fx korntørring eller spidslastcentraler Større risiko for afregningsfejl 50000 45000 40000 35000 gasforbrug (m3/dag) 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb mar apr
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
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
Risiko for afregningsfejl (2) 10 8 minimum fejl (72 scenarier) maksimum fejl 6 fejl på månedsbasis (%) 4 2 0-2 -4-6 -8-10 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 load factor = årsforbrug / maks timeforbrug
Risiko for afregningsfejl (3) 10 8 minimum fejl (72 scenarier) maksimum fejl 6 4 fejl på årsbasis (%) 2 0-2 -4-6 -8-10 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 load factor = årsforbrug / maks timeforbrug Atypisk forbrug = load factor < 200 = risiko for afregningsfejl > 2% på årsbasis
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%
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
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
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 2 +2 2 ) = 3,6%
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
Flere entrypunkter Biogas i Distribution Tysk model 2% 400 m 3 /h gas med brændværdi 12,0 kwh/m 3 600 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%
Spørgsmål?