ZBORNIK RADOVA PROCEEDINGS · 2020. 10. 28. · 35. meĐunarodni znanstveno struČni susret-struČnjaka za plin, 21. - 23. listopada 2020. 35th international scientific & expert meeting

35. MEĐUNARODNI ZNANSTVENO STRUČNI SUSRET-STRUČNJAKA ZA PLIN, 21. - 23. LISTOPADA 2020. 35th INTERNATIONAL SCIENTIFIC & EXPERT MEETING OF GAS PROFESSIONALS, OCTOBER 21-23, 2020

ISSN 2757-0312

ZBORNIK RADOVA

PROCEEDINGS

35. MEĐUNARODNI ZNANSTVENO-STRUČNI SKUP STRUČNJAKA ZA PLIN

35th INTERNATIONAL SCIENTIFIC & EXPERT MEETING OF GAS PROFESSIONALS

Pod visokim pokroviteljstvom / Under the High Auspicies of

Ministarstvo gospodarstva i održivog razvoja / Ministry of Economy and Sustainable Development

Ministarstvo prostornog uređenja, graditeljstva i državne imovine / Ministry of Physical Planning, Construction and State Assets

Ministarstvo mora, prometa i infrastrukture / Ministry of the Sea, Transport and Infrastructure

Hrvatska energetska regulatorna agencija / Croatian Energy Regulatory Agency

Agencija za ugljikovodike / Croatian Hydrocarbon Agency

Virtualni skup, 21. - 23. listopada 2020.

Virtual Meeting, October 21 - 23, 2020


ZBORNIK RADOVA 35. MEĐUNARODNOG ZNANSTVENO-STRUČNOG SKUPA STRUČNJAKA ZA PLIN

PROCEEDINGS OF THE 35th INTERNATIONAL SCIENTIFIC & EXPERT MEETING OF GAS PROFESSIONALS

Izdavač / Publisher:

Hrvatska stručna udruga za plin / Croatian Gas Association, Heinzelova 9, Zagreb

Email: [email protected]

URL: https://susret.hsup.hr/zbornik-radova/

Organizacijski odbor / Organization Committee:

doc. dr. sc. Dalibor Pudić, predsjednik / Chair

Tihana Colić

Josip Dičak

Zoran Dojčinović

Anita Dubravica Baričević

Srećko Ezgeta

Laslo Farkaš Višontai

Vlado Mandić

mr. sc. Davor Matić

Mladen Novaković

Sabina Škrtić

Vedran Špehar

Ivan Topolnjak

Međunarodni programski odbor / International Program Committee:

prof. dr. sc. Miljenko Šunić, predsjednik / Chair (Hrvatska)

prof. dr. sc. Eraldo Banovac (Hrvatska)

prof. dr. sc. Károly Belina (Mađarska)

dr. sc. Franc Cimerman (Slovenija)

prof. dr. sc. Sergej Hloch (Slovačka)

prof. dr. sc. Anica Hunjet (Hrvatska)

prof. dr. sc. Grzegorz Królczyk (Poljska)

dr. sc. Stevo Kolundžić (Hrvatska)

dr. sc. Berislav Pavlović (Hrvatska)

doc. dr. sc. Darko Pavlović (Hrvatska)

prof. dr. sc. Željko Požega (Hrvatska)

prof. dr. sc. Alessandro Ruggiero (Italija)

doc. dr. sc. Zlatko Tonković (Hrvatska)

doc. dr. sc. Nikola Vištica (Hrvatska)

mailto:[email protected]

https://susret.hsup.hr/zbornik-radova/


Međunarodni znanstveni odbor / International Scientific Committee:

prof. dr. sc. Eraldo Banovac, predsjednik / Chair (Hrvatska)

prof. dr. sc. Bálint Bachmann (Mađarska)

prof. dr. sc. Somnath Chattopadhyaya (Indija)

prof. dr. sc. Robert Čep (Češka)

prof. dr. sc. Igor Dekanić (Hrvatska)

prof. dr. sc. Nenad Gubeljak (Slovenija)

prof. dr. sc. Dražan Kozak (Hrvatska)

prof. dr. sc. Jurij Krope (Slovenija)

prof. dr. sc. Stanislaw Legutko (Poljska)

prof. dr. sc. Ferenc Orbán (Mađarska)

doc. dr. sc. Dalibor Pudić (Hrvatska)

prof. dr. sc. Damir Rajković (Hrvatska)

prof. dr. sc. Ivan Samardžić (Hrvatska)

prof. dr. sc. Aleksandar Sedmak (Srbija)

prof. dr. sc. Marinko Stojkov (Hrvatska)

Međunarodni recenzentski odbor / International Peer Review Committee:

prof. dr. sc. Jurij Krope, predsjednik / Chair (Slovenija)

prof. dr. sc. Bálint Bachmann (Mađarska)

dr. sc. Franc Cimerman (Slovenija)

prof. dr. sc. Robert Čep (Češka)

dr. sc. Stevo Kolundžić (Hrvatska)

Andreja Ana Lopac (Hrvatska)

doc. dr. sc. Darko Pavlović (Hrvatska)

doc. dr. sc. Dalibor Pudić (Hrvatska)

dr. sc. Gordana Sekulić (Hrvatska)

doc. dr. sc. Nikola Vištica (Hrvatska)

All papers are reviewed. The authors are responsible for the content and accuracy of their

published papers. The editors do not accept any responsibility for the content and accuracy of

such papers, nor responsibility for any editorial, typographical or of any other mistakes, nor for

any associated consequences.

Zbornik radova / Proceedings

Urednici / Editors: Eraldo Banovac, Dalibor Pudić

Tehnički urednik / Technical editor: Zoran Dojčinović



Sadržaj / Contents

INVITED LECTURE .................................................................................................................................................. 1

Natural gas as a geopolitical factor of energy transition. Darko Pavlović, Eraldo Banovac ........................................ 1

Deep decarbonization using hydrogen as a fuel for power generation and cogeneration. Michael

Welch……………………………………………..……………...…………….…………………………………….13

Uloga plina u integriranoj energetskoj tranziciji prema nisko-ugljičnom gospodarstvu. Nikola Vištica, Hrvoje

Brlečić-Layer, Hrvoje Brlečić-Layer .......................................................................................................................... 25

Gas sector as a key enabler for clean transition. Arkadiusz Sekściński ..................................................................... 38

Energetska tranzicija - utjecaj primjene vodika na kvalitetu plina u transportom sustavu s ciljem dekarbonizacije

plinskih sustava. Silvija Krsnik, Darko Pavlović ....................................................................................................... 49

Fiber optic pipeline monitoring technology – perspective of new generation. Mike Liepe, Rodrigo Barreda Maza . 60

Digitalna transformacija očitanja potrošnje plina u tvrtki Brod-plin. Dalibor Bukvić, Miroslav Šolić, Krešimir

Marijanović, Marinko Stojkov ................................................................................................................................... 73

The role of gas infrastructure on the road to decarbonized Europe. Daria Karasalihović Sedlar, Lucija Jukić, Ivan

Smajla ......................................................................................................................................................................... 86

Prospects for the establishment of gas trading hubs in SE Europe. Costis Stambolis, Dimitris Mezartasoglou ....... 93

Važnost uloge LNG-a u cestovnom prometu u budućnosti. Davor Matić, Zoran Dojčinović .................................. 103

Environmental aspects of the application of natural gas as a fuel for marine engines. Vladimir Pelić, Radoslav

Radonja, Davor Lenac .............................................................................................................................................. 113

Sigurnost izgrađenog plinskog distribucijskog sustava. Nikica Dujmović, Danijel Slišković ................................. 126

Izvještaj o ispitivanju plinomjera demontiranih iz mreže uslijed sumnji u neovlaštenu potrošnju plina. Berislav

Pavlović, Adriana Bejić, Goran Panić ...................................................................................................................... 131

Ponašanje i karakteristike ultrazvučnih plinomjera na distributivnom području GPZ. Adriana Bejić, Goran Panić,

Berislav Pavlović, Hrvoje Kozmar, Berislav Pavlović ............................................................................................. 140

Utjecaj vremenskog pomaka na točnost rada turbinskih plinomjera i dugotrajnu stabilnost mjerenja. Goran Panić,

Adriana Bejić, Nikola Škrlec, Berislav Pavlović, Hrvoje Kozmar .......................................................................... 150

Korištenje plina iz otpada na odlagalištu Jakuševec - Zagreb i proširenje postrojenja gensetom GP4 i sustavima

čišćenja odlagališnog plina i zraka za izgaranje. Tomo Krivačić, Antonija Hojnik Vukojević, Anita Udovičić ..... 159

Upotreba modularnih brtvenih sustava na Kompresorskoj stanici – KS1. Deni Špiranec ....................................... 174

Pravna regulativa i razvoj prometa s pogonom na stlačeni prirodni plin, ukapljeni prirodni plin i ukapljeni naftni

plin. Martina Prpić, Dino Simonoski Bukovski ....................................................................................................... 185

POSTERSKA SEKCIJA NA RAZLIČITE TEME IZ PLINSKOGA GOSPODARSTVA I

ENERGETIKE ....................................................................................................................................... 204

Power to gas. Monika Bakalović, Margarita Tomić ................................................................................................. 204

Proračun debljine stijenke kućišta prema HR-normi i 3D oblikovanje zračnog ventila s dvije kugle. Božidar Hršak,

Ante Čikić, Marko Časar ......................................................................................................................................... 215

Kružna ekonomija i bioplinske elektrane u Slavoniji i Baranji. Milan Ivanović ...................................................... 225

Bioplin u kružnoj ekonomiji Europske unije. Milan Ivanović ................................................................................. 236

Specifičnosti izrade i ispitivanja čeličnih bešavnih boca za ukapljene plinove. Ante Marušić, Maja Zirdum, Slaven

Šimunić, Vlatko Marušić .......................................................................................................................................... 248


1

INVITED LECTURE

Natural gas as a geopolitical factor of energy transition

doc. dr. sc. Darko Pavlović

prof. dr. sc. Eraldo Banovac

Zagreb, Croatia

Abstract

At the end of the second decade of the 21st century humankind is at the turning point: either it will

find effective responses to the global challenge of preventing the rapid climate changes, caused by the

sources of greenhouse gases resulting from human activities, or the world, as we know it, will disappear.

Following the Paris Agreement from 2015, the need for energy transition implementation became

indisputable since it has been confirmed that energy transformations and energy use have a significant

impact on the climate. In the context of the transition from traditional fossil fuel-based energy system to

the new "green energy of the future" security of energy supply has become a dominant issue (in the context

of providing both the undisturbed functioning of all society segments and ensuring future economic

development). Considering the high energy value of gas, significant installed power of standard gas plants

and possibility for very wide utilisation, the increase in gas consumption, in the first decades of carrying

out the long-term energy transition process, should be a part of addressing the risk of rapid climate changes

to achieve climate stabilization and create a low carbon economy (for example, replacing lignite with gas

can decrease the CO2 emissions even up to 66%).

The trends in the global gas market are discussed in the paper. Starting from the long-term trends in

the global gas production and consumption, recent situation and relevant forecasts for global primary

energy consumption, a natural gas potential to become the leading fuel (as regards consumption) in the

world by 2050 is presented. In this context, natural gas will be one of the key geopolitical factors in the

upcoming energy transition. Furthermore, the importance of strategic gas projects (for the realization of

which a large amount of money will be spent) is emphasized, which undoubtedly leads to the conclusion

that the “powerful” countries strongly count on the long-term use of natural gas. This fact confirms the

axiom that the domination over geostrategic resources implies a global political power, that is, the

geopolitical position of the countries with the large proven reserves of natural gas as well as the largest

natural gas exporters will strengthen. Special attention was paid to liquefied natural gas since the expected

growth in the trade of liquefied natural gas will have a significant influence on the positioning of gas as a

global energy source. Furthermore, this paper discusses the decision of the European Investment Bank

(EIB) to suspend financing of projects related to fossil fuels (including gas projects) as of the end of 2021,

with possible implications on the security of energy supply due to uncertainty caused by replacing a

favourable use of gas with something else which is more expensive and uncertain, having in mind the fact

that the security of energy supply depends largely on necessary investments. At the end of the paper there

is an overview of new natural gas discoveries in the Eastern Mediterranean, and a description of possible

impacts on the Republic of Croatia.

Key words: energy transition, geopolitical factor, natural gas, security of energy supply, liquefied

natural-gas, neighbouring countries

1. Introduction

Energy played an important role in geopolitics either by enhancing the rise of great powers,

creation of alliances or having impact on launching of wars and conflicts. Since the countries have

been in a constant search for energy, there were several conflicts over energy resources over the

years. In this context, the following thought of Professor Klare can be mentioned: “Someday,

perhaps, the development of renewable sources of energy may invalidate this dictum. But in our

present world, if you see a conflict developing, look for the energy.” [1]

https://www.macmillandictionary.com/dictionary/british/large_1

https://www.macmillandictionary.com/dictionary/british/money


2

In the second decade of the 21st century, finally prevailed the view that anthropogenic

activities have impact on global warming and climate changes – which threatens the future of the

civilisation [2]. It has been scientifically confirmed that energy transformations and energy use

have a significant impact on the climate. Therefore, an integrated look at energy and climate policy

is required. It is in this context that the process of energy transition to a low-carbon society, which

is already creating a new energy paradigm, should be viewed.

When considering the issue of energy transition, the following features of the new energy

paradigm should not be neglected:

• increased strategic importance of energy resources strengthens also geopolitical position

of countries that own them,

• humankind needs more and more energy and there will be less and less of it in the future,

• intention is to achieve high energy efficiency and effective transition to renewable energy

sources while maintaining comfortable (abundant) energy utilisation,

• the NIMBY effect (Not in My Back Yard) occurs when those who, in general, support

certain energy solutions become opponents of such solutions as soon as the construction

of an energy facility in their neighbourhood is proposed,

• Jevons paradox1 – technological progress, which is increasing the energy efficiency, does

not necessarily result in a lower energy consumption (increased efficiency is passed on to

consumers through price reduction, and consequently consumers´ demand grows).

According to Rifkin [3], population growth and, consequently, energy consumption lead to

the depletion of fossil fuel resources, so abandoning of fossil fuels is not a matter of choice, but a

natural and inevitable sequence of events.

In the twentieth century, the use of oil was a key factor in energy security. The issue of

greenhouse gases has not been widely discussed. Today, however, humankind is at a turning point:

either it will find effective answers to the global challenge of preventing the devastating climate

changes, caused by greenhouse gas sources, which are results of human activities, or the world,

as we know it, will disappear. In this context, the following paradox will need to be addressed:

gas consumption is rising even though gas contributes to greenhouse gas emissions.

The energy of the future, which is to be dominated by renewables, electromobility, energy

storages, CHP (Combined Heat and Power) systems, smart grids and the continuous application

of energy efficiency measures, could be a solution to the shortcomings of traditional hydrocarbon-

based energy [4]. However, we should not forget about natural gas in the coming decades. Today,

demand for natural gas amounts to 23% of the demand for primary energy, and in the production

of electricity gas accounts for approximately a quarter of the consumed fuel. Natural gas, in

contrast to other fossil fuels, due to the cleanest combustion process, has numerous advantages in

terms of environmental impact, especially air quality and emission of greenhouse gases.

The natural gas market is getting more and more globalized, which is additionally driven by

the availability of shale gas and the growing production of liquefied natural gas (LNG). Due to

growing size of gas market and the construction of new interconnections a new view of security

of gas supply is emerging because disruptions in the supply / demand mechanism that have

occurred in one region may now affect other regions as well. Actually, security of energy supply

is a prerequisite for the future economic development and the proper functioning of all segments

of the society.

1 William Stanley Jevons (a 19th-century economist) noticed that the consumption of coal increased after the steam

engine came into use. Due to the widespread acceptance of the steam engine, there was a further increase in the total

coal consumption, despite the fact that the amount of coal required for individual usages had actually fallen.


3

2. Energy transition

In general, the energy transition implies a thorough transformation of the global energy sector,

because it implies a change in the structure of primary energy consumption and the gradual

transformation of the existing energy system into a new state of the energy system. Energy

transition also means accepting the need to implement a decisive, rapid and significant reduction

of greenhouse gas emissions.

In the context of considering the process of energy transition, a term “energy transition”

(translation of the German term Energiewende) should be explained. This term entered the

international lexicon in the early 2010s, following the accident at the Fukushima Daiichi nuclear

power plant. In a value analysis, the energy transition can be defined as a ten percent reduction in

the market share of a particular energy source over the period of 10 years

Professor V. Smil contributed to the understanding of past energy transitions. In his

consideration the current (fourth) energy transition represents a kind of energy turnaround in a set

of similar fundamental structural transformations of the global energy sector. According to V.

Smil's analysis, the first energy transition occurred in the period 1840-1900, when a biomass was

replaced by coal, whereas the share of coal increased from 5 to 50% in the total primary energy

consumption. The second energy transition is associated with more extensive oil use, the share of

which rose from 3% in 1915 to 45% by 1975. The third energy transition led to the wide use of

natural gas, the share of which rose from 3% in 1930 to 23% in 2017. The fourth energy transition

is currently underway, with decarbonisation and the fight against global climate changes being a

key axiom and driver of the application of unconventional energy resources and technologies

(dynamic growth in the share of renewable energy sources and broad application of energy

efficiency measures) [5, 6].

Figure 1 shows a percentage increase in the consumption of primary energy in 2018 while

Figure 2 shows a share of fossil fuels in the primary energy consumption.

Figure 1. Percentage increase in the consumption of primary energy in 2018 per region

(Data source: IGU, EIA, Cedigaz)

Natural gas is a key geostrategic resource, that is, an energy source in the fourth phase of the

energy transition, given its high energy value, significant installed capacity of standard plants and

the possibility of very wide application. Natural gas is the only fossil fuel for which the increase

in market demand is anticipated. The advantages of using natural gas as an energy source in the

countries which have abundant own gas sources are: low cost, purity in the combustion process

compared to other fossil fuels and the possibility to adapt the existing power plants to gas

utilisation. For example, by replacing the coal-fired power plants with gas-fired ones the United

States reduced CO2 emissions from energy production by 12% between 2005 and 2015.

41%

24%

18%

2%

9%

6%China

USA

India

Asia (other developing countries)

Russia

Middle East


4

Figure 2. Share of fossil fuels in the primary energy consumption 1970-2040

(Data source: IGU, EIA, Cedigaz)

2.1. The role of gas in energy transition

It should be highlighted that fossil fuels cause ca. 20% of the world´s methane emission

(Figure 3).

Figure 3. Percentage preview of the global methane emission (Adapted by the authors, based on the source [7])

When considering the energy future, the following question should be asked: does the further

use of natural gas represents a threat that needs to be eliminated or should natural gas play an

important role in the first decades of the energy transition?

Methane emissions represent an important challenge in the context of the global energy

transition. Methane (CH4) is a major component of natural gas and is partially released into the

atmosphere during its production, processing, storage, transmission, distribution and use.

Although it stays only shortly in the atmosphere, methane has a significantly higher potential for

heating the atmosphere than carbon dioxide. In this context, it should be clear that the activities

on reducing the methane emissions will produce benefits faster than the activities on reducing the

carbon dioxide. EU methane emissions from the oil and gas sector account for 3.3% of the global

methane emissions from this sector [8], and they occur due to venting, leaking and the use of gas

flares in natural gas production, which is causing significant costs and negative effects on the

environment.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2035 2040

Oil Gas Coal Fossil energy sources (aggregated)

0 5 10 15 20 25 30 35

Biomass combustion (anthropogenic sources)

Biofuels (anthropogenic sources)

Other (natural sources)

Waste (anthropogenic sources)

Fossil fuels (anthropogenic sources)

Agriculture (anthropogenic sources)

Swamps (natural sources)


5

Furthermore, a decision by the European Investment Bank (EIB) of 14 November 2019, to

suspend the financing of fossil fuel infrastructure projects, including the natural gas projects (as

of the end of 2021) and to launch a new climate strategy and policy of financing pure energy

instead, should be mentioned. Over the next ten years the EIB will allocate one billion euros for

climate actions and sustainable investment projects and plans to align all financing activities with

the goals of the Paris Agreement2 by the beginning of 2021. In its announcement the EIB [9]

highlights that today climate is the most important political issue and that the future projects will

be agreed upon with the aim to enhance innovations in pure energy, energy efficiency and

renewable resources. The relevant decision by the EIB follows the policy determined by the

European Green Deal defining the set of activities which are to increase effective use of resources

– transition to the pure “circular“ economy, restoring biodiversity and reduction of pollution. The

European Green Deal lists the necessary investments and available funding tools and explains

how to ensure a fair and comprehensive transition [10]. The main goal of the European Green

Deal is to make Europe the first climate-neutral continent. In this context, it should be emphasized

that the new EIB policy on financing energy projects includes the following principles:

• projects compliant with the EU Energy Efficiency Directive will be given priority in

tendering procedures,

• investments in networks needed for the distribution of energy from renewable sources

(such as wind and solar) and in cross-border interconnections will be provided,

• funding for decentralized energy production, innovative energy storage and “e-mobility”

will be increased,

• decarbonisation of energy system will be ensured by the increased support for low or zero

carbon technology, with the goal to achieve that by 2030 the share of renewables equals

32% across the entire EU,

• investments to support energy transformation outside the EU will be increased.

Combustion of natural gas produces much smaller amounts of emissions than combustion of

coal. Therefore, it is possible to reduce emissions by switching from coal to gas. Thus, natural gas

is an environmentally friendly fuel that can significantly contribute to the realization of climate

goals. However, due to the EIB's decision financing of gas-related projects becomes questionable,

which could potentially prolong use of coal and possibly jeopardize the strategic goal – climate-

neutral economy of the EU by 2050.

While the global natural gas market is experiencing a significant growth phase (in the last five

years the market has grown by an average of 2% per year, twice the global growth rate of primary

energy demand), on the global plan processes of decarbonization and growing electrification by

renewable energy sources are in progress.

Gas may have a long-term future, but only if decarbonized. High energy value and flexibility

make gas indispensable for seasonal storage and affordable heating. Increased energy use for gas

technologies and technologies such as hybrid heat pumps will result in a strong link between the

sectors of electricity and gas.

Gas should not be seen as a “saviour of the climate”, but one should have in mind the fact that

it can be a significant factor in the energy transition. Natural gas should replace coal in countries

that consume large amounts of coal, in order to effectively reduce air pollution. Actually, there

are two different aspects in Europe: Western Europe is focused on decarbonisation by 2050, while

Eastern Europe is more oriented to the issue of security of supply.

Figure 4 presents a possible role of gas in energy transition.

2 Paris Agreement. United Nations. 2015


6

Figure 4. Gas in energy transition

2.2. The future role of hydrogen in the energy transition

Due to its availability and environmental advantages, hydrogen is considered a key factor in

the decarbonization of the gas system. Hydrogen has a lower energy density than natural gas: at

the same pressure a cubic meter of hydrogen contains 1/3 of the energy per cubic meter of natural

gas. However, the volume of hydrogen flow can be higher than the one for natural gas, so a 48-

inch pipeline (one of the largest pipelines within the EU gas network) can transport around 17

GW in hydrogen (LHV), and a 36-inch pipeline around 9 GW (LHV) [11]. The EU plans to reduce

carbon dioxide emissions to zero by 2050. The role of hydrogen is crucial in achieving this goal.

In this context, the EU plans to primarily use solar and wind energy to produce electricity, and

electrolysis of water would produce the so-called green hydrogen (hydrogen obtained entirely

from renewable energy sources). The strategic vision for a climate-neutral Europe envisages

hydrogen in the European energy mix [12]. The European Commission anticipates that the share

of hydrogen in the European energy mix will increase from the current less than 2% to 13-14%

by 2050 [13].

Renewable hydrogen produced through the electrolysis of water can be used for daily or

seasonal storage enhancing security of supply. However, a large installed power of additional

renewable energy plants is required as a prerequisite for hydrogen integration.

Eleven gas infrastructure companies recently presented a document called European

Hydrogen Backbone [11] (a plan to build infrastructure for supplying Europe with hydrogen). The

22,900 km European Hydrogen Backbone (2040) covers pipelines in Belgium, Czech Republic,

Denmark, France, Germany, Italy, Spain, Sweden, Switzerland and the Netherlands. In this

document, the gas transmission system operators propose a development of internal infrastructure

by using European hydrogen sources, stating that “such a dedicated European Hydrogen

Backbone (2040 layout) requires an estimated total investment of €27-64 billion based on using

75% of converted natural gas pipelines connected by 25% new pipeline stretches“.

Germany plans to invest 9 billion euros to promote hydrogen as a green energy source and it

plans to have 5 GW of hydrogen production capacity by 2030, aiming at the accelerated market


7

development and supply chain construction. The US Department of Energy has announced

approximately $ 64 million in Fiscal Year 2020 funding for 18 planned projects that will support

the so-called H2@Scale vision for affordable hydrogen production, storage, distribution and end

use. The Russian Ministry of Energy announced a schedule for the start of the production of

hydrogen as an energy source by 2024, in such a way that the Russian Federation should position

itself as an important factor in the global hydrogen supply.

It should be emphasized that there is still uncertainty about the future role of hydrogen in the

decarbonizing energy mix and the movement towards the so-called "Hydrogen economy".

Therefore, the economic-technical value chain of hydrogen should be presented, primarily in order

to determine the cost-effectiveness of the concept and create confidence in technical feasibility.

In addition, end-user acceptance of the concept should be ensured.

3. Trends in the global gas market

Even three decades after the fall of the Berlin Wall, there are still tensions between the great

powers. Opposed actors are geopolitically focused on the same geostrategic resource – natural

gas. A good example of this are strategic gas projects – such as the large Nord Stream construction

project 2 [14]. Actually, the controversy over the implementation of strategic gas projects points

to the fact that “strong” countries are counting on the long-term use of natural gas (Figure 5).

Figure 5. Increase in gas share in the energy mix

(Source: Shell analysis. Adapted by the authors)

The anticipated further growth of the gas share in the energy mix indicates the possibility of

strengthening the geopolitical position of countries with large proven natural gas reserves, as well

as the largest natural gas exporters (Table 1).

Table 1. Top five countries producers, exporters and owners of gas reserves

Natural gas production

(in billion cubic metres)

Natural gas exports

(in billion cubic metres)

Natural gas proved reserves

(in trillion cubic metres)

US – 831.8 Russian Federation – 247.9 Russian Federation – 38.9

Russian Federation – 669.5 Qatar – 125 Iran – 31.9

Iran – 239.5 Norway – 114.3 Qatar – 24.7

Canada – 184.7 US – 96.1 Turkmenistan – 19.5

Qatar – 175.5 Australia – 91.6 US – 11.9

Data source: BP Statistical Review of World Energy 2019 [15]

23%

32%

23%

7%

6%

3%

6%

2%

6%

2%

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

Global

North America

Europe

China

India

2018

2035


8

The data presented in Table 1 show that the Russian Federation has the largest natural gas

reserves, followed by Iran and Qatar. It should be noted that the term natural gas reserves refers

to large natural gas deposits, which according to geological exploration and engineering studies,

are considered to exist with high certainty, and that these reserves are available and that there is

economic viability of gas extraction. It is estimated that the total proven world reserves of natural

gas amount to 197 trillion cubic meters [15].

In addition to currently proven reserves, there is a great potential for finding additional

reserves (advances in gas extraction technologies – shale gas, new discoveries of gas fields etc.).

The reserves-to-production (R/P) ratio represents a way of looking at the size of reserves,

calculating the number of years in which the reserves would last if the production and

consumption continued at the current rate. Estimates for the world indicate that, with the current

rate of consumption, natural gas would be available for another 50 years of use. However, the

ratio needs to be carefully interpreted since it assumes current production levels. Thanks to

improvement of technologies, the production is continuously increasing.

The International Energy Agency – IEA considers natural gas to be the fastest growing fossil

fuel, which could surpass coal, and by 2040 become the world’s second largest energy source

(after oil) [8]. The global natural gas market experienced growth in 2018, which continued in 2019

as well. Consumption and production increased by almost 5% (179 bcm), which is also the highest

annual growth rate since 20103.

European gas demand is expected to range from around 510 to 530 bcm, while the import until

2025 will increase on an annual level by 77 bcm. The production of gas in Europe continues to

decline, and the EU recorded a decrease for the eighth consecutive year (it decreased by 8.8% in

2018, that is, to 109.1 bcm). This situation will create shortage of gas that will have to be solved

by import.

Gas consumption is growing in most regions in the world, except for Europe. Afrika’s

consumption will double by 2040 (to 317 bcm), while North America’s consumption will continue

to grow but at a significantly slower pace. Asian-Pacific region will replace North America as the

largest gas consumer until 2030. Figure 6 shows gas consumption trends (per region and in total

in the world).

Today, natural gas accounts for about 24% of the primary energy consumption in the EU.

Figure 7 presents projections for gas supply in Europe.

Figure 6. Gas consumption trends in bcm

(Source: OAPEC, Cedigaz. Adapted by the authors)

3 A year after global economic crises (which marked the recovery of demand).

0,000

1,000

2,000

3,000

4,000

World total

2,014

3,677

1990 2017


9

Figure 7. Gas supply projections in Europe (in bcm)

(Source: Shell – 2018/19 data. Adapted by the authors)

In recent years, the impact of LNG on the growth of global gas trade and the competitiveness

of gas transmission options has been significant. With the growing production of LNG, gas has

become available in areas far away from the gas fields. The EU has 25 large import LNG

terminals, with a total regasification capacity of 215 bcm. European imports of LNG are

forecasted to reach about 70 million tons by 2025.

LNG imports are expected to meet 17% of the total gas demand in Europe by 2040, compared

to 10% in 2017. The key suppliers of LNG for Europe in 2019 were: Qatar (35% of total import),

Russian Federation (15%), Nigeria (14%) and USA (12%). It is important to mention that in 2019

the European market became the main market for the American LNG, replacing the Asian market.

It is obvious that growing US LNG exports are affecting the flexibility of the global gas market.

The largest buyers of US LNG in Europe were Spain (4.7 bcm), the United Kingdom (3.4 bcm),

France (3.3 bcm), the Netherlands (2.3 bcm) and Italy (1.9 bcm).

Based on a comparison of data, it can be concluded that 2019 was a record year in global LNG

trade, reaching almost 355 million tons (mt), which is 13% higher than in 2018. However, in the

first part of 2020 the COVID-19 pandemic caused a global economic crisis and a drop in gas

demand. Before the outbreak of the pandemic, a new market of “abundance of oil and gas” was

being created and shaped, and the United States became the world’s largest oil and gas producer,

surpassing Saudi Arabia and Russia, due to the shale gas production boom.

It can realistically be expected that in 2020 a decrease in global LNG demand will occur due

to a decrease in gross domestic product as a result of the COVID-19 crises. In fact, all existing

projections of supply and demand for LNG for 2020 have become questionable. In 2020 (at the

time of writing this paper) the COVID-19 pandemic has a strong impact on the energy sector

creating the risk of unpredictable energy demand. The IEA document 'Global Energy Review

2020' [16] presents the impact of the COVID-19 crisis on energy resources and provides estimates

on energy consumption and CO₂ emissions until the end of 2020, which leads to conclusion that

the COVID-19 pandemic represents the largest shock for the global energy system within more

than seven decades. This document provides projections indicating that energy consumption in

2020 will fall by about 6% (in the USA the consumption will drop by 9%, and in the EU by almost

11%). The data relating to half of global demand (key markets in Asia, North America and

Europe) indicate that gas consumption has fallen by more than 3% in the first quarter of 2020.

The previously stated IEA document (after 10 years of continuous growth) projects a 5% decrease

0

100

200

300

400

500

600

2010 2015 2020 2025 2030 2035

Domestic production Norway pipeline Algeria pipeline Other pipeline Russian pipeline LNG


10

in global natural gas demand in 2020, whereby gas consumption in electricity production would

be reduced by about 7%.

4. Natural gas deposits in the Eastern Mediterranean and possible impact on the Republic

of Croatia

Levant (Italian levante: east) in the general sense means eastern countries, and in a narrow

sense it is a collective name for the countries along the eastern coast of the Mediterranean:

southern Turkey, Syria, Lebanon, Israel, Jordan and Egypt (Greece is sometimes excluded from

the term Levant) [17]. The first discoveries of natural gas in this area occurred in 1969 in Egypt,

near Alexandria. A new wave of exploration continued in the period 1999-2000 in the coastal area

of Israel and the Gaze Strip, with smaller volumes of discovered gas, leading to further discoveries

of large gas fields in the period 2009-2011 (Leviathan, Tamar and the coast of the southern

Cyprus). The next major discovery is the Egyptian Zohr gas field (discovered by the Italian Eni

in 2015).

Significant gas volumes found in the Levant could affect the redefining of the European gas

system strategy, but also encourage changes in geopolitical balance referring to energy. The

general geopolitical situation and the relations of the states that have an impact on the production

and trade of natural gas will continue to be an essential geopolitical factor. For example, new gas

fields are changing Israel’s position on the international energy market (Israel becomes a gas

exporter). Cypriot gas deposits have great energy potential (according to estimates, there are over

600 bcm of gas in Cypriot seabed). Egypt should also be emphasised – since the discovery of the

giant Zohr gas field interest in the Egyptian gas market has been created. The Zohr gas field was

primarily intended to meet Egypt’s internal gas supply needs. However, the discovery of a large

gas field puts Egypt in the position of an energy-export-oriented country. Egypt has got a potential

to become a significant energy-geostrategic factor in the Mediterranean, Africa and the Middle

East. In addition to two LNG terminals, Egypt also has a network of gas pipelines, the most

important of which is the Arab gas pipeline.

According to B. Fattouh, gas from the Levant cannot be significant enough on the global level,

but its impact will be vital regionally, if the existing reserves are fully utilized and sold [18].

Furthermore, Israel, Cyprus, Italy and Greece supported the construction of East-Med gas

pipeline, which is to connect offshore gas fields in the Eastern Mediterranean with the European

gas market through Greece and Italy (in 2017, the Memorandum of Understanding on the

construction of the gas pipeline was signed on Cyprus, by which the project got geopolitical

significance).

In conclusion, although the supply route from the Eastern Mediterranean would cover only

about 5 do 7% of European gas needs, it would have a geostrategic role for the EU. The 1300-

kilometre-long East-Med gas pipeline would also mean better connectivity and larger EU

influence in the region. It should be also emphasized that the activation of newly discovered gas

fields in the area (and the supply route from them) would establish new gas exporters – Israel,

Lebanon and Cyprus. By exploiting these deposits, they could contribute to political stability in

the region (having in mind the possibility of gas exporting to a neighbouring market). It will

therefore be necessary to set the foundations for solving open questions and for cooperation. In

fact, possibilities are many, they just need to be accomplished.

In the context of the analysis of the situation in the Levant region, the question arises as to the

geostrategic position of the Republic of Croatia in relation to possible supply routes from that

area. By the construction of the LNG terminal on the island of Krk, the Republic of Croatia will


11

achieve a greater degree of diversification of supply directions, and increase the level of security

of gas supply, not only for Croatia but also for the neighbouring countries. One segment of the

development of the Croatian supply routes is the Ionian-Adriatic Pipeline (IAP), which could

connect to TAP gas pipeline in Albania and provide a new supply route for the EU through

Montenegro, Bosnia and Herzegovina and the Republic of Croatia. Along with East-Med it would

be part of gas pipeline network allowing better diversification of import routes in this part of the

world. With the implementation of the LNG terminal on Krk and the IAP gas pipeline, Croatia

would become an important transit country towards the Central Europe. The part of the gas that

would be transported through the Croatian territory could also be gas from the Levant gas deposits

(gas import through the East-Med gas pipeline).

5. Conclusion

Gas can be a vital component of the energy mix during the transition period towards the

decarbonised future. In this context, the gas sector needs to become aware of challenges associated

with climate changes and provide adequate solutions to make gas a key (not just acceptable)

energy source in the transition period that will last for several decades. The planned

decarbonisation of the gas infrastructure by using hydrogen should certainly be considered.

Furthermore, open rivalry among gas and renewable sources should be replaced by innovative

thinking on combining technologies of natural gas and renewable sources, especially in electricity

production and storage of its surpluses. This would increase the benefits and reduce the

disadvantages of individual technologies, with the common goal to reduce CO₂ emission. In fact,

gas should not compete with renewable energy sources but with coal. Coal should be replaced by

gas since the use of gas generates significantly lower emissions.

In the view of considering energy future, none energy source should be easily eliminated.

Having in mind various projections, today it is difficult to say whether natural gas is an indicator

of "bright age" or just an indicator of some past (fossil) age.

The general political situation and disputes among countries that have a stronger influence on

natural gas production and trade will continue to pose a significant geopolitical risk. Without

knowledge of global trends, it is not possible to analyse the EU gas market, which is significantly

dependent on gas imports.

In the coming years, it will become clear to which extent a decarbonised gas system can be

competitive to production of heat and electricity from low or even zero carbon alternatives in

terms of costs. In this context, the role of hydrogen is also important as a missing link in the energy

transition and the key technology for achieving climate and energy goals. The infrastructure for

natural gas transmission will also have to be developed to be used for hydrogen transport and

storage. Potentially large benefits of hydrogen use, both for the environment and for consumers

and the economy, could accelerate the transition of the European energy sector towards the green

future. There is certainly no silver bullet for achieving this, since the energy transition requires

innovative participants with a vision of how to shape new business models that will ensure a

prosperous future, having in mind that we still do not have all the necessary knowledge on how

to remove uncertainties in order to successfully implement the energy transition. In doing so, it

can be assumed that new technologies will emerge, enabling reduction of greenhouse gases

emission. Therefore, a role of gas will also have to be realistically valorised in this view.

References

[1] Klare M. The Race for What's Left: The Global Scramble for the World's Last Resources.

Metropolitan Books, 2012


12

[2] Banovac E, Stojkov M, Kozak D. Designing a Global Energy Policy Model. Proceedings of the ICE

- Energy, 2017, 170(1), pp. 2−11 doi:10.1680/jener.16.00005

[3] Rifkin J. Entropija: Nov pogled na svijet. Misl, Zagreb, 2002

[4] Banovac E. Prirodni plin – bitan energent 21. stoljeća. Plin, 18(4), 2018, pp. 4−8

[5] Smil V. Energy and Civilization, A History. The MIT Press. May 2017

[6] Smil V. Energy Transitions: Global and National Perspectives. Second Edition, Dec 2016

[7] Hutchinson L, Hight C. What is Methane and Why Does it Matter? January 2020, Rocky Mountain

Institute (RMI)

[8] The Role of Gas in Today's Energy Transitions. World Energy Outlook special report. International

Energy Agency – IEA, Paris, 2019

[9] https://www.eib.org/en/press/all/2019-313-eu-bank-launches-ambitious-new-climatestrategy-and-

energy-lending-policy.htm

[10] European Green Deal. COM (2019) 640 final. European Commission, Brussels, 2019

[11] European Hydrogen Backbone. How a Dedicated Hydrogen Infrastructure can be Created. July 2020

[12] A Clean Planet for All. A European Strategic Long-term Vision for a Prosperous, Modern,

Competitive and Climate Neutral Economy. COM (2018) 773 final. European Commission, Brussels,

28.11.2018

[13] A Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe. COM (2020) 301 final. European Commission,

Brussels, 2020

[14] Pavlović D, Jovičić M, Bolanča A, Radoš K. Može li energetsko-geopolitički projekt Gazproma

„Sjeverni tok 2“ redefinirati geopolitičke, energetske i ekonomske odnose u Europi? Plin, 17(4), 2017,

pp. 23−37

[15] BP Statistical Review of World Energy 2019, 68th edition. January 2020

[16] Global Energy Review 2020, The Impacts of the Covid-19 Crisis on Global Energy Demand and CO2

Emissions. International Energy Agency – IEA, Paris, April 2020

[17] Pavlović D, Kovačić T, Bolanča A. East-Med plinovod i izgradnja infrastrukturne mreže Levantske

regije kao dijela nove europske plinske infrastrukture – geopolitički i geostrateški izazovi. Nafta i

Plin, 2019, 39(158), pp. 50−59

[18] Fattouh B. The Geopolitics of East Med Gas: Hyped Expectations and Hard Realities. Oxford Institute

for Energy Studies. June 2019


13

Deep decarbonization using hydrogen as a fuel for

power generation and cogeneration

Michael Welch

Siemens Industrial Turbomachinery Ltd., Lincoln, United Kingdom

Abstract

Energy production is responsible for a significant proportion of global CO2 emissions. The energy

industry is responding to the challenging CO2 reduction targets set by installing increasing renewable

power generation, switching from high carbon fuels such as coal and fuel oils to natural gas and LPG, and

seeking ever higher energy efficiencies. However, switching to these lower carbon content fossil fuels,

even with efficiency improvements, is insufficient to meet the deep decarbonization targets proposed by

the European Union.

