Afregningsforhold i forbindelse med afsætning af biogas til naturgasnettet

Afregningsforhold i forbindelse med afsætning af biogas til naturgasnettet Notat december 2009 NOTAT Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf. 2016 9600 Fax 4516 1199 www.dgc.dk dgc@dgc.dk

DGC-notat 1/19 Afregningsforhold i forbindelse med afsætning af biogas til naturgasnettet Biogasanlæg fra Ribe

DGC-notat 2/19 Indholdsfortegnelse FORORD...3 FORMÅL...3 RESUME...4 TEKNISK BAGGRUND...6 Biogas... 6 Opgraderet biogas... 6 Opgradering... 7 Krav til biogas i Danmark i henhold til Gasreglementet... 7 Krav i andre lande... 8 MÅLING AF ENERGI...11 Gaskvalitet... 11 Konverteringsfejl... 11 Afregningsfejl... 12 REFERENCER...17 BILAG 1 OPGRADERET BIOGAS FRA THORSØ BIOGAS SOM CASE...18 Forbrug i Rødkærsbro Thorsø naturgasnet... 18 H:\732\95 Afregningsforhold ved afsætning af biogas\rapport\notat 732.95 131109.doc 13-11-2009

DGC-notat 3/19 Forord Et EU-direktiv fra 2003 pålægger medlemslandene at sikre, at andre gasser end naturgas kan transporteres og distribueres via det eksisterende naturgasnet, så længe de opfylder visse tekniske og sikkerhedsmæssige krav. Naturgasnettet kan være en interessant afsætningskanal for biogas, hvoraf der p.t. produceres 4 PJ/år. Det forventes på baggrund af den seneste energiaftale fra 2008, at der inden 2025 skal produceres 12 PJ på 50 større biogasanlæg. Det samlede potentiale for biogas er på ca. 40 PJ, hvilket svarer til ca. 22 % af det nuværende naturgasforbrug. Teknikken til at rense og opgradere biogas til en ønsket kvalitet er udviklet og udbredt i bl.a. Sverige. Denne teknologi kan overføres direkte til danske forhold. Der er to mulige scenarier for opgradering af biogas: (1) opgradering for at leve op til Gasreglementets krav til Wobbeindeks. Dette kan gøres ved at fjerne størstedelen af CO 2, således at gassen består af metan og 2-3% CO 2. (2) opgradering for at opnå Wobbeindeks og brændværdi svarende til naturgas. Dette kræver rensning af CO 2 og tilsætning af propan. Ved scenarie (2) har biogas samme brændværdi og densitet som naturgas, hvilket betyder, at biogas kan måles og afregnes med samme nøjagtighed som naturgas. Dette notat beskæftiger sig udelukkende med scenarie (1), hvor der er afregningsforhold, der kræver afklaring. Formål Formålet med dette notat er at undersøge de afregningsmæssige konsekvenser af at tilsætte biogas til naturgasnettet, når der ikke samtidigt sker propantilsætning. Der redegøres for forskelle og ligheder mellem biogas og naturgas (tysk gas og gas fra Nordsøen).. De anvendte forbrugsdata i afsnittet scenarier mht. skiftende gaskvaliteter, er taget fra Thorsøprojektet [7].

DGC-notat 4/19 Resume Gasselskabernes fagudvalg for gasmåling, har på FAU-GM møde 5/2008 bedt om et notat, som belyser de afregningsmæssige problemstillinger for gaskunder og gasdistributionsselskaber ved transport af biogas i distributionsnettet. Sikkerhedsstyrelsen ændrede i december 2007 kravet til nedre Wobbeindeksgrænse til 50,8 MJ/m 3 n for import af tysk gas. Denne grænse må anses for 1 også at gælde for biogas og vil medføre en opgraderet biogas med et metanindhold på 97,3 %, som vil kunne overholde Wobbeindekskravet i Gasreglementet. Brændværdien for gas med denne sammensætning er op til 12% lavere end brændværdien for naturgas. Kunderne i nettet bliver normalt afregnet efter en gennemsnitlig brændværdi for et bestemt område. Ved tilsætning af biogas lokalt i distributionsnettet modtager ikke alle kunder gas med samme brændværdi. I et realistisk eksempel (Thorsøprojekt) er afregningsfejlen mellem -2,9 % og +9,8 % på årsbasis, alt efter placering af kunden i forhold til injektion af biogassen på nettet. For at tilgodese kunder, der bor tæt på biogasanlægget, skal afregning ikke ske efter den gennemsnitlige brændværdi, men efter en værdi svarende til (eller tæt på) biogassens brændværdi. Denne metode medfører dog et betydeligt gastab for distributionsselskaberne. Gastabet kan begrænses ved at sektionere nettet, således at en del af kunderne bliver afregnet efter biogassens brændværdi, og resten efter naturgassens brændværdi. På installationer hvor der anvendes PTZ-måleudstyr, kan der udover en afregningsfejl også være en konverteringsfejl (målefejl). Denne fejl optræder, når de gasdata, der er indlagt i udstyret, ikke svarer til sammensætningen for den modtagne gas. Ved anvendelse af de aktuelle gasdata for naturgas (gasdata6) og måling på opgraderet biogas er konverteringsfejlen 0,25 % ved et tryk på 5 bar. Fejlen betyder, at Gasdata6 er uegnet som indlagt gasdata på installationerne, der modtager opgraderet biogas året rundt. Fejlen er væsentligt mindre, når kunderne skiftevis modtager naturgas og opgraderet biogas. 1 Sikkerhedsstyrelsen ventes at behandle dette i en tekniskmeddelelse ultimo 2009.

DGC-notat 5/19 Notatet er udarbejdet af Torben K. Jensen, DGC Leo van Gruijthuijsen, DGC Michael Larsen, DGC Jan K. Jensen, DGC i samarbejde med John Bo Siemonsen fra Naturgas Midt-Nord.

DGC-notat 6/19 Teknisk baggrund Rå biogas På grund af forskellen i gassammensætning vil biogas og naturgas have forskellige egenskaber. Biogas er energimæssigt en tyndere gas end naturgas på grund af dens høje andel af kuldioxid. Desuden indeholder biogas. svovlbrinte og ammoniak, der kan være skadelig for naturgasnettet og for gasinstallationerne, hvor i gassen skal anvendes. Derudover har biogassen et højt fugtindhold. Både CO 2, fugt og urenheder skal fjernes fra biogassen, inden den kan ledes ind på gasnettet. Typiske data for biogas og naturgas er angivet i Tabel 1. Tabel 1 Sammensætninger og udvalgte forbrændingstekniske egenskaber for Nordsø naturgas (middel 2007)[1], tysk gas (Heidenau) [2], biogas og en opgraderet biogas. Opgraderet biogas (1) opfylder Gasreglementets krav. Opgraderet biogas (2) har samme brændværdi som Nordsø naturgas Nordsø gas (2007) Tysk gas (Heidenau) Biogas ( rå ) Opgraderet biogas (1) Opgraderet biogas (2) Metan % 89,64 89-91 55-70 97,3 91,7 Etan % 5,89 2-6 0 0 0 Propan % 2,35 0,5-2,5 0 0 7,3 Butan % 0,92 0,2-0,9 0 0 0 Pentan+ % 0,25 0,05-0,25 0 0 0 Nitrogen % 0,28 1-5 0-2 0 0 Kuldioxid % 0,67 0,2-2,5 30-45 2,7 1,0 Svovlbrinte mg/m 3 n 2,4 ~2 ~500 - - Ammoniak ppm 0 0 ~100 - - Øvre brændværdi MJ/m 3 n 43,8 38,8-43,8 22-28 38,8 43,8 Nedre brændværdi MJ/m 3 n 39,6 35,0-39,6 20-25 34,9 39,6 Relativ densitet - 0,63 0,60-0,63 0,85-1,0 0,58 0,64 Wobbeindeks MJ/ m 3 n 55,0 50,1-55,0 22-30 50,8 54,9 Opgraderet biogas Opgradering af biogas sker for at leve op til Gasreglementets krav til Wobbeindeks eller for at opnå Wobbeindeks og brændværdi svarende til naturgas. Gassammensætningen der lever op til Gasreglementets krav er angivet i Tabel 1 som opgraderet biogas (1). Denne gas har en nedre brændværdi, der er 12 % lavere end Nordsø-gassens, og 0-12 % lavere end tysk naturgas.