The drive in Europe is for net zero carbon emissions, which requires huge penetration of renewables

such as wind and solar PV. These intermittent renewable power generation sources will always require

some form of energy storage or back-up power generation to cover short-term, medium-term and seasonal

variations in output to ensure security of supply. To maintain the lowest possible CO2 footprint, hydrogen

(H2) is viewed by an increasing number of observers as offering this mid-to long term and seasonal storage

potential.

Hydrogen is not a new fuel for gas turbines, with millions of operating hours accumulated on high

hydrogen content fuels in refineries and in chemical and petrochemical applications. However, most

experience has been gained on diffusion flame combustion systems, so the challenge moving forward is to

be able to burn up to 100% hydrogen in Dry Low Emissions combustion systems. Hydrogen-fuelled gas

turbines offer both flexible baseload and renewables support possibilities with low CO2 footprints. The

Global Warming Potential (GWP) of these approaches depend greatly on the ‘colour’ of the hydrogen

produced, that is whether it produced using zero carbon processes or from the reformation of fossil fuels.

This paper considers the potential benefits of hydrogen as a zero-carbon fuel, how it can be produced

with minimal CO2 emissions, and the technical and commercial challenges that must be overcome for the

hydrogen economy to develop.

Abbreviations

ATR Auto-thermal Reforming

CCGT Combined Cycle Gas Turbines

CCS Carbon Capture and Sequestration

CO2 Carbon Dioxide

DLE Dry Low Emissions

GWP Global Warming Potential

H2 Hydrogen

IEA International Energy Agency

LCOE Levelized Cost of Electricity

PV Photo-Voltaics

SMR Steam Methane Reforming

TIT Turbine Inlet Temperature


14

1. Introduction

Secure energy supplies, and especially electricity, are vital for modern society. Economic

growth, improved health and quality of life are dependent on access to affordable supplies of

electricity. This gives rise to the so-called Energy Trilemma (see

Figure 3) – how to provide secure, affordable electricity but with minimal impact on the

environment.

Figure 3. The Energy Trilemma – the need to balance environmental impact,

security of supply and price of electricity

Currently environmental thinking on energy production is dominated by the desire to reduce

greenhouse gas (GHG) emissions, and specifically CO2. Energy production – electricity and heat

- is the largest single contributor to global man-made CO2 emissions, accounting for 42% of total

CO2 emissions according to the IEA. There are four ways to reduce CO2 emissions from energy

production: increase the installed capacity of renewable power generation, or zero carbon

generation suc as nuclear power; add carbon capture to remove the majority of the CO2 from the

exhaust gas streams of fossil fuel power plants and boilers; improve the efficiency of power

generation; or switch to lower carbon content fuels or use non-carbon containing fuels.

In recent years, the focus has been on installing increasing amounts of renewable power

generation, predominantly wind and solar PV. The intermittency of wind and solar generation

creates challenges for Transmission and Distribution grid operators: some form of back-up

generation is required in periods of low renewables production to ensure security of supply, while

in times of high renewable power production, transmission system limitations often lead to

renewables generation being ‘constrained’, deliberately reduced or shut-off. Thus, there is the

need for some form of energy storage, especially as renewables penetration on the power grid

increases, to balance out the supply of renewable electricity and load demand. However, wind and

solar PV do not directly address the issue of heat production: in many countries fossil fuel energy

consumption for domestic heating or industrial process heating exceeds electricity consumption

and creating an all-electric ‘heat’ infrastructure is neither technically practical or economically

viable.

There are various different forms of energy storage, depending on whether the need is for

short-term, medium-term or long-term/seasonal storage. Batteries are often cited as a key

technology for energy storage and the energy transition to a low or zero carbon economy, but in

reality batteries are best suited to short-term storage up to around 4 hours. With solar energy

unavailable for up to 12 hours er day, and sometimes low wind conditions for days at a time,

batteries cannot provide the security of supply required economically. To provide such large

anmounts of energy storage to ensure security of supply, pumped hydro or chemical energy


15

storage methods offer the more attractive economics. This is where many observers see hydrogen

playing a major role in the decades to come, to provide zero carbon electricity to displace fossil

fuel consumption in supporting renewables and ensuring security of energy supplies.

2. The Benefits of Hydrogen for Decarbonization of Energy Production

The power generation industry, especially in Western Europe and now inceasingly in North

America, has decarbonized by introducing renewables and switching from a coal-based central

generation model to natural gas-fired generation, making use of an existing natural gas

transmission and distribution infrastructure. While this fuel switching has led to decarbonization

of power generation, the carbon intensity achieved is still far in excess of the ultimate net zero

goals proposed by national Governments. Even the addition of carbon capture onto fossil fuel

plants will not meet zero CO2 emissions, so the only option is to use a zero-carbon fuel such as

hydrogen. Using hydrogen allows the existing natural gas infrastructure to be utilized, minimizing

the cost of the energy transition and helping keep energy affordable. By blending hydrogen into

the natural gas network or using 100% hydrogen as a fuel gas for power generation, a route map

can be established to achieve the zero-carbon power generation pathway (see Figure 2).

Figure 2. Impact on CO2 emissions from Power Generation by efficiency improvements, adding CCS and

fuel switching to lower and zero carbon fuels

(Source: Siemens, based on US EIA emissions data)

Hydrogen has the additional benefit in that it can be used as a fuel for heat production too.

Before the widespread use of natural gas in domestic applications and industry, ‘town gas’ was a

popular fuel, a blend of predominantly hydrogen and carbon monoxide created from coal.

Blending hydrogen into the existing natural gas networks will help decarbonize heat production

too. There are many ongoing activities in this sector: HyDeploy in the United Kingdom is a project

where the natural gas network within Keele University will include up to 20% H2 by volume,

with several other similar schemes to decarbonize domestic heat proposed, such as HyNet in

Northwest England and Leeds 21, where the intention is to fuel the city cntre of Leeds on 100%

H2. Domestic boilers are now available to operate on both natural gas and natural gas/hydrogen

blends of up to 100% H2, helping to future-proof a homeowner’s or business’s investment.

Hydrogen is now also undergoing trials as a fuel in industries such as steel production, replacing

coke or coal, where electrification is not possible. The Voestalpine steel plant in Linz, Austria will

install the world’s largest electrolyzer to help decarbonize operations.


16

But it is also in power generation that hydrogen can play a major role in achieving low or net

zero carbon emissions. Figure 3 shows how renewables production in the UK under a potential

‘100% renewables’ scenario compares to load demand over a week in summer without energy

storage. Periods of over-production and under-production can clearly be seen. Load demand

increases in winter, so if renewables capacity was based on average winter demand, in summer

there would be periods of considerable over-production from renewables, leading to the need for

seasonal storage.

Figure 3. Typical UK Summer electricity consumption profile compared to wind generation

(Source: National Grid, UK)

When renewable electricity is not available, hydrogen-fuelled gas turbines can be used to

balance the system and provide zero-carbon electricity (and heat). Hydrogen can be stored for

both short-term and longer-term applications. Storage in pressurized tanks is suitable for short-

term storage, allowing smaller quantities to be used in peaking type gas turbine applications, while

salt cavern storage enables flexible base-load type gas turbine operation to be performed. How

hydrogen can be produced to support gas turbine operation in these different operational scenarios

is described in sections 3 and 4.

An additional benefit of hydrogen over over forms of energy storage is that it can be used in

other industrial sectors – the so-called sector coupling. Industries such as fertilizer or methanol

manufacture have to create their own H2, which today creates CO2 emissions: globally the

fertilizwr industry is responsible for about 2% of CO2 emissions. Displacing ‘fossil fuel’ H2 with

‘green’ or ‘blue’ H2 helps reduce the global environmental impact of these industries.

Additionally, hydrogen can be used as a fuel in the transportation sector, either directly in fuel

cell vehicles or to manufacture synthetic liquid fuels.

3. The Challenges of Burning Hydrogen in a Gas Turbine

Hydrogen is not a new fuel for gas turbine applications: many millions of operating hours

experience have been gained on high hydrogen content fuels, predominantly waste gases from oil

refining or other chemical and petro-chemical processes. However, the characteristics of hydrogen

create challenges for the combustion engineer: while these characteristics are well understood,

operational experience has predominantly been on gas turbines fitted with diffusion flame

combustion systems, using water or steam injection for NOx control. In an increasing number of

countries, emissions limits for NOx are now below the levels that can be achieved using these

‘wet’ NOx suppression techniques, as well as water being a valuable commodity in many places.


17

The new challenge is to be able to burn high hydrogen content fuels in modern Dry Low Emissions

combustion systems.

3.1. Combustion Challenges

The ability of a gas turbine combustor to burn a fuel depends on a number of factors associated

with the fuel composition, but the key factors are [1]:

- Wobbe Index

- Flame speed

- Flashback potential

- Dew point

Wobbe Index is a measure of the energy content in a fuel gas. Hydrogen or hydrogen/natural

gas blends have a slightly lower Wobbe ndex than natural gas. This means that more fuel volume

is required to provide the required energy input for correct gas turbine operation and peformance.

This means that fuel injector passages, fuel valves and pipework may need to be larger than for

an equivalent natural gas only fuel system. Much experience has been gained on operating gas

turbines on medium calorific value content fuels such as biogas, so this sizing issue has been

addressed before, although the materials used may need to be adapted due to hydrogen’s ability

to diffuse through mild steels and the potential for hydrogen embrittlement.

In the case of hydrogen or hydrogen/natural gas blends, the major concerns are around flame

speed and flashback potential. Hydrogen has a significantly higher flame speed than most other

gases commonly found in fuel gas streams, as shown in Table 1 below.

Table 2. Comparison of flame speeds of common constituents in fuel gases

(Source: Welch, ASME Power 2019 [1])

Gas Chemical Formula Maximum Flame Speed

(cm/s)

Methane CH4 37.3

Ethane C2H6 44.2

Propane C3H8 42.7

Carbon Monoxide CO 42.9

Hydrogen H2 291.2

The higher flame speed leads to the possibility of flashback, where the flame front moves

closer to the injector leading to the possibility of combustion occurring at the burner tip or within

the fuel injector causing rapid and catastrophic component damage. The burner design and fuel

delivery systems therefore need to be modified to ensure the flame is correctly positioned within

the combustion chamber.

Hydrogen also has a much wider flammable region than methane, the main constituent in

natural gas. As hydrogen will combust over a much wider range of fuel/air ratios, combustion

may appear in areas within the combustor not normally considered when the gas turbine is

operating on natural gas. Thus the combination of increased flame speed and wider flammable

region change the flame shape, as shown in Figure 4 [4].


18

Figure 4. Variation in flame shape with increasing hydrogen

volumes blended into natural gas

(Source: Larfeldt et al, Siemens [4])

3.2. NOx Emissions

Hydrogen burns with a hotter flame than natural gas, and so operating a gas turbine on

hydrogen-rich fuels generates higher levels of thermal NOx than on natural gas fuel. This creates

a challenge to meet legislative requirements, even where legislators recognize the issue and higher

NOx levels are potentially permitted, depending on the location of the installation. Table 2 shows

the comparison of maximum NOx levels permitted within the European Union (EU) for gas

turbines operating on natural gas and gaseous fuels other than natural gas.

Table 3. Comparison of maximum permitted NOx emissions within the EU

(Source EU Industrial Emissions Directive)

NOx Emission Limit Values (mg/Nm3 for new engines and gas turbines

(applicable for 70 – 100% operating load)

Natural Gas Gaseous Fuels other than natural

gas

1 to 50MWth fuel input 50 120

>50MWth fuel input 50 75

The vast majority of operational experience to date on gas turbines using high hydrogen

content fuels has been in conventional diffusion flame combustors. Even with higher permissible

NOx emissions allowed by legislation, it is unlikely that these values can be achieved even with

‘wet’ emission control technology such as steam or water injection, without derating the power

output of the as turbine by reducing the Turbine Inlet Temperature (TIT). Figure 5 shows the

comparison of calculated NOx emissions of a 5MW gas turbine with a diffusion flame combustor

for operation on 100% natural gas or 100% hydrogen. The maximum permitted NOx levels stated

in Table 2 cannot be met in either fuel case when a diffusion flame combustion system is used.

Therefore it is necessary to investigate the acceptability of high hydrogen content fuels in Dry

Low Emissions (DLE) combustion systems, and preferably without applying TIT reductions.


19

NOx emissions (mg/Nm3)

Figure 5. Comparison of calculated NOx emissions for a 5MW class gas turbine for natural gas and 100%

hydrogen fuel

(Source: Siemens)

Combusting gaseous fuels containing hydrogen in DLE combustion systems has not proven

straightforward, although some injector designs have proven to have more flexibility than others.

Some OEMs have with just minor modifications have achieved levels up to 60% hydrogen by

volume and sub-25ppm NOx with no noticeable or acceptable performance derates, whilst others

struggle to achieve a 20% hydrogen content by volume which many observers see as being the

minimum level as the hydrogen economy develops [2].

Most modern gas turbines base their DLE combustion systems on the lean premix concept,

where, unlike the diffusion flame combustors, fuel and air are mixed prior to injection into the

combustion zone. While pre-mixed combustion reduces the flame temperature compared to

diffusion combustion, the stable combustion range is narrower and there is a higher tendency for

flashback to occur. Development work undertaken by Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS)

on their standard lean premix injector identified that the swirl used to pre-mix the air and fuel

created a low pressure, low flow velocity region at the center of the swirl, leading to a very high

risk of flashback on hydrogen contents in natural gas as low as 10% by volume. By modifying the

injector design to increase the flow velocity at the center of the swirl, the risk of flashback

occurrence was reduced and the permissible hydrogen content increased to 30% by volume [3].

Other OEMs have successfully tested modified natural gas DLE burner designs and permitted

commercial release on levels up to 60% hydrogen by volume blended in natural gas. Test and

development work undertaken by Siemens [4] on up to 100% hydrogen has identified three main

combustion regimes for hydrogen/natural gas blends:

- Less than 60% hydrogen by volume, where a slight increase in flame velocity is seen

and the chemistry is hydrocarbon dominated

- An intermediate regime from 60% to 90% hydrogen by volume

- A hydrogen-dominated chemistry regime for over 90% hydrogen content by volume,

where a dramatic increase in laminar burning velocity occurs.

The shape of the fuel injector can also influence the possibility of flashback occurring, with

sharp edges in particular exacerbating the possibility of flashback. Additive manufacturing has

been used by Siemens to create rapid prototypes to allow testing of different burner designs, and

enabled revised burner front profiles to be printed to a smoothness and precision previously

unachievable in traditionally manufactured burners [4].

0

500

1000

1500

2000

2500

Unabated Steam or WaterInjection

Natural Gas

Hydrogen


20

Figure 6. Comparison of a traditionally manufactured burner machined from 13 parts with 18 welds with

a single piece Additive Manufactured (AM) burner design

(Source: Siemens internal)

Two 25MW class gas turbines will be supplied by Siemens to a Brazilian refinery for operation

on a refinery off-gas with a nominal 60% H2 content using AM burners based on a natural gas

DLE design concept as shown in Figure 6. It is believed that this installation will have the highest

H2 volume acceptance for any modified natural gas DLE burner design when the plant becomes

operational.

It will be challenging to achieve optimized combustion and gas turbine performance using a

modified natural gas DLE combustion system for H2 concentrations above 80% volume.

However, developments based on designs with multiple fuel injection points, such as multi-cluster

type concepts, which create multiple small flames show promise in attaining the goal of burning

100% hydrogen as a fuel with low NOx emissions and without an excessive gas turbine

performance derate [2]. Progress is being made though to enhance the H2 capability of natural gas

burner designs to help provide future-proofing and extended life for current assets or proposed

new build gas-fired CCGT. The current status of the Siemens gas turbine portfolio with respect to

hydrogen accepance is shown in Figure 7 below.

Figure 7. Current H2 capabilities for the Siemens Gas Turbine portfolio based on H2/Natural Gas blends

(volume %)


Traditionally manufactured burner AM H2 adapted burner


21

4. Hydrogen Production Methods

Hydrogen (H2) does not occur naturally in its elemental form on earth. It must be produced

from substances that contain hydrogen, which requires considerable energy to achieve. Hydrogen

is today described by colur according to ts source. Broadly speaking, production of hydrogen can

be classified into: brown hydrogen (i.e. hydrogen production generating CO2 emissions), blue

hydrogen (e.g. CO2 generating hydrogen production combined with carbon capturing) and green

hydrogen (e.g. electrolysis from surplus renewable energies). More recently new colours have

been introduced, such as turquoise for H2 produced using nuclear energy, to differentiate between

renewable and non-renewable zero-carbon electricity sources.

4.1. Brown hydrogen

Some industrial processes, such as Propane Dehydrogenation, Refining and Ethane Cracking,

produce off-gases that contain some hydrogen which can be separated from the other constituents,

but the majority of hydrogen is produced by thermochemical processes. Most hydrogen produced

in Europe comes from steam methane reforming (SMR) of natural gas. Auto-thermal Reforming

(ATR) is another thermochemical process, which is slightly more efficient than traditional SMR.

While these processes can produce H2 at a cost below €2/kg, between 8 and 10kg of CO2 are

typically released for every 1kg of H2 produced according to a study by Shell in 2017 [5].This

elimnates a significant portion of the CO2 savings made by introducing hydrogen into the fuel mix

for power generation – actually in the case of a modern high efficiency CCGT, more CO2 is

released during hydrogen production using SMR than is released by burning natural gas in the gas

turbines!

4.2. Blue hydrogen

SMR and ATR produce a CO2 stream which can be readily captured, and sequestered. If

combined with carbon capture and storage (CCS), the produced hydrogen from SMR and ATR

processes can be considered as blue. This approach is part of the energy transition roadmap

proposed by a number of Oil & Gas companies, and the basis of the HyNet project proposal in

Northwest England which propsed to decarbonize the industrial cluster in the Merseyside region

making maximum use of the existing pipeline infrastructures: an advanced ATR process will be

located at a refinery site to produce hydrogen from natural gas, and the CO2 produced will be

captured and sequestered in nearby depleted offshore gas fields.

As well as SMR and ATR, hydrogen can also be produced through the gasification of biomass,

or coal when steam or water is introduced into the process. Gasification produces a ‘syngas’

containing predominantly hydrogen and carbon monoxide (CO), so processes can be introduced

to produce a pure hydrogen stream for use as a fuel. A shift reaction can then turn the CO into

CO2 for sequestration.

Blue hydrogen would seem the most logical approach when continuous production of

hydrogen is required. Estimates from HyNet for the cost of production from an advanced ATR

process developed by Johnson Matthey are below €2/kg, including the cost of the CCS required,

making blue hydrogen competitive with brown hydrogen. However, this is still around twice the

cost of natural gas on a €/GJ basis based on current UK natural gas prices.

4.3. Green hydrogen

Electrolysis of water is another option for hydrogen production [5]. If the electricity required

for this is taken from the existing grid infrastructure, then CO2 is still emitted to produce the


22

hydrogen. The 2017 Shell study indicates that using the current EU energy mix, CO2 emissions

are between 220 and 230g per MJ of H2 produced. If, however, the electricity is obtained from

renewable/carbon free sources, the produced hydrogen can be considered as virtually CO2 free

and thus green. There are several different types of electrolysis system available: Alkaline

Electrolysis (AE) systems have been around for around 100 years, while Proton Exchange

Membrane (PEM) and Anion Exchange Membrane (AEM) systems are also available. Solid

Oxide Electrolysis (SOE) is currently in the experimental stage.

Green hydrogen is the ultimate goal for most climate change activists. However, it is currently

the most expensive way to produce hydrogen, with costs ranging from €5/kg to €8/kg depending

on the cost of electricity. Forecasters believe the cost of green hydrogen can be competitive against

blue and brown hydrogen on a €/kg basis as electrolyzer costs fall due to increased deployment,

while renewable electricity is forecast to becomes cheaper, and natural gas costs and CO2 taxes

are expected to rise. However, cost parity is not expected to occur until the 2030s at the earliest.

A preliminary study carried out internally in Siemens compared a 100% renewable solution

to a conventional natural gas-fired CCGT. Based on today’s costs, the LCOE for the zero carbon

solution is about twice that of a conventiona natural gas-fired CCGT. The initial investment for

green hydrogen is very high though: as well as the cost of the electrolyzer, the cost of the

additional renewable power generation and the cost of H2 storage need to be factored in, as well

as the reconversion of H2 to electricity. Compared to a conventional CCGT, a zero-carbon power

generation plant based around onshore wind and a H2-fuelled CCGT will cost around ten times as

much: Figure 8 indicates that for 88MW continuous power generation, assuming a 35% capacity

factor for the renewable power generation, a 450MW onshore wind farm would need to be

constructed, along with 362MW of electrolyzers and 35000m3 of H2 storage capacity at 100bar,

as well as the 88MW H2 CCGT to generae the power when the wind wasn’t blowing.

Figure 8. LCOE and CAPEX comparison for natural gas-fired CCGT versus a ‘green’ H2 option


5. The Potential Pathways for Hydrogen as a Fuel for Power Generation

There are a number of different potential pathways for hydrogen to be used to help decarbonize

energy production, depending on whether the development is a new greenfield development or

trying to extend the life of an existing asset or infrastructure. The adopted route – or routes – will

depend as much on political and geographical factors as technology.

Efficiency improvements and switching to reduced carbon fuels alone will not achieve the

deep de-carbonization targets desired. One potential route to quickly achieve some CO2 reduction

is to partially displace natural gas with H2, by injecting H2 into the existing natural gas

infrastructure. This can have a much more significant impact on CO2 reduction than efficiency


23

improvements alone. Blending hydrogen into natural gas has the benefit that existing power

generation assets could potentially be modified to run on the fuel blend, reducing the overall

investments required to achieve de-carbonization. As shown in Figure 9, a 55% efficient CCGT

operating on a 60% natural gas/40% H2 fuel gas blend (volume basis) will emit less CO2 per MWh

of electricity generated than a 65% efficient CCGT operating on 100% natural gas. In addition,

blending H2 int the existing natural gas infrastructure will help decarbonize other energy

production sectors as well as power generation.

Figure 9. CO2 emissions in g/kWh for natural gas/hydrogen blends

(Source: Welch, ASME 2019 [1])

Current thinking is that existing high-pressure natural gas transmission pipelines will be

limited to around 20% to 25% H2 content by volume, which limits the decarbonization benefits

unless pipeline upgrades are undertaken. However, it is an interesting first step to decarbonization

and the hydrogen economy that is foreseen to have minimal impact on all users connected to the

natural gas network. In this instance, the H2 could come from any source, brown, blue or green,

although the overall global impact on CO2 reductions would depend on the H2 production method.

Dedicated H2 production facilities could be located adjacent to high energy consumers and

power plants, using the existing natural gas infrastructure to deliver the feedstock to create the H2

required. This reduces the challenges associated with H2 transportation and storage, as H2

production is matched to demand. This approach enables 100% H2 zero-carbon baseload or

intermediate power generation, with any surplus H2 potentially going into other industry sectors

(such as chemicals or transportation), while any shortfall in H2 availability can be compensated

for by using natural gas. Investment costs are reduced by utilizing existing natural gas

infrastructure where possible, although additional investment in CO2 pipelines for sequestration

and repurposing existing Oil & Gas assets may be required.

The third option, applicable to a very high renewables penetration scenario, is to use surplus

renewable energy to create and store hydrogen via electrolysis. The hydrogen would then be

burned in gas turbines at times of low renewable generation so that zero carbon power can be

generated to meet load demand at all times. While this is the most environmentally friendly, and

politically preferred, option, it is also the most expensive option.

6. The Legislative Challenges

While the technical and economic challenges are considerable, the political and legislative

challenges are equally as daunting.

Combustion emissions are one aspect that need to be addressed if the zero carbon benefits of

H2 are to be fully realized. While EU guidelines allow for higher NOx from non-natural gas fuels,

local environment agencies are more reluctant to relax the limits and want to see the same levels

CCGT 65%

efficiency


24

apply to H2 as to natural gas. This may lead to either reduced gas turbine performance to meet the

prescribed NOx limits, or the need to add post-combustion clean-up systems with the additional

capital cost and oprating costs that will be incurred.

Emissions permits tend to be issued on a per site basis. Anyone therefore installing an SMR

or ATR on their own facility to produce H2, may find themselves hit by CO2 taxes for the CO2

not captured in the CCS process, despite the overall decarbonization benefits, although this will

be offset by the CO2 savings from switching from fossil fuels to a zero carbon fuel in their

processes.

‘Blue’ hydrogen may not be politically acceptable, as many countries have limited potential

CO2 sequestration resources or are unconvineced about the long-term safety of CCS. Long-term

storage of large quantities of hydrogen is another area where legislation needs to be reviewed to

ensure the hydrogen economy can develop without incurring excessive costs.

But the greatest challenge is the economics: subsidies will be required to kick-start the

hydrogen economy, but even once the equipment costs start to fall due to increased deployment

and technological advances, the investment costs and cost of energy are likely to remain higher

than those for traditona fossil fuel energy production. Long-term subsidies on the scale required

are unlikely to be forthcoming, and in a global marketplace, no Government wants to see its

industries disadvantaged by higher energy costs than found in countries with less of a ‘green’

agenda.

7. Conclusions

Hydrogen and hydrogen-fuelled gas turbines have the potential to play a major role in

decarbonizing energy production. The technical challenges are understood and pathways in place

to develop the necessary modifications to enable equipment operation on up to 100% hydrogen.

While there are cost challenges, development of the ‘hydrogen economy’ offers the potential to

re-use existing infrastructure and re-purpose existing assets in both the Power Generation and Oil

& Gas sectors.

While a cost-effective ‘green’ hydrogen economy is the ultimate goal of many politicians,

‘blue’ hydrogen can help develop the infrastructure and hydrogen volumes required to achieve

total decarbonization. The long-term future of natural gas may therefore be as a feedstock for

hydrogen production, rather than as a low carbon fuel in its’ own right.

References

[1] Michael Welch, Siemens, Decarbonizing Power Generation through the Use of Hydrogen as a Gas

Turbine Fuel, ASME Power2019-1821, Salt Lake City, USA

[2] ETN Global Report, January 2020, Hydrogen Gas Turbines: The Path towards a Zero-Carbon Gas

Turbine

[3] Kenji Miramoto, Kei Inoue, Tomo Kawakami, Sosuke Nakamura, Satoshi Tanimura and Junichiro

Masada, Mitsubishi Hitachi Power Systems, Development of Hydrogen and Natural Gas Co-firing

Gas Turbine, 9th International Gas Turbine Conference, Brussels, Belgium, October 2018

[4] Jenny Larfeldt, Mats Blomstedt, Mats Bjorkman and Asa Lyckstrom, Siemens, Hydrogen Co-firing

in Siemens low NOx industrial gas turbines, PowerGen International 2018 Conference, Orlando,

December 2018

[5] Shell Hydrogen Study 2017: Energy of the Future? (joint study with the Wuppertal Institute)


25

Uloga plina u integriranoj energetskoj tranziciji prema nisko-ugljičnom

gospodarstvu

A role of gas in an integrated energy transition towards low carbon economy

doc. dr. sc. Nikola Vištica, dipl. ing.1

Hrvoje Brlečić-Layer, dipl. ing.2

prof. dr. sc. Igor Sutlović, dipl. ing.3

1Hrvatska energetska regulatorna agencija, Zagreb, Republika Hrvatska 2 Deutsche Energie-Agentur GmbH (DENA) - German Energy Agency, Berlin, Germany

3 Fakultet kemijskog inženjerstva i tehnologije, Zagreb, Republika Hrvatska

Sažetak

Globalne trendove na energetskim tržištima današnjice obilježava intenzivno planiranje i postepena

realizacija različitih rješenja za tranziciju prema nisko-ugljičnom gospodarstvu. Imperativ zaštite okoliša

te suzbijanje ili barem ublažavanje klimatskih promjena su osnovni pokretač navedenih procesa koji se

pretežito zasnivaju na sve značajnijoj uporabi obnovljivih izvora energije koji cijenom postaju konkurenti

dosadašnjim glavnim izvorima energije – nafti, plinu, ugljenu i nuklearnoj energiji, kao i na primjeni mjera

energetske učinkovitosti.

U ovom trenutku međunarodna praksa nije ujednačena i teško je predvidjeti dinamiku i opseg navedene

tranzicije, ali jasno je da Europska unija želi biti predvodnik tog procesa. Pritom je buduća uloga plina,

kao najčišćeg fosilnog goriva, u zadnje vrijeme obilježena brojnim nepoznanicama. Dosadašnja

općeprihvaćena komparativna prednost plina kao jedinog fosilnog goriva komplementarnog obnovljivim

izvorima energije se dovodi u pitanje.

U radu se opisuje napuštanje korištenja ugljena u pojedinim državama, uloga bioplina i vodika kao

potencijalnog energenta budućnosti, problematika skladištenja energije, tehnologije izdvajanja,

skladištenja i korištenja ugljika (CCS/CCU) za proizvodnju sintetičkog plina i druge uporabe, razvoj nisko-

ugljičnih plinovitih goriva, te trenutačni razvoj globalne i europske legislative i drugih dokumenata.

Pokušava se naći odgovor na pitanja: da li će se i koliko plin koristiti u budućnosti, kakav bi to mogao

biti plin te kakva je budućnost postojeće i plinske infrastrukture koja je u izgradnji?

Ključne riječi: energetska tranzicija, nisko-ugljična plinovita goriva, vodik, Power-to-X, tržišno

uparivanje, europski zeleni plan

Abstract

Global trends of energy markets are characterized by intensive planning and gradual implementation

of solutions aiming at low carbon economy. Impetus of environmental protection and mitigation or at least

alleviation of climate change are the main drivers of the said processes which are predominantly based on

growing usage of renewable energy sources that are becoming price competitive to former main energy

sources – oil, gas, coal and nuclear energy, as well as deployment of energy efficiency measures.

At the moment international practice is not aligned and it is difficult to envisage dynamics and scale

of said transition but it is clear that the European Union wants to be a forerunner of the process. Thereby

is the role of gas as the cleanest fossil fuel characterized by many uncertainties. Formerly generally

recognized comparative advantage of gas as the only complementary fossil fuel in relation to renewable

energy sources is being questioned.

The article depicts coal exit announced in certain countries, role of biogas and hydrogen as the potential

energy carrier of the future, technology for carbon capture, storage and usage (CCS/CCU) in production

of synthetic gas and else, development of low carbon gaseous fuels and current status of global and

European legislation and other documents in the field of energy and climate.


26

The authors tries to find an answer on questions - will gas be used and how much in the future, what

kind of gas could that be, what is the future of existing and gas infrastructure being developed.

Key words: energy transition, low carbon gaseous fuels, hydrogen, Power to X, market coupling,

European Green Deal

1. Uvod

Globalno zagrijavanje, onečišćenje jedinog nam prirodnog okoliša i sve vidljivije klimatske

promjene potaknule su čovječanstvo na akciju. Prvi konkretni koraci napravljeni su Kyotskim

protokolom [1], a nastavljeni su Pariškim sporazumom o klimatskim promjenama [2], donesenim

2016. kao prvim pravno obvezujućim globalnim klimatskim sporazumom kojim je utvrđena

ciljana razinu globalnog zagrijavanja ispod 2°C, uz nastojanje održanja razine od 1.5°C iznad

pred-industrijskog prosjeka. Europska unija (dalje: EU), kao svjetski lider zaštite okoliša, donosi

niz dokumenata detaljnije opisanih u poglavlju 3. kojim se analiziraju mogućnosti smanjenja

onečišćenja i uvode konkretni koraci u svim industrijskim granama, a posebno u energetici, od

kojih posebno treba izdvojiti Čist planet za sve [3] i Europski zeleni plan [4].

U radu se analizira današnja uloga prirodnog plina (potrošnja, trendovi, razvoj infrastrukture,

konkurentni energenti današnjice i budućnosti) na globalnoj i europskoj razini. Detaljno se opisuju

procesi postizanja klimatski neutralne Europe, razlozi donošenja i ciljevi pojedinih dokumenata

iz već sada značajnog fundusa. Posebno se analizira uloga prirodnog plina, kako u procesima

smanjenja onečišćenja koji su u tijeku (primjerice zamjena ugljena prirodnim plinom), tako i

onima koji se mogu očekivati u budućnosti (povećanje umješavanja biometana i vodika,

prenamjena sustava za čisti vodik i sl.).

Cilj rada je ukazati na moguće scenarije korištenja plina u budućnosti, očekivane tipove plina

budućnosti, te načina prelaska na buduće korištenje plina uz maksimalno korištenje postojeće

infrastrukture i plinskih uređaja.

2. Aktualni značaj plina kao energenta

Korištenje prirodnog plina danas je široko rasprostranjeno, počevši od korištenja u industriji

kao energenta i kao sirovine, korištenja za energetske transformacije, prvenstveno proizvodnju

električne energije, korištenja u cestovnom i brodskom (u novije vrijeme) prometu kao stlačeni i

ukapljeni (u novije vrijeme) prirodni plin pa do korištenja u kućanstvima za grijanje, hlađenje

(manje) i pripremu tople vode.

Udio plina u primarnoj energiji na globalnoj razini je u 2019. bio 24,2% pri čemu je zabilježen

godišnji rast potrošnja plina od 2,3% [5]. Značajan pad cijena plina u Aziji (-42% JKM), EU (-

38% TTF) i SAD (-18% Henry Hub), te okolišni zahtjevi koji su potaknuli zamjenu ugljena

prirodnim plinom u Kini i Indiji su glavni razlozi ovog rasta. Najveći udio u porastu potrošnje

plina imaju SAD (30%) i Kina (27%). Ukupna potrošnja energije u 2019. je porasla za 1,3% s tim

da su najveći udio u tom prirastu potrošnje u 2019. imali obnovljivi izvori energije, a slijedi ih

prirodni plin čiji je udio u prirastu čak 36% (slika 1.).

Trgovina plinom na svjetskim čvorištima se u 2019. povećala za 2,9%. Ponovno je zabilježen

rast trgovine LNG čiji udio sada iznosi čak 47% (43% u 2018.). Porastu trgovine svakako

doprinosi gradnja novih infrastrukturnih objekata poput velikih plinovoda: Rusija – Kina (Power

of Siberia), Rusija – EU (TurkStream, NordStream 2), Kaspijska regija – EU (Trans Adriatic

pipeline TAP) i novih LNG terminala (u 2019./2020. u rad pušteno 11 novih terminala).


27

Slika 1. Udio pojedinog vida energije u energetskom miksu [5]

Udio plina u primarnoj energiji na razini EU je u 2018. bio 21,4% [6] dok je i u EU u 2019.

zabilježen godišnji rast potrošnja plina od 2,7% [7] čemu je najviše doprinio porast potrošnje za

energetske transformacije potaknut niskim cijenama plina. Ovisnost EU o uvozu i dalje raste (+5%

u 2019.), a proizvodnja država članica pada (-8,3% u 2019.) tako da je u 2019. pokrivala samo

20% potrošnje.

Iako se proizvodnja bioplina i biometana u EU u razdoblju 2010.-2018. povećala čak za 91%,

a udio bioplina u ukupnoj proizvodnji plina u EU danas iznosi 15%, bioplin je u ukupnoj potrošnji

zastupljen sa svega 4%. Svega 5% proizvedenog bioplina se unapređuje u biometan (koji

odgovara kvaliteti prirodnog plina) i utiskuje u plinski sustav. Ostatak se najčešće koristi lokalno

za proizvodnju električne energije i topline. Procjenjuje se da je u EU u 2018. proizvedeno svega

5% zelenog vodika dok je ostatak sivi vodik [7].

3. Okvir i ciljevi tranzicije prema nisko-ugljičnom gospodarstvu

3.1. Međunarodni okvir za nisko-ugljično gospodarstvo

Međunarodni okvir za ograničenje i smanjenje stakleničkih plinova proizlazi iz Okvirne

konvencije Ujedinjenih naroda o klimatskim promjenama, a podrazumijeva sljedeće premise

utemeljene na izvješćima Međuvladinog panela o klimatskim promjenama1:

• prosječna globalna temperatura na Zemlji je izravno povezana sa koncentracijama

stakleničkih plinova u atmosferi,

• koncentracija stakleničkih plinova je u stalnom porastu od razdoblja industrijske

revolucije kao rezultat ljudske aktivnosti, prvenstveno spaljivanja fosilnih goriva i

promjenama u korištenju tla,

• potrebno je hitno djelovanje za smanjenje emisije stakleničkih plinova, jačanje odliva

ugljika i prilagode učincima klimatskih promjena.

Kyotski protokol [1] donesen je 1997., na snagu je stupio 2005., a dopunjen je 2012, te

utvrđuje obveze (dobrovoljne, te pravno neobvezujuće) industrijskih zemalja za ograničenje i

smanjenje stakleničkih plinova (ukupno sedam plinova, između ostalog ugljični dioksid i metan2).

1 Tijelo Ujedinjenih naroda za znanstvenu procjenu klimatskih promjena: https://www.ipcc.ch/reports/ 2 Ostali plinovi su dušikov suboksid, fluorirani ugljikovodik (freon), perfluorirani ugljikovodik i heksafluorid.


28

Pariški sporazum o klimatskim promjenama [2], donesen i na snazi od 2016., prvi je opći

pravno obvezujući globalni klimatski sporazum, potpisan od 55 država, odgovornih za 55%

globalnih emisija stakleničkih plinova, te utvrđuje ciljanu razinu globalnog zagrijavanja ispod

2°C, uz nastojanje održanja razine od 1.5°C iznad pred-industrijskog prosjeka. Između ostalog,

strane u sporazumu se obvezuju na postizanje ugljične neutralnosti u drugoj polovici stoljeća.

3.2. EU okvir za nisko-ugljičnom gospodarstvo

Prvi konkretni koraci u cilju tranzicije prema nisko-ugljičnom gospodarstvu u EU započeli su

2007., donošenjem Paketa za klimu i energiju, kojim se za ciljani rok do 2020. postavljaju tri

ključna cilja – 20% smanjenje emisije stakleničkih plinova (prema razini iz 1990), 20% električne

energije iz obnovljivih izvora i 20% povećanje energetske učinkovitosti. Glavne mjere i alati za

ostvarenje tih ciljeva su:

• EU Emissions Trading System (ETS) – europski sustava trgovanja emisijskim

jedinicama, u kojem sudjeluju veća tvornička postrojenja i elektrane, a od 2012. i

sektor zračnog prometa,

• Obvezujući nacionalni ciljevi smanjenja emisija iz sektora koji nisu obuhvaćeni ETS,

• Direktiva o promicanju uporabe energije iz obnovljivih izvora,

• Direktiva o energetskoj učinkovitosti,

• 3. paket energetskih zakona.

U ožujku 2011. EU predstavlja prvu dugoročnu strategiju Energy Roadmap 2050. u kojoj se

utvrđuju ciljani iznosi smanjenja emisija stakleničkih plinova u iznosu od 40% (2030), 60%

(2040) i 80% (2050). U listopadu 2014. Europsko vijeće donosi Okvir za klimatsku i energetsku

politiku u razdoblju 2020. – 2030., kojim se za ciljani rok do 2030. postavljaju tri ključna cilja –

40% smanjenje emisije stakleničkih plinova (prema razini iz 1990), 32% električne energije iz

obnovljivih izvora i 32,5% povećanje energetske učinkovitosti.

Početkom 2015., u sklopu priprema za Pariški sporazum, Europska komisija je predstavila

Okvirnu strategiju za otpornu energetsku uniju s naprednom klimatskom politikom, te uvela

koncept Energetske unije koja će potrošačima osigurati sigurnu, održivu, konkurentnu i povoljnu

energiju. Izmjena regulatornog okvira započinje 2018. kada je donesen Paket za čistu energiju3.