DGC-notat 7/19 Opgraderet biogas (2) i Tabel 1 har samme brændværdi og Wobbetal som Nordsø-gas. Dette opnås ved rensning af CO 2 og tilsætning af propan. Opgradering Der anvendes i dag en række forskellige teknikker til fjernelse af CO 2 fra biogas. De mest anvendte teknologier til CO 2 -fjernelse er Pressure Swing Adsorption (PSA) Vandskrubber Aminskrubberanlæg I Sverige er der 70 opgraderingsanlæg i drift. Fire af disse leverer gas til naturgasnettet, mens resten leverer gas til motorbrændstof til køretøjer. I Sverige tilsættes propan til opgraderet biogas, som afsættes til naturgasnettet. Dette sker af hensyn til energiafregningen. På Figur 1 er angivet antal opgraderingsanlæg, der anvendes til at levere gas til naturgasnettet i Europa. Figur 1 Antal anlæg med afsætning af biogas til naturgasnettet [3] Krav til biogas i Danmark i henhold til Gasreglementet I henhold til Gasreglementet skal naturgas i det danske naturgasnet have et øvre Wobbeindeks, som ligger mellem 51,9 og 55,8 MJ/m 3 n. Der er i december 2007 kommet en ændring til kravene, i form af en teknisk meddelelse fra Sikkerhedsstyrelsen Ændring til Gasreglement A. Vedr. gaskvalitet ved import af gas fra Nordtyskland [5]. Ifølge denne ændres

DGC-notat 8/19 Wobbeindeksgrænsen til 50,8 MJ/ m 3 n. Biogas er p.t. ikke omfattet af Gasreglement A, men Sikkerhedsstyrelsen har i marts 2009 oplyst DGC, at der ultimo 2009 forventes endnu en teknisk meddelelse vedrørende biogas, hvori kravene til Wobbeindeks vil være som de nuværende i [5]. En typisk rå biogas bestående af 65 % CH 4 og 35 % CO 2 har et Wobbeindeks på 27,4 MJ/m 3 n. Ren metan har et Wobbeindeks på 53,5 MJ/m 3 n. For at leve op til et Wobbeindeks på 50,8 MJ/m 3 n er det tilstrækkeligt at opgradere til en metankoncentration på 97,3 %. For effektive opgraderingsanlæg er det praktisk muligt, at opnå det krævede Wobbeindeks uden propantilsætning. Sammenhængen mellem Wobbeindeks og nedre brændværdi er angivet i Figur 2. 54 36 Wobbeindeks / MJ/m 3 (n) 53 52 51 50 49 97,3 % CH 4 Wobbeindeks = 50,8 MJ/m 3 Wobbeindeks Nedre brændværdi 35,5 35 34,5 34 33,5 Nedre bærndværdi / MJ/m 3 (n) 48 33 96% 97% 98% 99% 100% CH 4 / % Figur 2 Wobbeindeks og nedre brændværdi for en opgraderet biogas som funktion af metanandel i gassen. Resten er antaget at være CO 2. Med diverse standardrenseteknikker er det muligt for biogas at overholde de øvrige krav i Gasreglementet til fx fugt, svovl og partikler. Krav i andre lande Marcogaz, der er en teknisk sammenslutning med medlemmer fra den europæiske gasindustri, har samlet krav fra forskellige europæiske lande til ikkekonventionelle gasser, hvis de skal distribueres via naturgasnettet.