Po prvi puta se zemlje članice obvezuju izraditi Integrirane nacionalne energetske i klimatske

planove za desetogodišnje razdoblje, kao i dugoročne strategije s perspektivom od najmanje 30

godina. Prvim planom obuhvaća se razdoblje od 2021. do 2030., a obrađuju se pet dimenzija

Energetske unije (energetska učinkovitost, obnovljivi izvori energije, emisije stakleničkih

plinova, interkonekcije, istraživanje i inovacije). Vezano uz emisije stakleničkih plinova,

planovima se, između ostalog, utvrđuju obvezujuća godišnja nacionalna ograničenja emisija

stakleničkih plinova od 2021. do 2030. za ispunjenje obveza u okviru Pariškog sporazuma4.

EU 2018. predstavlja novu dugoročnu strategiju Čist planet za sve, u kojoj se razmatraju

scenariji ostvarenja klimatskih ciljeva putem sektorske i šire gospodarstvene nisko ugljične i

energetske transformacije, a kao analitička podloga korištena je popratna analiza [9]. Početkom

3 Clean Energy Package (CEP) – paket od osam preinačenih ili novih propisa za upravljanje energetskom unijom i

djelovanjem u području klime, energetskih svojstava zgrada, energetske učinkovitosti, promicanju uporabe energije

iz obnovljivih izvora, uređenja tržišta električne energije, te jačanja uloge Agencije za suradnju europskih regulatora

(ACER). 4 U skladu s Uredbom (EU) 2018/842 o obvezujućem godišnjem smanjenju emisija stakleničkih plinova u državama

članicama od 2021. do 2030. kojim se doprinosi mjerama u području klime za ispunjenje obveza u okviru Pariškog

sporazuma.


29

2020. Europska komisija donosi prijedlog Europskog propisa o klimi5 koji treba zakonski

propisati cilj utvrđen u Europskom zelenom plan [4]. da europsko gospodarstvo i društvo postanu

klimatski neutralni do 2050.

3.3. EU okvir – plinovita goriva u nisko-ugljičnom gospodarstvu

Krajem 2019. novoimenovana Europska komisija predstavlja Europski zeleni plan [4],

inicijativu koja kao proklamirani cilj postavlja Europu s klimatski neutralnim gospodarstvom do

2050., te najavljuje set zakonskih prijedloga, strategija i akcijskih planova, financijskih

instrumenata i neobvezujućih inicijativa. Europski zeleni plan vezano za plinski sektor navodi:

„Mora se razviti energetski sektor koji se uglavnom temelji na obnovljivim izvorima uz postupno,

ali brzo, ukidanje upotrebe ugljena i dekarbonizaciju plina...” 6, no bez detaljnijeg obrazloženja

ili konkretnih mjera. Iz ovakvog pristupa i dostupnih informacija [10] se može zaključiti da

novoimenovana Europska komisija, te njezine nadležne službe propituju i planiraju ulogu plina u

značajno drugačijim okvirima od postojećih. Najavljeni novi plinski paket se počinje nazivati

dekarbonizacijskim paketom, uz primarnu ulogu stvaranja regulatornog okvira za obnovljivi ili

dekarbonizirani plin, uključivo vodik.

U srpnju 2020. Europska komisija predstavlja Strategiju EU-a za integraciju energetskih

sustava [11], te komplementarnu Strategiju za vodik za klimatski neutralnu Europu [12]. Strategija

za integraciju energetskih sustava, promovira obnovljiva i nisko-ugljična goriva, uključujući

vodik, za sektore u kojima direktna elektrifikacija i obnovljiva toplina nisu primjenjivi ili

troškovno učinkoviti, poput pojedinih industrijskih procesa, te avionskog i pomorskog prometa.

Vezano uz tržište prirodnog plina, prognozira se progresivno smanjenje udjela prirodnog plina u

ukupnoj potrošnji plina na razinu od 20% u 2050., dok bi preostalih 80% preuzeli bioplin,

biometan, vodik i sintetički plin. Pritom se ističe potreba preispitivanja regulatornog okvira za

unutarnje tržište plina.

Strategija za vodik za klimatski neutralnu Europu predstavlja sveobuhvatni strateški plan za

razvoj tržišta vodika. Pri tome se kao dugoročni cilj postavlja vodik proizveden iz obnovljivih

izvora energije (sunce, vjetar), dok se u kratkom i srednjem razdoblju pretpostavlja nužda

korištenja i ostalih oblika nisko-ugljičnog vodika. Osim toga, Europska komisija otvara

konzultacijski proces [13] za donošenje strategije za nadzor istjecanja plina u plinskom sustavu

(EU methane strategy), što je prepoznato kao potencijalni negativni faktor u klimatskim učincima

pri proizvodnji, distribuciji i korištenju prirodnog plina.

Može se zaključiti da je europski okvir za tržište plina pred tektonskim promjenama, čije se

konture u ovome trenutku tek mogu nazrijeti, a konkretne će obrise formirati zakonski akti

(direktive i regulacije)7. Također, velik dio razvijenih europskih i svjetskih država8, poput

Nizozemske, Njemačke, Francuske, Japana, Australije i drugih, su donijele ili razvijaju nacionalne

strategije za razvoj tržišta vodika, te se može zaključiti da je trend transformacije tržišta plinovitih

goriva poprima globalne razmjere.

5 Prijedlog uredbe Europskog parlamenta i vijeća o uspostavljanju okvira za postizanje klimatske neutralnosti i o

izmjeni Uredbe (EU) 2018/1999. 6 Poglavlje 2.1.2. Opskrba čistom, cjenovno pristupačnom i sigurnom energijom. 7 Iz konzultacijskog dokumenta Europske komisije može se zaključiti da će izmjena pravila na tržištu plina biti

razmatrana tek u 2021 ili kasnije (vidi Priority list for the development of network codes and guidelines on electricity

for the period 2020-2023 and on gas for 2020 (and beyond), https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/07-02-2020-

targeted_stakeholder_consultation-2020-2023-for_europa.pdf) 8 https://www.weltenergierat.de/international-hydrogen-strategies/


30

4. Integrirana energetska tranzicija prema nisko-ugljičnom gospodarstvu

Energetski sustavi, kao sastavni dijelovi društava kontinuirano se prilagođavaju tehnološkim,

ekonomskim, političkim i drugim utjecajima. Jedan od bitnih utjecaja predstavlja i društvena

prihvatljivost primjene pojedinih tehnologija, koja dobiva na važnosti u 60-tim godinama

dvadesetog stoljeća kroz „zelene“ političke pokrete i stranke9, te agendu zaštite okoliša.

Energetska tranzicija prema nisko-ugljičnom gospodarstvu, u tom je smislu, nastavak agende

zaštite okoliša, no s fokusom na problem klimatskih promjena, naročito u razdoblju nakon

Kyotskog protokola (1997.).

Najočitiji učinak mjera prve faza energetske tranzicije prema nisko-ugljičnom gospodarstvu

(do 2020.) je porast proizvodnje električne energije iz sunca i vjetra, po čemu je Europska unija

ostvarila značajnu ekspanziju, te dostigla udio od gotovo trećine instaliranih kapaciteta. U tom

kontekstu, pitanje uloge nuklearne energije ostaje otvoreno10 jer je kao tehnologija bez emisije

stakleničkih plinova, opterećena drugim ograničavajućim čimbenicima (neriješena dugoročna

pohrana iskorištenog goriva, pitanje društvene prihvatljivosti i dr.). S druge strane, prisutan je

jasan trend preispitivanja uloge ugljena, te je nekolicina država11 najavila strategije napuštanja

ugljena kao energenta (tzv. coal phase-out).

Trend pada cijene energija vjetra i solarne energije je globalni fenomen, što za posljedicu ima

konkurentnost tih izvora energije bez izravnih subvencija u narednom razdoblju. Prema

Međunarodnoj energetskoj agenciji za obnovljivu energiju (International Renewable Energy

Agency – IRENA) globalni težinski prosjek cijene električne energije (Levelised Cost of Energy,

LCOE), između 2010. i 2019., je za fotonaponske elektrane (PV) pao 82%, za koncentracijske

solarne elektrane (CPS) 47%, za kopnene vjetroelektrane 39% i za priobalne vjetroelektrane 29%

[14]. IRENA navodi da su s obzirom na LCOE, kao i prema podacima iz baze aukcijskih cijena,

navedeni obnovljivi izvori energije konkurentni elektranama na fosilna goriva i nuklearnim

elektranama u proizvodnji električne energije.

Slika 2. EU-28 smanjenje emisije stakleničkih plinova u 2018. u odnosu na 1990.

9 https://www.britannica.com/topic/environmentalism/History-of-the-environmental-movement 10 EU države same odlučuju o tzv. energetskom mix-u, a nuklearna energija pokriva oko 28% proizvodnje električne

energije (pad od 16,7% u odnosu na 2006), te je koristi 13 država članica – podaci za EU-27 (2018.),

https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/Nuclear_energy_statistics 11 16 EU članica u narednoj dekadi (https://www.iea.org/reports/european-union-2020).

-100

-50

0

50

100

EU28 BE HR CZ EE FR EL IE LV LU NL PT SK ES UK

Smanjenje GHG (%) (2018.)

Ciljano smanjenje 20% (do 2020)

Ciljano smanjenje 40% (do 2030)


31

Radi praćenja realizacije projekta Energetske unije Europska komisija prati indikatore12 na

razini EU, te pojedinih država. Iz raspoloživih podataka za kategoriju dekarbonizacija

gospodarstva („Decarbonisation of the economy“) vidljivo da su, na razini EU prosjeka, ciljevi

udjela obnovljivih izvora energije smanjenja i smanjenja emisije stakleničkih plinova ostvarivi do

2020., no da je ostvarenje za pojedine države neravnomjerno (slika 2.).

Kao drugi bitan element energetske tranzicije prema nisko-ugljičnom gospodarstvu

prepoznato je povećanje energetske učinkovitosti. Navedena mjera se na razini EU provodi putem

nacionalnih indikativnih ciljeva, u odnosu na primarnu ili konačnu potrošnju energije, uštede u

primarnoj ili konačnoj potrošnji, te energetskoj intenzivnosti. Izvješće Europske komisije [15] za

razdoblje do 2018., između ostalog navodi podatke o energetskoj potrošnji na razini EU, te

naglašava se da 75 % stakleničkih plinova koji se ispuštaju u EU-u proizlazi iz opskrbe energijom

i potrošnje energije te zaključuje da je nužan daljnji napredak radi postizanja ambicioznih

klimatskih ciljeva u nadolazećem desetljeću.

Treći bitan element Paketa za klimu i energiju je Europski sustav trgovanja emisijskim

jedinicama (ETS) za veća tvornička postrojenja, elektrane i sektor zračnog prometa. Taj sustav

uključuje emisije iz gotovo 11.000 elektrana i proizvodnih postrojenja te za više od 500 operatora

zrakoplova, te oko 39 % emisija stakleničkih plinova u EU [16]. Osnovna svrha uvođenja ove

mjere je poticati konkurentsku prednost tehnologijama s manjim ugljičnim otiskom.

Slika 3. Kretanje cijene EUA jedinica i troškovne granice prelaska

s ugljena na plin (EUR/tCO2) [17]

Dosadašnje razine cijene emisijskih jedinica su, radi prevelikog broja izdanih emisijskih

jedinica, bile preniske za očekivane učinke, te je od 2019. uveden mehanizam – tzv. Market

Stability Reserve, koji je već polučio rast cijene (slika 3.). Osim toga pojedine države uvode ili

namjeravaju uvesti minimalne cijene emisijskih jedinica (tzv. carbon floor price) ili poseban

porez na ugljik (tzv. carbon tax). Također, razmišlja se i o uključivanju drugih sektora u

odgovarajući sustav vrednovanja emisija, poput prometa, poljoprivrede, te toplinskog sektora.

12 Portal za praćenje indikatora EU energetske unije https://ec.europa.eu/energy/data-analysis/energy-union-

indicators/scoreboard_en?redir=1


32

5. Prilike i izazovi plina u integriranoj energetskoj tranziciji

Aktualni trenutak u energetskoj tranziciji, uz ranije opisane, donosi nekoliko novih narativa

koji će bitno utjecati na ulogu prirodnog plina u narednom razdoblju. Kao prvo, uloga plina, kao

najčišćeg fosilnog goriva, komplementarnog obnovljivim izvorima energije, u zadnje vrijeme se

dovodi u pitanje, te je njegova uloga kao prijelaznog goriva u sklopu energetske tranzicije

neizvjesna. S obzirom na otprilike upola manje emisije pri izgaranju prirodnog plina u odnosu na

ugljen, prelazak s ugljena na plin može osigurati brz i učinkovit načina dekarbonizacije

energetskog sektora (slika 4.), što prepoznaje i Europski zeleni plan [4], a što je već polučilo

značajnim smanjenjem onečišćenja u SAD, Kini i Indiji [5].

Slika 4. CO2 uštede zbog prelaska sa ugljena na plin u Europi (MtCO2) [20]

Istovremeno, s obzirom na sve veću konkurentnost i raspoloživost obnovljivih izvora energije,

razvoj tehnoloških rješenja za pohranu električne energije, te djelomičnu elektrifikaciju sektora

transporta, grijanja i industrije, elektrifikacija sve većeg dijela krajnje potrošnje energije

promovira se kao glavni pokretač energetske tranzicije (uz energetsku učinkovitost). U slučaju

EU, aktualni udio električne energije u krajnjoj potrošnji je 23% [6], dok bi u 2050. električna

energija pokrivala oko polovice krajnje potrošnje (prema popratnoj analizi Europske komisije

[17]). Kao najbitnije prepreke za potpunu elektrifikaciju gospodarstva (s naglaskom na struju iz

obnovljivih izvora energije) izdvajaju se karakteristike proizvodnog sustava (neusklađenost

proizvodnog u odnosu na profil potrošnje uz ograničene resurse skladištenja energije), te

prijenosnog i distribucijskog sustava (ograničenja vezana uz izgradnju i potrebne kapacitete

infrastrukture za povezivanje lokaliteta za proizvodnju s mjestima potrošnje). Nadalje, na strani

potrošnje, pojedine industrijske procese nije ni tehnički ni ekonomski opravdano elektrificirati

(npr. visoko temperaturni procesi u industrije čelika). Osim toga, derivati nafte i plina se u dobroj

mjeri koriste i za ne-energetske svrhe (petrokemijska industrija, proizvodnja umjetnih gnojiva,

proizvodnja plastike i dr.). U sektoru prometa je elektrifikacija ostvarila značajne tehnološke

pomake, no za pojedine segmente cestovnog prijevoza (kamionski prijevoz), te avionski ili vodeni

prijevoz, nije izgledna dekarbonizacija putem elektrifikacije. Stoga se kao nužni preduvjet

provođenja energetske tranzicije i dostizanje ciljeva smanjenja emisija stakleničkih plinova

nameće primjena ugljično neutralnih i nisko-ugljičnih plinovitih i tekućih goriva.


33

Pored bioplina kao plinskog goriva s neutralnim ugljičnim otiskom, iza ranije opisanih

razloga, ponovo se javio interes za vodik, koji se prepoznaje kao prijenosnik energije pridobiv na

brojne načine, te iz brojnih izvora energije, pogodan za transport i potrošnju, u čistom obliku,

umiješan u prirodni plin ili putem plinovitih (sintetični metan – SNG), ali i tekućih derivata

(sintetički dizel, metanol, amonijak i sl.). Prema procjenama BlombergNEF [5], značajnija

uporaba vodika bi mogla smanjiti emisije stakleničkih plinova emitiranih iz sektora energetike za

37%.

U tablici 1. je dan usporedni prikaz fosilnih, nisko-ugljičnih, te ugljično neutralnih plinova,

uključivo vodik, te opis načina pridobivanja. S obzirom da tržište vodika tek u začecima, još ne

postoji jasno utvrđena, niti propisana taksonomija pojedinih tipova vodika, te ih se s obzirom na

podrijetlo obično označava bojama (sivi, plavi, zeleni i sl.).

Tablica 1. Taksonomija energetskih plinova

METAN CH4

prirodni plin smjesa plinova, pretežito metana

CH4, pridobivena iz prirodnih

podzemnih ležišta

sadrži preko 85% metana

pridobiva se rudarskim radovima iz

zemljine kore u kojoj se nalazi

samostalno ili uz ležišta nafte; prije

transporta se pročišćava za krajnju

uporabu

Bioplin smjesa plinova, pretežito metana i

ugljikovog dioksida

sadrži 50 – 65% metana

dobiva se anaerobnom razgradnjom

ili fermentacijom organskih tvari,

uključujući gnojivo, kanalizacijski

mulj, komunalni otpad ili bilo koji

drugi biorazgradivi otpad

Biometan bioplin očišćen od sumpora, CO2,

vode i drugih primjesa

sadrži preko 95% metana

dobiva se pročišćavanjem bioplina

kroz procese odsumporavanja,

sušenja i izdvajana CO2

sintetski (sintetički) metan metan nastao kemijskim

postupkom spajanja vodika i

ugljičnog dioksida

100% metan

vodik H2, proizveden iz obnovljive

energije Sunca, vjetra, …spaja se u

kemijskom postupku s ugljičnim

dioksidom CO2 dobivenim

tehnologijom izdvajanja,

skladištenja i korištenja ugljika

(CCUS) u metan CH4

VODIK H2

Zeleni vodik proizveden isključivo

korištenjem obnovljive električne

energije,

naziva se još i obnovljivi ili čisti

vodik

emisija stakleničkih plinova ~ 0

dobiva se nekim od procesa

elektrolize vode korištenjem

električne energije dobivene iz

obnovljive energije Sunca,

vjetra, …


34

Plavi vodik proizveden iz fosilnih goriva

uz zbrinjavanje nus-produkata ili

naziva se još i nisko-ugljični vodik

emisija stakleničkih plinova

1 kgCO2/kgH2 za CCUS 90%

4 kgCO2/kgH2 za CCUS 56%

dobiva se iz fosilnih goriva

(prirodni plin, nafta, ugljen) u

nekom od visoko temperaturnih

tehnoloških procesa uz nus-

produkte CO, CO2, N2 i H2O koji se

zbrinjavaju na način pogodan za

tehnologiju proizvodnje

Sivi vodik proizveden iz fosilnih goriva

bez zbrinjavanja nus-produkata

emisija stakleničkih plinova

9 kgCO2/kgH2 za SMR (steam-

methane reforming) prirodnog

plina

14 kgCO2/kgH2 za EU miks

električne energije uz pomoć

elektrolize vode

dobiva se kao i plavi vodik, ali bez

zbrinjavanja nus-produkata

Današnja globalna potrošnja vodika je ograničena na ne energetsku uporabu - u čistom obliku,

globalno potrošnja je oko 70 Mt godišnje, uglavnom u naftnim rafinerijama, te u sintezi amonijaka

(za proizvodnju umjetnih gnojiva), a prevladavajući izvori energije za proizvodnju su prirodni

plin i ugljen [19], odnosno riječ je o sivom vodiku. Plavi vodik je također derivat fosilnog goriva

– prirodnog plina ili ugljena, ali uz izdvajanje ugljičnog dioksida CCUS tehnologijom. CCUS

(Carbon capture, utilisation and storage) je tehnologija koje uključuju izdvajanje/hvatanje,

skladištenje i korištenje ugljičnog dioksida (CO2). Vodik se može izdvajati i iz vode, korištenjem

električne energije u procesu elektrolize - u slučaju električne energije iz obnovljivih izvora, riječ

je o ugljično neutralnom - zelenom vodiku, te se takav proces transformacije električne energije

označava kao Power-to-X (p2x), pri čemu za konkretne krajnje derivate slovo mijenja ime (npr.

p2g za Power-to-Gas, proizvodnju vodika ili sintetičkog metana).

Pri korištenju čistog vodika ili vodika umiješanog u prirodni plin, jedna od komplementarnih

prednosti koja se ističe je i potencijalno korištenje postojeće plinske infrastrukture (plinovoda i

skladišta) i plinskih uređaja. S obzirom da su u pojedinim karikama plinskog lanca i za pojedine

primjene prisutna tehnička ograničenja ili postojeća zakonska ograničenja, razmatraju se

mogućnosti korištenja smjese vodika i prirodnog plina u različitim omjerima, prenamjena plinske

infrastrukture za čisti vodik ili izgradnja paralelnog sustava za vodik.

Od tržišnih prepreka koje stoje pred primjenom nisko ugljičnog, te ugljično neutralnog vodika

u energetskoj tranziciji ističu se nekonkurentnost proizvodne cijene (u odnosu na fosilna goriva),

realizacija proizvodnih kapaciteta na industrijskoj razini13, uz istovremeno osiguravanje

odgovarajuće potražnje, te odgovarajuće infrastrukture za lokalno i međunarodno tržište. Od

navedenih tipova vodika, proizvodna cijena plavog vodika je trenutno najkonkurentnija, no u

narednoj dekadi se očekuje značajan pad proizvodne cijene zelenog vodika (slika 5.), zbog

očekivanog pada cijene električne energije iz sunca i vjetra, te zbog pada investicijskih troškova

postrojenja za elektrolizu14.

13 Trenutno na razini brojnih pilot projekata manjih kapaciteta. 14 Uglavnom zbog učinaka ekonomije opsega.


35

Slika 5. Raspon proizvodnih cijena zelenog vodika (RE) i

plavog vodika iz plina i ugljena prema cijeni prirodnog plina

(1,1 do 10,3 $/MMBtu (5,5 do 30 EUR/MWh) žuta podloga) [5] + obrada autora

Dodatni problem postavlja nepostojanje mehanizma15 za potvrdu podrijetla vodika, koji bi,

slično kao kod bioplina, omogućio vjerodostojno praćenje ugljičnog otiska s obzirom na način

proizvodnje, te ekonomsko vrednovanje nisko ugljičnih, te ugljično neutralnih plinova i utjecao

na njihovu konkurentnost. U recentnoj studiji BNP Paribasa se pretpostavlja konkurentnost

zelenog vodika prema prirodnom plinu (pretpostavljena cijena od 15 EUR/MWh ), pri cijeni EUA

jedinica od 100 EUR/t, što smatraju ostvarivim do 2040 [17].

6. Zaključak

U radu se pokazuje da prirodni plin danas ima značajnu ulogu, te da je jedini energent, uz

obnovljive izvore energije, kojemu potrošnja i dalje raste. Prilika za prirodni plin u razdoblju do

2030. je zamjena ugljena, ali i potrošnja u cestovnom teškom prometu (kamioni, autobusi, radni

strojevi), vodenom prometu i industriji.

Čovječanstvo je svjesno važnosti zaštite životnog okoliša, te traži način za zadržavanje

globalnog zatopljenja ispod 2 °C. Dio tih nastojanja je i provođenje energetske tranzicije, čiji je

globalni predvodnik Europska unija. Vidljivi učinak poticajnih mjera je da proizvodnja energije

iz obnovljivih izvora sve više raste i postaje cjenovno konkurentna. No, električna energija ima

problem nepostojanja učinkovitog i cjenovno pristupačnog skladištenja, prijenosa većih količina

energije i mogućnosti primjene u procesima nabrojanim u radu. Dio ovih nedostataka se može

otkloniti primjenom Power-to-X tehnologija, te proizvodnjom i primjenom zelenog vodika i

njegovih derivata. Iako je vodik već nekoliko puta bio najavljivan kao gorivo budućnosti, ta se

predviđanja nisu ostvarila. Ovaj put su okolnosti bitno drugačije – značajni igrači na tržištu

energije pokreću projekte sve većih kapaciteta, a industrijske velesile poput Njemačke, Japana i

drugih ulažu značajna sredstva u razvoj inovacija. Stoga je izgledno da će vodik zauzeti važno

mjesto u dekarbonizaciji plinskog sektora, te će uz bioplin biti sastavni dio integrirane energetske

tranzicije. Pritom je vrlo neizvjestan tempo i opseg navedenog procesa, te je za očekivati da će

prirodni plin u narednoj dekadama i dalje igrati važnu ulogu, te doprinijeti u energetskoj tranziciji

15 Na razini EU razmatra se uvođenje certifikata o podrijetlu – vidi pilot projekt Certifhy, https://www.certifhy.eu/


36

kao kratkoročna zamjena za ugljen, te srednjoročno, kao energetski izvor za proizvodnju plavog

vodika. Postojeća plinska infrastruktura može pritom u značajnom dijelu nastaviti transportirati i

skladištiti i nove vrste plinova, uz ograničene troškove prilagodbe i nadogradnje.

Preduvjeti za ostvarenje dekarbonizacije plinskog sektora su nastavak i konkretiziranje

političke podrške, prilagodba regulatornog i tržišnog okvira, te daljnje unaprjeđenje i smanjenje

cijene novih tehnologija.

Literatura

[1] United Nations: Kyoto Protocol to the United Nations Framework Convention on Climate Change,

https://treaties.un.org/pages/ViewDetails.aspx?src=IND&mtdsg_no=XXVII-7-

a&chapter=27&lang=en, datum pristupa: 29.1.2020.

[2] United Nations: Paris Agreement,

https://treaties.un.org/Pages/ViewDetails.aspx?src=TREATY&mtdsg_no=XXVII-7-

d&chapter=27&clang=_en, datum pristupa: 29.1.2020.

[3] Mišljenje Europskog gospodarskog i socijalnog odbora o Komunikacija Komisije Europskom

parlamentu, Europskom vijeću, Vijeću, Europskom gospodarskom i socijalnom odboru, Odboru

regija i Europskoj investicijskoj banci – Čist planet za sve – Europska strateška dugoročna vizija za

prosperitetno, moderno, konkurentno i klimatski neutralno gospodarstvo (COM(2018) 773 final),

https://eur-lex.europa.eu/legal-

content/HR/TXT/?qid=1601644318916&uri=CELEX:52018AE5700, datum pristupa: 12.3.2020.

[4] KOMUNIKACIJA KOMISIJE EUROPSKOM PARLAMENTU, EUROPSKOM VIJEĆU,

VIJEĆU, EUROPSKOM GOSPODARSKOM I SOCIJALNOM ODBORU I ODBORU REGIJA

Europski zeleni plan, COM/2019/640 final, https://eur-lex.europa.eu/legal-

content/HR/TXT/?qid=1601644086452&uri=CELEX:52019DC0640, datum pristupa: 7.1.2020.

[5] BloombergNEF, International Gas Union, SNAM: Global Gas Report 2020,

https://igu.org/resources/global-gas-report-2020/, datum pristupa: 23.9.2020.

[6] European Commission (2020): EU Statistical pocketbook 2020; Luxembourg: Publications Office

of the European Union, August 2020

[7] ACER Market Monitoring Report 2019 - Gas Wholesale Markets Volume 2020,

https://www.acer.europa.eu/en/Electricity/Market%20monitoring/Pages/Current-edition.aspx,

datum pristupa: 24.9.2020.

[8] Ministarstvo zaštite okoliša i energetike, Energija u Hrvatskoj – godišnji energetski pregled 2018.

[9] In-depth analysis in support of the Commission communication Com(2018) 773,

https://ec.europa.eu/knowledge4policy/publication/depth-analysis-support-com2018-773-clean-

planet-all-european-strategic-long-term-vision_en, datum pristupa: 23.1.2020.

[10] „EU rethinks future gas strategy in light of ‘European Green Deal“,

https://www.euractiv.com/section/energy-environment/news/eu-rethinks-future-gas-strategy-in-

light-of-european-green-deal/, datum pristupa: 23.1.2020.

[11] KOMUNIKACIJA KOMISIJE EUROPSKOM PARLAMENTU, VIJEĆU, EUROPSKOM

GOSPODARSKOM I SOCIJALNOM ODBORU I ODBORU REGIJA Energija za klimatski

neutralno gospodarstvo: strategija EU-a za integraciju energetskog sustava, COM/2020/299 final,

https://eur-lex.europa.eu/legal-


[12] KOMUNIKACIJA KOMISIJE EUROPSKOM PARLAMENTU, VIJEĆU, EUROPSKOM

GOSPODARSKOM I SOCIJALNOM ODBORU I ODBORU REGIJA Strategija za vodik za

klimatski neutralnu Europu, COM/2020/301 final, https://eur-lex.europa.eu/legal-


[13] https://ec.europa.eu/info/news/commission-open-views-methane-strategy-2020-jul-08_en, datum

pristupa: 23.8.2020.

https://treaties.un.org/pages/ViewDetails.aspx?src=IND&mtdsg_no=XXVII-7-a&chapter=27&lang=en

https://treaties.un.org/pages/ViewDetails.aspx?src=IND&mtdsg_no=XXVII-7-a&chapter=27&lang=en

https://treaties.un.org/Pages/ViewDetails.aspx?src=TREATY&mtdsg_no=XXVII-7-d&chapter=27&clang=_en

https://treaties.un.org/Pages/ViewDetails.aspx?src=TREATY&mtdsg_no=XXVII-7-d&chapter=27&clang=_en

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?qid=1601644318916&uri=CELEX:52018AE5700

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?qid=1601644318916&uri=CELEX:52018AE5700

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?qid=1601644086452&uri=CELEX:52019DC0640


https://igu.org/resources/global-gas-report-2020/

https://www.acer.europa.eu/en/Electricity/Market%20monitoring/Pages/Current-edition.aspx

https://ec.europa.eu/knowledge4policy/publication/depth-analysis-support-com2018-773-clean-planet-all-european-strategic-long-term-vision_en

https://ec.europa.eu/knowledge4policy/publication/depth-analysis-support-com2018-773-clean-planet-all-european-strategic-long-term-vision_en

https://www.euractiv.com/section/energy-environment/news/eu-rethinks-future-gas-strategy-in-light-of-european-green-deal/

https://www.euractiv.com/section/energy-environment/news/eu-rethinks-future-gas-strategy-in-light-of-european-green-deal/





https://ec.europa.eu/info/news/commission-open-views-methane-strategy-2020-jul-08_en


37

[14] Power Generation Costs 2019 - https://www.irena.org/-

/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Jun/IRENA_Power_Generation_Costs_2019.pdf,

datum pristupa: 13.1.2020.

[15] Ocjena napretka država članica u postizanju nacionalnih ciljeva energetske učinkovitosti do 2020.,

COM(2020) 326 final, https://eur-lex.europa.eu/legal-


[16] Europska komisija: Izvješće o funkcioniranju europskog tržišta ugljika - https://eur-

lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/HTML/?uri=CELEX:52019DC0557R(01)&from=EN, datum

pristupa: 16.2.2020.

[17] Deep Decarbonisation: Green Hydrogen, Net Zero and the Future of the EU-ETS, Mark Lewis, BNP

Paribas Asset Management research, https://docfinder.bnpparibas-am.com/api/files/FB39FAB1-

A279-41CC-9CDD-4D22827359B0, datum pristupa: 4.10.2020.,

[18] Jäger-Waldau, A., Kougias, I., Taylor, N., Thiel, C. How photovoltaics can contribute to GHG

emission reductions of 55% in the EU by 2030, Renewable and Sustainable Energy Reviews,

2020, 126, 109836

[19] IEA, CO2 savings from coal-to-gas switching in selected regions compared with 2010, 2018, IEA,

Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/co2-savings-from-coal-to-gas-switching-in-

selected-regions-compared-with-2010-2018, datum pristupa: 18.9.2020.

[20] International Energy Agency: The Future of Hydrogen Report (2019),

https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen, datum pristupa: 18.9.2020.

[21] Zlaugotne, B., Ievina, L., Azis, R., Baranenko, D., Blumberga, D. GHG Performance Evaluation in

Green Deal Context, Environmental and Climate Technologies, 24(1), pp. 431-441

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Jun/IRENA_Power_Generation_Costs_2019.pdf

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Jun/IRENA_Power_Generation_Costs_2019.pdf



https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/HTML/?uri=CELEX:52019DC0557R(01)&from=EN

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/HTML/?uri=CELEX:52019DC0557R(01)&from=EN

https://docfinder.bnpparibas-am.com/api/files/FB39FAB1-A279-41CC-9CDD-4D22827359B0

https://docfinder.bnpparibas-am.com/api/files/FB39FAB1-A279-41CC-9CDD-4D22827359B0

https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/co2-savings-from-coal-to-gas-switching-in-selected-regions-compared-with-2010-2018

https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/co2-savings-from-coal-to-gas-switching-in-selected-regions-compared-with-2010-2018

https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen


38

Gas sector as a key enabler for clean transition

Arkadiusz Sekściński

Polish Oil and Gas Company, Warsaw, Poland

1. Introduction

The gas industry is facing increasing demands to clarify the implications of energy transition

for its operations and business models, and to explain the contribution it can make to reduce

greenhouse gases (GHG) emissions and to achieve the goals of the Paris Agreement. In the context

of the EU transition to a low-carbon economy, the gas industry will face major transformation

over the next decades up to 2050 and beyond. The use of natural gas for energy production, if

production processes are optimized, produces significantly less greenhouse gases emissions than

other fossil fuels. The gas industry must work within the energy sector to meet these challenges

which include the need to reduce the energy sector’s emissions whether from electricity

production, heat production or transport. There is a need to actively work alongside renewables

to increase the efficiency of low carbon energy supply. The role of gas in today’s energy

transitions examines the role of fuel switching, primarily from coal to natural gas, in order to

reduce CO2 emissions.

2. Poland’s current energy mix

Production of primary energy in Poland is based mainly on fossil fuels. Coal is still integral

to the country’s total primary energy demand but several factors are expected to lead to further

reductions in its usage. The share of coal in electricity production in 2019 was 73.6%, 4.8 p.p.

lower than the year before. Gas is an increasingly important source of energy. Its share in the

electricity mix was 8.8% in 2019 compared to 7.2% in 2018. Significant reduction of coal-based

electricity production results from a number of developments including an increased share of RES

and gas, competitively priced electricity imports as well as renovations and shutdowns. [1,4]. In

2019, the upward trend in gas demand was maintained. The consumption of natural gas was 210

TWh, which means that it increased by 5.6 % compared to the previous year [5]. The data shows

that the increase in use of gas fuels is fully satisfied from diversified sources and a decreased share

of imports from eastern direction in the balance is replaced with supplies from reliable and stable

suppliers. LNG remains the pillar of the increasing level of diversification, as its share in the

supply balance continues to grow strongly [5].

Natural gas is the cleanest burning and fastest growing fossil fuel, accounting for almost one-

third of total energy demand growth over the last decade, more than any other fuel [2]. Its

storability and the operational flexibility of gas-fired power plants allow natural gas to respond to

both seasonal and short-term demand fluctuations and to enhance the security of electricity supply

within power systems with a growing share of variable renewables, but there can nonetheless be

significant CO2 and air quality benefits in specific countries, sectors and timeframes stemming

from the usage of less emissions-intensive fuels.

Since 2010, coal-to-gas switching has saved around 500 million tonnes of CO2 − an effect

equivalent to putting an extra 200 million EVs running on zero-carbon electricity on the road over

the same period [2]. Natural gas typically burns more efficiently than coal or oil, producing

significantly less greenhouse gases emissions than other fossil fuels and therefore can play a key

role in supporting the journey towards lower or zero-emission renewable energy sources. Gas is

the cleanest burning hydrocarbon, producing around half of the carbon dioxide (CO2) compared

to coal and lignite in electricity generation. There is an enormous potential to reduce near-term


39

CO2 emissions and air pollution by using gas instead of coal. Switching to gas from coal in the

power sector can reduce CO2 emissions and local air pollution. However, in order to ensure a

genuine contribution of natural gas to emission reduction, methane leakage must be accounted for

and reduced [2,3].

Figure 1. Electricity production in the Polish system in 2019. Source: [1]

Most of the gas and coal produced today is used for power generation and as a source of heat

for the industry and buildings. While there is a wide variation across different sources of coal and

gas, an estimated 98% of gas consumed today has a lower lifecycle emissions intensity than coal

when used for power or heat production. This analysis takes into account both CO2 and methane

emissions and shows that, on average, coal-to-gas switching reduces CO2 emissions by 50% when

producing electricity and by 33% when providing heat. Enhanced efforts from the gas industry to

ensure best practices all along the gas supply chain, especially to reduce methane leaks, are a cost-

effective means to reduce the emissions intensity of gas supply and are essential to secure and

maximize the climate benefits of switching to gas [2,3].

3. Scale of the current gas business in Poland - wholesale, retail and distribution

3.1. The amount of energy in TWh

3.1.1. Wholesale market

Gas purchases from abroad, amounting to 169.1 TWh, were supplemented with gas from

domestic sources of 42.5 TWh. Total gas supplies from abroad in 2019 included imports and intra-

Community acquisition. In 2019, import from the eastern direction was still a significant part,

carried out under a long-term contract concluded between PGNiG SA and Gazprom. In 2019,

557.6 TWh of high-methane gas (H-gas) and 8.4 TWh of nitrogen-rich gas (L-gas) flowed through

the Polish transmission system. Most of the high-methane gas was transported in transit via the

Yamal pipeline [4,17].

3.1.2. Retail market

An analysis of the retail market for gaseous fuels was performed by the President of ERO as

part of annual monitoring of selected trading companies, prepared separately for high-methane

gas, nitrogen-rich gas and LNG. The analysis of data collected by the President of ERO showed

that total sales of high-methane and nitrogen-rich gas fuel to end users in 2019 amounted to


40

203,579,244 MWh. A decrease in sales volume was recorded both among alternative sellers and

for the PGNiG Group. Compared to 2018, there was an increase in internal gas consumption,

generated mainly by industrial customers.. The share of PGNiG Group in the sale of gas to end

users was 82.77%, up by 0.69% compared to the previous year. The observed increase in the share

of the PGNiG Group in total sales of gaseous fuels to end users, sustained since 2017, resulted,

among other factors, from the fulfillment of the role of reserve supplier to some customers by

PGNiG OD Sp. z o. o. as part of the launch of reserve sales after the collapse of several trading

companies in 2019. The remaining 17.23% of gas sales to end users were carried out by alternative

trading companies selling to end customers in Poland. The President of ERO also monitored the

sale of liquefied natural gas (LNG) in 2019. The purchase of LNG amounted to 38,744,756 MWh,

most of which was obtained via the LNG terminal in Świnoujście. Most of the acquired LNG was

sold to end users after regasification and introduction of the obtained high-methane gas into the

gas network. The LNG sales volume to end users in the liquefied form amounted to approximately

667,296.241 MWh and was mostly realized by alternative sellers [4,17].

3.2. The distribution network features

This market segment’s principal business activity consists in the distribution of high-methane

and nitrogen-rich gas, as well as small amounts of coke-oven gas, over the distribution network

to retail and corporate customers. This market segment is also engaged in extending and upgrading

the gas network and connecting new customers. Gas distribution services are provided by Polska

Spółka Gazownictwa Sp. z o.o., PGNiG’s subsidiary.. As the Distribution System Operator, PSG

conducts its business in all regions of Poland. The company’s business consists in gas distribution

through low, medium and high-pressure distribution networks for the needs of customers located

in the territory of the Republic of Poland [18].

Network assets of PSG as at December 2019:

• 190,616 km of gas network,

• 139,020 km gas pipelines,

• 986,555 PCS connections,

• 8,223 PCS gas stations.

A total of 4,817 km of the gas network and at least 77 LNG stations are to be built. Additional

funds will be allocated for the construction of networks in municipalities without access to the gas

grid and for connecting new customers to the network. Investments are planned in order to

increase the infrastructure’s capacity [18].

3.3. Key regulations

Gas enterprises with licenses for the transmission, distribution or storage of gaseous fuels,

natural gas liquefaction or regasification of liquefied natural gas conduct these activities based on

tariffs approved by the President of ERO. A prerequisite for the approval of a tariff is its

compliance with the provisions of the Energy Law Act and implementing regulations issued

thereunder, including in particular the Regulation on detailed rules for setting and calculating

tariffs and settlements in the trade in gaseous fuels.

Liberalization of the gas market in Poland is related to the implementation of the provisions

of European Union directives. The main stages of this process are manifested, inter alia, in

unbundling of the network services (transmission, distribution and storage) from the sale of

gaseous fuels and granting a right to freely choose a gas supplier. The provision of network

services is increasingly regulated and standardized across the European Union. The main principle


41

of providing these services is the right of each interested market participant to access the existing

network infrastructure on transparent and non-discriminatory terms, called the TPA (third party

access) principle. This is to ensure the right to choose any gas fuel seller by a customer connected

to the gas network. As of October 1, 2017, the obligation to submit tariffs for the sale of high-

methane and nitrogen-rich natural gas to end users other than households for approval by the

President of ERO was removed. The President of ERO’s supervision over tariffs (i.e. maximum

prices) for network gas being sold to households will be maintained until the end of 2023 [4,5,17].

4. Sources of renewable gases

Currently, there are three main methods of biogas production from the biodegradable fraction:

production by degassing municipal landfills, in plants operating at sewage treatment facilities and

in agricultural or waste biogas plants. Also, hydrogen as an element can be obtained in various

ways. Depending on the method of its production, it could be referred to as: green (based on

renewable energy sources such as wind or PV), blue (from natural gas reforming with

simultaneous CO2 sequestration) and gray (from fossil fuels with CO2 emissions into the

atmosphere).

Efforts aimed at reducing emissions, i.e. reducing fossil fuel consumption and thus reducing

CO2 emissions, will be of key importance for the development of the renewable gases market. At

the European level, the Green Deal proposal is currently being discussed, which assumes

achieving climate neutrality of EU by 2050. A key tool in the implementation of this plan will be

to popularize hydrogen as a zero-emission source of energy. In the next 20-30 years, a significant

decrease is expected in the costs of renewable energy production, while the efficiency and

effectiveness of the installations will continue to improve which will lead to a significant reduction

in LCOE from renewable energy. The almost zero variable costs of renewable energy combined

with a decrease in unit investment will contribute to a decrease in the production costs of green

hydrogen. According to the draft “Energy Policy of Poland until 2040”, the market potential of

onshore and offshore wind farms has been estimated at approximately 10 GW and 8 GW of

installed capacity, respectively, while the real potential of solar installations has been estimated

at 16 GW by 2040 [8]. Assuming that about 30% of the aggregate capacity of wind and PV plants

could be reflected in the installed capacity of electrolysers, the potential of hydrogen production

from electrolysis in Poland has been estimated at around 10 GW by 2040.

4.1. RES installations

4.1.1. Current production

The role of renewable energy sources is growing. The growing prices of carbon dioxide

emission allowances, coupled with the falling costs of renewable energy sources (RES) have made

green energy a serious alternative to the traditional fossil-fuel based sources. According to the

data of the Energy Regulatory Authority in Poland, at the end of June 2020, the total RES capacity

was approximately 9.48 GW. The largest share, of approximately 6.04 GW, came from wind

farms, followed by biomass installations (1.5 GW). The capacity of the hydroelectric power plants

was 973 MW, and that of biogas plants was about 245 MW. Solar power came with almost 478

MW following strong growth, which is more broadly presented in the table below. In 2020,

intensive development of this sector continues, both in larger commercial farms and in-home

micro-installations which are experiencing a market boom due to the possibility of obtaining

subsidies for the already relatively cheap PV panels.


42

Table 1. Installed capacity of renewable sources in Poland [6]

Type of RES 2017 2018 2019 Installed capacity

[MW], June 30, 2020

Biogas installations 235,373 237,618 245,366 245,148

Biomass installations 1362,030 1362,87 1492,88 1507,99

PV installations 103,89 146,99 477,679 708,019

Wind installations 5848,67 5864,44 5917,24 6039,90

Hydropower installations 988,37 981,50 973,095 973,858

Together 8538,34 8593,43 9106,258 9474,91

Table 2. Amount of electricity produced in 2018 and 2019 in Poland [7]

Type of energy source 2018 2019

GWh

Total production 183824 181576

Industrial power plants 139650 128565

- lignite 49434 41726

- hard coal 81274 76911

- gas 6026 6328

- biomass / biogas 2917 3600

Hydropower plants 2141 2392

- including pumped storage 417 706

Wind power plants 2915 3470

Industrial power plants 14296 16168

Independent RES installations 11006 13111

4.1.2. Planned production - 2040

The draft “ Energy Policy of Poland until 2040” (which is still in consultation) – is a response

to the most important challenges facing the Polish energy sector in the next two decades, taking

into account the tasks necessary for urgent implementation in the coming years.

The main goal of the country’s energy policy is “to provide energy security, while ensuring

competitiveness of the economy, energy efficiency and reduction of the environmental impact of

the energy sector, and with optimum use of Poland’s own energy resources”.

The following indicators were adopted as a global measure of implementation of the Polish

Energy Policy 2040 objective:

• 56-60% share of coal in electricity generation in 2030

• 21-23% of RES in gross final energy consumption in 2030

• implementation of nuclear energy in 2033

• 23% improvement in energy efficiency by 2030 compared with the 2007 forecasts

• 30% reduction of CO2 emissions by 2030 (compared with the1990 volume) [8].


43

Figure 2. Installed electricity capacity forecast for 2020-2040 [8]

Figure 3. Forecast of electricity production [gross] by fuel type in 2020-2040 electricity capacity forecast

for 2020-2040 [8]

In the last few years, the consumption of natural gas in the economy has been systematically

growing. As presented in the chart above, the demand for natural gas will increase both due to its

use in gas power plants ensuring the flexibility of the power system and lower emissivity of the

fuel compared with other fossil fuels.


44

4.2. Biogas installations

4.2.1. Current production

The availability of biomass and biogas is relatively spread across the country, although the

key determining factor is local availability of the fuel − from agriculture, forest areas and also

non-agricultural waste. The systematic growth in the number of installations and the amount of

produced biogas are presented in the charts below.

Figure 4. Number of agricultural biogas plants in Poland [9]

Figure 5. Amount of biogas produced in Poland, mln m3 [9]

Compared with 2011, the biogas market has grown nearly 10 times, and although the growth

has slightly decelerated since 2017, the market continues to develop.

4.2.2. Planned production − 2040

According to biogas experts, the potential of Poland for biomethane production is comparable

to that of Germany where there are approximately 10,000 biogas plants. They also estimate the

annual production potential in Poland at 13.5 billion m3 of biogas, including 7.8 billion m3 of

biomethane [10]. Currently, there are approximately 100 agricultural biogas plants in the country,

while the amount of installations producing biomethane is slightly above 300 [11]. With

appropriate support Poland may have a much larger number of biogas plants and thus may produce

significant amounts of biogas and biomethane. In the draft “Energy Policy of Poland until 2040”

biogas has been indicated as enabling quick response to the needs of the energy system, as has

8 1628

4258

7894 96 96

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Number of agricultural biogas plants in Poland

3773

112

174206

250292 304 306

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Amount of biogas produced in Poland [mln m3]


45

been hydrogen, which could be produced with surplus energy from RES. It was pointed out that

an increase in the profitability of hydrogen production and use may play an important role in

Poland’s energy mix.

4.3. PGNiG's approach to developing hydrogen-based economy

4.3.1. Work on first implementations in Poland

In less than two years, the production of hydrogen will be launched at one of the Company's

branches, with the process based on electrolysis powered by photovoltaic installation. PGNiG SA

is also analyzing the potential for hydrogen production from natural gas using a carbon dioxide

capture installation. For this purpose depleted oil deposits would be used as a potential site for

CO2 sequestration. Introducing diversified streams of hydrogen sources is consistent not only

with the planned European hydrogen strategy but also with the plans of EU/EEA members, i.e.

Germany or Norway.

As stipulated above, PGNiG SA as the leader in the Polish natural gas market has started work

on projects focused on using hydrogen in power generation and automotive applications. The

Company will explore the possibilities of storing and transmitting hydrogen through the gas

network. In the future, PGNiG SA intends to launch commercial hydrogen sales and related

services. A new comprehensive hydrogen programme will comprise several projects ranging from

‘green hydrogen’ production, through hydrogen storage and distribution, to industrial power

generation applications.

The hydrogen strategy should support technology-neutral approach by comprising all clean

hydrogen production pathways including production of low-carbon hydrogen based on natural gas

(“blue hydrogen”), especially in the transitional period.

4.3.2. Development of the necessary regulatory framework

The approach to regulatory changes pertaining to hydrogen development could be

demonstrated based on the example of an innovative project currently run by PGNiG SA. In line

with the global trends, the Company has launched InGrid, P2G, a pioneering project on a national

scale. Hydrogen produced in this project will be stored and then injected into the autonomous

research network where both the network infrastructure and measurement devices will be tested.

The aim of this effort is to gain knowledge in the area of distribution and storage of hydrogen and

to determine acceptable concentration ranges to set standards for the gas industry. The scope of

research work will be broad, with a focus on standardizing the injection method and testing the

mixing process of hydrogen and natural gas. This is extremely important for the development of

norms and standards that are missing in the current legislation – a key issue in the development

of hydrogen technologies. The regulatory environment requires adjustments both in the area of

hydrogen production, gas transmission or storage but also guidelines for the construction of

hydrogen refueling stations. Another important aspect is the need to develop standards defining

appropriate analytical methods for gas quality testing or a methodology of calculating mixtures

with different heat values.

4.3.3. Development of the shape and structure of Poland’s nascent hydrogen market

As an energy carrier, hydrogen can empower new linkages between energy supply and

demand in both centralised or decentralised way which could enhance the overall flexibility of the

energy system. By connecting various energy transmission and distribution (T&D) networks,

sources of low-carbon energy can be connected to end-use applications that are difficult to


46

decarbonise, including transport, industry and heating. In remote areas with limited access to the

power grid, these connections can expand off-grid access to energy services while minimising

emissions. [12] It is hardly needless to say that hydrogen technologies (such as power to gas, fuel

cells, hydrogen refueling stations and other) fall within PGNIG’s interest.

There are plans to use hydrogen in Polish economy for the purpose of road and rail transport,

industrial production and energy storage. The Climate Ministry has been working on a Polish

Hydrogen Strategy to facilitate an effective framework for all future programmes as well as to

enable participation of EU funds in development of modern technical know-how [13, 14]. The

document is to be submitted for public consultation in autumn 2020. There are four priorities of

the planned strategy aimed at creating a new sector of the economy:

1. Building a value chain for a low-carbon hydrogen economy. It is assumed that in 2030

Poland could use up to 2-4 GW of power from renewable energy sources to produce hydrogen.

Establishment of a dedicated facility for hydrogen cells and electrolysers is planned along with

the use of hydrogen as a fuel addition in combined heat and power plants (CHP), starting from

2030.

2. Increasing Poland's energy security by limiting the import of fossil fuels thanks to own

hydrogen production.

3. Increasing the role of hydrogen in transport. Construction of ca. 15 new hydrogen refueling

stations is planned, primarily for heavy road transport.

4. Adopting the new “hydrogen law”.

Work on a new hydrogen law have already been started. The law will pave way for further

regulations for trade, transport, storage and use of hydrogen in the economy.

In July 2020, the Climate Ministry signed, with 17 companies and organizations from the

energy and transport industries, including PGNiG “Letter of intent to establish a partnership to

build a hydrogen economy and conclude a hydrogen sector agreement” [15].

Currently, there are no precise forecasts for the development of the hydrogen market in

Poland. However, Poland is considered as a country with high potential in the production and use

of hydrogen.

In anticipation of the Polish Hydrogen Strategy, assumptions can be made on the basis of the

Hydrogen Roadmap Europe released in February 2019. According to this document, in 2030

hydrogen can cover from 4 to 6% of final energy demand in the EU. Furthermore in 2050,

depending on the scenario, this share can be as high as 8 to 24%. The steps taken by public

authorities and the largest Polish energy companies indicate that Poland will have a significant

share in this transformation.

4.3.4. Development of relations at the European and global level to gain practical experience from

advanced markets and to initate projects with PGNiG’s participation on the Polish and foreign

markets

PGNiG SA as a company strongly involved in the entire value chain characteristic of the oil

and gas industry intends to actively participate in the developing energy market. Using the

experience of the past and wanting to shape the energy market of the future, PGNiG SA is actively

seeking business partners both for joint project implementation and for active cooperation in

developing new technological and legal standards.


47

Figure 6 Annual hydrogen demand in the EU per sector [TWh] [16]

5. Conclusion

Natural gas has often been shown as the “transition or bridge fuel” for the electricity sector in

Poland. The CCS and CCU methods are a tool to support the emissions reduction from the energy

sector in order to achieve the 2050 climate neutrality goals. Also hydrogen as a fuel of particular

importance in the country's energy transformation process could enable a smooth transition from

traditional fossil fuel-based energy to low-carbon renewable energy. Developing hydrogen

technologies involves with many difficulties, both technical and regulatory, but these are

challenges that are taken up by the entire gas industry with equal commitment from the world of

science. Hydrogen is the fuel of the future, and active participation in its development and

promotion as an alternative, non-emission solution is an example of transforming the entire

economy in order to achieve climate neutrality.

References

[1] Transformacja energetyczna w Polsce, Edycja 2020, Forum Energii. Analizy i dialog

[2] The Role of Gas in Today's Energy Transitions, International Energy Agency, 2019

[3] Carbon-neutral Poland 2050. Turning a challenge into an opportunity. McKinsey&Company, 2020

[4] National Report of President of the Energy Regulatory Office, 2019

[5] Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych, Warsaw, July

2020

[6] Energy Regulatory Office, The domestic renewable energy potential in numbers Report

[7] Energy Market Agency (ARE) The Situation in Electricity no. 4 (109), 2019

[8] Project PEP2040 w. 2.1 – 08.11.2019

[9] Data on the activities of agricultural biogas producers in 2011-2019, Krajowy Ośrodek Wsparcia

Rolnictwa


48

[10] Potencjał biogazowy w Polsce – aktualne dane J. Dach, D. Janczak, W.Czekała, A.Lewicki,

Biomasa. Więcej niż…biomasa! nr 9(49), October 2018

[11] Coraz krótsza droga do przyłączenia do sieci M. Nocoń, Biomasa. Więcej niż…biomasa! December

2019

[12] Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells, International Energy Agency

[13] https://www.thefirstnews.com/article/poland-to-prepare-national-hydrogen-strategy-10578

[14] https://www.pap.pl/aktualnosci/news%2C678075%2Ckurtyka-strategia-wodorowa-do-2030-r-

jesienia-do-konsultacji.html

[15] https://www.gov.pl/web/klimat/podpisanie-listu-intencyjnego-o-ustanowieniu-partnerstwa-na-

rzecz-budowy-gospodarki-wodorowej

[16] https://www.fch.europa.eu/news/hydrogen-roadmap-europe-sustainable-pathway-european-

energy-transition

[17] https://www.ure.gov.pl/pl/paliwa-gazowe/charakterystyka-rynku/8899,2019.html

[18] https://www.psgaz.pl/documents/21201/329214/Prezentacja+PSG_EN.pdf/2721d499-fa98-4b63-

b781-5bac6e5cfd6e


49

Energetska tranzicija - utjecaj primjene vodika na kvalitetu plina u

transportom sustavu s ciljem dekarbonizacije plinskih sustava

Energy transition – the impact that the use of hydrogen has on gas quality in

the transmission system with the aim of decarbonising gas systems

Silvija Krsnik1

doc. dr. sc. Darko Pavlović2, dipl. ing. naftnog rudarstva

1,2 PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88a, Zagreb, Hrvatska

Sažetak

U sklopu borbe protiv klimatskih promjena na razini Europske Unije koje uključuje smanjenje emisija

metana, važnu ulogu u ostvarenju energetske tranzicije imat će nove tehnologije koje podupiru

dekarbonizaciju plinskih mreža. Trenutno se takve tehnologije primjenjuju na razini pilot projekata,

međutim u budućnosti se očekuje da će iste imati važnu ulogu, prije svega u plinskom sektoru s ciljem

ostvarivanja nulte emisije stakleničkih plinova do 2050. godine. Na putu prema energiji bez emisija, vodik

će nedvojbeno igrati ključnu ulogu.

U ovom radu prikazano je trenutno razumijevanje izazova niskougljične strategije s kojima se susreću

operatori transportnih sustava unutar EU. Objedinjene su utvrđene tehničke prepreke vezane uz plinsku

infrastrukturu i mjerne uređaje te utjecaj vodika na svojstva plina i njihovu stabilnost, proizašle iz

mnogobrojnih studija rađenih diljem Europe. Isto tako, na kraju rada, razmotrena su zakonska ograničenja

utvrđena od strane Europske mreže operatera transportnih sustava za plin (ENTSOG) te je dan uvid u

trenutnu situaciju vezanu uz reviziju standarda kvalitete plina na razini EU sa osvrtom na nacionalni

standard kvalitete plina.

Ključne riječi: energetska tranzicija, kvaliteta plina, vodik, parametri kvalitete plina, kromatografi,

smanjenje emisija metana, dekarbonizacija plinskog sustava

Abstract

As part of the fight against climate changes at the European Union level, which includes reducing

methane emissions, new technologies that support the decarbonisation of gas systems will play an

important role in achieving energy transition. Currently, such technologies are applied at the level of pilot-

projects, however, it is expected that they will play an important role in the future, particularly in the gas

sector with the aim of achieving zero greenhouse gas emissions by 2050. Hydrogen will play a crucial role

on the way to energy with zero carbon emissions.

This paper presents the current understanding of challenges of low-carbon strategy faced by the

transmission system operators within the EU. It provides a synthesis of the determined technical obstacles,

related to gas infrastructure and measuring devices as well as the impact of hydrogen on gas properties and

their stability, arising from numerous studies conducted all over Europe. The paper discusses legal

restrictions determined by the European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG)

and provides an overview of the current situation concerning the revision of gas quality standards at the

EU level with a view of the national gas quality standard.

Key words: energy transition, gas quality, hydrogen, gas quality parameters, chromatographs, reduction

of methane emissions, decarbonisation of gas transmission

1. Uvod

Europska energetska tranzicija i razvoj prema niskougljičnoj budućnosti ključni su u borbi

protiv klimatskih promjena. Sve češće i ekstremnije meteorološke pojave na cijelom planetu

opomena su da hitno moramo riješiti problem s kojim smo suočeni. Cilj EU-a da postane prvi


50

klimatski neutralan kontinent na svijetu do 2050. u samoj je srži europskog zelenog plana [1]

usvojenog 2019. godine. Zahvaljujući Pariškom sporazumu, globalna nastojanja usmjerena su

smanjenju emisija stakleničkih plinova koji za cilj imaju ograničiti globalno zatopljenje ispod

2°C, a po mogućnosti na 1,5°C. Da bi se porast temperature ograničio na 1,5°C, nultu neto stopu

emisija CO2 na globalnoj razini treba postići do 2050. godine, a neutralnost za sve ostale

stakleničke plinove kasnije tijekom stoljeća. [2]

Kako bi ispunila ambiciozne ciljeve u borbi protiv klimatskih promjena, potrebna je temeljita

promjena energetskog sektora. Budući energetski sustav bit će u potpunosti obnovljiv, a biometan

i zeleni vodik igrat će veliku ulogu u kombinaciji s obnovljivom električnom energijom, pritom

koristeći postojeću dobro razvijenu infrastrukturu. U tom kontekstu, na putu ka dekarbonizaciji

trebaju se stvoriti nove veze između sektora kao i iskoristiti tehnološki napredak te stvoriti uvjeti

za održivo tržište vodika koji će nesumnjivo „vrlo brzo“ postati vrlo važan stup buduće energetske

strategije i sastavni dio energetskog miksa. U svojoj strateškoj viziji za klimatski neutralnu EU,

projicira se da će udio vodika u europskom energetskom miksu porasti sa sadašnjih manje od 2%

do gotovo 13 do 14% do 2050. godine [3].

2. Trenutna situacija u Europi

Nakon proglašenja klimatske krize u studenom 2019. godine, Europska Unija donosi niz

strategija, mjera i ostalih zakonodavnih alata u svrhu ispunjavanja ciljeva u borbi protiv klimatskih

promjena. Kako bi do 2050. godine postala klimatski neutralna, Europa mora transformirati svoj

energetski sustav, koji je izvor čak 75 % emisija stakleničkih plinova u EU-u. Posljednje donesene

strategije Europske unije za integraciju energetskog sustava i za vodik, put su prema

učinkovitijem i bolje povezanom energetskom sektoru radi čišćeg planeta i snažnijeg

gospodarstva. U skladu s paketom za oporavak Next Generation EU i europskim zelenim planom,

te dvije strategije čine novi plan ulaganja u čistu energiju.

Strategija EU-a za integraciju energetskog sustava [4] predstavlja okvir za prelazak na zelenu

energiju. Integracija energetskog sustava znači da se sustav planira i da se njime upravlja kao

jednom cjelinom, uz povezivanje različitih nositelja energije, infrastruktura i sektora potrošnje. U

strategiji je navedeno 38 mjera za provedbu potrebnih reformi. One obuhvaćaju reviziju

postojećeg energetskog zakonodavstva, financijsku potporu za istraživanje i uvođenje novih

tehnologija i digitalnih alata, smjernice za države članice o fiskalnim mjerama i postupnom

ukidanju subvencija za fosilna goriva, reformu upravljanja tržištem, holističko planiranje

infrastrukture i bolje informiranje potrošača.

U Strategiji EU-a za vodik za klimatski neutralnu Europu [5], čisti vodik navodi se kao jedno

od važnih područja u energetskoj tranziciji, te kao takav može pomoći u dekarbonizaciji sektora

u kojima se hitno moraju smanjiti emisije ugljika, a u kojima je to teško postići. Danas je uporaba

vodika u EU-u ograničena, a većinom se proizvodi iz fosilnih goriva. Cilj je strategije

dekarbonizirati proizvodnju vodika, što će biti moguće u slučaju pada cijene energije iz

obnovljivih izvora i ubrzavanja tehnološkog razvoja, i početi ga koristiti kao zamjenu za fosilna

goriva. Strategijom se predviđa postupno uvođenje tehnologije na temelju čistog vodika u tri faze

do 2050. godine. Također sadrži i sveobuhvatan plan ulaganja, među ostalim u elektrolizatore, ali

i u kapacitete za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora potrebne za proizvodnju,

transport i skladištenje čistog vodika, preinaku postojeće plinske infrastrukture te hvatanje i

skladištenje ugljika.

Kako bi podržala ulaganja i nastanak cijelog ekosustava vodika, Europska komisija osnovala

je Europski savez za čisti vodik. Savez će imati glavnu ulogu u provedbi ove strategije i podržavat

će ulaganja u povećanje proizvodnje i potražnje, pri čemu će surađivati s industrijom, civilnim

https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/energy_system_integration_strategy_.pdf


51

društvom te nacionalnim, regionalnim i lokalnim javnim tijelima. Najvažniji cilj saveza za čisti

vodik je izraditi jasan plan za buduće održive projekte ulaganja.

Slijedom navedenog, razvidno je da posljednjih godina vodik postaje sve atraktivniji kandidat

kao jedan od načina da se postigne dekarbonizacija energetskog sektora koja je nužna za

postizanje klimatskih ciljeva EU. Očekuje se kako će uloga vodika u energetskim i prometnim

sustavima budućnosti biti značajnija, tim više što će ciljevi u pogledu smanjenja emisija

stakleničkih plinova biti ambiciozniji.

Prepoznajući važnu ulogu koju bi postojeća plinska infrastruktura mogla imati u energetskoj

tranziciji EU, krajem srpnja 2020. godine, 11 Europskih operatora plinskih sustava (Enagás,

Energinet, Fluxys Belgium, Gasunie, GRTgaz, NET4GAS, OGE, ONTRAS, Teréga, Snam i

Swedegas) objavilo je dokument „European Hydrogen Backbone“ u kojem je detaljno

predstavljen plan izgradnje infrastrukture za opskrbu Europe vodikom. [6]

Predložena mreža postupno će se razvijati tijekom idućih petnaest godina, počevši od sredine

2020-ih, kako slijedi:

➢ do 2030. godine, "početna" cjevovodna mreža od 6.800 km spojit će lokalne proizvođače

i potrošače vodika - takozvane "vodikove doline";

➢ do 2035. godine razgranata mreža počet će povezivati potrošače u središtu kontinenta s

regijama sa „obilnim potencijalom zelenih resursa vodika“ - poput danskih vjetroelektrana

na moru ili solarnih i vjetroelektrana na jugu Francuske;

➢ do 2040. godine predviđa se prava paneuropska mreža duga nešto više od 22.900 km koja

će prometovati kroz deset europskih zemalja i omogućiti vezu s globalnim uvoznim

rutama.

Donja slika prikazuje zamišljenu mrežu koja uključuje nekoliko isprekidanih linija za

označavanje "mogućih dodatnih ruta", uključujući uvozne rute iz Sjevernog mora (Norveška i

Velika Britanija), Ukrajine, Grčke, Sjeverne Afrike i Rusije. (Slika 1.)

Slika 1. Prikaz europske mreže vodika koja se može stvoriti do 2040-te (European Hydrogen Backbone

initiative 2020, supported by GuidehouseENTSOG, 2020.- autorova obrada)


52

U konačnici će se pojaviti dvije paralelne mreže za transport plina, vodikova i namjenska (bio)

metanska mreža. Međutim, to ne znači da će se apsolutna količina cjevovoda u tlu udvostručiti,

jer će cjevovodi koji su nekada bili izgrađeni za transport prirodnog plina biti prenamijenjeni za

transport vodika. Okosnicu tzv. „vodikove kralježnice“ činit će 75 % prenamijenjenih postojećih

i 25% novih plinovoda.

U tom kontekstu, možemo reći da vodik postaje ključni dio održivije i sigurnije energetske

budućnosti uvažavajući činjenicu da EU ima razvijen sustav za prijenos i distribuciju plina diljem

kontinenta, ali sama veća primjena korištenja vodika u plinovodnoj mreži svoju ekonomsku

opravdanost će imati jedino ako se to bude smatralo dugoročnom energetskom opcijom. [7]

3. Svojstva vodika

Vodik (H2) je najlakši i najprisutniji element u cijelom svemiru. Pri standardnom tlaku i

temperaturi u plinovitom je stanju, bez boje, mirisa i okusa, zapaljiv, ali neotrovan. Na Zemlji se

gotovo isključivo nalazi u vezanom obliku, odnosno u raznim kemijskim spojevima. U kemijskom

je smislu vodik redukcijsko sredstvo i spaja se s brojnim drugim elementima te sačinjava oko 93%

od svih atoma, odnosno tri četvrtine mase svemira dok se kao slobodan element pojavljuje samo

u tragovima. U obliku spojeva, ima ga u ogromnim količinama, ponajviše u obliku vode. Sastavni

je dio mnogih organskih spojeva, kiselina i otopina. Na zraku vodik gori blijedoplavim, gotovo

nevidljivim plamenom temperature oko 2045 °C pri čemu ne nastaje čađa, a zračenje plamena je

oko 10 puta manje nego kod drugih gorivih plinova. Zbog toga je i smanjena opasnost od

zagrijavanja neposredne okoline i mogućih ozljeđivanja ljudi. Njegovim izgaranjem nastaje samo

vodena para, posve neškodljiva za okoliš.

Budući da vodik na Zemlji ne postoji kao plin, mora se dobiti iz drugih spojeva. Proizvodi se

na razne načine iz različitih izvora kao što su obnovljivi izvori energije, uključujući solarnu i

energiju vjetra, hidroenergiju, nuklearnu energiju, biomasu, bioplin, zatim iz fosilnih goriva iz

prirodnog plina, nafte i ugljena. Danas je, možemo tako reći, prisutna podjela na zeleni, plavi i

sivi vodik.

▪ Zeleni vodik dobiva se iz solarnih elektrana, vjetroelektrana ili hidroelektrana

postupkom elektrolize vode, pri čemu se uz pomoć električne energije proizvedene iz

obnovljivih izvora kemijskim procesom voda razdvaja na kisik i vodik, (dakle, vodik

nastao elektrolizom vode koristeći obnovljive izvore energije).

▪ Plavi vodik proizvodi se postupkom uplinjavanja otpada ili biomase, ali uz određene

količine ispuštenog CO2 u atmosferu.

▪ Sivi vodik dobiva se korištenjem električne energije dobivene iz postrojenja na fosilna

goriva, uz ispuštanje emisija CO2 u atmosferu. Isti se još uvijek prihvaća kao prijelazna

faza prema tehnologiji proizvodnje zelenog vodika. Nova tehnološka rješenja nastoje

i taj sivi vodik pretvoriti u plavi, skladištenjem CO2 u podzemnim skladištima.

Trenutno se više od 95% vodika proizvodi iz ugljikovodika, uz istovremeno dobivanje

CO2 kao štetnog nusproizvoda.

Danas, kada se raspravlja o energetskoj tranziciji, jedno od vrlo važnih pitanja je o tome treba

li „plavi“ vodik (zasnovan na prirodnom plinu, u kombinaciji s CCS) biti dio energetske tranzicije

ili se energetska politika treba usredotočiti isključivo na promicanje „zelenog“ vodika (elektroliza

zasnovana na obnovljivim izvorima energije). No pri tome nedvojbeno treba istaći da proizvodnja

vodika elektrolizom vode u odnosu na ostale načine proizvodnje vodika ima opravdanja, ako je

električna energija jeftina ili se dobiva iz obnovljivih izvora energije. [8]


53

3.1. Utjecaj utiskivanja vodika na parametare kvalitete plina i njenu stabilnost

Razna tehnička tijela i udruge u mnogim se studijama bave temom utiskivanja vodika u

plinske mreže, kako bi utvrdile mogući utjecaj dodavanja vodika na parametre kvalitete plina.

Jedni od glavnih parametara za procjenu kvalitete plina svakako su ogrjevna vrijednost, Wobbe

indeks i metanski broj, stoga će oni biti detaljnije objašnjeni u nastavku. Svojstva vodika dosta se

razlikuju od svojstava prirodnog plina. U tablici 1. dana je usporedba svojstava vodika sa

svojstvima ispitnog plina G20 (čisti metan), prirodnog plina i ukapljenog prirodnog plina.

Tablica 1. Usporedba svojstava vodika i drugih plinova (Hydrogen in gas, Strategy paper, ENTSOG,

2020.- autorova obrada)

Parametri kvalitete plina H2 Prirodni plin UPP Hg (kWh/m3) @15/15 3,36 11,00 11,46

Wi (kWh/m3) @15/15 12,74 14,09 14,54

Relativna gustoća 0,0696 0,6114 0,6212

Metanski broj 0 78 73

▪ Gornja ogrjevna vrijednost plina (Hg) je količina energije koja se dobije potpunim

izgaranjem smjese plina i zraka pri standardnim uvjetima (15 ⁰C i 101325 Pa) i to nakon

što se dimni plinovi kao produkti izgaranja ohlade na početnu temperaturu smjese plina i

zraka. Ogrjevna vrijednost plina ključni je parametar za obračun preuzete ili isporučene

energije plina (kWh) u svim transakcijama na tržištu prirodnog plina. Vodik ima nižu

energetsku vrijednost od prirodnog plina, te pri istom tlaku kubni metar vodika sadrži 1/3

energije kubnog metra prirodnog plina.

▪ Wobbe indeks (WI) je omjer između ogrjevne vrijednosti i korijena relativne gustoće.

Pokazatelj je međusobne zamjenjivosti plinova i kao takav najvažniji je parametar

izgaranja za plinske uređaje, specificiran u svim zemljama. Poznato je da dodatak vodika

lagano smanjuje Wi, te bi dodavanje 10% vodika u smjesu prirodnog plina smanjilo

Wobbe indeks za oko 3%.

Slika 2. daje usporedbu Wobbe indeksa čistog metana, biometana (pojednostavljena analiza:

C1 = metan: 96%; CO2: 4%) i "srednje bogatog" UPP -a (C1: 92%; C2: 5%; C3: 2%; C4 : 1%).

[9]

Slika 2. Wobbe indeks različitih vrsta plinova bez/sa dodavanjem 10% vodika (Admissible hydrogen

concentrations in natural gas systems,2019 - autorova obrada)


54

Očito je da su varijacije uzrokovane različitim vrstama plinova znatno veće od učinaka

uzrokovanih miješanjem 10% vodika. Međutim, ako se uzme u obzir biometan, koji već ima nizak

Wobbe indeks (oko 13,8 kWh/m3) lokalne specifikacije mogle bi spriječiti utiskivanje vodika u

plinsku mrežu.

▪ Metanski broj (MB) je indikator kvalitete plina po kriteriju otpornosti prema pojavi

detonacije u plinskim motorima. Metan ima visoki stupanj otpornosti prema detonaciji, te

je njegov MB = 100, dok vodik ima izrazito nizak stupanj otpornosti prema detonaciji te

je njegov MB = 0. Većina smjesa prirodnog plina ima MB veći od 70, dok većina

proizvođača motora navodi u specifikacijama potrebni MB veći od 80. Ukoliko je

metanski broj prenizak, vjerojatnost pojave detonacije je veća. Metanski broj ovisi o

specifičnom sastavu plina (posebno o količinama viših ugljikovodika C3, C4,C5). (slika

3)

Slika 3. Metanski broj različitih vrsta plinova bez/sa dodavanjem 10% vodika (Admissible hydrogen

concentrations in natural gas systems,2019 - autorova obrada)

Iz navedenog prikaza (slika 3) može se zaključiti da metanski broj različitih vrsta plinova bez

dodavanja vodika pokazuju veću varijaciju (od 100 do npr. 74) od učinka miješanja 10% vodika

(smanjenje za ≤ 10). Međutim, ako prirodni plin već ima nizak metanski broj (npr. bogat LNG

između 60-70), dodatak 10% vodika može rezultirati neprihvatljivo malim metanskim brojem.

[10]

Što se tiče smjesa vodika i prirodnog plina, na slici 4. prikazane su varijacije Wobbe indeksa

i gornje ogrjevne vrijednosti plina dobivene korištenjem simulacija Monte Carlo objavljene u

vodikovoj strategiji izrađenoj od strane ENTSOG-a. Izračuni su rađeni na uzorcima prirodnog

plina i UPP-a, a prikazuju dodavanje različitih koncentracija vodika od 2,5,10 i 20 % u smjesu.

Ustanovljeno je da tek pri koncentracijama od 15-20% vodika u smjesi dolazi do značajnih

promjena u kvaliteti plina, dok dodavanje 2 ili 5 % vodika u smjesi nema utjecaja na promjene u

kvaliteti plina.

Nadalje, miješanje vodika ima utjecaja i na ostale parametre kvalitete plina kao i na parametre

izgaranja. Naime, ovisno o početnom sastavu prirodnog plina, miješanje 10 do 15% vodika,

rezultiralo bi smanjenjem relativne gustoće ispod 0,555 što je donja propisana granica sukladno

standardu EN 16726:2016. Što se tiče izgaranja vodika, vodik je gotovo idealno gorivo u smislu

smanjenja smoga kada sagorijeva. Ne sadrži ugljik ili sumpor, pa se tijekom izgaranja ne stvaraju

CO, CO2, SOx ili čađa. Brzina širenja plamena je složen parametar izgaranja koji se odnosi na

tendenciju vraćanja plamena i stabilnost plamena. Za postizanje stabilnog plamena važno je

uskladiti odnos širenja plamena i izlazne brzine struje plina. Relevantne su informacije


55

ograničene, ali proračuni sugeriraju da vodik ima snažniji utjecaj na turbulentnu brzinu plamena.

Dodatak vodika od 10% može rezultirati povećanjem turbulentne brzine plamena za oko 10%.

[11]

Slika 4. Utjecaj dodavanja vodika na Hg i Wi za prirodni plin (lijevo) i UPP (desno) (Hydrogen in gas,

Strategy paper,ENTSOG,2020.)

4. Tehničke prepreke - izazovi …

Danas se u Europi i svijetu rade brojne istraživačke studije kojima bi se utvrdile posljedice

utiskivanja vodika u plinske mreže. Nekoliko tehničkih organizacija kao što su Marcogaz, CEN i

GERG, provode mnogobrojna istraživanja koja će biti referentna točka za razumijevanje tih

tehničkih pitanja. Neki od do sada utvrđenih tehničkih izazova, iz perspektive europskih operatora

plinskih transportnih sustava (ENTSOG), navode se u nastavku. Kao što je već spomenuto,

svojstva vodika po mnogočemu su različita od drugih elemenata. Toplinska vodljivost mu je

sedam puta veća od zraka, a kroz čvrste stijenke difundira pet puta brže od zraka. Mogućnost

njegova istjecanja kroz spojeve i pukotine stijenki posuda i cijevi mnogo je veća nego bilo kojeg

drugog plina, ali se u slučaju istjecanja znatno brže raspršuje u okolicu čime zapaljiva smjesa

nastaje samo u neposrednoj blizini istjecanja. Visokotlačne plinovodne mreže, kada su izgrađene

od čeličnih cijevi male čvrstoće, u mogućnosti su transportirati smjese plinova koje sadrže do 10%

vodika. Ipak, vodik može uzrokovati krhkost određenih cijevi građenih od određenih vrsta čelika,

čineći ih tako sklonijih pucanju. Stoga se prije ubrizgavanja vodika trebaju provjeriti čvrstoća,

žilavost, tvrdoća, stopa rasta širenja pukotine i radni uvjeti. Također je potrebno utvrditi ima li

plinovod ikakva oštećenja poput korozije, propuštanja ili oštećenja nastala prilikom zavarivanja.

U svakom slučaju, biti će potrebna procjena stanja plinovoda po principu case by case prije

uspostavljanja dopuštene koncentracije maksimalnog radnog tlaka u slučaju čistog vodika. Neki

dijelovi plinske mreže zahtijevat će svojevrsne mjere ublažavanja kao što su dodavanje kisika,

nanošenje unutarnjeg premaza ili zamjenu novim materijalima pogodnijim za izdržavanje višeg

sadržaja vodika u plinu.

Kompresori predstavljaju jedno od glavnih ograničenja ubrizgavanja vodika u plinske mreže.

Naime, povećanje tlaka kojeg centrifugalni kompresor može postići ovisi o gustoći smjese plina.

U slučaju povećanja koncentracije vodika, gustoća plinske smjese pada zbog manje gustoće

vodika, što uzrokuje smanjeni omjer maksimalnog tlaka kompresora. Tako primjerice, za smjese


56

koje sadrže do 5% vodika, često je potrebno podešavanje upravljačke jedinice plinske turbine,

dok su za veće koncentracije potrebne strukturalne promjene. Za smjese koje sadrže iznad 10%

vodika, vjerojatno će biti potrebna modifikacija ili zamjena postojećih kompresora. Ovo područje

još se detaljno istražuje radi ispitivanja stvarne sposobnost kompresora za nošenje sa različitim

koncentracijama vodika.

Značajne promjene bit će nužne u području naplate energije i mjerenja protoka. Kako većina

trenutno ugrađenih plinskih kromatografa nema mogućnost detekcije vodika u plinskoj smjesi,

sigurno je da će biti potrebno navedene uređaje prilagoditi ili zamijeniti. Plinomjeri koji se

trenutno koriste s velikom točnošću mogu mjeriti protok za smjese koje sadrže do 10% vodika.

Preciznije, membranski, rotacijski i turbinski plinomjeri neovisni su o sadržaju vodika, dok

Coriolis, termički i ultrazvučni plinomjeri ovise o sadržaju istog. Poznato je da bi maksimalni

udio vodika utisnut u cjevovode za prirodni plin mogao biti u rasponu 2 do 10%, ovisno o krajnjim

elementima koji postoje u mreži, iako je prije utiskivanja potrebna analiza svakog pojedinačnog

slučaja, koja će uključivati procjenu plinske infrastrukture, mjernih uređaja i uređaja za krajnju

upotrebu. Na slici 5 prikazani su iznosi maksimalne razine miješanja vodika u plinskoj

transportnoj mreži u nekim zemalja EU u postocima.

Slika 5. % prikaz maksimalne razine miješanja vodika u transportnoj mreži prirodnog plina u nekim

zemljama EU (Izvor: autorova obrada podataka, Natural Gas World)

5. Regulatorna pitanja i standard kvalitete plina

Dozvoljene koncentracije vodika u plinskoj mreži (slika 5) znatno variraju između država

članica i to između 0,2 - 10 vol%, a u većem broju zemalja EU utiskivanje vodika nije uopće

definirano. Unatoč intenzivnim naporima za zajedničkim standardom, danas ne postoji jasan

tehnički dogovor EU-a o standardu kvalitete plina. Nadalje, nadležnost za regulatorna ograničenja

u standardima kvalitete plina određuje nacionalno tijelo u svakoj državi članici EU-a. Operatori

transportnih sustava već razmatraju različite mogućnosti prilagodbe mreža većim udjelima

obnovljivih plinova. Prijelaz s prirodnog plina na zelene plinove neće imati značajan utjecaj samo

na kvalitetu plina već i na dinamiku protoka u mreži. To znači da će potreba za fleksibilnošću u

kvaliteti plina u cijelom plinskom lancu u budućnosti postati izraženija. Europska komisija se

Uredbom 2015/703 [12] o uspostavi mrežnih pravila interoperabilnosti i razmjene podataka

obvezala na propisivanje europskog standarda kvalitete plina. Slijedom toga, Europski odbor za

normizaciju (engl. European Committee for Standardization) (CEN) još je 2015. godine, donio

europski standard kvalitete plina u plinskoj infrastrukturi – Grupe H, EN 16726:2015 [13] (engl.