DGC-notat 9/19 Tabel 2 Krav til ikke-konventionelle gasser i naturgasnettet i forskellige europæiske lande [4] Wobbe index Øvre brændværdi Relativ densitet Odorant Halogenerede komponenter 7-5 C op til 4 bar 50,8 55,8 MJ/m³ Korter perioder tilladt op til 56,5 MJ/ m³ 0 C ved OP 6 < 2 C (1-70 bar) 49,1-56,5 MJ/m³ for H 47,9 56,5 gas MJ/m³ 43,2-46,8 MJ/m³ for L gas 38,5-46,1 MJ/m³ 38,5-46,1 MJ/m³ for H gas 34,2-38,0 MJ/m³ for L gas Danmark 2 Østrig Frankrig Tyskland Sverige 3 Schweiz Egenskab Ubegrænset Begrænset injektion injektion CH 4 > 96 % 97 %± 2 % >96 % >50 % CO 2 < 3 % <2,5 % <6 % < 5 % CO 2 +O 2 + N 2 <4 % <6 % CO <2 % Total S < 10 mg/m³ < 10 mg/m³ < 30mg/m³ <30 mg/m³ < 23 mg/m³ < 30mg/m³ < 30mg/m³ H 2 S < 5 mg/m 3 < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ (H 2 S+COS) < 5 mg/m³ 10 ppm. < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ Mercaptan < 6 mg/m³ <6 mg/m³ 15 mg/m³ O 2 < 0,5 % <0,01 % <0,5 % 4 < 1 % <0,5 % <0,5 % H 2 < 4 % <6 % <5 % <5 % <5 % Tryk over 4 bar laver end 0 C ved Vand dugpunkt MOP 5 ratur <5 C ved Jordtempe- drifttryk -8 C/40 bar - Tryk under 4 <32 mg/m³ <60 % <60 % bar ved jordtemperatur Kulbrintedugpunkt Jordtemperatur 37,8 56,5 MJ/m³ 43,9-47,3 MJ/m³ 47,9-56,5 MJ/m³ 38,5-47,2 MJ/m³ < 0,70 0,55-0,65 0,555-0,70 0,55-0,70 >10,5 mg THT/m 3 Gas to be odorized at consumer 0 mg/m³ 15-40 mg THT/m³ < 1 mg Cl /m³ < 10 mg F /m³ Gas to be odorized at consumer 0 ISO 13734 Ammoniak Teknisk rent <20 mg/nm³ partikler Støv filterers fra Teknisk rent Teknisk rent < 5 m Kviksølv < 1 g/m³ 8 < 10 mg/m³ Siloxaner (Si) 15-25 mg THT/m³ 15-25 mg THT/m³ De svenske krav til Wobbeindeks refererer til den nedre brændværdi, mens Tabel 2 refererer til den øvre brændværdi. 2 Krav til naturgas som angivet i Gasreglementets bilag 1A: Bestemmelser om gaskvalitet, ingen standard for ikke-konventionelle gasser 3 Krav på biogas för fordonsdrift. Svensk Standard SS 15 54 38 4 Passer umiddelbart dårligt med, at der tilsættes både luft og propan i Tyskland for at kunne matche både wobbeindeks og brændværdi. 5 MOP = Maximum Operation Pressure, dvs. maksimalt driftstryk. 6 OP = Operation Pressure, dvs. driftstryk. 7 Typisk til stede i lossepladsgas. 8 Typisk til stede i gas fra spildevandsslam og lossepladsgas.