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14%

Neatherlands

Germany

France

Austria

Belgium


57

Gas infrastructure - Quality of gas - Group H), za pojedine parametre plina, međutim bez

propisanih granica za WI ili ogrjevnu vrijednost plina. Trenutni zahtjev relativne gustoće u CEN

standardu EN16726 (od 0,555 do 0,7) treba revidirati u kontekstu tekućeg rada na usklađivanju

CEN-a zbog granične vrijednosti koja koči razvoj vodika. Međutim, ovo bi se pitanje trebalo

riješiti zajedno s definiranjem graničnih vrijednosti drugih parametrima koji utječu na kvalitetu

plina poput Wobbe indeksa i gornje ogrjevne vrijednosti plina.

U slučaju dogovora svih članica oko usvajanja zajedničkog standarda kvalitete, nakon

odgovarajuće formalne procedure, Europski standard kvalitete plina u plinskoj infrastrukturi – H

skupine, mogao bi postati sastavni dio Aneksa Uredbe 2015/703 te time postati obavezan za

primjenu u svim zemljama članicama Europske unije.

Standardna kvaliteta plina u Republici Hrvatskoj propisana je u prilogu Općih uvjeta opskrbe

plinom (NN 50/18) [14]. Što se tiče dozvoljenih granica za vodik, iste nisu propisane. U tablici 2

prikazana je usporedba propisanih parametara kvalitete plina prema CEN-u, EASEE GAS-u te

prema standardu u Hrvatskoj. Zajednički standard kvalitete plina i otvoreno pitanje definiranja

dozvoljenih koncentracija vodika u smjesi plina kao i graničnih vrijednosti Wobbe indeksa,

pitanje je ne samo operatora transportnih sustava, već i svih ostalih dionika tržišta plina. Naime,

Wobbe indeks je parametar zamijenjivosti plinova, koji garantira sigurnu primjenu određenih

smjesa plinova u različitim plinskim trošilima od kućanstva do industrije i sigurnost plinskih

sustava. Shodno tome proizvođači i operatori transportnih sustava zagovaraju fleksibilnost i širok

raspon Wobbe indeksa, dok krajnji korisnici trebaju stabilnost i zagovaraju uži raspon Wobbe

indeksa. U svakom slučaju, a uvažavajući navedeno, potrebno je pristupiti otklanjanju prepreka

obnovljivim plinovima u energetskom miksu, te postići razuman kompromis koji će na kraju

rezultirati propisivanjem, odnosno usvajanjem jedinstvenog standarda kvalitete plina za cijelu EU.

Tablica 2. Pregled parametara standardne kvalitete plina prema CEN-u, EASEE GAS-u te prema

standardu u Hrvatskoj

kemijski sastav, mol% CEN

EASEE

GAS Hrvatska

Metan (CH4) 85

Etan (C2H6) 7

Propan (C3H8) i viši ugljikovodici 6

Ugljični dioksid (CO2) 2,5 ili 4* 2,5 2,5

Inertni plinovi (CO2+N2)

Kisik (O2) 0,001 ili 1** 0,001 0,001

Sadržaj sumpora, mg/m3

Sumpor ukupni (S) 30 30 30

Sumporovodik i karbonil sulfid ukupno (H2S + COS) 5 5 5

Merkaptani (RSH) 6 6 6

Gornja ogrjevna vrijednost, Hg, kWh/m3 10,28-12,75

Donja ogrjevna vrijednost, Hd, kWh/m3 9,25-11,47

Gornji Wobbe indeks, Wg, kWh/m3 12,90-15,00 12,90-15,00

Donji Wobbe indeks, Wd, kWh/m3 11,48-14,23

Relativna gustoća, d 0,555-0,70 0,555-0,70 0,56-0,70


58

Točka rosišta, °C

vode -8

ugljikovodika -2

Metanski broj 65

*Na ulaznim točkama u sustav i interkonekcijskim točkama molarni udio CO2 ne smije biti viši od 2,5 %. Međutim,

tamo gdje se može pokazati da plin neće pritjecati u sustave koji su osjetljivi na više razine CO2, npr. podzemna

skladišta plina, može se primijeniti viša granica CO2 do 4%.

**Na ulaznim točkama u sustav i interkonekcijskim točkama molarni udio kisika (O2) ne smije biti viši od 0,001 %

izražen kao pomični 24 satni prosjek. Međutim, tamo gdje se može pokazati da plin neće pritjecati u sustave koji su

osjetljivi na više razine kiska, npr. podzemna skladišta plina, može se primijeniti viša granica kisika do 1%.

6. Zaključak

Europski energetski sustav mijenja se u održivo nisko-ugljičnu energetsku mrežu kako bi se

osigurali ciljevi pristupačne, sigurne i održive energije za Europu i njene građane. Pritom,

plinski sektor kreće prema budućnosti s niskim udjelom ugljika do 2050, uglavnom, ako ne

isključivo, zelenim plinovima (npr. biometanom, H2, H2NG). S obzirom na to, jedno od važnih

pitanja je i pitanje uloge plina tijekom tranzicije koja prvenstveno ovisi o sposobnosti da zamijeni

ugljen i nuklearnu energiju, međutim, ako se ne „ozeleni“, plin bi mogao biti izbačen iz budućeg

energetskog miksa Europe u roku od možda čak i petnaestak godina. S tim u svezi,

dekarbonizirani prirodni plin morat će pokazati da može postati troškovno konkurentan

proizvodnji topline i električne energije iz niskih ili čak nultih ugljikovih alternativa te da je

upravo zbog toga, vodik kao nositelj energije i kao sirovina, karika koja nedostaje u energetskoj

tranziciji i ključna tehnologija za postizanje klimatskih i energetskih ciljeva Europe, a samim time

i Hrvatske. U ovom radu razmotrena je uloga koju vodik može igrati u budućem europskom

energetskom miksu. Tako primjerice, u EU postoje dosta ambiciozni ciljevi proizvodnje zelenog

vodika. Namjera je dostići proizvodnju više od 200 mlrd. m3 ekvivalenta prirodnog plina, kao

željeni krajnji cilj dekarbonizacije plina do 2050. godine. Dakle, za postizanje ciljeva do 2050.

godine bit će potrebna pretvorba plina u vodik u kombinaciji s CCS-om. Analizirani su planovi

nekih operatora transportnih plinskih sustava koji razmatraju različite mogućnosti prilagodbe

plinskih mreža većim koncentarcijama vodika. Također su objedinjene tehničke i regulatorne

prepreke utvrđene od stručnih tehničkih tijela koje bi mogle predstavljati problem, odnosno

ograničiti integraciju vodika u postojeće plinske mreže. Iz uloge operatora plinskih sustava, oni

će svakako morati napraviti detaljne analize i procjene stanja plinovoda kao i procjenu sposobnosti

ostalih osjetljivih elemenata u plinskom sustavu, npr. mjerne opreme i kompresorske stanice.

Budući da je definiranje dozvoljenog sadržaja vodika prvenstveno tehničko i sigurnosno pitanje,

nužno je na razini EU postići dogovor između svih dionika na tržištu plina, koji će rezultirati

zajedničkim standardom kvalitete plina. Slijedom toga, Republika Hrvatska će kao država članica

EU uz neminovnu promjenu regulatornog okvira trebati učiniti sve potrebite korake vezane uz

plinsku mrežu i uz ostale prateće elemente (stvaranje potrebite kohezije tržišta električne energije

i plina), kako bi bila spremna postati infrastrukturno čvorište novog energetskog vremena i razvoja

energetskog tržišta u kojem je sve izglednije da će vodik imati prevladavajuću ulogu u plinskoj

infrastrukturi Europe. Pri tome treba voditi računa da, ako vodik bude opcija za decentralizirano

grijanje u budućnosti, što nedvojbeno zahtijeva i određena (značajna) ulaganja, bit će potrebita

plinska mreža koja će moći transportirati i distribuirati vodik do velikog broja kućanstava, pri

čemu nacionalne strategije aplikativne primjene vodika predstavljaju jednu dugotrajnu osnovu za

kontinuirani uspjeh energetske tranzicije i naravno dugoročnu ostvarivost zacrtanih klimatskih

ciljeva. U tom kontekstu, naravno da ne postoji silver bullet za postizanje navedenog, no


59

energetska tranzicija zahtijeva u svakom slučaju inovativne sudionike koji imaju hrabrosti i želju

da oblikuju nove poslovne modele a samim time i inovativnu budućnost, jer, nedvojbeno znamo

željeni ishod energetske tranzicije, ali još uvijek nismo sigurni da znamo i kako tamo stići [15].

Literatura

[1] Europski zeleni plan, Bruxelles, 11.12.2019.

[2] Pariški sporazum o klimatskim promjenama, Pariz, 12.12.2015.

[3] GIIGNL Annual Report, 2018.

[4] An EU Strategy for Energy System Integration,

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/qanda_20_1258

[5] A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe, Brussels, 8.7.2020

[6] European Hydrogen Backbone, How a dedicated hydrogen infrastructure can be created, July 2020.

[7] Zelenika I., Pavlović D., Rajič P., Kovačić T. Skladištenje vodika u podzemnim geološkim poroznim

formacijama u funkciji pohrane viška električne energije generiranog putem OIE , Zbornik radova 2,

10. međunarodne konferencije i izložbe o naftno-plinskom gospodarstvu i primarnoj energiji, 2-3,

listopad 2019. Šibenik, Hrvatska

[8] Assaf J., Shabani B. Transient simulation modelling and energy of a standalone solar-hydrogen

combined heat and power system integrated with solar-thermal collectors. Appl. Energy 2016, 178,

66–77.

[9] Klaus Altfeld and Dave Pinchbeck: Admissible hydrogen concentrations in natural gas systems,

https://www.gerg.eu/wp-content/uploads/2019/10/HIPS_Final-Report.pdf





[12] Uredba 2015/703;

https://eurlex.europa.eu/legalcontent/HR/TXT/PDF/?uri=CELEX:32015R0703&from=HR

[13] EN 16726:2015 [13] (engl. Gas infrastructure - Quality of gas - Group H

[14] Opći uvjeti opskrbe plinom, Narodne novine", broj 50/18, 88/19 i 39/20

[15] Pavlović D., Pandemija koronavirusa (COVID-19) nije zaobišla ni energetski sektor, Intervju

mjeseca, Portal Energetika-net.com, svibanj 2020.





60

Fiber optic pipeline monitoring technology – perspective of new generation

Mike Liepe, Rodrigo Barreda Maza

Siemens Gas and Power GmbH & Co. KG, Erlangen, Germany

Abstract:

The digitalization and automation of oil and gas technology parallel to the growing need for safety in

operations creates more opportunities for usage of fiber optic sensing. It has been in use in the industry

since the 1990s in the form of distributed temperature sensing (DTS). DTS is established as a well

monitoring and pipeline monitoring technique. Nevertheless, Distributed Acoustic Fiber Optic Sensing

(DAS) is gaining immense attention when it comes to continuous detection of potential threats at pipelines.

The technology turns fiber optic cables into “virtual microphones”. It measures the backscattered light and

is sensitive to sound, relative temperature changes, vibrations and strain.

The fiber can be used to monitor up to 60 fiber km with one read out unit and is able to prevent damages

by detecting unwanted incidents such as digging activities, illegal taps or unauthorized access in real-time.

Besides it can provide information about potential leakages and can detect the current position of a PIG.

Its versatility is open to integrate additional operator specific use cases that produce temperature changes,

strain or sound.

The advantage of the high sensitivity simultaneously is a disadvantage. In the field, environmental

conditions may differ (e.g. soil texture, climate and fiber deployment), enormous amounts of acoustic

sources are continuously present and changing and may interfere with signals of sources that have to be

reliable detected.

The real challenge lies in data interpretation, reliable detection and machine learning mechanisms

without spending massive effort in testing.

In our presentation we want to analyze the momentum of DAS in the context of applicability as pipeline

monitoring system and its necessary evolutionary steps with advanced analytic and multi-algorithm

approach towards maximum reliability with low implementation effort. Finally, we will report on a

practical technical solution including our field experience and results obtained with a gas pipeline operator

in Austria.

1. Introduction

Started with a first commercial usage of fiber optic cables in 1978, launched by Deutsche Post,

today’s fiber optic networks are present around the globe, managing massive amount of data

exchange. Since years the prime target was to increase bandwidth and quality by improving

materials and implementing mechanism to sustain high data transmission. Coming from this field,

Siemens has significant experience in the field of fiber optics transmission using business partners,

supporting customers over a long period of time.

Since early 90ies the industry is working on techniques to use fiber optic cables also as sensors.

Optical fibers are sensitive to physical changes as strain, temperature, pressure and sound.

Referring to this fact the reaction of the fiber to these physical parameters can be used for

measuring things like phase, polarization, and wavelength.

2010, information on simplified acoustic detection for military applications in the professional

world were first publicized. Starting with the Oil & Gas industry, first techniques where used in

order to discriminate and locate acoustic events during wellbore operations as kind of geophone

alternative.

Although the physical effects that make it possible to obtain information from the environment

of a glass fiber have been known for some time, it has only been possible in recent years to


61

implement certain processes. Essentially, in the area of Fiber Optic sensing, the technologies are

differentiated as follows:

• Distributed Fiber Optic Temperature Sensing (DTS), which enables the user to

monitor Temperature and local effects changing the temperature (as leakage

detection)

• Distributed Fiber Optic Acoustic Sensing (DAS), which enable the user to detect

sound and vibration.

• Distributed Temperature and/or Strain Sensing (DTSS/’STST or DSS), which is

an extension of DTS being able to monitor temperature and detect local strain,

as well as

• Quasi-Distributed Fiber Optic Chemical Sensing (DCS), Enables distributed

sensing of dedicated concentrations, e.g. measuring H2O, H2S, CO2, pH, and

concentration.

The term distributed sensing describes the architecture for getting sensor data from a multitude

of sensors along assets.

There are mainly 3 different categories of architectures as it can be seen in the figure below)

• A - Classical point sensors:

• B - Quasi distributed sensors

• C - Distributed Sensor

Fig. 1. Different categories of architectures

The main difference is that distributed sensors are virtually transformed sensors without the

need of physical equipment, whereas quasi distributed and point sensors need physical hardware.

Classical point sensor even needs separate connections

Optical fiber sensors have certain advantages that include immunity to electromagnetic

interference, lightweight, small size, high sensitivity, large bandwidth, and ease in implementation

as fiber cables are often already installed for communication purposes in critical infrastructures.

Strain, temperature and pressure are the most widely studied measurable variables used in optical

fiber sensing

The first technology to be used, which was researched in the 1980s and commercialized in the

90s, is DTS. DTS was especially used in the field of well monitoring and in the downstream

process of the oil and gas industry. DTS is often seen as a complementary technology to

Distributed Acoustic Sensing, especially in the field of pipeline monitoring.


62

Distributed Acoustic Sensing itself originated primarily from the defense industry, with the

main objective of reliable surveillance technology that allows it to automatically detect and

classify activities within critical infrastructure.

In the oil and gas industry, the main applications are in the field of:

• Monitoring while drilling

• Downhole Monitoring

• O&G Transportation (pipeline monitoring)

The need to monitor drilling and the production process has been particularly strong in the

US, driven mainly by the upturn in alternative E&P activities. All technologies use different

physical effects. While DTS uses the Raman Effect, DSTS uses the Brillouin effect, DAS uses the

Rayleigh effect.

1.1. Optical Time-Domain Reflectometry

The fundamental technological concept is Optical Time-Domain Reflectometry (OTDR).

OTDR is a well-established technique used to check long-haul fiber optical connections in the

telecommunication domain. This technology is based on emitting short pulsed light into the fiber

and recording the intensity of light reflected back to the sender by Rayleigh reflection.

Exploiting the fact that the refractive index of a glass fiber is slightly affected by any applied

pressure – including sound pressure – it is possible to use this technology as a distributed acoustic-

optical fiber sensor.

Fig. 2. Simplified layout of a sensor unit

Short pulses are emitted as for OTDR, but instead of analyzing the intensity one evaluates the

phase of the Rayleigh reflected optical signal (as seen in figure above).

The phase of an optical signal is measured by using an interferometer and a delay line which

brings light reflected at different distances (e.g. 10m) to the interferometer at the same time.

Alternatively, no delay line is needed if the pulse forming unit may create two short pulses

propagating through the fiber at a certain distance (e.g. 20m)

By evaluating the interferometer every x nanoseconds this procedure captures the sound

pressure at each position.

1.2. Optical Fiber Sensor advantage and history

The tiny pressure change induced by acoustic events in the surrounding of an optical fiber can

be measured by optical means over large distance and therefore surveillance of large areas


63

becomes possible using this technology. Burcaro et al. [1] have already measured acoustically

induced optical phase modulation in single-mode fibers over a frequency range of 100–1400 Hz.

They have compared measurement results to the predictions of a simple strain-optical model.

Most of the current investigation and available literature focuses on the extraction of the signal

from the fiber which is done by interferometer assemblies.

In [2] the sensing of vibration using an optical frequency-domain reflectometry (OFDR)

technique has been demonstrated in a 17 m length fiber up to a frequency of 32 Hz.

A Mach-Zender interferometer has been used together with standard single-mode fibers.

However, the work focuses of the extraction of the signal and the classification of events from the

signal is not discussed. Choi [3] reports on the use of OTDR for intrusion detection over a cable

buried 30 cm deep in the ground and with a length of 2 km, tested with a 60 kg person walking in

up to 1 m distance from the cable. Again, any change in the signal was interpreted as evidence for

the intrusion event without discussing the possibility to classify events by careful analysis of the

signal signature.

Kumagai [4] describes an approach to distinguish intruders climbing a fence from fence

vibration due to wind to minimize false alarms. The signal of a Sagnac type interferometer was

used to classify the event using FFT frequency analysis in the 0 to 250 Hz range.

It has been demonstrated that the event of a person climbing the fence can be distinguished

from the wind induced fence vibration and the resulting false alarm rate was around one per month

during a one-year test period. About two real events per day have been detected with a 100%

detection rate.

Juarez et al. [5] describe the OTDR system for the detection of intruders in laboratory and

field tests using a 12 km length fiber. For laboratory tests with high repeatability under controlled

conditions a piezo phase modulator (PZT) has been introduced to the fiber at a position 2 km from

the source and various tests including investigation of signal frequency drift have been conducted

with the setup.

The ability to resolve phase shifts of pi/2 in the OTDR signal induced by the PZT have been

confirmed. For field tests the PZT modulator has been replaced by 40m of cable buried 20cm deep

in soil and the ability to detect an 80 kg person walking over the fiber has been successfully

demonstrated. The ability to classify different events has not been discussed nor investigated.

Harman discloses a method and apparatus in PCT patent application WO2013/185208 [6] for

short range perimeter surveillance with two back-to-back Michelson interferometers using a cable

comprising four optical fibers.

He targets to achieve a competitive price for a security installation using this arrangement and

describes the necessary signal processing and post-processing techniques to extract an intruder’s

location from the optical signal. However, signal processing for the classification of the event are

not disclosed. US patent 5,194,847 [7] discloses a method and apparatus for intrusion detection

based on the OTDR technique. Again, details of optical setup and pulse forming as well as signal

processing for the detection and location of the intruder from the backscattered signal of an

interrogating pulse are described, but the classification of the event is not disclosed.

While the state-of-the-art literature describes basic signal processing to resolve an event from

the OTDR signal and thereby generate alarms, the classification of event types from the signal is

in its child’s shoes.

One example in the literature shows how frequency domain analysis was able to prevent false

alarms from wind vibration, but detailed discussion of different event types, their effect on the


64

OTDR signal and consequent classification have not been described. Most of the examples assume

that any kind of signal change observed can be attributed to an "event". For the proposed project

there is a need to monitor and detect specific, safety relevant events with a low false alarm rate

among a larger number of "harmless" background events.

Furthermore, the existing work does not investigate at all the effect of multiple simultaneous

events on the quality of the signal. The work is limited to the analysis of single events over a long

fiber length up to 50 km which is an unrealistic assumption in the application scenario of this

project where a large number of background events will be collected and a single safety relevant

event needs to be isolated and classified.

1.3. Use as pipeline monitoring system

Evaluations by the EGIG Gas Pipeline Incidents Group indicate that third-party damage is one

of the biggest dangers in pipeline transport.

The ability to automatically detect activities in the vicinity of the pipeline (such as digging)

and automatically forward such information to relevant alarm systems, allows the operator to

actively and immediately take action to investigate incidents and implement preventative

measures in the security process.

An essential aspect of harnessing this technology is the general availability of fiber optic

cables for telecommunication.

The increased demand for bandwidth for data transmission and new concepts aimed at creating

communication channels, which are independent of the public, result in the fact that the fiber optic

cable for new construction is an essential part of the construction. The additional effort required

to lay fiber optic cables when relocating the pipeline is therefore negligible.

In addition, the general availability of fiber optic cables is very high even in existing pipelines

worldwide. In areas where fiber optic cables are not yet available, they are being installed more

and more often due to the need for bandwidth for communications technology.

The only exception can be local distribution networks, which are highly branched, and the

rollout of fiber optic cables is not sensible or necessary.

As a result of the generally high availability of fiber optic cables along pipelines and the ease

of installation of the required equipment, the technology is predestined to use for pipeline

monitoring.

This continuous monitoring makes it possible to automatically detect any disregard of rules

by third parties in the vicinity of the pipeline. Even more, deliberate damage to the pipeline and

theft, as well as local natural phenomena such as earthmoving or rock fall, can be identified

through digitization of the environment.

In essence, the technology has the potential to generate the following information:

• Tracking of cleaning pigs (rolling noise and noises when passing through welds)

• Activities by third parties (such as digging, heavy weights, drilling etc.)

• Detecting hot taps during installation or detection of active hot taps

• Detection of earth movements such as landslides or rock falls.

2. Status of the technology

Although the potential use of this technology has been known for 3 - 4 years, and the potential

of pilot projects is known, there is little operational experience. Although the technology is already


65

part of the technical tender specification for new construction projects in many places, long-term

operational experience is still limited.

The optical acoustic method and its implementation allow both long ranges of up to 60 km

and a high sensitivity to changes in the vicinity of the pipeline.

These changes can be perceived by sound, temperature changes, vibrations as well as strain

of the glass fiber.

However, there are challenges with the technology, especially in the areas:

• Effort for adaptations to specific environments

• Effort for testing

• Classification of detected incidents and false alarms

• Amount of data to be handled and analyzed

The quality of the data generated by the acoustic-optical process depends on many different

factors. Essentially, the signal quality depends on:

• Laying method (depth, material)

• Used cable types

• Installation quality (damping, splice)

• Distance to the pipeline

• Vibrations of other equipment such as compressors (operating noise)

• Type of surrounding and environment (urban, rural, industry, agriculture etc.)

• Type of soil

An essential and fundamental requirement is to deploy this key technology quickly and

efficiently, and to minimize the project implementation effort as much as possible. Although the

installation costs of the hardware itself are negligible and the hardware is ready to use quickly, a

considerable calibration effort is necessary to address very different environmental conditions.

In projects with very inhomogeneous conditions, this can take up to several months.

An essential and necessary development step of a new generation of Distributed Acoustic

Sensing is therefore an automatic calibration procedure, which allows to automatically learn and

to classify the diversity of noises and environmental conditions as uncritical.

As an example, an excerpt of a waterfall diagram is shown below.

Time

Distance

Fig. 3. Signal patterns of background noise

All of the audible signals (framed the strongest green) were caused by activities in the vicinity

of the pipeline. In this case the signals are caused by road traffic, railway traffic and agriculture

noise of well-known construction sites in the vicinity of the pipeline or even vibrations by wind

turbines.


66

Modelling

Model

optimization

Model

evaluation

Model

building

Prediction

Answers New data

The essential point here is, that a certain level of background noise that leaves signals has to

be considered, and therefore filtered out as it is uncritical for the pipeline integrity.

The active learning by the algorithms themselves allows systems to calibrate themselves by

intensive observation of normal operating noise or environmental parameters, as well as to learn

and to filter out the signal specifics due to the type of cable lying.

In addition, this method allows automatic adjustment in the event of changes in the

environment. (e.g. seasonal effects, such as harvest time).

Another point is the extension or adaptation of detectors with regard to special operator

requirements or different circumstances.

A correct change or adaptation of the pattern recognition may be verified by means of the

reenactment of test scenarios in active operation. However, it is not guaranteed that the

performance of the algorithm under different conditions works equally well.

To get an exact picture here, all adjustments would have to be tested continuously and under

different conditions. (e.g. with different soil types), with the disadvantage of high and inefficient

testing efforts. In order to master this problem, it is necessary to verify the designed algorithms in

the form of simulation mechanisms in which the different conditions can be adjusted to verify the

quality of detection (alarm quality). (see figure below).

This method follows the classical machine learning workflow for so-called supervised

learning. A sufficient number of historical data with good variance are the key for a high detection

rate.

Variations may include e.g. different types of excavators, dry/wet/frozen ground, different

ground types etc.

These data are derived from: Organized field tests, Occasionally recorded events from our test

sections, Synthetically generated data.

Fig. 4. Modelling and prediction workflow

A major advantage of synthetic data generation is, in addition to the reduction of testing

efforts, the possibility of a future “Deep Neural Networks” approach to classification. The

essential prerequisite for this method is the availability of innumerable test data, which essentially

have to be generated synthetically.

Historical data

(known patterns)


67

3. Event classification

Basically, the value of the solution depends on the usability of the information. Although the

detection can specifically search for patterns and alert in the case of positive findings, the question

arises whether this information or the quality of this information is sufficient for an active response

by the operator.

High-quality detection must therefore observe the result in addition to optimize the signals

and recognizing patterns of possible dangers and their position and verify their detection (see

figure below).

An improvement of the detection rate can be achieved by using further data from the process

of the pipeline operator, such as compressor data or information from maintenance teams, to have

possible further explanations for an acoustic disturbance and to filter activities caused by the

operator himself.

The goal here is not only to recognize events and indicate them directly to the operator, but

also to automatically verify the findings and classify whether the event found is relevant to the

operator.

In the future, a key approach is coupling the automatic detection with a visual / camera-based

system approach, e.g. the integration of a drone solution.

Fig. 5. Workflow of automatic detection

Furthermore, it will be necessary to implement different types of pattern recognition in these

algorithms. The reason is, that depending on the activities to be recognized, specific algorithm

approaches deliver sometimes very good and sometimes fewer good results.

As an example, a drilling activity in the vicinity of the pipeline, which leaves little traces in

the visual processing (picture right), is, however, easily recognizable in the frequency spectrum

itself. (Picture left)

In the continuous improvement of the quality of detection, humans will certainly play an

essential role. An exclusively self-learning system is not the primary goal.

Operator based learning could lead to greater acceptance because operators can actively

influence and further optimize the alarm generation and the learning of the system.

In addition to the controlled learning of the system, the further advantage is that the learning

phases follow an individual project-specific development. Thus, it is possible that the system

improvement essentially follows a customer-specific approach and focuses more specifically on

the security processes of the operator or the circumstances.


68

Fig. 6. Drilling activity in the vicinity of the pipeline

4. Requirements and Data Quantity

As far as the requirements for fiber sensing systems are concerned, Acoustic Fiber Sensing is

often considered the all-rounder, since the technology offers many possibilities. However, the

question arises as to how precise the system should really be.

Rather, the focus should be on identifying and evaluating chains of events or situations as a

danger / hazard, even if the acoustic signals cannot be uniquely assigned or classified.

As an example, it may be exciting to distinguish exactly which activities take place in the

vicinity of the pipeline. (digging, manual digging, vehicle movements, etc.). However, an accurate

classification has the disadvantage of an extremely high implementation effort. Respectively, a

less accurate classification may result in quite an excessive effort for the operator, since the exact

distinction and number of messages does not necessarily signal to the operator whether an

immediate danger really exists.

While some operators may be interested in the Early Alert approach or early classification, it

will soon become clear that this methodology also adds the burden of operator action in terms of

reporting on reported activities.

In addition, due to the complexity of the algorithms, as far as the system architecture is

concerned, an exact distinction and accurate event analysis means that the performance

requirements, implementation effort, and the like are in no relation to the real benefit of the output.

This would lead to unnecessary high processing overhead, additional architectural divisions

(local processing, central processing), or increased processing requirements on the local units.


69

5. Conclusion

The technology provides an efficient and novel way to digitize the environment of the pipeline

or activities in the environment.

Due to the nature of the method, it is possible to transform existing fiber optic cables into

sensitive virtual microphones without considerable effort.

The sensitivity of the evaluation unit also permits monitoring distances of up to 60 km of glass fiber.

As the technology reacts to different physical effects (sound, vibration, load and temperature

changes) it offers the possibility to react to a multitude of activities as well as to use these effects

to verify already recognized activities with these different effects.

6. Proof of Concept - Gas Connect Austria GmbH / Austrian gas pipeline operator

In two different sites, a compressor station and a block valve station, 19” rack mount optical

units and co-located processing units have been installed with a respective fiber length of 37,0km

and 41,9km.

The sensor input of each optical unit was connected to one standard single-mode fiber of the

communication cable that was already laid along the pipeline in 10 or 2 o’clock position in

approximately 0.2 m distance of the pipeline.

Near one of the sites, test holes were digged and later closed with the original material. For the

excavation tests the fiber was re-routed to another fiber of the same cable forming a loop between

two block valve stations. It was shown that the excavator can be detected equally at two fiber

positions.

Fig. 7. Test excavation

An excavator detector was trained in the office by annotated data from the test excavations and

from coincidental digging events.

The processing unit provides real-time contrast-enhanced plots of the acoustic intensity that are

called waterfall plots. These plots are saved as waterfall images as well. Data annotation was made

on saved waterfall images.


70

Fig. 8. Digging annotation

Additionally, the algorithm was negatively trained by annotated data from various disturbing

events that happened coincidentally and from data of quiet periods.

In a further project phase, the detection algorithm was placed on the processing units in the

field. It reported various digging and bulldozing activities and one illegal deposition of construction

sand.

Fig. 9. House construction (reported)

Fig. 10. Sand deposition directly on top of the pipeline (reported). Traffic events are not reported


71

On the other hand, it did not detect seasonal agricultural works, water pumps for field watering,

and street traffic.

Fig. 11. Deployment of watering pump (not reported)

It turned out to be important to select the test site and the test time with least presence of

disturbing sound, minimizing the probability of false alarms with disturbing sound alone.

The challenges that need to be addressed in a new generation are:

• Reduction of implementation effort by self-learning software regardless of regional and

local environmental conditions.

• Reduction of false alarms by the consideration of non-system data as well as the

verification mechanisms implemented by the software (questioning of findings).

• The assessment of detected events as critical to safety or not, by the system itself.

• Simplified and fast implementation of individual, respectively new detectors

• As well as the automatic and continuous improvement of the system during operational

use.

References

[1] J. A. Bucaro and T. R. Hickman, Measurement of sensitivity of optical fibers for acoustic detection,

Applied Optics, Vol. 18, Issue 6, pp. 938-940 (1979), http://dx.doi.org/10.1364/AO.18.000938

[2] Da-Peng Zhou, Zengguang Qin, Wenhai Li,Liang Chen, and Xiaoyi Bao, Distributed vibration sensing

with time-resolved optical frequency-domain reflectometry , 4 June 2012 / Vol. 20, No. 12 / OPTICS

EXPRESS p.13138

[3] Kyoo Nam Choi, Juan Carlos Juarez, Henry F. Taylor., Distributed fiber-optic pressure/seismic sensor

for low-cost monitoring of long perimeters, Proceedings of SPIE (2003), Vol. 5090

[4] Tatsuya Kumagai, Shinobu Sato and Teruyuki Nakamura, Fiber-Optic Vibration Sensor for Physical

Security System, 2012 IEEE International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis 23-27

September 2012, Bali, Indonesia

http://dx.doi.org/10.1364/AO.18.000938


72

[5] Juarez at. al., 2005, Distributed Fiber-Optic Intrusion Sensor System, JOURNAL OF LIGHT WAVE

TECHNOLOGY, VOL.23, NO.6, JUNE 2005

[6] Harman, Robert Keith Fiber Optic Interferometric Perimeter Security Apparatus and Method, Int.

Patent Application WO2013/185208, Publication Date December 19, 2013

[7] Henry F. Taylor and Chung E. Lee, Apparatus and Method for Fiber Optic Intrusion Sensing, US Pat.

US5,194,847 Granted March 16, 1993


73

Digitalna transformacija očitanja potrošnje plina u tvrtki Brod-plin

Digital transformation of gas meter reading in company Brod-plin

Dalibor Bukvić, dipl. ing. stroj. 1

Miroslav Šolić, mag. ing. mech. 2

Krešimir Marijanović, dipl. ing. prom. 3

prof. dr. sc. Marinko Stojkov, dipl. ing. el.4

1,2,3 Brod-plin d.o.o., Slavonski Brod, Hrvatska

4 Strojarski fakultet Slavonski Brod, Slavonski Brod, Hrvatska

Sažetak

Brod plin je postavio na pedesetak obračunskih mjernih mjesta impulsne čitače za daljinsko očitanje

plinomjera, koji vrše slanje impulsa putem Sigfox mreže te prikupljanje podataka u centralnu računalnu

aplikaciju i njihovu obradu radi vizualnog prikaza izvješća o dnevnom očitanju.

Cijeli pilot projekt je postavljen kako bi se ispitala i testirala tehnologija „pametnog očitanja plinomjera“

te njezine mogućnosti i primjena u plinskom distributivnom sustavu, kao i razmotrili dodatni benefiti koji

mogu proizaći iz samog projekta.

Radi kvalitetnije i detaljnije obrade podataka o dnevnom očitanju odnosno mogućnosti izrade specifične

potrošnje, uređaji su također postavljeni po određenim kategorijama krajnjih kupaca.

Ključne riječi: očitanje potrošnje, internet stvari, digitalizacija, kategorije, pametno mjerenje

Abstract

Natural Gas Distribution Company "Brod-plin" installed gas pulse readers at fifty metering points for

remote reading of gas meters, which send pulses through the Sigfox network, and collect data into a central

computer application and process them to visually display daily reading reports.

The entire pilot project is set up to examine and test the "Smart metering" technology and its possibilities

and applications in a gas distribution system, as well as to consider the additional benefits that may come

from the project itself.

For higher quality and more detailed processing of daily reading data and the possibility of making

specific consumption, the devices are also placed according to certain categories of customers.

Key words: gas meter reading, Internet of Things (IoT), digitalization, categories, smart metering

1. Uvod

Tvrtka Brod-plin d.o.o. pokrenula je pilot projekt digitalne transformacije očitanja potrošnje

plina u suradnji sa tvrtkom Axis. Budući da je u tijeku izrada studije za uvođenje digitalnih

tehnologija radi plana energetske učinkovitosti pokrenut je pilot projekt u svrhu odabira

najkvalitetnije tehnologije „pametnog mjerenja“ za primjenu u plinskom distribucijskom sustavu.

Pilot projekt je postavljen kako bi se izvršila analiza napredne digitalne tehnologije, ispitale i

testirale sve mogućnosti i primjene u plinskom distributivnom sustavu, kao i razmotrili dodatni

benefiti koji mogu proizaći iz samog projekta. Kako promatrana tehnologija omogućuje dnevno

praćenje podataka u svrhu pilot projekta izvršena je kategorizacija potrošača.


74

Radi kvalitetnije i detaljnije obrade podataka o dnevnoj potrošnji plina, uređaji promatrane

tehnologije su postavljeni kod ranije određenih kategorija potrošača, a s ciljem dobivanja

specifičnog profila potrošnje prema određenoj kategoriji.

2. O Brod-plinu

Brod-plin d.o.o. je društvo s ograničenom odgovornošću, za izgradnju plinske mreže, prijenos

i distribuciju prirodnog plina na području grada Slavonski Broda i 11 općina na području Brodsko-

posavske županije. Distribucijski sustav opskrbe plinom preuzima plin tlaka 6 bar-a iz transportnog

plinskog sustava, a distribuira se čeličnim i PE plinovodima u tlačnom rangu 0,1 bar i 3 bar-a. Plin

se preuzima s dvije lokacije na tlaku 3 bar-a, jer potrošnja još ne zahtjeva više tlakove.

U centru grada Slavonskog Broda tlak opskrbe je 100 mbar koji se dobiva putem redukcijske

postaje, a plinska distributivna mreža na perifernim dijelovima grada i u ostalim općinama je 3 bar-

a. Na distributivnu mrežu priključeno je nešto blizu 15.000 potrošača, dok je u sustavu opskrbe

približno isti broj korisnika. Godišnje se isporuči oko 300 GWh prirodnog plina krajnjim

potrošačima i kotlovnicama za proizvodnju toplinske energije. Društvo se bavi i proizvodnjom,

distribucijom, opskrbom toplinske energije te djelatnošću kupca te ima oko 3.700 krajnjih

potrošača u sustavu opskrbe toplinskom energijom.

3. O Sigfoxu

„Vodeći svjetski pružatelj usluga Interneta stvari (IoT, eng. Internet of Things). Jedna globalna

mreža 0G za povezivanje fizičkog svijeta s digitalnim svemirom i transformacijom energetske

industrije. Sigfox, francuska tvrtka osnovana za gradnju infrastrukture bežične mreže je aktivna u

zapadnoj Europi, sjevernoj i južnoj Americi i Aziji. Od 2017. godine Sigfox mreža ima operatera

i razvija se na području RH te je u trenutku pokretanja pilot projekta mreža pokrivala oko 70%

teritorija i oko 90% stanovništva RH.“ [1]

„Osnovna ideja koja stoji iza razvoja ovog tipa mreže je: a) Izrazito mala i predvidiva potrošnja

energije, b) Sigurnost, c) Dostupnost i fleksibilnost mreže, d) Niski i predvidljivi operativni

troškovi korisnika.“ [1]

„Sigfox je tehnologija bazirana na uskopojasnoj bežičnoj (RF) tehnologiji čija je primarna

funkcija i ideja povezivanje uređaja putem prijenosa podataka i stvaranje „ Interneta stvari“ (eng.

IoT-Internet of Things). Komunikacija podržava do 140 poruka dnevno (6 poruka po satu), gdje

svaka poruka sadržava do 12 bajtova.“ [1]

„Osnovne prednosti su:

➢ već izgrađena infrastruktura mreže,

➢ mala količina podataka koji se prenose,

➢ dobra pokrivenost signalom u RH,

➢ mala / niska potrošnja energije tijekom prijenosa podataka,

➢ dostupni uređaji i adapteri za većinu postojećih plinskih brojila. „ [1]


75

3.1. Ugrađena oprema

Za testiranje i izradu rada korišteni su impulsni čitači tvrtke Bytelab. Ugradnjom čitača na

plinskim brojilima s mijehom i softverskom aktivacijom započinje mjerenje impulsa na temelju

mehaničkog okretaja brojčanika plinomjera. Ovim postupkom bilježi se impuls tijekom okretaja

brojčanika – „ 1 impuls=0,01 m³ “, a u postavljeno dnevno vrijeme sam uređaj inicira dostavu

poruke prema distributeru. Osim ove funkcije u slučaju manipulativnih radnji, visoke temperature,

prekomjerne potrošnje sam uređaj šalje alarm na softversko sučelje distributivnog dispečerskog

centra.

4. Ciljevi i zadaci rada

Prvi zadatak rada je:

➢ testiranje pouzdanosti mreže (nema izgubljenih podataka u sustavu),

➢ fleksibilnost mreže u smislu proširenja i/ili pojačanja signala,

➢ provjera pokrivenosti na distribucijskom području Brod-plin-a,

➢ točnost isporuke poruka / izvješća.

Cilj prvog zadatka je analiza primijenjene tehnologije kroz:

a) pouzdanost, b) fleksibilnost mreže, c) dobru pokrivenost signalom na testiranom području,

d) točnost sustava, e) dodatne mogućnosti i prednosti.

Odabirom korisnika na različitim geografski udaljenim lokacijama distributivnog sustava

tvrtke Brod-plin nastoji se analizirati lokacijska / prostorna pokrivenost signalom kroz sigurnu

isporuku poruke kroz mobilnu telekomunikacijsku mrežu (Sigfox) te točnost dobivenog podatka u

odnosu na klasično mjerenje / očitanje na OMM-u korisnika.

Drugi zadatak rada je:

➢ obrada podataka o dnevnoj potrošnji plina određenih kategorija potrošača, a s ciljem

dobivanja specifičnih profila potrošnje prema određenoj kategoriji.

Cilj drugog zadatka je da se na temelju dnevnih podataka potrošnje plina, a zbog kvalitetnije i

detaljnije obrade podataka o dnevnoj potrošnji plina dobije informacija o profilu potrošnje plina

određene kategorije. Kod svakog korisnika instalirana je oprema impulsnog čitača na plinomjeru s

mijehom veličine G4 najčešće zastupljenih proizvođača. U svrhu pilot projekta izabrano je trideset

korisnika na distributivnom području, koji su podijeljeni u šest kategorija promatranih potrošača

(stanova, obiteljskih kuća):

a) dvosobni stanovi (noviji - cca 58 m²) – energetski izolirani objekti

b) dvosobni stanovi (stariji - cca 58 m²) – energetski neizolirani objekti

c) trosobni stanovi (noviji - cca 75 m²) – energetski izolirani objekti,

d) trosobni stanovi (stariji - cca 70 m²) – energetski neizolirani objekti,

e) obiteljske kuće – (cca 200 m²) - energetski izolirani objekti,

f) obiteljske kuće – (cca 200 m²) - energetski neizolirani objekti.


76

Za lakšu usporedbu objekti unutar iste kategorije su sličnih površina i namjena. Unutar rada

odabrane su karakteristične grupe potrošača za analizu potrošnje prirodnog plina u odnosu na

temperaturu zraka (Državni hidrometeorološki zavod – DHMZ, AccWeather). Nadalje usporediti

ćemo dobivene temperature ambijenta impulsnog čitača u trenutku slanja poruke s izmjerenom

temperaturom zraka dobivene od DHMZ-a u približno spomenutom vremenu slanja.

5. Provedba prvog zadatka

5.1. Testiranje pouzdanosti mreže

Ugrađeni su uređaji na ranije definiranim lokacijama. U svrhu ovog projekta odabrano je 34

lokacije prema kategorijama i spomenutim ciljevima.

Tablica 1. Dnevna pouzdanost

Dnevna komunikacija

2/2020 3/2020 4/2020 5/2020 6/2020

Broj uređaja 34 34 34 34 34

Nedostavljene poruke 64 53 54 94 54

Dostavljene poruke 829 1001 966 960 966

Dnevna pouzdanost 92,8% 95,0% 94,7% 91,1% 94,7%

Svakodnevnim praćenjem aktiviranih impulsnih čitača ugrađenih na korisničkim plinomjerima,

softverski se prati sama pouzdanost javljanja uređaja. Dnevna pouzdanost od veljače do lipnja

2020. godine prikazane su u tablici 1., nalazi se u rasponu od 92,8 % do 94,7 %, dok je

konzistentnost podataka 100% kroz isporuku nedostavljenih poruka tijekom prvog sljedećeg

dnevnog javljanja. U slučaju nedostavljene poruke na dnevnoj bazi, unutarnja memorija impulsnog

čitača sprema podatke i dostavlja kod prvog slijedećeg javljanja. Nedostatak ovakve dostave

podataka je što se svi nedostavljeni podaci sumiraju kod prvog slijedećeg javljanja pa potrošnja

nije prikazana realno po danima.

5.2. Fleksibilnost mreže

Tijekom provođenja projekta, instaliran je impulsni čitač na obračunsko mjerno mjesto (OMM)

koje se nalazi na nepovoljnom geografskom području. Pojam nepovoljan geografski položaj je

područje slabijeg signala mobilnih operatera koji djeluju na području RH.

Unutar tjedan dana testiranja nisu bili dostavljeni podaci o potrošnji kod jednog korisnika

(OMM:25087) prikazano u tablici 2. Kod navedenog korisnika je postavljena bazna stanica

odnosno router u blizini lokacije kako bi se otklonio navedeni problem. Postavljanjem bazne

stanice odnosno routera redovno su počeli dolaziti podaci i može se primijetiti sumirana potrošnja

u razdoblju nejavljanja. Praćeni sumirani dan prvog javljanja potrošnje je 13.2., što je vidljivo iz

tablice 2.


77

Tablica 2. Potrošnja OMM 25087

Datum 1.2. do

12.02 13.2. 14.2. 15.2.

OMM Sm3 Sm3 Sm3 Sm3

25087 Nema

komunikacije 147,29 4,85 8,9

5.3. Provjera pokrivenosti na distribucijskom području Brod-plin-a

Za testiranje pokrivenosti Sigfox mreže na distribucijskom području Brod-plin-a odabrana su

četiri (4) OMM-a na udaljenim dijelovima plinske mreže. Prilikom odabira udaljenih mjernih

mjesta za testiranje pokrivenosti korištena je službena karta pokrivenosti Sigfox mreže na području

Republike Hrvatske. Uvidom u spomenutu kartu pokrivenosti, Sigfox mreža obuhvaća oko 90%

pokrivenosti signalom na području distributivnog sustava tvrtke Brod-plin. U slučaju opremanja

većeg broja obračunskih mjernih mjesta, pojačat će se signal zbog ukazane potrebe. Problem

pokrivenosti na jednom obračunskom mjernom mjestu sa slabijim signalom je riješen putem bazne

stanice, opisano u poglavlju 5.2.

Slika 2. Provjera pokrivenosti na DS-u Brod-plin-a po OMM-u [2]

Slika 1. Bazna stanica (router)


78

Slika 3. Udaljena obračunska mjerna mjesta na DS-u Brod-plin-a

Slika 4. Dijagram zbirne dnevne potrošnje odabranih OMM-a

5.4. Provjera točnosti podataka

U ovom poglavlju za provjeru točnosti podataka izabrane su tri različite kategorije potrošača iz

poglavlja 6.1. s koja su očitane i promatrane u mjesecima ožujak, travanj i svibanj. Promatrane

kategorije potrošača prikazane kroz tablice 3.,4.,5. provjere točnosti podataka:

a) Trosobni stanovi kroz mjesec ožujak, b) Obiteljske kuće kroz mjesec travanj,

c) Dvosobni stanovi kroz mjesec svibanj

Tablica 3. Trosobni stanovi (stariji - cca 70 m²) provjera točnosti podataka za mjesec ožujak

Klasično očitanje Sigfox očitanje

R

B OMM

Inicijalno

stanje

plinomjera

Datum Stanje

plinomjera

Datum /

vrijeme

Stanje

impulsnog

čitača

Odstupa

nje

očitanja

Razlika

vremena

očitanja

1 29423 1.471 1.4.20. 14:09 1.710 1.4.20. 8:00 1.709 1 6:09

2 29425 1.009 1.4.20. 14:10 1.184 1.4.20. 8:00 1.183 1 6:10

3 29427 1.224 1.4.20. 14:11 1.379 1.4.20. 8:00 1.379 0 6:11

4 29417 1.517 1.4.20. 14:17 1.801 1.4.20. 8:00 1.799 2 6:17

5 29419 1.490 1.4.20. 14:18 1.731 1.4.20. 8:00 1.731 0 6:18

6 29421 940 1.4.20. 14:19 1.084 1.4.20. 8:00 1.084 0 6:19


79

Tablica 4. Obiteljske kuće provjera točnosti podataka za mjesec travanj


R

B OMM

Inicijalno

stanje

plinomjera

Datum Stanje

plinomjera

Datum /

vrijeme

Stanje

impulsnog

čitača

Odstup

anje

očitanja

Razlika

vremena

očitanja

1 19110 3.775 4.5.20. 9:08 4.577 4.5.20. 8:00 4574,01 3 1:08

2 20124 14.262 4.5.20. 17:55 14.907 4.5.20. 8:00 14907,15 0 9:55

3 13100 12.733 3.5.20. 17:00 13.491 3.5.20. 8:00 13490,26 1 9:00

Tablica 5. Dvosobni stanovi provjera točnosti podataka za mjesec svibanj


RB OMM

Inicijalno

stanje

plinomjera

Datum Stanje

plinomjera

Datum /

vrijeme

Stanje

impulsnog

čitača

Odstup

anje

očitanja

Razlika

vremena

očitanja

1 15509 4.156 29.5.20. 12:12 4.618 29.5.20. 8:00 4618,19 0 4:12

2 15184 821 28.5.20. 14:52 1.165 27.5.20. 8:00 1162,87 2 6:52

3 15515 1.863 29.5.20. 12:16 2.236 29.5.20. 8:00 2236,81 -1 4:16

4 25891 4.319 29.5.20. 12:17 4.658 29.5.20. 8:00 4658,61 -1 4:17

5 15519 494 29.5.20. 12:16 815 29.5.20. 8:00 815,04 0 4:16

6 15507 4.580 29.5.20. 12:09 5.067 29.5.20. 8:00 5067,6 -1 4:09

Za klasično mjesečno očitanje koristili smo mobilni uređaj s aplikacijom koja pohranjuje i

registrira točno vrijeme očitanja OMM-a te smo odabrali datum koji je najbliži daljinskom

dnevnom očitanju Sigfox-a, radi što manje razlike u trenutku očitanja. Iz tablice (3) u stupcu

„Odstupanje očitanja ∆“, može se zaključiti da je točnost dobivenih podatka o potrošnji plina

visoka, a što se potvrđuje kroz sve ostale definirane kategorije potrošača. Kao posljedica

spomenute razlike u vremenu očitanja (klasično/Sigfox) očekivano je neznatno odstupanje.

5.5. Dodatne mogućnosti i prednosti

Važna uloga i prednost Bytelab impulsnih čitača je mogućnost smanjenja manipulacije na

plinomjerima, djelovanjem alarma te dojavom preko softverskog sučelja. Promatranim razdobljem

pratila se mogućnost javljanja alarma. Nakon aktivacije i instaliranja impulsnog čitača počinje

bilježenje impulsa, a samim tim i mogućnost aktivacije alarma.

Preko impulsnog čitača se bilježi pet (5) vrsta alarma:

a) treskanje – udarac, b) magnetsko djelovanje, c) neovlašteno skidanje / demontiranje

impulsnog čitača, d) povišena temperatura, e) prekomjerna potrošnja.

Prednost alarma je trenutna poruka upozorenja dispečerskom centru što omogućuje kvalitetniji

nadzor i upravljanje distributivnim sustavom primjenom ove tehnologije te daje mogućnost

distributeru da nakon takve dojave izvrši pregled MRS-a korisnika te u kratkom vremenu otkloni

mogućnost manipulacije.


80

6. Programska platforma za registraciju, prikaz i obradu podataka

Instalacijom programske platforme ThingsTalk za registraciju, prikaz i obradu podataka

pristupa se praćenju potrošnje svakog korisnika Sigfox mreže. Nakon provjere lokacije

pokrivenosti OMM-a na distributivnom području Brod-plin-a upotrebom Službene karte Sigfox

mreže pristupa se aktivaciji impulsnog čitača i montaži na odabranom mehaničkom brojilu.

Aktivacijom i montažom započinje prikaz mjerenja utroška plina i prikaz na sučelju aplikacije.

Dnevni prikaz svakog OMM-a bilježi impulse brojčanika kroz poruke za potrošnju prethodnog

dana. Programsko sučelje sadrži:

➢ lokaciju instaliranih OMM-a na karti pokrivenosti distribucijskog područja,

➢ alarmni izvještaj za svako pojedino brojilo s vremenom javljanja,

➢ za pojedini OMM sliku plinomjera s impulsnim čitačem,

➢ grafički prikaz potrošnje plina u ovisnosti s ambijentalnom temperaturom,

➢ izvještaj potrošnje plina za razdoblje do 180 dana.

Provedba drugog zadatka - potrošnja prema kategoriji kupaca i temperaturi

6.1. Potrošnja prema kategorijama kupaca

U svrhu pilot projekta izabrano je trideset korisnika na distributivnom području, koji su

podijeljeni u šest kategorija promatranih potrošača (stanova, obiteljskih kuća):

a) dvosobni stanovi (noviji - cca 58 m²) – energetski izolirani objekti,

b) dvosobni stanovi (stariji - cca 58 m²) – energetski neizolirani objekti,

c) trosobni stanovi (noviji - cca 75 m²) – energetski izolirani objekti,

d) trosobni stanovi (stariji - cca 70 m²) – energetski neizolirani objekti,

e) obiteljske kuće – (cca 200 m²) - energetski izolirani objekti,

f) obiteljske kuće – (cca 200 m²) - energetski neizolirani objekti.

Glavni zahtjevi kod odabira potrošača su:

➢ približno jednaka veličina objekata usporednih kategorija,

➢ geografska orijentacija objekta,

➢ energetska izoliranost / ne izoliranost objekta,

➢ dobra pokrivenost signalom na području.

Nadalje kod obiteljskih kuća prati se i smještaj MRS-a odnosno plinomjera s obzirom na

zemljopisnu orijentaciju. Treba naglasiti da su plinomjeri u testiranim stambenim zgradama

smješteni u negrijanim stubištima, a kod obiteljskih kuća u metalnim ormarićima na pročeljima

obiteljskih kuća.


81

Tablica 6. Potrošnje plina prema promatranim kategorijama

Oznaka

kategorije Naziv kategorije

Broj

OMM Razdoblje

Površina

objekata

Dnevni prosjek potrošnje prema

kategoriji

Sm3/dan

a Dvosobni stanovi (noviji)

energetski izolirani objekti 6 1.2. do 31.03.2020 58 m2 1,84

b Dvosobni stanovi (stariji)

energetski neizolirani objekti 6 1.2. do 31.03.2020 58 m2 4,37

c Trosobni stanovi (noviji)


d Trosobni stanovi (stariji)


e Obiteljske kuće


f Obiteljske kuće


Tablica 7. Usporedba potrošnje energetskih izoliranih i neizoliranih objekata

Vrsta građevine Razdoblje

Broj

OMM

Energetski

izolirani

objekti

Sm3

Energetski

neizolirani

objekti

Sm3

Smanjenje utrošenog

plina

%

Dvosobni stanovi 1.3. do 31.03.2020.g 12 335,87 798,58 -57,94%

Trosobni stanovi 1.3. do 31.03.2020.g 12 573,11 861,27 -33,46%

Obiteljske kuće –

(cca 200 m²) 1.3. do 31.03.2020.g 6 843,67 1228,24 -31,31%

Iz gore navedene tablice 7. vidi se znatna razlika u potrošnji promatranih kategorija. Izolirani

objekti istih površina i namjena imaju znatno manju potrošnju u odnosu na neizolirane objekte, kod

dvosobnih stanova i do 58 %. Budući su promatrani neizolirani dvosobni stanovi stariji iznad 50

godina u odnosu na nove dvosobne stanove tu je vidljiva najveća razliku u potrošnji energenta.

6.2. Standardni profil potrošnje (obaveza po MPDS)

Pristupom podacima o dnevnoj potrošnji plina moguće je pratiti korisnike i njihovu potrošnju

u ovisnosti o temperaturi zraka, a što u budućnosti s detaljnom kategorizacijom i praćenjem

potrošnje na osnovi temperature, namjene plina i dana u tjednu (radni - neradni dan) može dati

specifični profil karakteristične skupine potrošača. Simulacijom potrošnje na distributivnom

sustavu temeljem standardnog profila karakteristične skupine potrošača omogućuje:

➢ distributeru sigurnije i pouzdanije upravljanjem radom mreže te njezin

nadzor,

➢ opskrbljivaču točniju nominaciju količine plina za naredni dan odnosno

smanjenje pogreške u nominacijama, a u konačnici i troška naknade za

odstupanje,


82

➢ voditelju bilančne skupine kvalitetnije uravnoteženje sustava svoje

bilančne skupine.

6.3. Potrošnja prema temperaturi

Za primjer praćenja potrošnje prema temperaturi analizirana je potrošnja plina za dvije

kategorije potrošača (obiteljske kuće), kategorije iz poglavlja 6.1 skupine (e) Obiteljske kuće (cca.

200 m²) - Energetski izolirani objekti i (f) Obiteljske kuće (cca 200 m²) - Energetski neizolirani

objekti.

Tablica 8. Potrošnja kategorije po danima s obzirom na temperaturu i karakterističan dan

Datum 23.3. 24.3. 25.3. 26.3. 27.3. 28.3. 29.3.

Prosječna temp. zraka, °C

AccuWeather Slavonski Brod 2 0,5 2,5 5,5 9 8,5 9,5

Kategorija kupca Dan ponedjeljak utorak srijeda četvrtak petak subota nedjelja

Obiteljske kuće – (cca

200 m²) -

Energetski izolirani

objekti

Potrošnja,

Sm3 33,16 50,6 47,87 42,28 28,48 22,25 15,92

Obiteljske kuće – (cca

200 m²) -

Energetski neizolirani

objekti

Potrošnja,

Sm3 63,04 71,57 70,83 67,74 50,04 49,31 40,04

Slika 5. Dijagram potrošnje prema temperaturi

Na slici 5. prikazan je jedan od dijagrama ovisnosti potrošnje prema temperaturi odabranih

kategorija (obiteljskih kuća) za razdoblje od jednog tjedna u mjesecu ožujku. U odabranom tjednu

je nastupio nagli pad temperature za gore promatrano razdoblje, a čime dobivamo jasniju krivulju


83

za svaku specifičnu kategoriju potrošača. Iz dijagrama se može primijetiti znatno veća potrošnja

neizoliranih obiteljskih kuća u odnosu na izolirane po danima u tjednu.

Tablica 9. Usporedba temperature okoline i temperature ambijenta MRS-a

Datum i vrijeme 02.02.

7:00

03.02.

7:00

04.02.

7:00

05.02.

7:00

06.02.

7:00

07.02.

7:00

08.02.

7:00

09.02.

7:00

10.02.

7:00

Temp. zraka,°C DMHZ 6 7 NK 3 -2 0 1 -3 2

Temp. amb. MRS-a,°C 7,8 7,9 7,1 5 0,1 0 1 -6,3 9

Za razdoblje od 02. veljače do 10. veljače za gore navedeno OMM napravljena je usporedba

potrošnje s obzirom na prosječnu temperaturu zraka sa službenim podacima DHMZ-a Slavonski

Brod. Impulsni čitač ByteLab ima opciju mjerenja samo jednog podatka o temperaturi dnevno, te

smo u tablici usporedili temperature u 7:00 sati odnosno tijekom slanja poruke o dnevnom očitanju

plinomjera. Usporedbom temperatura unutar ormarića (ambijentalne) za OMM 19110 sa službenim

temperaturama DHMZ-a za Slavonski Brod nema značajnog odstupanja osim za zadnji dan

promatranog razdoblja. Potrebno je da uređaj unaprijedi opciju mjerenja temperature minimalno

četiri (4) do šest (6) puta dnevno da bi se podatak mogao kvalitetno upotrijebiti i obraditi.

7. Analiza u odnosu na trenutni način očitanja

7.1. Postojeći način očitanja distributivnog područja za G4 brojila

„Tijekom 2019. godine Brod-plin d.o.o. je unaprijedio klasično mjesečno očitanje plinomjera

na svom distributivnom području putem mobilne aplikacije. Aplikacija se temelji na primjeni

fotografskog snimanja odnosno te neuronskom učenju svakog tipa brojila. Aplikacija Smart Gauge

Reader tijekom mjesečnog očitanja plinomjera slanjem mobilnih podataka povezana je s

računalnim centralnim sustavom Brod-plin-a. „ [3]

„Vrijeme trajanja fotografiranja, konverzije i slanja podataka traje 1 sekundu. Na sučelju

centralne baze tijekom očitanja plinomjera se pratiti dinamika očitanja:

a) vrijeme očitanja plinomjera b) podaci o korisniku c) serijski broj plinomjera, d) stanje

plinomjera e) zapis (napomena) za distributera u vidu intervencija

f) fotografija kao trajni dokaz mjesečnog očitanja plinomjera“ [3]

Tablica 10. Sveukupni trošak po OMM-u na godišnjoj razini

Prosječni mjesečni trošak očitanja jednog OMM-a

Ukupan broj

korisnika na DP

Godišnji trošak po brojilu

(očitanje)

Ukupni godišnji trošak za

očitanje svih OMM-a

Ukupni godišnji trošak po

jednom OMM-u

14.000 11,00 kn 194.600,00 kn 13,90 kn

Iz tablice se vidi da ukupni trošak sadašnjeg očitanja po jednom OMM-u zajedno s ostalim

troškovima (trošak ljudstva, uređaja, pretplata i licenci) godišnje iznosi 194.600,00 kn što po

godišnjem očitanju za jedno OMM predstavlja trošak od 13,90 kn. Za navedeni projekt troškovi

godišnjeg pristupa SIGFOX mreži i pristup platformi/aplikaciji za prikupljanje,


84

prezentiranje, pohranu i obradu podataka bili bi višestruko skuplji od postojećeg načina

očitanja. Međutim tu moramo napomenuti da se troškovi očitanja mogu znatno razlikovati od grada

do grada kao i da cijena očitanja može znatno pasti s razvojem tehnologije i velikim brojem

opremljenih mjernih mjesta.

Tablica 11. Trošak pristupa po OMM-u na godišnjoj razini

Financijski trošak očitanja putem daljinskog očitanja i Sigfox mreže

Ukupan broj

korisnika na DP

Jedinični trošak

pristupa mreži i

aplikaciji

Ukupni godišnji trošak za

očitanje svih OMM-a

Ukupni godišnji trošak

po jednom OMM-u

14.000 100,00 kn 1.400.000,00 kn 100,00 kn

Troškovi opremanja OMM-a daljinskim prijenosom podataka (impulsni čitač) iznose više

stotina kuna po uređaju što bi za opremanje 14.000 OMM-a u našem slučaju bila višemilijunska

investicija, a što u konačnici predstavlja iznimno veliko financijsko opterećenje za distributera te

bi se morale razraditi dodatne financijske analize kako bi se vidjelo na koji način bi se promatrana

tehnologija daljinskog očitanja na dnevnom nivou mogla primijeniti kod svih kupaca.

8. Zaključak

Cilj predstavljenog rada bio je provjera tehnološke mogućnosti uvođenja daljinskog očitanja

brojila kroz nekoliko parametara od koji su najvažniji pouzdanost, fleksibilnost, pokrivenost te

točnost očitanja. Provedenim testiranjem pokazalo se kako su svi promatrani parametri iskazani s

visokim postotkom, dobiveni podatci su točni i precizni, te je analizirana tehnologija spremna za

upotrebu. Također, cilj nam je bio da s prikupljenim podatcima dobijemo specifičnu potrošnju za

pojedine vrste kupaca, raspoređenih po grupama s kojima se može pouzdano predvidjeti njihova

potrošnja što uvelike može pomoći kako distributerima u upravljanju plinskom mrežom tako i

opskrbljivačima u planiranju svojih portfelja.

S obzirom da je izrada i primjena standardnih profila potrošnje zahtjevan i dugotrajan proces

navedenim tehnološkim rješenjem moguće je opremiti reprezentativan uzorak pojedinih

karakterističnih skupina potrošača koji imaju sličnu ovisnost potrošnje plina o temperaturi, vrsti

dana i sezoni čijim bi se godišnjim praćenjem dobili podatci koji bi poslužili za izradu standardnih

profila potrošnje. Nadalje, predmetna tehnologija omogućila je i povećanje sigurnosti distribucije

plina zbog kvalitetnijeg nadzora obračunskog mjernog mjesta u smislu dostavljanja alarma u

slučaju udarca (nekontrolirano istjecanje), povećane temperature u zoni OMM-a, prekomjerne

potrošnje, odnosno znatnog smanjenja potrošnje (kroz manipulacije demontažom plinomjera ili

utjecajem magnetskog djelovanja). Sve navedeno daje mogućnost distributeru da nakon takve

dojave izvrši pregled MRS-a korisnika te u kratkom vremenu otkloni problem ili mogućnost

manipulacije.

Potpuna digitalizacija uz smanjeno sudjelovanje ljudskih potencijala, ima prednosti u

situacijama smanjene raspoloživosti, smanjenja novčanih troškova, a i vrijeme nepovoljne

socijalne izloženosti kao što je u trenutnoj pandemiji COVID-19. Prednost je i mogućnost analize

dnevne potrošnje prema vrsti potrošača, povećana sigurnost nadzora kroz povratne informacije


85

(alarme) o mogućim problemima na dnevnom nivou, te brzina i jednostavnost digitaliziranog

procesa očitanja u sustav distributera.

Kao nedostatke, možemo navesti da daljinskim očitanjem prestaje potreba za dolaskom kod

korisnika na lokaciju OMM-a, čime se gubi uvid u stanje cjelokupnog mjerno regulacionog seta,

dok nam kod sadašnjeg očitanja ostaje čak i mogućnost naknadne kontrole kroz digitalnu sliku.

Nadalje, godišnji troškovi pristupa mreži i pristup platformi/aplikaciji za prikupljanje,

prezentiranje, pohranu i obradu podataka su znatno viši od sadašnjih troškova što vidimo kao

znatan problem. Naime, distributivne tarife ne ostavljanju dovoljno prostora za uvođenje

predstavljene tehnologije bez povećanja istih. Također, opremanje samog obračunskog mjernog

mjesta sa senzorom za čitanje impulsa i s mogućnošću pristupa SigFox mreži, u našem slučaju,

zahtijevaju višemilijunsku investiciju.

Iz svega navedenog razvidno je da treba razraditi dodatne financijske analize o mogućim

koristima ovakvog načina očitanja te modele isplativosti primjene promatrane tehnologije

daljinskog očitanja kako bi ona u konačnici mogla biti primijenjena kod svih kupaca iz kategorije

kućanstva.

Literatura

[1] Prva Sigfox konferencija u Hrvatskoj, Prezentacija IOTnet Adria, 16. svibanj 2019

[2] Karta pokrivenosti, https://www.iotnet.hr/karta-pokrivenosti.aspx, veljača 2020

[3] Krešimir Marijanović, Miroslav Šolić, Pametni gradovi 2019 - nominacijski obrazac, rujan 2019

https://www.iotnet.hr/karta-pokrivenosti.aspx


86

The role of gas infrastructure on the road to decarbonized Europe

prof. dr. sc. Daria Karasalihović Sedlar1

Lucija Jukić, Mag. ing. petrol.2

Ivan Smajla, Mag. ing. petrol.3

1,2,3 University of Zagreb, Faculty of Mining Geology and Petroleum Engineering, Zagreb, Croatia

Abstract

Significant change of European gas supply is expected based on declining European gas production. A

strong competition on global LNG market will increase import to Europe until 2035. Economics of new gas

transmission systems from Russian Federation will be based on future gas pricing strategy. North Stream 2

and Turk Stream will provide substantial gas quantities, however Ukrainian transit capacities still will keep

significant role that will decrease progressively. If still more Russian gas will come than LNG, higher

competition between LNG facilities and gas storages to deliver flexibility will occur. LNG supply to Europe

will mainly depend on Asian demand, since high demand will cause less quantities for Europe and les

benefits for European markets from LNG imports. New LNG from US will compete with Russian pipeline

gas, but still Russian marginal and full costs are lower. In November 2019 utilization capacities of European

LNG terminals reached record high of 65% of utilization which is well above year average. At the same

time European gas storages have been full and well prepared for possible disruption after the end of previous

transit agreement between Russia and Ukraine. At the end of 2019 a Green Deal for Europe will set targets

into low for reducing CO2 emissions. Paper researches the role of European gas infrastructure in the light

of the 2050 decarbonization targets on the one side and its importance for European energy supply on the

other side.

Keywords: European gas system, energy storage, LNG, natural gas geopolitics, Green Deal

Sažetak

U skorijoj budućnosti očekuje se značajna promjena u europskoj opskrbi plinom pod utjecajem pada

europske proizvodnje plina. Snažna konkurencija na globalnom tržištu UPP-a povećat će uvoz u Europu do

2035. godine. Ekonomičnost novih plinovoda za dobavu plina iz Ruske Federacije temeljit će se na budućoj

strategiji obzirom na cijene plina. Sjeverni tok 2 i Turski tok će osigurati znatne količine plina, no ukrajinski

tranzitni kapaciteti i dalje će zadržati značajnu ulogu koja će se postupno smanjivati. U slučaju da će u

budućnosti stizati više ruskog plina nego UPP-a, doći će do veće konkurencije između UPP-a i skladišta

plina kako bi se osigurala fleksibilnost cjelokupnog sustava. Opskrba UPP-om u Europi uglavnom će ovisiti

o azijskoj potražnji. Velika azijska potražnja uzrokovat će manje količine koje će biti na raspolaganju za

Europu, a ujedno i manje koristi europskim tržištima od uvoza UPP-a. Nove količine UPP-a iz SAD-a

konkurirat će na tržištu ruskom plinu iz plinovoda, pri čemu treba napomenuti da su ruski granični troškovi

značajno niži. U studenom 2019. godine kapaciteti europskih UPP terminala dosegli su rekordnih 65%

iskorištenosti, što je znatno iznad prosjeka proteklih godina. U isto vrijeme, europska skladišta plina bila su

puna i dobro pripremljena za moguće poremećaje nakon završetka dosadašnjeg tranzitnog sporazuma

između Rusije i Ukrajine. Na kraju 2019. godine Green Deal za Europu postavlja zakonske ciljeve za

smanjenje emisije CO2. U radu se istražuje uloga europske plinske infrastrukture s obzirom na ciljeve

dekarbonizacije do 2050. s jedne strane i njezinu važnost za europsku opskrbu energijom s druge strane.

Ključne riječi: Europski plinski sustav, skladištenje energije, UPP, geopolitika prirodnog plina, Green

Deal


87

1. Introduction

Future goals of CO2 emission reduction represent a big challenge and various options are

available, although not all of them are currently feasible. Existence of these options implies that

energy consumption will continue to increase and satisfying these demands will undoubtedly raise

some questions regarding price, security of supply and flexibility of prevailing energy system.

While price and security of supply are factors that are traditionally pointed out as crucial, flexibility

becomes more important as changes happen faster and faster. There are 5 possible flexibility

options (Kleiburg, 2019): flexibility of energy source supply, energy storage, flexibility in demand,

network (infrastructure) expansion and overall system, i.e. market, flexibility. Natural gas is

considered to peak last among fossil fuels (www.shell.com) and can be seen as a transition fuel on

a way to decarbonization. As renewables are penetrating more aggressively into Europe’s energy

mix, need for energy storage is increasing due to intermittency of these energy sources. This paper

deals with different aspects of natural gas infrastructure flexibility in Europe and competing energy

storage systems.

2. Changes in natural gas supply in Europe

Expected changes in natural gas supply in Europe are driven by a declining natural gas

production and foreseen LNG import increase, which is projected to amount to 120 bcm by 2035

(Kohl, 2019). Impact of the Nord Stream 2 project on Europe’s natural gas consumers welfare is

still not known but can be speculated and opinions on this are divided based on different

assumptions (Hecking and Weiser, 2017). Economics, i.e., profitability of Nord Stream 2 will

depend strongly on the future Russian pricing strategy, which also has a significant impact on

overall European energy mix. Other factor influencing Nord Stream 2 are Ukrainian transit costs

and capacities, which were contracted by the end of 2019 and prolonged for the new five-year

period. Gas flows to Europe are expected to depend highly on Asian demand by 2030 and this

mainly refers to LNG. In case of low Asian demand and developing new LNG capacities in 2020,

huge amounts of LNG will be available for Europe and it could lead to LNG oversupply and a glut

in the European market. Additionally, it could partly suppress Russian gas supply. On the other

hand, high Asian demand in combination with new LNG projects in 2020, could result in

diminished benefits for European market from LNG imports. In this scenario, all Russian supply

routes are extensively used. However, this analysis (Kohl, 2019) did not include the construction

of Nord Stream 2. Although Russian gas pipeline is not the only option, since it will be competing

with US LNG, its significantly lower marginal and full costs which make this gas more feasible

compared to the alternative.

2.1. Natural gas infrastructure flexibility

If there were more LNG on the market than Russian pipeline gas, i.e., main gas flow route is

from West to East, supply flexibility out of LNG terminals would decrease and availability of

flexibility out of import pipelines would increase. Conversely, if the main gas flow route is from

East to West, which means that more Russian gas is available than LNG, higher competition

between LNG facilities and gas storages to deliver flexibility could occur and consequently,

flexibility out of import pipelines would decrease. In 2019, LNG arrival schedule was fairly busy

http://www.shell.com/


88

with record high LNG send-out of 9.9 bcm in November, which meant capacities utilization of 65

%. This 54 % increase of LNG send-out from European terminals caused a drop in piped volumes

and domestic production (Kohl, 2019). Except for a period of “cold spell” and infrastructure

interruption in The Netherlands in 2018, day ahead volatility of gas prices correlates to the increase

of LNG delivery, low gas prices and filled gas storages.

2.1.1. Natural gas storage

The natural gas seasonal demand variation in Europe is mitigated by variations in domestic

natural gas production, in pipeline or LNG imports and in operation of underground natural gas

storage facilities. The main differences between these options are their cost and availability. Recent

years showed that capacity flexibility is rather strong, but this could be ascribed to low gas demand

in almost all European countries, integration of European gas markets supported by optimized

utilization of existing assets and investments in additional assets. However, it is expected that the

supply from the two EU’s largest natural gas producers, UK and The Netherlands, will be less

flexible in the future (Riepin and Müsgens, 2019). Apart from seasonal flexibility, the whole gas

supply system should be flexible on a daily basis. The fact that day-ahead gas price jumped in 2018

from one day to the other by more than 300 % (Figure 1) supports this statement (Kohl, 2019) and

a question arises whether LNG is available for consumption in such a short notice in case of a

sudden “cold spell” or shortage of gas delivery.

Figure 1. Day-ahead gas prices in 2018 - end of February and early March

Source: (Kohl, 2019)

In this context, a huge role in demand satisfaction have the peak gas storage facilities.

According to EC (2019), overall gas storage levels in the EU were at 73 % at the end of June 2019.

This is the highest storage utilization in this period of the year considering the previous eight years.

The main reasons for such high filling rates prior to June were abundant LNG imports, low spot

prices on wholesale gas markets and expectations on higher prices in the future. Additionally, there

were some concerns regarding the security of supply due to expiration of Russian-Ukrainian

contract on the gas supply through the Ukrainian transit route. It is evident that the EU’s gas market


89

depends highly on the trilateral talks between Russia, EU and Ukraine. All these effects result in

gas storage levels as shown in Figure 2.

Figure 2. Gas storage levels as percentage of maximum gas storage capacity in the EU in the middle of the

month

Source: (EC, 2019)

Milder weather during April 2019 and colder weather than usual in May 2019 across the

European countries did not have a significant impact on the evolution of storage fillings, as the

main reason for such high filling rates was well-covered natural gas market across Europe.

However, not all member countries had the same filling rate, as can be seen in Figure 3.

Figure 3. Gas storage levels as percentage of maximum gas storage capacity by Member State

Source: (EC, 2019)


90

While all countries but UK have the same trend, not all of them increased gas storage levels at

the same pace. In UK, the filling rate decreased over second quarter of 2019, which could probably

be explained by better profitability of selling gas on the continent compared to filling up the

remaining storages during the summer period. On the other hand, uncertainties around Brexit might

encourage storage facilities operators to increase fillings in the forthcoming months (EC, 2019).

The role of the European gas infrastructure might become even more important as its

characteristics are long lifetime and good connections all over Europe. While Western Europe

mostly focuses on decarbonization by 2050, Eastern Europe is concerned about security of supply

(Kohl, 2019).

3. Geopolitics of energy storage

An energy storage is a facility in the electricity system which provides deferred final use of

electricity or conversion into a storable energy. Its function is to store energy, reconvert it into

electrical energy or use the stored energy carrier. Ownership of energy storage is defined by EU

Electricity Directive 2019/944 and by this provision, no TSO (transmission system operator) or

DSO (distribution system operator) can own, develop, manage or operate energy storage facilities

with some exceptions which are out of scope of this work.

As already mentioned, energy from renewable sources could flood the market due to supporting

legal framework and hydrogen tolerance and this energy can be used directly through grid access

or through usage of the natural gas infrastructure. With respect to the Green Deal, three generic

story lines were developed in order to achieve the 95 % GHG emission reduction target by 2050.

The first storyline implies strong electrification, where gas and gas infrastructure serve for

stabilization of the energy system and hydrogen is used for seasonal and strategic energy storage.

The second storyline, strong development of REN-methane implies that the existing natural gas

infrastructure is highly utilized as renewable methane is the main energy carrier. This could mean

that reverse flow capacities might be needed for balanced energy sources and an effective energy

trade. Finally, the third storyline includes strong development of hydrogen, where seasonal and

strategic storage of energy would be provided by large-scale underground hydrogen storage

facilities. All this could lead to decrease in utilization level of LNG terminals and import pipelines

(Kohl, 2019).

4. EU strategy

It is important to integrate energy storages into EU market and the first step was the Art. 3 EU

Electricity Regulation 2019/943, which prescribes that market rules should ensure that appropriate

investment incentives for long-term investments in energy storages are delivered. Second condition

is that efficient dispatch of energy storage is enabled, and market should allow for entry and exit

based on those undertakings' assessment of the economic and financial viability of their operations.

The last request that market rules should fulfill is to enable participation on equal footing for safe

and sustainable generation, energy storage and demand response. Furthermore, article 32 of the

2019/944 Directive states that Member States need to “provide incentives to distribution system

operators to procure flexibility services, …, in order to improve efficiencies in the operation and

development of the distribution system” (Kohl, 2019). Additional usages of energy storages are


91

balancing service and redispatch. The latter refers to both generation and demand response

redispatching. Where possible. market-based mechanisms will be applied to select the resources to

be used. Redispatch shall be financially compensated. Aforementioned Directive 2019/943 states

that “the network charges shall not discriminate either positively or negatively against energy

storage“, and Directive 2019/944 brings an exemption regarding the customers that own an energy

storage facility as they cannot be subject to double charges (Kohl, 2019).

4.1. Storage market

The announced closure of one of the biggest storage facilities in The Netherlands in 2021 and

the end of gas production of the Groningen fields, which will come earlier than expected, could

possibly influence the gas market, although the owner of the storage claims that the closing of this

storage will have no impact on security of the gas supply. In the period from 2020 to 2026, the

Groningen fields will serve as a back-up for special weather conditions. This implies that there will

be a deficit of gas and an extra need for import gas will occur on North-Western European gas

market. In this context, keeping gas storages in the market is a must. There are some measures

which are a prerequisite for production to be stopped and without these measures, it is not advisable

to stop the production. One of the measures is to coordinate the additional infrastructure for

importing gas from Germany to Netherlands since there is currently not enough transport capacity

between these two countries. When considering the Nord Stream 2, a redirection of Russian gas

transit volumes from the Ukrainian route could lead to an increase in German export to The

Netherlands. Furthermore, German storage capacities have been reduced by 0.5 bcm (Kohl, 2019).

All this means that there are potentially disrupting times ahead and Europe should be well-prepared

in terms of energy storage, security of supply and system flexibility for nominal energy

independency.

5. Conclusion

Several conclusions could be drawn from prevois analysis, and these conclusions may be

observed in a short/mid, long and very long term. In the short run, the struggle will be maintaining

positive cash-flows and flexibility demand will increase as nuclear and coal fired power plants shut

down. Considering the long term, decommissioning of additional coal fired power plants will

continue to increase the flexibility demand. In the long run, developing an H2 market will provide

a very long-term perspective for energy storages whereas rechargeable cavern battery could help

cavern storages even more (Kohl, 2019). The main problem of gas supply and supply to end

consumers, whether from imports or from domestic production, is the occurrence of daily and

seasonal fluctuations in consumption. Underground gas storage is conceived as a way to store the

"excess" gas that occurs in the warmer parts of the year for an extended period of time and use

them in the same state in the cooler part of the year when gas is missing giving flexibility to gas

market. In considering the needs of natural gas storage for the needs of the Croatian market, the

existing PSP Okoli and the future PSP Grubišno Polje meet the medium-term needs. In addition to

domestic consumption and demand, the need for storage capacity will probably depend on other

planned major projects such as the realization of new gas supply routes, either by constructing LNG

terminals in the Republic of Croatia or by connecting the Republic of Croatia to new


92

transcontinental pipelines, thereby opening the possibility of natural gas transit through the

Republic of Croatia.