DGC-notat 10/19 For svensk gas svarer den nedre grænse for Wobbeindeks nogenlunde til en gas med tilladt metanindhold på mellem 95 % og 99 %, hvilket er kravet for den komprimerede gas, der anvendes til biler. For flere af de øvrige lande er det ikke umiddelbart muligt at sammenligne kravet til Wobbeindeks med de danske krav, da de nationale gasnet i flere lande er dedikeret til gas af forskellig kvalitet. I Sverige overholdes brændværdien for at kunne afregne korrekt. Derfor tilsættes den opgraderede biogas, der distribueres via naturgasnettet, omkring 7 % propan. Dette harmonerer ikke med Krav til ikke-konventionelle gasser i naturgasnettet i forskellige europæiske lande. Odoranttilsætning i Sverige og Danmark følger standarden for Organiske svovlforbindelser brugt som lugtstoffer (EN ISO 13734), hvor kravet til odorisering er, at gassen skal kunne lugtes ved et niveau, der svarer til 20 % af nedre eksplosionsgrænse. Dansk naturgas har en nedre antændelsesgrænse på ca. 4,0 % i luft, og i forhold til det danske Gasreglementet svarer det til at odorantindholdet af THT 9 på forbrugsstedet er mindst 10,5 mg/m 3 n. Det har ikke været muligt at få bekræftet, om dette også er tilfældet for propantilsat biogas i Sverige. 9 Som alternativ til THT som odorant, kan anvendes mercaptan med et minimumsindhold på 4 mg/m 3 n

DGC-notat 11/19 Måling af energi Gaskvalitet Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgas er der visse krav til målinger, som skal opfyldes [6]. Det er fx målinger, som skal sikre, at den gas, der sendes ud i naturgasnettet, er af den ønskede kvalitet. Der er udført en svensk analyse af, hvilke målinger der bør udføres i forbindelse med produktion og tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet. Konverteringsfejl På installationer hvor der anvendes PTZ-måleudstyr, vil der forekomme en konverteringsfejl (målefejl), når de gasdata, der er indlagt i udstyret, ikke svarer til sammensætningen for den modtagne gas. I dele af nettet vil kunderne modtage skiftevis opgraderet biogas og naturgas, og det må derfor forventes, at de indlagte gasdata periodisk vil være forkert. Der forekommer en konverteringsfejl i positiv retning (det målte volumen er for stort), når der måles på opgraderet biogas, mens de indlagte gasdata er optimeret til naturgas. Tilsvarende vil der være en fejl i negativ retning (målt volumen er for lille), når der måles på naturgas med gasdata, der er optimeret til biogas. Figur 4 viser konverteringsfejlen som funktion af andelen af biogas i naturgas ved anvendelse af Gasdata6 som reference (Gasdata6 er de aktuelle op- Biogasproduktion Gasanalyse 1 Opgradering Gasanalyse 3 Evt. tilsætning af propan Gasanalyse 2 Figur 3 Analysesystem til opgradering af biogas til naturgaskvalitet [1] Ved analysepunkt 1 måles biogassens indhold af metan. Det er primært af hensyn til afregningen af den rå biogas. Efter opgradering og rensning - ved målepunkt 2 - måles gassens indhold af CO 2, metan, svovl og dugpunktet. Hvis der tilsættes propan til den opgraderede biogas, måles enten gassens indhold af metan og propan eller dens brændværdi og Wobbeindeks ved punkt 3.

DGC-notat 12/19 timale gasdata for dansk naturgas). Beregninger er gennemført for tryk på 5 og 50 bar(a). Fejlen ved 5 bar er relevant til vurdering af målefejl hos kunderne. Fejlen ved højere tryk er kun relevant i forbindelse med komprimering af opgraderet biogas ved tilsætning til fordelingsnettet. Som det fremgår af figuren er konverteringsfejlen ca. 0,25 % ved 100 % biogas og et tryk på 5 bar(a). Det betyder, at gasdata6 er uegnet som indlagte gasdata på installationer, der modtager opgraderet biogas året rundt. Fejlen på årsbasis vil være lavere end ovennævnte for installationer, der skiftevis modtager opgraderet biogas og naturgas. Hos kunder, der skiftevis modtager biogas og naturgas, skal man dog være opmærksom på, at konverteringsfejl og en evt. fejl på afregningsbrændværdi vil have samme fortegn, dvs. disse fejl forstærker hinanden. Konverteringsfejlen er op til 4 % ved 50 bar(a), og fejlniveauet på 0,25 overskrides allerede ved en biogas-andel på 7 %. Det kan således konkluderes, at de indlagte gasdata skal opdateres ved måling på biogas i højtryksfordelingsnettet. 0.5 0.4 5 bar 50 bar 5 4 konverteringsfejl 5 bar 0.3 0.2 0.1 3 2 1 konverteringsfejl 50 bar 0 0-0.1-1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 % biogas i naturgas Figur 4 Konverteringsfejl som funktion af andelen af biogas i naturgas ved anvendelse af Gasdata6 som reference. Naturgas = Nordsø gas 2007 jf. Tabel 1. Afregningsfejl Kunderne i nettet bliver afregnet efter en gennemsnitlig brændværdi for et bestemt område. Ved tilsætning af biogas er der to eller flere entry-punkter

DGC-notat 13/19 lokalt i distributionsnettet, og det betyder, at ikke alle forbrugere vil modtage gas med samme brændværdi. Kunder, der bor tæt på biogasanlægget, risikerer en systematisk fejl, fordi de altid modtager gas med lav brændværdi. Til gengæld er der en fordel for kunder, der bor tæt på M/R-stationen. Her vil man normalt modtage gas med en brændværdi, der er højere end den gennemsnitlige afregningsbrændværdi. De øvrige kunder risikerer også en fejl på brændværdien, men fejlen vil være mere tilfældig, fordi gaskvaliteten svinger mellem de to yderpunkter. For kunder med atypisk forbrug kan denne fejl være betydelig jf. projekt 727.08 og 732.53 om konsekvenser af tysk gas og krav til brændværdi [8]. 400 m 3 /h biogas med brændværdi 10,8 kwh/m 3 1600 m 3 /h naturgas med brændværdi 12,2 kwh/m 3 zone: 2000 m 3 /h gas med afregningsbrændværdi 11,9 kwh/m 3 Figur 5 Afregningsbrændværdi i net med to entrypunkter I dette notat beskrives afregningsfejlen for et praktisk eksempel, nemlig Thorsø-projektet (se Bilag 1), hvor det dog er antaget, at der ikke sker propantilsætning. Afregningsfejlen i andre net vil afhænge af den konkrete situation, fx hvor meget biogas tilsættes nettet, placering af entry-punkt med biogas i forhold til entry-punkt(er) med naturgas og kundernes forbrugsprofil. Thorsø-anlægget forventes at kunne producere ca. 400 m 3 /h opgraderet biogas. Det svarer til ca. 20% af det maksimale gasforbrug i nettet, der forsynes fra M/R-station Rødkærsbro. Om vinteren forsynes derfor kun området omkring Thorsø med biogas I overgangsperioden dækker anlægget forbruget op til Ans, og om sommeren forsynes hele nettet med biogas. Afregning i nettet sker som nævnt efter en gennemsnitlig brændværdi, somvarierer over året. Om sommeren forsynes helle nettet med biogas, og afregningsbrændværdien svarer derfor til brændværdien for biogas. Om vinteren udgør biogas ca. 20 % af det samlede energiforbrug, og afregningsbrændværdien er derfor tæt på naturgassens brændværdi (se Figur 5). Kunder der bor tæt på biogasanlægget vil derfor om vinteren blive afregnet efter en for høj brændværdi (afregningsfejl +10,6 %), og kunder der bor tæt