The transition to climate neutrality requires smart infrastructure. Increased cross-border and

regional co-operation will help to achieve the energy transition by affordable prices. Trans-

European Networks regulatory framework Regulation for energy infrastructure should ensure

consistency with the climate objective neutrality. This framework includes innovative technologies

and infrastructures, such as smart grids, hydrogen grids, carbon imprinting, storage and utilization

Capture, Storage and Utilization (CCSU) and energy storage. In order to achieve the EU's climate

and environmental objectives, a new one is needed an industrial policy that is based on a circular

economy. In March 2020, the European Union will adopt an industrial strategy that will support

green transformation. In this framework gas infrastructure will play a significant role in energy

transition towards green economy.

References

[1] Kleiburg R. Masterclass in Flexibility and Energy Storage. Energy Delta Institute, 2019

[2] https://www.shell.com/promos/business-customers-promos/download-latest-scenario-

sky/_jcr_content.stream/1530643931055/eca19f7fc0d20adbe830d3b0b27bcc9ef72198f5/shell-

scenario-sky.pdf

[3] Kohl M. Changing business model for energy storages in Europe: Safe or out for gas storages? innogy

Gas Storage NEW, 2019

[4] Hecking H, Weiser F. Identifying Key Assumptions for Evaluating Nord Stream 2’s Impact on the

European Natural Gas. ewi, 2017

[5] Riepin I, Müsgens F. Seasonal Flexibility in the European Natural Gas Market. EPRG Working Paper,

2019

[6] European Commission. Quarterly Report: Energy on European Gas Markets, 2019

[7] EU Electricity Directive 2019/944

[8] EU Electricity Regulation 2019/943


93

Prospects for the establishment of gas trading hubs in SE Europe

Costis Stambolis1

Dimitris Mezartasoglou2

1Chairman and Executive Director, Institute of Energy for South East Europe (IENE), Athens, Greece 2Head of Research, IENE, Athens, Greece

Abstract

Today, there are 14 gas trading hubs operating across Europe. According to the International Gas Union,

gas-on-gas competition in Europe increased from 15% in 2005 – when oil price escalation was 78% - to

76% in 2018 – when oil price escalation had declined to 24% [1]. Liquidity is increasing in European trading

hubs, while the European Union aims at further increasing of liquidity, in the context of the completion of

an integrated and interconnected internal energy market.

Some marginal gas quantities will become available after 2020 in SE Europe, which could be traded

and therefore, as far as trading is concerned, the need will emerge for market prices to be determined. In

addition, LNG will be another important player in the market, as there are plans for new LNG import

terminals in the region. Consequently, the establishment of a gas trading hub initially to enable trading

between Greece, Bulgaria and Turkey will ensure the determination of market prices through the exchange

of marginal gas volumes. The role of gas storage is critical as it can serve as an important flexibility tool

and may affect the location of the hub, if physical.

The present paper aims to examine the role of gas trading hubs in SE Europe, to identify the conditions

and requirements for their creation as well as to analyze the economic and political implications of their

trading activity for the SE European countries. The research undertaken concludes that not a single but

several regional gas trading hubs will emerge in the medium term which will compete with each other.

Keywords: gas trading hubs, Southeast Europe, liquidity, infrastructure

1. Introduction

The European gas sector is facing major challenges affecting the way natural gas is traded and

priced. Oil indexation is the dominant pricing mechanism, but is currently under increasing

pressure as trading is gradually shifting to indexation on hub market prices. Gas hubs are virtual or

physical locations where buyers and sellers of gas can meet and exchange gas volumes. In other

words, gas hubs are marketplaces for natural gas.

The Institute of Energy for South-East Europe (IENE) took the initiative and carried out a

research project, based on an earlier IENE study M19 (September 2014) on “The Outlook for a

Natural Gas Trading Hub in SE Europe” [2], in order to examine the conditions and prospects for

establishing gas trading hubs in SE Europe. At present, there is neither a market mechanism to buy

or sell gas in an efficient manner in the SE European region, nor a price discovery mechanism to

determine spot prices, and gas exchange is based on bilateral agreements.

The SE European countries (i.e. Greece, Croatia, Bulgaria, Romania, Turkey and Serbia) have

well established gas markets, with supplies coming primarily through imports from Russia (see

Image 1) and, in the case of Turkey, from Iran and Azerbaijan also. Greece and Turkey, which

have well developed LNG import and storage terminals, also import from Algeria, Nigeria, Qatar

and other LNG spot markets. Two countries have a significant proportion of their demand met from


94

domestic supplies (i.e. Croatia and Romania) and three others cover small percentage shares from

domestic gas (i.e. Bulgaria, Serbia and Turkey). In projecting future demand for gas in the region,

one of the main issues is the extent to which availability of gas would make possible the

displacement of other fuels in various categories of demand, such as power generation and

residential, commercial and industrial applications. Relative prices and competing fuels lie at the

heart of analysis, although potential growth in demand for gas will also be driven by other factors,

including environmental aspects and national policies.

Image 1. Russia’s Gas Supplies to Selected SEE Countries (bcm), 2018

[Source: Gazprom Export [3]]

The establishment of a regional gas hub is expected to facilitate the wholesale trading of natural

gas between participants in SE Europe. Essentially, it will allow gas supply and demand to meet in

a marketplace by providing a platform for physical and/or financial transaction. It will enable

competitive markets to function, even though it will probably have an administrative role in the

beginning of its operation.

An important issue to be addressed is where the gas hub will be based. Increased supply

optionality and infrastructure development are prerequisites for creating a market in the region. At

the moment, there are several new pipeline connections planned in SE Europe as well as LNG

terminals, FSRUs and underground gas storage facilities, with Greece, Bulgaria and Turkey having

expressed a high interest in establishing a regional gas hub.

Storage will also play an important role in providing physical gas flexibility. The role of gas

storage is critical as it can serve as an important flexibility tool and may affect the location of the

hub, if physical. If the hub operates as a physical hub, it is possible that the TAP/Interconnector

Greece-Bulgaria/Interconnector Greece-Turkey junction can serve as a physical hub. In this

respect, the creation of an underground gas storage facility in South Kavala is key, especially if

Greece is to take a lead role in this initial stage.


95

2. SE Europe as a Gas Transit Region

Europe sees an important opportunity to meet its energy needs by developing the Southern Gas

Corridor, at the core of which are gas supplies from the Caspian area (including Azerbaijan and

most likely in the far future from Turkmenistan, Kazakhstan and Iran) and possibly from the Middle

East (i.e. Iraq).

It is generally assumed that the gas sector will grow faster in SE Europe mainly because the

key driver for gas consumption growth is power generation which is emerging as one of the faster

developing sectors of the broader SE European energy market. While each single SEE gas market

is relatively small, a regional approach provides a sound basis for development. Romania is the

biggest gas producer of the region with 9.5 bcm annual production (2018), while the consumption

of the SE region (excluding Turkey) is around 22.7 bcm (2018), based on IENE data. The three

most gas dependent countries in SE Europe are Turkey, Bulgaria and Greece. Indigenous gas

production in SE Europe (excluding Turkey), at 12.9 bcm/year, is sufficient to cover around half

of current gas demand. However, not all countries in the region are gas consumers. This is

especially true in Western Balkans which in the vast majority of their geographical expanse do not

have any gas infrastructure.

2.1. Planned Major Gas Infrastructure Projects in SE Europe

Natural gas pipelines have been a hot topic lately in the European energy agenda, a region

heavily dependent on Russian gas supply. For instance, Bulgaria and Greece launched the

construction of the €220 million Interconnector Greece-Bulgaria, while Serbia's energy minister

said his country plans to build a gas pipeline connecting Belgrade to Banja Luka in Bosnia.

The €4.5 billion Trans Adriatic Pipeline (TAP) will transport Caspian gas to Europe,

connecting with the Trans Anatolian Pipeline (TANAP), which is already in operation since June

12, 2018, at the Greek-Turkish border crossing Northern Greece, Albania and the Adriatic Sea

before coming ashore in Southern Italy to connect to the Italian gas network. The almost completed

TAP will provide an estimated 33% of Bulgaria’s gas needs, 20% of Greece and approximately

10.5% of Italy. [4]

The €11.4 billion Turkish Stream project, which will supply Russian gas to Turkey via the

Black Sea, consists of two lines across the Black Sea, the first of which will serve Turkey with a

capacity of 15.75 bcm, while the second line, of the same capacity, is planned to serve Europe

through Bulgaria and Serbia. On November 19, 2018, Istanbul hosted the ceremony of completion

of the construction of the offshore section of the Turkish Stream. It is worth noting that the

construction of the onshore section is still under construction, with Serbia’s part completed in

December 2019, Bulgaria’s part is expected to be completed by the end of 2020, while the

completion of Hungary’s part is scheduled for 2021.

One more project under construction is the Interconnector Greece-Bulgaria (IGB), which

consists of a cross-border and bi-directional gas pipeline, connecting the Greek gas network with

the Bulgarian gas network. The annual capacity of the gas pipeline is foreseen to be up to 5 bcm,

with an initial capacity of 3 bcm. The IGB inauguration ceremony took place in Bulgaria’s Kirkovo

on May 22, 2019. On October 10, 2019, an inter-governmental agreement was signed in Sofia by

the two countries' energy ministers.


96

At first glance, the biggest obstacles to the construction of the East Med pipeline, which

consists of an offshore and onshore pipeline that will connect the East Mediterranean gas resources

to the European system, are related to the pricing issues, the ability to ensure adequate gas volumes

for exports as well as technical challenges. In November 2018, Israel’s Energy Minister Mr. Yuval

Steinitz attempted to ease fears about construction issues and suggested that the East Med gas

pipeline, which will be able to carry roughly 8 bcm/y, can be completed by 2025 [5]. Also, Greece’s

former Energy Minister Mr. George Stathakis said in December 2018 that the East Med pipeline is

"technically and economically viable”, enjoys the support of all the other countries involved as

well as the European Commission and would allow Israel and Cyprus to transport their proven

hydrocarbon reserves as well as Greece’s potential reserves to the European market. Studies

conducted so far indicate that the project’s construction cost could reach €8 billion, while it is

currently classified as a Project of Common Interest (PCI) by the EU. [6]

In addition, the Vertical Corridor emerges as a broad gas interconnectivity concept of all

countries concerned, including Greece, Turkey, Bulgaria, North Macedonia, Serbia, Romania and

Hungary. The Vertical Corridor concept does not concern a single pipeline project, but involves

rather a gas system that will connect the existing national gas grids and other gas infrastructure in

order to enhance energy security and ensure liquidity. Initially, the Vertical Corridor will be used

to transport some 3-5 bcm per year but later could transfer some 8 bcm. In May 2015, IENE

completed an initial study on “The Vertical Corridor - From the Aegean to the Baltic”, which

summarized that the construction of new components for this system will require minimal work,

whether pipelines, compressor stations, branches or metering stations since at the same time serve

the needs of local gas networks [7].

On September 28, 2017, Bulgaria, Romania, Hungary and Austria signed a memorandum of

understanding to proceed with the implementation of BRUA gas link project that seems to replace

the aforementioned Vertical Corridor. Under the memorandum, all countries have agreed on a

reverse-flow gas interconnection. Romania has issued a building permit for the BRUA project on

its territory and has conducted procedures for assigning the construction works [8]. The pipeline

will have a total length of 528 km and its Romanian section is expected to be completed by the end

of 2020.

Image 2. BRUA Corridor

[Source: European Commission]


97

In addition, there are some very important planned gas infrastructure projects in SE Europe,

including the Interconnector Greece-North Macedonia, which will enhance the diversification of

North Macedonia’s gas supplies as the country is solely dependent on the Trans Balkan Pipeline

as well as Greece’s underground gas storage facility in the depleted gas field in South Kavala,

which is expected to "collaborate" with both the planned FSRU in Alexandroupolis and the existing

LNG terminal at Revithoussa, Greece’s sole LNG terminal that completed its expansion in

November 2018.

Table 1. Major Gas Pipeline Projects Under Construction in SE Europe

[Sources: IENE and involved energy companies]

Project Shareholders Length Cost Capacity

TAP

BP (20%), SOCAR (20%), Snam

S.p.A (20%), Fluxys (19%), Enagás

(16%) and Axpo (5%)

878 km €4.5 billion 10.0-20.0 bcm/y

IGB BEH (50%), IGI Poseidon (50%) 182 km €220 million 3.0-5.0 bcm/y

Turkish Stream Gazprom, BOTAS 1,100 km €11.4 billion 31.5 bcm/y*

Bulgaria-Romania-

Hungary-Austria (BRUA)

Bulgartransgaz, Transgaz, FGSZ,

Eustream, GCA 500 km €500 million 6 bcm/y

*This amount corresponds to the first two strings of the pipeline with an additional 31.5 bcm foreseen when

strings 3 and 4 will be constructed and become operational.

In parallel and in view of several new projects under development in the region, it is time to

redefine the South Corridor by including these planned and new potential gas supply sources and

routes. Therefore, an Expanded South Corridor, as shown in Image 3, may be considered and

defined as such, to include all major gas trunk pipelines, LNG terminals, FSRUs and underground

gas storage facilities.

NB.: The TANAP has been completed, while TAP, Turkish Stream, BRUA and IGB are under construction. The IAP, the IGI Poseidon in connection

with East Med pipeline and the Vertical Corridor and the IGF are still in the study phase. Blue Stream and Trans Balkan are existing pipelines.

Image 3. The Expanded South Corridor

[Source: IENE]


98

2.2. The Role of LNG in SE Europe

It appears that LNG prospects in SE Europe and the East Mediterranean in particular are far

better placed than they were five years ago, with new projects getting ready to progress and LNG

clearly emerging as a priority fuel for several industrial consumer groups helped by lower prices

and increased availability.

In SE Europe, LNG seems to be a realistic alternative fuel as it increases security of supply

through multiple and independent supply sources, provides the opportunity for new LNG suppliers

(e.g. Australia, US, etc.) to export gas to the region, enhances pricing flexibility and safer gas

transportation and can also support underperforming gas pipeline projects. It is worth noting that

on December 30, 2018, Greece’s Revithoussa LNG terminal welcomed the first US LNG cargo at

its newly build 3rd tank of 95.000-m3 storage capacity. Thus, the Revithoussa LNG terminal opened

up the way for new prospects in gas supply by differentiating energy sources and enhancing

security of supply in SE Europe, enabling Greece to pitch its claim for a regional gas hub.

It is thus anticipated that the SE European region, from Croatia to Turkey (see Image 4), will

play a significant role in expanding LNG trade in Europe by 2022 through the construction and

operation of several new LNG regasification projects, with the prospect of feeding gas quantities

into the Greek, Bulgarian, Serbian and Turkish gas systems, among others.

Image 4. LNG Terminals in SE Europe

[Source: IENE]

Table 2 shows the gas production and consumption in SE Europe in 2008, 2018 and 2025

(estimated), highlighting the low gas production and the need for the SEE countries to import


99

increased gas volumes. What is evident is the substantial contribution of Turkey in total gas

consumption in SE Europe, which is expected to increase further by 2025, corresponding to more

than 63% of the total, based on IENE’s estimates. Turkey is the region’s major gas consumer and

importer by far and its interest in natural gas is strong both as a potential producer but also as a

transit country to European markets. On the transit side, virtually all of the various gas pipeline

projects, which plan to transport Caspian gas to the European markets, involve Turkey as a transit

country (e.g. TANAP and Turkish Stream).

Table 2. Gas Production and Consumption in SE Europe (2008, 2018 and 2025e)

[Sources: IENE, IEA, 10-year Development Plans of gas TSOs]

3. Economic Implications From the Operation of a Gas Trading Hub in SE Europe – A Discussion

The setting up and operation of one or more regional gas trading hubs will undoubtedly have

some economic implications for the countries involved. However, the precise impact of an

operating gas trading hub on market conditions is hard to predict and even harder to quantify. The

reason is the introduction of a completely new approach, together with a new and inclusive price-

setting regime into a market where none existed before; other than bilateral agreements based on

strict oil-indexed contracts. These bilateral arrangements still determine, to a large extent, gas

prices in SE Europe (e.g. Bulgaria, Serbia, Romania, Greece and Turkey), which is predominantly

supplied via pipelines. In the case of Greece and Turkey, there is a certain differentiation, since

both countries satisfy about 10-20% of their needs from LNG imports, which are priced differently,

although oil is still used as the basis.

In order to discuss the economic implications from the operation of a proposed fully-fledged

regional gas trading hub, let’s say, based in Greece, a number of assumptions need to be made in

terms of geography, infrastructure and cost, prospective gas supplies and their origin and

anticipated trading conditions. These assumptions are summarized as follows:

(1) In terms of geography, the trading will initially take place between market participants

in Greece, Bulgaria, Romania and Turkey.


100

(2) In order for cross-border trading to evolve, the following infrastructure should be in

place:

I. The Greek-Bulgarian Interconnector (IGB)

II. The TANAP-TAP pipeline system, linking Turkey, Greece, Albania and Italy

III. The gas interconnection between Greece and North Macedonia (IGNM)

IV. The underground gas storage facility in South Kavala

V. At least one floating LNG storage and gasification unit (FSRU), such as the

Alexandroupolis FSRU or the Motor Oil FSRU (i.e. Dioryga Gas) in Agioi

Theodoroi

The cumulative cost for these projects, based on company information, can be estimated as

follows:

Table 3. Cost of Planned Gas Infrastructure Projects

[Source: IENE]

Natural Gas Project Cost

IGB €220 million

TANAP €805 million (with TANAP’s cost corresponding

only to Turkey’s European ground route)

IGNM €50 million

TAP €4.5 billion

South Kavala UGS €350 million

Alexandroupolis FSRU €380 million

Total €6.305 million

We must point out that the above cost estimate is specific to the nascent regional gas trading

hub based in Greece and is not characteristic of infrastructure costs in general for the setting up of

gas trading hubs. It so happens that all the above infrastructure components are in various stages

of development, with all corresponding projects slated for completion and full operation by 2022.

(3) The origin of natural gas will be as follows:

I. For pipeline gas: This will originate in Azerbaijan, through the TANAP-TAP

system and in Russia through the Turkish Stream.

II. For LNG: Qatar, Nigeria, Algeria, Norway, US, East Med, etc.

(4) In view of currently available information concerning gas volumes corresponding to

long-term contracts through the TANAP-TAP system, the existing capacity of the

pipelines involved (i.e. IGB, IGT) and gas demand projections for 2030, one could

safely assume that some 1.0 bcm of gas will become available for trading as early as

2021, rising to 2.0 and possibly to 3.0 bcm and more by 2025. In addition to that, one

should take into consideration a realistic churn ratio of, let’s say, 1.0 to 2.0; however,

hard this may be to predict. Given the experience of European trading hubs, churn ratios

may vary from 1 up to 20.


101

(5) Additional gas quantities for trading at the Hellenic Trading Point up to 3.0 bcm could

become available from other sources such as Russian gas (via Turkish Stream), from

Turkey’s system (Turkish basket) and LNG until 2025.

From the data presented above, especially that concerning infrastructure investment and the

anticipated volume of gas trade, it becomes clear that the setting up of the specific gas trading hub

– which in the first phase will connect Greece, Bulgaria and Turkey – requires major infrastructure

investment of the order of €6.3 billion, while it will be generating substantial financial turnovers

on a yearly basis.

Of course, the actual economic and financial implications from the emergence and operation

of a regional gas trading hub are far broader than the strict numbers, as shown above. The

completion of the extensive gas transmission infrastructure now planned in Greece, Turkey and

Bulgaria, among others, will inevitably have a positive impact on investment and industrial activity

in sectors such as building construction, manufacturing, transport and storage, consulting, legal

services, financial intermediation, etc. In addition, the sheer availability of gas in large parts of the

border areas in the above countries will lead to increased peripheral gas demand from the domestic,

commercial, agricultural and industrial sectors.

4. Conclusion

There is a definite trend in European gas markets for gas volumes to be traded through gas

hubs, several of which have been established and are operating successfully in many EU countries.

Already fourteen (14) such hubs are in operation and more are planned over the next few years.

Today, there is not one gas trading hub (or hubs) serving the needs of the SE European region.

The Vienna-based CEGH is the nearest such hub which at present serves the needs of Central

European countries. Vienna’s CEGH, in view of its geographical position and trade volume and

origin, can play pivotal role in enhancing gas trading in SE Europe and also act as a benchmark (to

the regional gas hub(s) to be developed).

The background is already set for the planning and establishment of one or more gas trading

hubs which will serve the needs of the broader SE European region enabling market participants

in Greece, Bulgaria, Romania and Turkey to actively participate in gas trading activities. Already,

there is a number of nascent gas trading hubs in SE Europe, which include those in Greece, Turkey,

Bulgaria and Romania. According to the EFET’s Annual Scorecard 2019 [9], Greece is the

frontrunner in SE Europe in its attempt to establish a regional gas trading hub, which is known as

Hellenic Trading Point (HTP).

The research undertaken concludes that several and not a single regional gas trading hub will

emerge in the medium term. Inevitably, competition between gas hubs in the region will ensue and

successful gas trading hubs will be able to attract business on account of their ability to provide

cost-competitive and high-quality services.

References

[1] Wholesale Gas Price Survey 2019 Edition, https://www.igu.org/sites/default/files/node-document-

field_file/IGU_Wholesale%20Gas%20Price%20Survey%202019_Final_Digital%20_100519.pdf,

14/2/2020

https://www.igu.org/sites/default/files/node-document-field_file/IGU_Wholesale%20Gas%20Price%20Survey%202019_Final_Digital%20_100519.pdf

https://www.igu.org/sites/default/files/node-document-field_file/IGU_Wholesale%20Gas%20Price%20Survey%202019_Final_Digital%20_100519.pdf


102

[2] Roinioti Α. et al., The Outlook for a Natural Gas Trading Hub in SE Europe, https://www.depa.gr/wp-

content/uploads/2018/12/The20Outlook20for20A20Natural20Gas20Trading20Hub20in20SE20Europ

e_FINAL, 14/2/2020

[3] Gas supplies to Europe, http://www.gazpromexport.ru/en/statistics/, 14/2/2020

[4] Over 87% of Trans Adriatic Pipeline Complete Three Years after Construction Start, https://www.tap-

ag.com/news-and-events/2019/05/16/over-87-of-trans-adriatic-pipeline-complete-three-years-after-

construction-start, 16/2/2020

[5] Tzanetakou N., EastMed pipeline to be ready in 2025, if all goes well, https://balkaneu.com/eastmed-

pipeline-to-be-ready-in-2025-if-all-goes-well/, 17/2/2020

[6] Stambolis C. and Mezartasoglou D., Gas Supply in SE Europe and the Key Role of LNG,

https://www.iene.gr/articlefiles/gas%20supply%20in%20se%20europe%20and%20the%20key%20ro

le%20of%20lng%20test.pdf, 19/2/2020

[7] Mastrapas T. et al., The Vertical Corridor – From the Aegean to the Baltic,

https://www.iene.eu/articlefiles/the%20vertical%20corridor%20-

%20from%20the%20aegean%20to%20the%20baltic.pdf, 19/2/2020

[8] Roberts J., Three Pipelines and Three Seas: BRUA, TAP, the IAP and Gasification in Southeast

Europe,

https://www.atlanticcouncil.org/images/publications/Three_Seas_and_Three_Pipelines_WEB.pdf,

19/2/2020

[9] Wood D., Gas hub scorecard 2019 update, https://efet.org/energy-markets/gas-market/european-gas-

hub-study/, 19/2/2020

https://www.depa.gr/wp-content/uploads/2018/12/The20Outlook20for20A20Natural20Gas20Trading20Hub20in20SE20Europe_FINAL



http://www.gazpromexport.ru/en/statistics/

https://www.tap-ag.com/news-and-events/2019/05/16/over-87-of-trans-adriatic-pipeline-complete-three-years-after-construction-start



https://balkaneu.com/eastmed-pipeline-to-be-ready-in-2025-if-all-goes-well/

https://balkaneu.com/eastmed-pipeline-to-be-ready-in-2025-if-all-goes-well/

https://www.iene.gr/articlefiles/gas%20supply%20in%20se%20europe%20and%20the%20key%20role%20of%20lng%20test.pdf

https://www.iene.gr/articlefiles/gas%20supply%20in%20se%20europe%20and%20the%20key%20role%20of%20lng%20test.pdf

https://www.iene.eu/articlefiles/the%20vertical%20corridor%20-%20from%20the%20aegean%20to%20the%20baltic.pdf

https://www.iene.eu/articlefiles/the%20vertical%20corridor%20-%20from%20the%20aegean%20to%20the%20baltic.pdf

https://www.atlanticcouncil.org/images/publications/Three_Seas_and_Three_Pipelines_WEB.pdf

https://efet.org/energy-markets/gas-market/european-gas-hub-study/

https://efet.org/energy-markets/gas-market/european-gas-hub-study/


103

Važnost uloge LNG-a u cestovnom prometu u budućnosti

An Important Role of LNG in Road Transport in the Future

Davor Matić1

Zoran Dojčinović2

1Energetska akademija d.o.o., Zagreb, Hrvatska 2Hrvatska stručna udruga za plin, Zagreb, Hrvatska

Sažetak

Posljednje projekcije potrošnje prirodnog plina predviđaju stabilnu razinu potrošnje na svjetskoj razini

do 2040. godine (koliko iznosi promatrani vremenski horizont) i u scenariju održivog razvoja s predviđenim

striktnim ispunjavanjem odredbi Pariškog sporazuma. I u Europi potrošnja prirodnog plina, iako se predviđa

njezin pad, zauzima i dalje značajno mjesto (10% - 30% manja u 2040. godini u odnosu na baznu 2018.

godinu). Prema prognozi, prirodni plin povećava svoj udio u odnosu na naftu, između ostalog i u sektorima

poput prijevoza teških tereta, a jedno od pitanja u fokusu je i uloga plinskog sustava kroz povećanje udjela

tzv. plinova iz obnovljivih izvora energije. Kamioni i autobusi na UPP predstavljaju već danas dostupnu

tehnologiju za cestovni prijevoz teških tereta i putnika, uz potencijal za daljnji doprinos ciljevima

dekarbonizacije (kroz povećanje udjela plinova iz obnovljivih izvora energije: sintetičkog prirodnog plina i

biometana) i uz infrastrukturu koja omogućuje transport duž europske mreže, te samim time u svom

segmentu predstavljaju rješenje primjenjivo „odmah i sada“ s dobrom polaznom osnovom za budući razvoj.

Na taj način bi se potaknula promjena svijesti potrošača i promjena paradigme prema konvencionalnim, a

pogotovo dizel gorivima.

Ključne riječi: UPP, SPP, promet, dekarbonizacija, teški kamioni, tranzicija, promet, Ursula von der Leyen

i UPP

Abstract

Recent natural gas consumption forecasts predict a steady level of global consumption by 2040 (the

observed time horizon) also in a sustainable development scenario with the strict compliance with the Paris

Agreement. Even in Europe, natural gas consumption, although expected to decline, still holds a significant

place (10% - 30% less in 2040 compared to the base year 2018). According to the forecast, natural gas is

increasing its share in relation to oil, among others, in sectors such as the heavy duty transport, and one of

the issues in focus is the role of the gas system through increasing share of so-called renewable gases. LNG

trucks and buses represent the technology already available for road haulage of heavy goods and passengers,

with the potential to further contribute to the decarbonization objectives (by increasing the share of

renewable gases: synthetic natural gas and biomethane) and with infrastructure allowing transport along the

European network, and thus, in their segment, they represent an immediately available solution with a good

starting point for future development. This would encourage a change in consumer awareness and a

paradigm shift towards conventional and especially diesel fuels.

Keywords: LNG, CNG, transport, decarbonization, heavy trucks, transition, transport, Ursula von der

Leyen and LNG

1. Uvod

Sredinom siječnja ove godine, za vrijeme razdoblja dugotrajnih magli i zabrinutosti javnosti

zbog lokalne kvalitete zraka, hrvatski su mediji intenzivno pisali o procjenama stručnjaka koje


104

pokazuju da u Europi zagađeni zrak uzrokuje oko 400 tisuća preuranjenih smrti a u svijetu oko 4,6

milijuna, te da su nova medicinska istraživanja utvrdila da je zrak zagađen lebdećim česticama

(krute čestice), dušikovim oksidima i ozonom uzrok značajnog skraćenja života 1. Usprkos

fokusu na globalno smanjenje emisije CO2 navedeno je skrenulo pozornost javnosti i na problem

emisija ostalih štetnih plinova i njihova utjecaja na ljudsko zdravlje. Prema drugom izvoru,

zagađenje zraka vodeći je faktor rizika za zdravlje na globalnoj razini, što je rezultiralo s gotovo

3,5 milijuna prijevremenih smrti u 2017. godini od moždanog udara, bolesti srca, kroničnih plućnih

bolesti, raka pluća, donjih respiratornih infekcija i dijabetesa. Globalni transportni sektor navodi se

kao glavni izvor svojim doprinosom povišenim koncentracijama krutih čestica (PM2,5), ozona i

dušikovih oksida (NOx) 5. Na primjer, cestovni transport tereta doprinosi s približno 17%

globalnoj emisiji NOx (dok brodski prijevoz čini 13% globalne emisije NOx i 12% globalne emisije

sumporovih oksida (SOx) 6. Uporaba prirodnog plina u prometu u smislu smanjenja emisija

štetnih plinova predstavlja već danas tržišno prisutnu alternativu a kroz razvoj primjene UPP-a

(vozila i infrastruktura) i dostupno rješenje u kamionskom i autobusnom prijevozu te u javnom

gradskom prijevozu uz zadovoljavajuću autonomiju. UPP predstavlja i rješenje za smanjenje

emisije štetnih plinova i u riječnom i brodskom prijevozu (uz smanjenje emisije SOx, uzročnika

kiselih kiša, do 99%, NOx do 80%, CO2 do 25% i krutih čestica do 99%, prema izvoru: Eesti Gaas)

što nije predmet ovog rada ali je svakako tema vrijedna pozornosti.

2. LNG (UPP) u cestovnom prometu – postojeće stanje i potencijal za budućnost

Značaj UPP-a u cestovnom prometu analiziran je sa stanovišta njegove uloge kao jednog (već

danas dostupnog) rješenja prema smanjenju emisija iz cestovnog teretnog i putničkog

(međugradski autobusi i javni gradski prijevoz) prometa i poboljšanja kvalitete zraka, dostupnosti

modela, i razvoju infrastrukture, te ulozi prirodnog plina (i plinske infrastrukture) kao tranzicijskog

energenta prema ekonomiji sa neutralnim emisijama stakleničkih plinova.

2.1. Projekcije potrošnje i uloge prirodnog plina

Usprkos intenzivnom trendu prema masovnoj uporabi električne energije, prirodni plin i dalje

ima svoju ulogu kao tranzicijski energent. Prema posljednjim prognozama IEA – International

Energy Agency, potrošnja prirodnog plina u Europi bi u razdoblju do 2040. godine trebala pasti

za približno 10% (sa 617 mlrd. m3 2018. godine na 593 mlrd. m3 2030. godine, te na 557 mlrd. m3

2040. godine) prema scenariju koji odražava utjecaj postojećih okvira politike i današnje najavljene

političke namjere (IEA Stated Policies Scenario) 11. Prema istom scenariju, ukupna potrošnja

prirodnog plina u svijetu trebala bi u istom razdoblju porasti za 35% (sa 3.955 mlrd. m3 2018.

godine na 4.698 mlrd. m3 2030. godine, te na 5.355 mlrd. m3 2040. godine) 10. Prema scenariju

održivog razvoja (IEA Sustainable Development Scenario), koji predviđa opću transformaciju

globalnog energetskog sustava i potpuno je usklađen s Pariškim sporazumom 12, potrošnja

prirodnog plina u Europi u istom bi razdoblju trebala opasti za približno 38% (sa 617 mlrd. m3

2018. godine na 519 mlrd. m3 2030. godine, te na 380 mlrd. m3 2040. godine), dok bi potrošnja

prirodnog plina u svijetu trebala porasti u razdoblju do 2030. godine a zatim se 2040. godine vratiti

približno na razinu iz 2018. godine (sa 3.955 mlrd. m3 2018. godine na 4.250 mlrd. m3 2030.

godine, te na 3.840 mlrd. m3 2040. godine).


105

Konkretno, u scenariju održivog razvoja potrošnja prirodnog plina u svijetu povećava se

tijekom sljedećeg desetljeća s prosječnom godišnjom stopom od 0,9% prije dostizanja najviše točke

krajem 2020-ih. Nakon toga, ubrzana upotreba obnovljivih izvora i mjera energetske učinkovitosti,

zajedno s razvojem proizvodnje biometana i kasnije vodika, počinje smanjivati potrošnju.

Do 2040. potražnja za prirodnim plinom u naprednim gospodarstvima manja je od trenutačne

razine u svim sektorima osim prometa, gdje potražnja ostaje uvelike slična razini postignutoj u

„Stated policies“ scenariju. U ekonomijama u razvoju rast plina u sektoru električne energije raste

do 2030. godine, ali se smanjuje zbog rastućeg udjela obnovljivih izvora energije. Iako apsolutna

potrošnja opada, prirodni plin povećava svoj tržišni udio na račun ugljena i nafte u sektorima koje

je teško dekarbonizirati, poput prijevoza teških tereta i toplinskih potreba u industriji. Iako se

proizvodnja električne energije na prirodni plin smanjuje, kapacitet raste u odnosu na današnji dan,

što je posljedica uloge plina u pružanju fleksibilnosti elektroenergetskog sustava 10.

Dakle, i u scenariju održivog razvoja koji podrazumijeva i striktno provođenje uvjeta iz

Pariškog sporazuma potrošnja prirodnog plina je približno stabilna (2040. godine je samo 3% niža

u odnosu na 2018. godinu) uz njegovu ulogu u sektoru prometa, između ostalog prijevoza teških

tereta.

Suvremene inovativne tehnologije uporabe prirodnog plina mogu dati značajan i troškovno

učinkovit doprinos ispunjenju ciljeva smanjenja emisije stakleničkih plinova prema rezultatima

studijskog projekta kojeg je provela Američka plinska asocijacija, u kojem je identificirano preko

100 inovativnih plinskih tehnologija za sektor kućanstava i komercijalni sektor s potencijalnom

smanjenja emisije stakleničkih plinova za 25-40% njihovim integriranjem, odnosno za 60-80%

uključivanjem i budućih kogeneracijskih tehnologija i plinova iz obnovljivih izvora energije, čime

bi se mogli ispuniti uvjeti Pariškog sporazuma. Među identificiranim tehnologijama je i uporaba

prirodnog plina u transportu. Dodatno, u izvještaju se navodi da plinske tehnologije mogu

poboljšati pouzdanost energetskog sustava (na razini cijelog sustava i kao lokalna podrška) i

učinkovitost, istovremeno smanjujući potrebu za novom proizvodnjom električne energije i

infrastrukturom za njezin prijenos i distribuciju kroz očuvanje vrijednosti, odnosno koristi, od

plinske infrastrukture 13.

IEA, koja u svom izvještaju navodi stavljanje posebnog težišta na ulogu plinske infrastrukture

navodi: „Pitanja o relativnoj važnosti i pripadajućim ulogama elektroenergetskih i plinskih mreža

centralna su pitanja pri oblikovanju energetske tranzicije. Električna energija s niskim udjelom

ugljika ima ogroman potencijal za igrati veću izravnu ulogu u budućim energetskim sustavima, ali

postoje ograničenja u tome koliko brzo i ekstenzivno može doći do elektrifikacije. Dobro

uspostavljene plinske mreže danas mogu isporučiti dvostruko više energije nego električne mreže

i glavni su izvor fleksibilnosti. Odluke o budućnosti plinskih mreža trebaju uzeti u obzir njihov

potencijal isporuke različitih vrsta plina (s malim emisijama) u budućnosti, kao i njihovu ulogu u

osiguravanju energetske sigurnosti. Dubinski istražujemo ulogu plinske infrastrukture u isporuci

plinova s niskim udjelom ugljika: vodika1 i biometana“ 14.

U EU, predsjednica Europske Komisije Ursula von der Leyen u svojem otvorenom pismu

(„Mission letter“) povjerenici za energiju Kadri Simson u dijelu koji se odnosi na sigurnu i održivu

energiju kao jednu od misija, između ostalog navodi: „Plin će imati ulogu u tranziciji ka ekonomiji

1 Kao mješavine prirodnog plina i vodika 14


106

s neutralnom emisijom ugljika, osobito putem sakupljanja i skladištenja ugljika. Procijenit će se

kako se izvori opskrbe mogu diverzificirati po konkurentnim cijenama, posebice iskorištavajući u

potpunosti potencijal pristupačnog ukapljenog prirodnog plina“ 15.

2.2. Dostupnost tehnologije

Motori na prirodni plin za pogon teških vozila dijele se na Otto-motore s pogonom isključivo

na prirodni plin kao jedino gorivo (engl. dedicated (mono-fuel)) koji koriste metodu paljenja smjese

plina i zraka putem svjećica (engl. SI – spark ignited). Prirodni plin ima oktanski broj 120-130, što

je više od uobičajenog motornog benzina sa 90-98 oktana, pa su SI motori s prirodnim plinom

sposobni raditi s većim kompresijskim omjerom i potencijalno su energetski učinkovitiji od

benzinskih SI motora. Tehnologija se može koristiti kako sa UPP tako i sa SPP sustavima. UPP

modeli kamiona marke Iveco i Scania koriste ovu vrstu plinskog motora.

Plinski motori s dizelskim ciklusom rade sa smjesom prirodnog plina i dizelskog. Zbog visokog

oktanskog broja prirodnog plina ne može doći do njegovog samozapaljenja u cilindru. Stoga se

dizel također ubrizgava u cilindar čije samozapaljenje uslijed visoke kompresije uzrokuje i

zapaljenje prirodnog plina. Zato se ovi motori nazivaju motorima na dvojno gorivo (engl. dual-

fuel). Ovisno o konfiguraciji motora, udio prirodnog plina u ukupnoj energiji goriva iznosi 50% -

95%.

Tablica 1. Dostupni tvornički proizvedeni modeli teških kamiona i autobusa na UPP

Proizvođač Model Snaga motora (kWh / KS)

Autonomija na

prirodni plin s

jednim punjenjem

Kamioni

Iveco Stralis NP LNG 338 / 460 do 1.500 km

Scania P/G LNG Version 280 205 / 280 do 1.100 km

P/G LNG Version 340 250 / 340 do 1.100 km

Volvo FH LNG 340 / 460 do 1.000 km

FM LNG 340 / 460 do 1.000 km

Autobusi javnog gradskog prijevoza

Solbus Solcity 18 LNG 239-320 / 320-430 podatak nije

objavljen

Međugradski autobusi

Scania Interlink MD LNG 205-235 / 280-320 do 1.000 km

Interlink LD LNG 206-235 / 380-320 do 1.100 km

Izvor: NGVA Europe, Vehicle catalogue 2019

High-Pressure Direct Injection (HPDI) motori su vrsta motora na dvojno gorivo koji također

koriste dizel kao izvor paljenja uz ubrizgavanje prirodnog plina pod visokim pritiskom (npr. >300

bar) na kraju takta kompresije. U HPDI motorima, ubrizgavanje dizela čini oko 5% energije goriva,

a ostatak čini prirodni plin. Prema rezultatima pojedinih studija HPDI motori novije generacije

mogu ponuditi slične razine performansi i pogonskih svojstava kao i dizelski motori. Ova

tehnologija je vezana isključivo za sustave UPP-a. Modeli kamiona UPP-a marke Volvo koriste

HPDI tehnologiju 16.


107

Na europskom tržištu trenutno je dostupno nekoliko originalnih tvorničkih modela kamiona i

autobusa u verzijama s pogonom na UPP 9.