DGC-notat 14/19 på M/R-stationen vil blive afregnet efter en for lav brændværdi (afregningsfejl -2,5 %). På årsbasis bliver afregningsfejlen omkring biogasanlægget lidt lavere (+9,8 %), fordi afregning sker korrekt om sommeren. Til gengæld er fejlen på årsbasis omkring M/R stationen lidt større (-2,9 %). Dette skyldes en forholdsvis stor fejl i overgangsperioden, hvor biogas udgør en større andel af det samlede gasforbrug i nettet, men kunderne omkring M/R stationen forsynes fortsat med naturgas. En afregningsfejl på +9,8 % svarer til ca. 1500 kr-/år for en villakunde, hvilket er mere end bagatelgrænsen på 400 kr., som er fastlagt af forbrugerombudsmanden. Det kan derfor konkluderes, at afregning efter en gennemsnitlig brændværdi ikke er acceptabel. I andre lande sker der en reduktion i afregningsbrændværdien, dvs. en rabat til kunderne, når der i net med flere entry-punkter er for stor forskel mellem middelværdien og brændværdien i de enkelte punkter (se fx [9]). Reduktion i afregningsbrændværdien ved 2 %, svarende til praksis i Tyskland, vil begrænse afregningsfejlen omkring biogasanlægget til ca. 1,9 % på årsbasis. Til gengæld vil denne metode medføre et tab for distributionsselskabet ( gastab ) på 6,9 %, svarende til 0,76 mio. m 3 i eksemplet for Thorsø, fordi alle kunder bliver afregnet efter en lavere brændværdi (se Figur 6). Figur 6 viser, hvordan afregningsfejl og distributionsselskabets tab ændrer sig som funktion af den tilladte forskel mellem biogassens brændværdi og afregningsbrændværdien. I denne graf er minimum afregningsfejlen hos kunder, der bor tæt på M/R stationen. Disse kunder modtager naturgas det meste af året, og da afregning sker efter en lavere brændværdi, vil afregningsfejlen altid være negativ (økonomisk gevinst for kunderne). Maksimum er afregningsfejlen for kunder, der bor tæt på biogasanlægget. Disse kunder modtager altid biogas, og afregningsfejlen vil altid være positiv (økonomisk tab for kunderne), med mindre afregning sker efter biogassens brændværdi. Middel er den samlede afregningsfejl for alle kunder i nettet. Når denne værdi er negativ, har kunderne samlet set en økonomisk gevinst, hvilket svarer til et gastab for distributionsselskabet.

DGC-notat 15/19 15 10 minimum maksimum middel ('gastab') kunder tæt på biogas-anlæg +9,8% 5 afregningsfejl (%) 0-5 +1,9% -6,9% 0,0% -2,9% kunder tæt på M/R-station -10-9,8% -15 0 2 4 6 8 10 12 tilladt forskel mellem minimum brændværdi og afregningsbrændværdi (%) Figur 6 Afregningsfejl som funktion af tilladt forskel mellem minimum brændværdi og afregningsbrændværdi. Gastabet kan reduceres ved at sektionere nettet, således at kun en del af kunderne skal afregnes efter en lavere brændværdi (se Figur 7). I eksemplet fra Thorsø kunne nettet fx sektioneres mellem Ans og Højbjerg. Kunderne omkring Rødkærsbro vil om vinteren blive afregnet efter brændværdien for naturgas, og kun om sommeren, hvor de modtager en blanding af naturgas og biogas, vil der for disse kunder ske en reduktion i afregningsbrændværdien. Efter sektionering er gastabet (beregnet for hele nettet) 2,4 % ved et reduktion i afregningsbrændværdien på 2 % i stedet for 6,9 % uden sektionering. Afregningsfejlen omkring biogasanlægget er ca. 1,6 %.

DGC-notat 16/19 15 10 minimum maksimum middel ('gastab') afregningsfejl (%) 5 0-5 +1,6% -2,4% -7,6% kunder tæt på biogas-anlæg kunder tæt på M/R-station -10-15 0 2 4 6 8 10 12 tilladt forskel mellem minimum brændværdi og afregningsbrændværdi (%) Figur 7 Afregningsfejl efter sektionering som funktion af tilladt forskel mellem minimum brændværdi og afregningsbrændværdi.

DGC-notat 17/19 Referencer [1] www.energinet.dk [2] Indsatsgrupppe Gaskvalitet. Scenariedokument Juni 2008. [3] Gasteknik nr. 4, 2007. [4] Injection of gases from non-conventional Sources into Gas Networks. Marcogaz Recommendation. 2006. [5] Meddelelse, Gasinstallationer nr. 2/07. Sikkerhedsstyrelsen 2007. [6] Inventering och utvädering av analysinstrument och flödesmätere för gasmätning i uppgraderingsanläggningar för biogas. 610407. Svenska Biogasföreningen. 2005. [7] Biogas til nettet. Work package 3: Styring af naturgasnettet ForskNG (2008). Project No. 010124 [8] Import af gas fra Tyskland - Konsekvenser for måling og afregning. DGC rapport, januar 2008 [9] Gasabrechnung, DVGW Regelwerk G 685

DGC-notat 18/19 Bilag 1 Opgraderet biogas fra Thorsø Biogas som case Forbrug i Rødkærsbro Thorsø naturgasnet Nedenfor beskrives gasforbruget på distributionsgrenen, som biogasanlægget i Thorsø ventes at levere gas til. Beskrivelsen er fra [7]. Rødkærsbro FVK Fabrik 1/2 Forbrug Sommernat 520 m 3 /h Forbrug Vinterdag 3314 m 3 /h Rødkærsbro 406 ; 1466 M/R Rødkærsbro -120 ; -2914 Høbjerg 13 ; 52 Ans 463 ; 172 Vejerslev 16 ; 64 Thorsø Biogas -400 ; -400 Aidt 17 ; 68 Ans FVV Thorsø 38 ; 623 Thorsø FV Sommer natforbrug: Fabrik 1og 2, fjv. Værker slukket, 10% for øvrige Vinter dagforbrug: Distributionsaftaler og 40% for øvrige Figur 8 Gasforbrug på distributionsgrenen, som biogasanlægget i Thorsø ventes at levere gas til [7] Det årlige forbrug på nettet er ca. 11 mio. m³. Hovedparten af de 458 forbrugere anvender naturgassen til rumopvarmning og varmt vand, og på årsbasis aftager disse forbrugere kun 8 %, mens de seks største forbrugere aftager 92 %. Det forudsættes, at de tre kraftvarmeværker, som er tilsluttet nettet, til en vis grad er gradddageafhængige, men elproduktion, tab i ledningsnet og mulighed for akkumulering i vandtanke betyder, at timemængden på værkerne i en stor del af året svarer til motorernes installerede effekt. Varmeproduktionen reguleres ved at køre færre timer med motorerne, når der er lille fjernvarmeafsætning. Kun i kolde perioder vil det være nødvendigt at køre med kedlerne. De tre andre større forbrugere anvender fortrinsvist naturgassen til proces og er derfor afhængig af produktionen og uafhængig af graddage. Biogasproduktionen fra THMB er næsten konstant året rundt, og produktionen forventes at blive 650 m³ rågas i timen, som - afhængig af valgt opgraderingsanlæg og eventuel propantilsætning forventes at give en produktion fra opgraderingsanlægget på 400 m³/h.

DGC-notat 19/19 Figur 8 og Figur 9 viser flowet fra M/R-station 5007 Rødkærsbro i perioden januar 2007 maj 2008. Som det fremgår, er det kun få timer i perioden 1. januar 2007 til 14. maj 2008, hvor forbruget har været mindre end 400 m³/h. I ferieperioden i juli har flowet også været større end 400 m³/h. 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 Nm³/h 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 2007 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Flowet er mindre end 400 Nm³/h i 195 timer om året og mindre end 300 Nm³/h i 22 timer om året Figur 9 Flow - varighedskurve 2007