Prema dostupnim podacima u Europi je krajem svibnja 2019. godine u pogonu bilo približno

6.000 UPP kamiona 16.

Dodatno, za informaciju, iznesen je i pregled dostupnih originalnih tvorničkih modela teških

kamiona s pogonom na stlačeni prirodni plin (SPP) od kojih pojedini modeli ostvaruju autonomiju

kretanja do 1.000 km s jednim punjenjem. Štoviše, obzirom na broj i dostupnost modela i razvoj

mreže punionica UPP-a, za pretpostaviti je da bi moglo doći i do pojave novih modela vozila na

UPP ali i na SPP, a s daljnjim tehnološkim razvojem mreže punionica. Dodatno, dio punionica

UPP-a (poput nove punionice u Zagrebu) ujedno su i „U-SPP“ (engl. L-CNG) punionice.

Tablica 2. Dostupni tvornički proizvedeni modeli teških kamiona SPP-a

Proizvođač Model Snaga motora (kWh / KS)

Autonomija na

prirodni plin s

jednim punjenjem

Kamioni

Iveco Stralis NP CNG 294 / 400 do 1.000 km

Stralis NP 400 294 / 400 do 1.000 km

Eurocargo Natural

Power 12-16 tona 150 / 240 do 400 km

Mercedes Econic NGT 222 / 302 do 400 km

Renault D Wide CNG 235 / 320 do 400 km

Scania P/G CNG version 280 205 / 280 do 425 km

P/G CNG version 340 250 / 340 do 425 km

Volvo FE CNG 239 / 320 do 400 km

Izvor: NGVA Europe, Vehicle catalogue 2019

Gore navedeni pregled odnosi se na europsko tržište. Na svjetskom tržištu prisutni su i drugi

proizvođači kamiona s pogonom na prirodni plin (Tata, Daewoo, Kamaz …). U SAD proizvođači

originalnih modela teških kamiona s pogonom na prirodni plin (pretežno modeli UPP-a) su

Daimler, Kenworth, Peterbilt i US Hybrid 17.

2.3. Smanjenje emisije štetnih plinova

Utjecaj pojedinih zagađivača i njihova emisija kod pogona na prirodni plin (u odnosu na

dizelsko gorivo) navedena je u tablici u nastavku.

Cestovni prijevoz čini približno jednu petinu od ukupne emisije CO2 u EU, od čega laka

cestovna vozila sa udjelom od približno 15% a teška cestovna vozila (kamioni i autobusi) sa

udjelom od približno 6%.


108

Tablica 3. Utjecaj pojedinih štetnih plinova proizvoda rada motora s unutrašnjim izgaranjem na ljudsko

zdravlje i emisija motora na prirodni plin u odnosu na dizelske motore

Zagađivač Štetan utjecaj Emisija kod pogona

na prirodni plin

Krute čestice PM 10

i PM 2,5

DPM – Diesel

Particulate Matter

Zaobilaze obrambeni sustav ljudskog tijela

i smještaju se u pluća, krvotok i mozak 2

Posebna vrsta finih krutih čestica (PM) u

ispušnim plinovima dizelskih motora.

DPM može aglomerirati i adsorbirati druge

čestice i stvoriti nove strukture složenih

fizikalnih i kemijskih svojstava od kojih

mnoge mogu biti štetne za ljudsko

zdravlje. U SAD-u EPA – Environmental

Protection Agency ukazuje da „značajni

dokazi“ ispušne plinove dizelskih motora

čine „vjerojatno kancerogenim“ prije

svega zbog njegovog sadržaja DPM. 3

Emisija krutih čestica je praktično

u potpunosti eliminirana kod

kamiona s pogonom isključivo na

prirodni plin (99% niža u odnosu

na Euro 6 standard 7).

Dušikovi oksidi

(NOx)

Globalno zbog svojih karakteristika može

utjecati na oštećenje ozonskog omotača i

pridonijeti klimatskim promjenama. NO2

može biti u slučaju duljeg izlaganja

uzročnih astme i povećanja osjetljivosti na

respiratorne infekcije, a zajedno s ostalim

NOx reagira s drugim kemijskim

spojevima u zraku i stvara krute čestice i

ozon (oboje sa štetnim utjecajem na

respiratorni sustav). Također, navodi se i

40% veći rizik od razvoja demencije kod

osoba starijih od 50 godina u područjima s

višom koncentracijom NOx u zraku. 4

Emisija NO2 niža je do 90% 7,

dok je emisija NOx niža od 40-

60% u odnosu na ekvivalentne

dizelske modele 8.

Izvori: UN environment programme, Air pollution: know your enemy; Gladstein, Neandross & Associates,

GAME CHANGER - Technical white paper; BMJ - British Medical Journal, Air pollution may be linked

to heightened dementia risk; IVECO, Natural Power - The natural way to sustainable transport, 13th

Edition of the International Rally of Vehicles Powered by Natural Gas, Zagreb, August 2019; IVECO’s

LNG truck strategy backed by the European Commission’s proposal to reduce CO2 emissions for heavy

duty vehicles, promoting the use of LNG as alternative fuel to diesel

U nastavku je iznesena usporedba emisija stakleničkih plinova teških kamiona za prijevoz na

velike udaljenosti (engl. „long haul use“) prema metodologiji koja uključuje cjelokupnu emisiju

(engl. WtW = Well-to-Wheel), a rezultati su podijeljeni na emisiju od izvora do vozila (engl. WtT

= Well-to-Tank, emisija nastala pri proizvodnji, preradi, transportu i isporuci goriva) i na emisiju

vezanu uz rad vozila (TtW = Tank-to-Wheel). Uz prirodni plin iz 100% fosilnih izvora, u analizu

je uključena i mješavina sa udjelom do 20% plinova iz obnovljivih izvora energije (biometan i

sintetički prirodni plin (engl. SNG – Synthetic Natural Gas)). S povećanjem udjela plina iz


109

obnovljivih izvora emisija stakleničkih plinova naravno pada (uz uporabu do 100% plinova iz

obnovljivih izvora ta emisija je praktično neutralna). Nadalje, u analizu su radi usporedbe uključeni

i kamioni na stlačeni prirodni plin.

Kratice:

WtT – Well-to-Tank TtW – Tank-to-Wheel WtW – Well-to-Well

FQD – Fuel Quality Directive

HPDI – High Pressure Direct Injection Engine

SI – Spark Ignited Engine sin. LNG – sintetički LNG

SNG – sintetički prirodni plin

Slika 1. Well-to-Wheel – emisije stakleničkih plinova za teška vozila (prijevoz na velike udaljenosti)

Izvor: Greenhouse Gas Intensity of Natural Gas – Final Report, thinkstep, 2017

Rezultati analize su pokazali da teška vozila (prijevoz na velike udaljenosti) imaju od 6% do

16% nižu emisiju stakleničkih plinova u odnosu na suvremene dizelske modele: SI SPP (CNG)

motori -16%, SI UPP (LNG) motori -6% a HDPI (UPP (LNG)) motori -15%. Uz smjesu koja sadrži

i 10% biometana i 10% sintetičkog prirodnog plina (SNG), emisija stakleničkih plinova u odnosu

na dizelsko gorivo niža je -30% za SI-SPP (CNG) motore, -22% za SI-UPP (LNG) motore i -28%

za HPDI (UPP (LNG)) motore. Ugljični dioksid je staklenički plin koji prevladava, a kojeg slijedi

metan, dok je emisija dušikovih oksida vrlo mala a udio ostalih stakleničkih plinova zanemariv

19.

Gore navedena tehnologija predstavlja komercijalno dostupno rješenje u cilju smanjenja

emisija štetnih plinova i dekarbonizacije cestovnog teretnog prometa već danas, uz mogućnost

dodatnog smanjenja emisija stakleničkih plinova s postupnim povećanjem udjela plinova iz

obnovljivih izvora energije u plinskom sustavu.

Ovaj koncept, tzv. plinska mobilnost (eng: gmobility) predstavlja razvoj pogona na prirodni

plin uz uporabu kako prirodnog plina tako i obnovljivih plinova. Stlačeni prirodni plin (SPP) bi se


110

pretežno koristio u osobnim vozilima, autobusima i kombi vozilima, a ukapljeni prirodni plin

(UPP) u kamionima na duljim relacijama i u brodovima, također u mješavini s plinovima iz

obnovljivih izvora energije. Moguća je i nulta emisija stakleničkih plinova kod uporabe isključivo

biometana ili sintetičkog plina proizvedenog iz viškova električne energije iz obnovljivih izvora

9.

Nadalje, zbog razvoja tehnologije, u razdoblju do 2030. godine očekuje se dodatno smanjenje

emisije CO2 motora na prirodni plin za teška vozila od 10%.

2.4. Raspoloživost infrastrukture

Razvoj infrastrukture punionica UPP-a i SPP-a potaknut je i između ostalog projektima poput

„LNG Blue Corridor“ i direktivom 2014/94/EU o uspostavi infrastrukture za alternativna goriva

kojom se nalaže državama članicama da putem svojih nacionalnih okvira politike osiguraju da se

do 31. prosinca 2025. postavi odgovarajući broj mjesta za opskrbu UPP-om dostupnih javnosti,

barem uzduž postojeće osnovne trans-europske prometne mreže kako bi se osiguralo da teška

motorna vozila na UPP mogu prometovati u cijeloj EU (ako postoji potražnja i osim ako troškovi

nisu nerazmjerni u odnosu na koristi, uključujući koristi za okoliš.). Okvirno bi prosječna

udaljenost između mjesta za opskrbu trebala biti približno 400 km, a države članice, prema potrebi,

surađuju sa susjednim državama članicama kako bi se osigurala odgovarajuća pokrivenost osnovne

trans-europske prometne mreže. Direktiva je postavila slične odredbe i za punionice SPP-a

(približno svakih 150 km duž osnovne trans-europske prometne mreže u istom razdoblju, te

primjeren broj mjesta za punjenje s SPP u gradskim/prigradskim aglomeracijama i drugim gusto

naseljenim područjima) 20.

Promotrimo li postojeće stanje, broj punionica UPP-a za vozila u Europi dostigao je brojku

(veljača 2020.) od preko 250 punionica (uz preko 3.700 punionica SPP-a). O brzini razvoja govori

podatak da je u svibnju 2019. broj punionica UPP-a u Europi iznosio 200 dok trenutno (podatak za

sredinu veljače 2020.) 16. iznosi 256 18.

3. UPP u cestovnom prometu Republike Hrvatske

Puštanjem u pogon punionice UPP-a u okolici Rijeke (industrijska zona Kukuljanovo) te

uskoro i UPP/U-SPP punionice u Zagrebu (na lokaciji pored Domovinskog mosta, na povoljnoj

lokaciji u blizini obilaznice i središta grada) i Republika Hrvatska postaje važno srednjoeuropsko

raskršće opskrbne mreže UPP-om, a izgradnjom terminala na otoku Krku (kao novog dobavnog

pravca), UPP će biti konkurentan zbog blizine izvora opskrbe. Naime, sastavni dio projekta

terminala na Krku predviđa i izgradnju punilišta za autocisterne i brodove, tzv. „bunkering stanice

u luci Rijeka“ koja bi trebala biti istovremeno i ishodišna točka za opskrbu tj. distribuciju svih

ostalih punionica UPP-a u Republici Hrvatskoj, odnosno gravitirajućim zemljama. Premda bez

ikakvih poticaja države, privatna inicijativa prepoznala je perspektivu i dugoročnu održivost UPP-

a kao goriva budućnosti u cestovnom prometu. Na taj način, ostvaren je važan korak prema

uspostavi infrastrukture za alternativna goriva u Republici Hrvatskoj čime je naša zemlja upisana

na europsku kartu mreže punionica UPP-a u okviru projekta Blue Corridor i kao dio europske

infrastrukture transporta TEN-T. Punionice će zasigurno imati gospodarsku i ekološku važnost jer

će stvoriti uvjete i potaknuti početak uporabe UPP-a u teškome teretnom prometu, doprinijeti


111

dekarbonizaciji te učinkovitosti prometnog sektora. To je i direktni signal automobilskoj industriji

tj. proizvođačima teških kamiona u pronalaženju poslovnog interesa na ovim prostorima.

Podsjetimo u Republici Hrvatskoj donesen je Zakon o uspostavi infrastrukture za alternativna

goriva (NN 120/16), kojim se utvrđuju minimalni zahtjevi za izgradnju infrastrukture za

alternativna goriva, zahtjevi za informiranje korisnika, kao i način ispunjenja obveza izvješćivanja

o provedbi mjera uspostavljanja infrastrukture za alternativna goriva. Također, Odlukom Vlade

Republike Hrvatske od 6. travnja 2017. godine donesen je Nacionalni okvir politike za uspostavu

infrastrukture i razvoj tržišta alternativnim gorivima u prometu (NN 34/17), kojim se propisuju

razne mjere potrebne za postizanje nacionalnih ciljeva u ovom području.

4. Zaključak

Obnovljivi izvori energije i energetska učinkovitost u fokusu su javnosti i politike u pogledu

energetske tranzicije. Međutim, potrebno je uključiti i širi pogled na postojeće stanje u energetici.

U tom kontekstu, neophodno je kvantificirati višegodišnja ostvarena, a naročito razvoj potrošnje

prirodnog plina i njegove uloge prema niskougljičnoj budućnosti, zbog visokog stupnja

izgrađenosti plinske infrastrukture i postojećih stručnih potencijala. Osim toga, obvezni smo

pridržavati se zajedničke klimatske politike i provesti smjernice za smanjenje emisija štetnih

polutanata te ostalih vrsta zagađenja u našoj zemlji. Uspješnu energetsku tranziciju, s implikacijom

povećanja konkurentnosti hrvatskog gospodarstva, moguće je postići polazeći od ispravnog i

uravnoteženog miksa svih energenata. Tu prirodni plin treba imati istaknuto mjesto. Međutim,

budući da se ne nameću izričite metode za postizanje smanjenja emisija trebalo bi uzeti u obzir da

imamo mogućnost izbora o tome kako ostvariti te ciljeve. Intenzivna dinamika uvođenja UPP-a u

cestovnom i ostalim vrstama prometa trebalo bi biti jedan od konkretnih odabranih smjerova koji

će uz smanjenje emisija stakleničkih plinova omogućiti unaprjeđenje i održivost razvoja domaćeg

gospodarstva.

Literatura

[1] N. J. Dauenhauer, Što je opasnije, disanje u Zagrebu ili pušenje?,

https://www.index.hr/vijesti/clanak/sto-je-opasnije-disanje-u-zagrebu-ili-pusenje/2148908.aspx,

datum pristupa dokumentu: 5.2.2020.

[2] UN environment programme, Air pollution: know your enemy, https://www.unenvironment.org/news-

and-stories/story/air-pollution-know-your-enemy, datum pristupa dokumentu: 5.2.2020.

[3] Gladstein, Neandross & Associates, GAME CHANGER - Technical white paper,

http://learn.gladstein.org/gamechanger, datum pristupa dokumentu: 5.2.2020.

[4] BMJ - British Medical Journal, Air pollution may be linked to heightened dementia risk,

https://www.bmj.com/company/newsroom/air-pollution-may-be-linked-to-heightened-dementia-risk/,

datum pristupa dokumentu: 5.2.2020.

[5] S. Anenberg, J. Miller, D. Henze, R. Minjares, A global snapshot of the air pollution-related health

impacts of transportation sector emissions in 2010 and 2015, ICCT – International Council on Clean

Transportation, 2019,

https://theicct.org/sites/default/files/publications/Global_health_impacts_transport_emissions_2010-

2015_20190226.pdf, datum pristupa dokumentu: 5.2.2020.

[6] J. Speirs, P. Balcombe, J. Cooper, P. Blomerus, N. Brandon, A. Hawkes, White paper - Can natural gas

reduce emissions from transport? Heavy goods and shipping, Imperial College London, Sustainable

https://www.index.hr/vijesti/clanak/sto-je-opasnije-disanje-u-zagrebu-ili-pusenje/2148908.aspx

https://www.unenvironment.org/news-and-stories/story/air-pollution-know-your-enemy

https://www.unenvironment.org/news-and-stories/story/air-pollution-know-your-enemy

http://learn.gladstein.org/gamechanger

https://www.bmj.com/company/newsroom/air-pollution-may-be-linked-to-heightened-dementia-risk/

https://theicct.org/sites/default/files/publications/Global_health_impacts_transport_emissions_2010-2015_20190226.pdf

https://theicct.org/sites/default/files/publications/Global_health_impacts_transport_emissions_2010-2015_20190226.pdf


112

Gas Institute, January 2019, https://www.sustainablegasinstitute.org/wp-

content/uploads/2019/02/SGI-can-natural-gas-reduce-emissions-from-transport-WP4.pdf, datum

pristupa dokumentu: 5.2.2020.

[7] IVECO, Natural Power - The natural way to sustainable transport, 13th Edition of the International

Rally of Vehicles Powered by Natural Gas, Zagreb, August 2019

[8] IVECO’s LNG truck strategy backed by the European Commission’s proposal to reduce CO2 emissions

for heavy duty vehicles, promoting the use of LNG as alternative fuel to diesel,

https://www.iveco.com/en-us/press-room/release/Pages/IVECO-LNG-truck-strategy-backed-by-the-

European-Commission-proposal-to-reduce-CO2-emissions-for-heavy-duty-vehicles.aspx, datum


[9] NGVA Europe, Vehicle catalogue 2019, https://www.ngva.eu/wp-

content/uploads/2019/09/NGVAEurope_VehicleCatalogue_Sep2019.pdf , datum pristupa dokumentu:

5.2.2020.

[10] IEA, World Energy Outlook 2019, Flagship report – November 2019, Gas,

https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019/gas#abstract, datum pristupa dokumentu:

7.2.2020.

[11] IEA, World Energy Model - Scenario analysis of future energy trends, Stated Policies Scenario,

https://www.iea.org/reports/world-energy-model/stated-policies-scenario, datum pristupa dokumentu:

7.2.2020.

[12] IEA, World Energy Model - Scenario analysis of future energy trends, Sustainable Development

Scenario, https://www.iea.org/reports/world-energy-model/sustainable-development-scenario, datum


[13] AGA – American Gas Association, Enovation Partners, Greenhouse Gas Emission Reduction

Pathways - Phase 1: Gas Technology Pathway Identification, May 2018,

https://www.aga.org/globalassets/research--insights/reports/ghg-reduction-pathways_phase-1-

report.pdf, datum pristupa dokumentu: 7.2.2020.

[14] IEA, Special Focus on Gas Infrastructure, Part of World Energy Outlook 2019, Article — 26

November 2019, https://www.iea.org/articles/special-focus-on-gas-infrastructure, datum pristupa

dokumentu: 7.2.2020.

[15] Mission letter Ursula von der Leyen President-elect of the European Commission to Kadri Simson -

Commissioner-designate for Energy, https://ec.europa.eu/commission/sites/beta-

political/files/mission-letter-kadri-simson_en.pdf, datum pristupa dokumentu: 7.2.2020.

[16] NGVA Europe marks the 200th European LNG fuelling station with a revamp of its stations map, 14

May 2019, https://www.ngva.eu/medias/ngva-europe-marks-the-200th-european-lng-fuelling-station-

with-a-revamp-of-its-stations-map/, datum pristupa dokumentu: 7.2.2020.

[17] J.P. Hampstead, Natural gas-powered trucks are well ahead of electrification, May 2018,

https://www.freightwaves.com/news/green-trucking/lng-cng-trucks-ahead-of-electric, datum pristupa


[18] https://www.ngva.eu/, datum pristupa dokumentu: 8.2.2020.

[19] thinkstep, Greenhouse Gas Intensity of Natural Gas – Final Report, May 2017,

https://www.thinkstep.com/content/report-greenhouse-gas-intensity-study-natural-gas, datum pristupa


[20] Directive 2014/94/EU of the European Parliament and the Council of 22 October 2014 on the

deployment of alternative fuels infrastructure, https://eur-lex.europa.eu/legal-

content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0094&from=EN, datum pristupa dokumentu: 10.2.2020.

https://www.sustainablegasinstitute.org/wp-content/uploads/2019/02/SGI-can-natural-gas-reduce-emissions-from-transport-WP4.pdf

https://www.sustainablegasinstitute.org/wp-content/uploads/2019/02/SGI-can-natural-gas-reduce-emissions-from-transport-WP4.pdf

https://www.iveco.com/en-us/press-room/release/Pages/IVECO-LNG-truck-strategy-backed-by-the-European-Commission-proposal-to-reduce-CO2-emissions-for-heavy-duty-vehicles.aspx

https://www.iveco.com/en-us/press-room/release/Pages/IVECO-LNG-truck-strategy-backed-by-the-European-Commission-proposal-to-reduce-CO2-emissions-for-heavy-duty-vehicles.aspx

https://www.ngva.eu/wp-content/uploads/2019/09/NGVAEurope_VehicleCatalogue_Sep2019.pdf

https://www.ngva.eu/wp-content/uploads/2019/09/NGVAEurope_VehicleCatalogue_Sep2019.pdf

https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019/gas#abstract

https://www.iea.org/reports/world-energy-model/stated-policies-scenario

https://www.iea.org/reports/world-energy-model/sustainable-development-scenario

https://www.aga.org/globalassets/research--insights/reports/ghg-reduction-pathways_phase-1-report.pdf

https://www.aga.org/globalassets/research--insights/reports/ghg-reduction-pathways_phase-1-report.pdf

https://www.iea.org/articles/special-focus-on-gas-infrastructure

https://ec.europa.eu/commission/sites/beta-political/files/mission-letter-kadri-simson_en.pdf

https://ec.europa.eu/commission/sites/beta-political/files/mission-letter-kadri-simson_en.pdf

https://www.ngva.eu/medias/ngva-europe-marks-the-200th-european-lng-fuelling-station-with-a-revamp-of-its-stations-map/

https://www.ngva.eu/medias/ngva-europe-marks-the-200th-european-lng-fuelling-station-with-a-revamp-of-its-stations-map/

https://www.freightwaves.com/news/green-trucking/lng-cng-trucks-ahead-of-electric

https://www.ngva.eu/

https://www.thinkstep.com/content/report-greenhouse-gas-intensity-study-natural-gas

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0094&from=EN

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0094&from=EN


113

Environmental aspects of the application of natural gas as a fuel

for marine engines

Vladimir Pelić1

Radoslav Radonja2

Davor Lenac3

1,2,3 Sveučilište u Rijeci, Pomorski fakultet, Studentska 2, 51000 Rijeka

Sažetak

Primjenom prirodnog plina kao goriva za brodske motore postiže se smanjenje emisije ugljikova

dioksida, dušikovih oksida i sumpornih oksida, ali dolazi do povećanja emisije ne izgorenih ugljikovodika.

Analize sastava ispušnih plinova brodskih motora koji koriste prirodni plin pokazuju da glavninu ne

izgorenih ugljikovodika čini metan. Emisija metana odnosno njegovo istjecanje u okoliš (engl., "methane

slip"), predstavlja značajan nedostatak u primjeni prirodnog plina. Iako prirodni procesi u okolišu imaju

znatan utjecaj na koncentraciju metana u atmosferi antropološki doprinos nije zanemariv. Štetno djelovanje

metana u atmosferi najčešće se promatra kroz njegov udio u učinku stakleničkih plinova i obično se

uspoređuje s djelovanjem ugljikova dioksida. Pri tomu treba uočiti da je njegovo vrijeme raspada u atmosferi

kraće od ugljikovog dioksida, no sudjelovanje u učinku stakleničkih plinova mu je znatno veće. Učinkoviti

nadzor i optimizacija procesa izgaranja u svrhu smanjenja emisija metana jedan je od preduvjeta za širu

primjenu prirodnog plina u pomorstvu. U radu se analiziraju ekološki aspekti metana u atmosferi, uzroci

njegovih emisija u radu brodskih motora (kod korištenja plina kao goriva, opskrbe i njegovog skladištenja

u tankovima), te mjere za smanjenje negativnog utjecaja na okoliš.

Ključne riječi: prirodni plin, brodski motori, istjecanje metana, učinak stakleničkih plinova

Abstract

The use of natural gas as a fuel for marine engines results in the reduction of carbon dioxide, nitrogen

oxides and sulfur oxides, but increases the emission of unburned hydrocarbons. Analyzes of the exhaust gas

composition of marine engines using natural gas show that most of the unburned hydrocarbons is methane.

The emission of methane and its leakage into the environment (so called "Methane slip"), is a considerable

disadvantage in the application of natural gas. Although natural environmental processes have a significant

effect on the concentration of methane in the atmosphere, the anthropological contribution is not negligible.

The harmful effect of methane in the atmosphere is most often observed through its share of the greenhouse

gases effect and is usually compared to the effect of carbon dioxide. It should be noted that its decay time

in the atmosphere is shorter than that of carbon dioxide, but its participation in the greenhouse gases effect

is much higher. Effective monitoring and optimization of the combustion process to reduce methane

emissions is one of the prerequisites for the wider use of natural gas in maritime transport. The paper

analyzes the environmental aspects of methane in the atmosphere, the causes of its emissions from the

operation of marine engines (when using gas as a fuel, its supply and its storage in tanks), and measures to

reduce the negative impact on the environment.

Keywords: natural gas, marine engines, methane slip, greenhouse gases effect

1. Introduction

The need to preserve the sea and the marine environment from the effects of ever-increasing

maritime transport is one of the significant factors in choosing a ship's power plant and type of fuel.


114

In doing so, account must be taken of both energy efficiency requirements and those relating to the

environmental friendliness of the propulsion systems and fuels used. In addition, it is necessary to

meet all requirements in terms of safety, reliability, durability and economy of maintenance of

marine energy systems. Environmental requirements are set within MARPOL 73/78, Annex VI

(International Convention for the Prevention of Pollution from Ships).

Maritime transport is the most efficient mode of transport in terms of cost per tonne of freight

and mileage, and enables intercontinental transport at relatively low cost. The fact that maritime

transport is of paramount importance for world trade is also indicated by United Nations

Conference on Trade and Development (UNCTAD) where stated that 11 billion tons of cargo were

carried by sea in 2018. Global growth of 2.7% was recorded, and growth forecasts for the period

2019 to 2024 were up from an average of 3.5%, primarily related to the transport of containers,

bulk and gas. [1]

In order to meet increasingly restrictive requirements for maritime transport with regard to the

emission of pollutants into the environment, particular attention is paid to marine energy facilities.

For propulsion of cargo ships, a diesel engine is generally used. The advantage of slow-speed diesel

engines is greater efficiency, while medium-speed engines require about twice the volume and

height of the engine room for nearly the same power, and have almost twice the mass. Marine

diesel engines use "heavy" and "light" liquid fuels such as heavy fuel oil (HFO), marine diesel oil

(MDO) or marine gas oil (MGO), and gaseous fuels such as natural gas (NG).

Marine energy plants represent a significant source of emissions of pollutants (sulfur oxides,

nitrogen oxides and particulate matter) into the environment with adverse health and environmental

impacts. Sulfur oxide emissions can be efficiently reduced by reducing sulfur content in the fuel

and nitrogen oxide emissions through primary measures that reduce cylinder temperature and

secondary measures that require after treatment of exhaust gases. Reducing greenhouse gas

emissions, primarily carbon dioxide (CO2), is achieved by increasing engine efficiency, as well as

by using fuels whose chemical composition is so that have a smaller number of carbon atoms in

example methane (CH4). Natural gas is a mixture of methane-dominated gases, and using it gas as

a fuel for marine engines results in the reduction of carbon dioxide, nitrogen oxides and sulfur

oxides, but increases the emissions of unburned hydrocarbons.

For the time being, gas fuel for diesel engines is mainly used in LNG ships (liquid natural gas

– LNG). The reason for this is the increase in energy efficiency and environmental friendliness of

such ships, since the transport of liquefied natural gas due to heating results in the evaporation of

part of the cargo (so called boil-off gas) that would otherwise be released into the atmosphere.

While in LNG ships the problem of gas storage has been resolved, in other ships only the storage

of gas used as fuel is a technical and technological challenge that limits its practical application.

Measurements and analyses of exhaust gas composition of diesel engines using natural gas

show that the majority of unburned hydrocarbons are methane. Methane leakage into the

environment or "methane slip", is a drawback in the use of natural gas. Natural processes are known

to have a significant effect on the concentration of methane in the atmosphere, but the

anthropological contribution is not negligible. The negative impact of methane emissions on the

environment is most often observed through its effect on the greenhouse effect, and compared to

the effects of carbon dioxide. Although the decomposition time of methane in the atmosphere is


115

shorter than the time required to decompose carbon dioxide, its contribution to the greenhouse

effect is much higher.

The International Maritime Organization (MARPOL 73/78 convention, Annex VI) also seeks

measures such as enforcement of Energy Efficiency Design Index (EEDI) and Ship energy

Efficiency Management Plan (SEEMP) [2] . Increasing energy efficiency aims to reduce emissions

CO2 by 10 % over each five-year period, or a total of 30 % over the average efficiency of ships

built in the period from 2000 to 2010. It is to be noted also that states participating to the Kyoto

protocol [3] have committed themselves to reducing emissions CO2 for 20 %, and to increase

energy efficiency by 20 % and the share of renewable energy by 20 %.

Optimization and monitoring of the combustion process with the aim of reducing methane

emissions is one of the preconditions for the wider use of natural gas in maritime transport. In

addition, appropriate technical and technological measures to reduce and control methane

emissions during the supply and storage need to be adopted. The aim of this paper is to examine

the environmental impact of natural gas used as ships' fuel, the causes of emissions and the

measures that can reduce methane emissions.

2. Properties of methane and natural gas

Of particular importance for the environmental impact assessment is the fact that natural gas is

a mixture of gases in which the methane content is more than 70% (depending of its origin), while

the proportions of other gases such as ethane, propane, butane, pentane are much smaller. Natural

gas contains smaller amounts of other chemical compounds and elements as shown in Table 1.

Table 1. Content of chemical compounds and elements in natural gas

(Jenović, Z., Naftni i petrokemijski procesi i proizvodi - 2. izd., Hrvatsko društvo za goriva i maziva,

Zagreb, 2011., ISBN 978-953-97942-2-2 (str.190) )

HYDROCARBONS CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12

>70 % < 15 % < 9 % < 4 % < 2 %

Admixtures (noble gases) He Ar Ne Kr Xe

< 0,1 % < 0,1 % < 0,1 % < 0,1 % < 0,1 %

Admixtures (others) Natural gas also contains CO2, H2S, COS, H2O, N2, Hg, solids etc.

Due to the high content of methane in the mixture, the properties of natural gas and its

environmental impact are comparable to the effect of pure methane. Some properties of methane

significant for its use as a fuel are given in Table 2.

Methane is a colorless and odorless gas and is not water-soluble. Although methane is not toxic

[6], its presence especially in confined spaces causes a decrease in oxygen concentration. When

gaseous methane is mixed with air in an appropriate ratio, the resulting mixture is easily flammable

and explosive. Liquefied natural gas is stifling, odorless, and does not cause corrosion.


116

Table 2. Properties of methane (CH4) [5]

Flash point * 645 °C

Boiling point (tBP) -161,5 °C

Fluid density at tBP 421 kg/m3

Gas density 0,7175 kg/m3

Critical temperature -82,5 °C

Critical pressure 46,2 bar

Lower calorific value 802,348 MJ/kmol

Lower explosive limit (in the air at 20 °C and 1013 mbar) 4,2 vol.%

Upper explosion limit (in the air at 20 °C and 1013 mbar) 17,4 vol.%

* Note: The value might be found different in different sources in example [7], [8].

Natural gas is transported in a liquid state cooled to -162 °C. Changing the state from gaseous

to liquid causes the volume to change in the ratio of 600 to 1. Before using LNG, it is necessary to

transform it from a liquid state to gaseous. The processes that change the states require additional

energy, and in order to increase energy efficiency, it is necessary to ensure that some "cryogenic"

energy is used at the point of consumption of natural gas. In the liquefied state, methane or LNG

is not flammable and explosive. The density (specific mass) of methane in the initial phase of

evaporation is higher than the density of air. By further heating this ratio changes as the density of

methane decreases. The leakage of liquid methane into the environment causes the condensation

of water vapor in the air. A locally occurring water mist, mixed with methane, forms a mixture of

density greater than air, and is retained at ground level. The resulting mixture expands into the

surrounding area by air current, thus increasing the danger zone given the possibility of ignition

and explosion. After evaporation, the density of the LNG is less than the density of the air, so the

risk of creating a flammable mixture outdoors is much less.

3. Environmental impact of methane and natural gas

The temperature of the earth's surface is influenced with directing solar radiation, as well as by

thermal radiation reflected from the atmospheric layers back to the earth. This effect is known as

the greenhouse effect that contributes to global warming and climate change. Without naturally

occured greenhouse effect the average temperature on the earth’s surface would be so low that life

would not be possible. On the other hand, the irrational use of energy resources, especially fossil

fuels, contributes to global warming. Therefore, it is imperative that human impact on greenhouse

gas emissions is minimized by rational use of existing energy sources, increasing the share of

"renewable" sources, and reducing greenhouse gas emissions. To achieve this goal, it is necessary

to introduce and develop technologies that are neutral in terms of their impact on climate change.

Of all known greenhouse gases, only halogenated hydrocarbons are generated solely by the action

of man, while all others are produced by natural processes.


117

This paper considers the environmental impact of natural gas with respect to the greenhouse

effect. Methane contributes as the most represented greenhouse gas in the gas mixture of which

natural gas is composed. Gases that contribute to the greenhouse effect (greenhouse gases) have

the ability to absorb heat radiation and make it difficult to transfer heat by radiation from the Earth's

atmosphere to the surrounding space. The reduced possibility of heat transfer by radiation leads to

an increase in temperature. It is considered that the increased concentration of greenhouse gases

contributes to global warming. The most important greenhouse gases are: water vapor (H2O),

carbon dioxide (CO2), methane (CH4), halogenated hydrocarbons, nitrous oxide (N2O) and ozone

(O3). The change in the concentration of the most significant greenhouse gases over the past 2000

years were shown in Figure 1.

The environmental impact (global warming) depends on the properties of the gas, concentration

and residence time in the atmosphere. Water vapor is the greenhouse gas with the highest

concentration and effect of all greenhouse gases in the atmosphere. The greenhouse effect of

methane is up to 72 times higher than carbon dioxide [7], but its contribution to global warming is

approximately four times smaller [8]. Table 3 shows the estimated contribution of gases to the

greenhouse effect.

Figure 1. Change in concentration of CO2, CH4 i N2O [7]


118

Table 3. Estimated contribution to greenhouse effect [8]

In order to evaluate the impact of the unit mass of an individual gas on global warming in

relation to the effect of the same amount of carbon dioxide, the term global warming potential was

introduced (GWP - global warming potential). Table 4 provides information on the lifetime and

global warming potential of CO2, CH4, N2O, and the freons R-12 and R-22. The use and production

of freons, halons and other halogenated hydrocarbons is no longer permitted thanks to the Montreal

Protocol in all countries that have accepted the agreement.

Table 4. Atmospheric lifetime and global warming potential [7]

The estimated life time of methane is two to three times less than that of carbon dioxide. This

makes the use of methane a substitute for other fossil fuels (wood, coal, petroleum products)

justified and environmentally friendly, although the global warming potential of methane is much

higher than that of carbon dioxide. Unwanted leakage of methane into the atmosphere occurs

during the field exploitation, preparation for the transport (purification, liquefaction), during the

transportation, storage, as well as within engines. Appropriate technical, technological and safety

measures can completely eliminate the occurrence of methane leakage during the transport, supply

and storage. Due to the incompleteness of the combustion process and the design features of the

combustion space, methane emissions from the internal combustion engine (ICE) are unavoidable.

The use of natural gas instead of diesel fuels contributes to the reduction of carbon dioxide,

nitrogen oxides and particulate matter, while the emission of unburned hydrocarbons (mainly

methane) increases. In favor of using natural gas as an alternative fuel for maritime transport, there

is certainly a reduction in maintenance costs, extending engine life, reducing vibration and noise

emissions. It is not disputed that the use of natural gas has great potential in reducing the negative

Gas Contribution (clear sky)

Water steam 60 %

Carbon dioxide 26 %

Methane 6 %

Ozone 8 %

Gas Chemical

formula

Lifetime

[year]

Global warming potential over

time [year]

20 100 500

Carbon dioxide CO2 50-200 1 1 1

Methane CH4 12 72 25 7.6

Nitrous oxide N2O 114 289 298 153

CFC-12 (R-12) CCl2F2 100 11000 10900 5200

HCFC-22 (R-22) CHClF2 12 5160 1810 549

https://hr.wikipedia.org/wiki/Vodena_para

https://hr.wikipedia.org/wiki/Ozon

https://hr.wikipedia.org/wiki/Freon

https://hr.wikipedia.org/wiki/Freon


119

impact of maritime transport on the environment, climate change and health. The use of natural gas

as a fuel almost completely eliminates the emissions of sulfur oxides, solid particles and heavy

metals, and significantly reduces the emissions of nitrogen oxides and super fine particles. When

using natural gas as a fuel, NOX emission reductions can be achieved to the extent necessary to

meet the requirements of IMO Tier III regulation, without the need to apply relatively expensive

and complex exhaust after treatment technologies. In addition, savings can be made compared to

the cost of using diesel with a sulfur content of less than 0.1 % [9]. A significant increase in the

number of ships using gas fuel, from 2000 to 2016, is shown in Figure 2.

Figure 2. Number of gas fueled ships in operation

(approximate number based on publicly available data, [10])

However, despite all the known advantages of using natural gas in maritime transport, heavy

fuel oil still prevails. Although LNG has been recognized as a viable alternative fuel in scientific

and professional circles, its use is mainly limited to LNG vessels. The reasons for this are technical,

technological and economic in nature, caused by problems associated with the storage of LNG on

board, the more complex performance of diesel engines that use natural gas as fuel, and higher

investment costs. The relatively high GWP of methane is a serious drawback, and may nullify the

positive effects of using LNG on reducing greenhouse gas emissions. These claims are supported

by the fact that natural gas is mainly extracted from deposits such as oil and coal and, unless it is

produced by bio degradation of organic waste - synthetic methane, is not classified as renewable

energy. Synthetically produced methane from stored CO2 is applicable for the “storage of

electricity” obtained from renewable sources.

If we compare the amount of CO2 produced by combustion of energy equivalent diesel and

methane, a theoretical emission reduction of approximately 28 % is obtained, however, in practical

application this is about 8 % [11]. Accordingly, its implementation does not achieve the reduction

in CO2 emissions by 2050 required by the Paris Agreement [12].

When using natural gas as fuel for marine engines, all necessary measures must be taken to

ensure that the methane emissions and its environmental impact do not reduce the positive effects


120

of using natural gas as fuel. The following will highlight the causes of methane emissions when

operating medium and slow speed marine engines. In doing so, attention will be paid to the

emission of methane entering the atmosphere through the engine exhaust system.

4. Engine technologies on ships using NG as fuel

Within all the technological processes and processes required to transform the chemical energy

of natural gas into thermal and mechanical energy, gas can be released into the atmosphere. The

release of methane from the engine into the environment is called "methane slip" and is one of the

major drawbacks in the application of natural gas. In the operation of a diesel engine that uses

natural gas as a fuel, there is always some leakage of methane into the atmosphere, even with a

properly maintained engine. Methane that has failed to burn in the cylinder of the engine is present

in the exhaust gases, and together with them it enters the environment through the engine's exhaust

system.

Considering the principle of operation and the applied technical solutions marine engines that

use natural gas as fuel are divided into:

• Medium speed (4 stroke) engines with ignition of "poor" mixture with electric spark (LBSI

- Lean Burn Spark Ignition),

• Medium speed (4 stroke) engines that use two types of fuel (MS-LPDF - Medium Speed

Low Pressure Dual Fuel),

• Slow speed (2 stroke) engines that use two types of fuel (LS-LPDF - Low Speed Low

Pressure Dual Fuel), and

• Slow speed (2-stroke) engines that use two types of fuel with high pressure injection of

fuel (LS-HPDF - Low Speed High Pressure Dual Fuel).

The ignition of the mixture in LBSI engines using natural gas as fuel is achieved by an electric

spark, and the process proceeds according to the Otto cycle. Since the poor mixture cannot be

ignited by an electric spark, the engines have a chamber in front of which a favorable air / fuel ratio

is achieved. These engines are mainly designed to power smaller vessels of various uses. The

overall usefulness of these engines is about 42 % [13], with power from 500 kW to 8 MW [10].

These engines may only use gas fuel.

The other three technologies use compression ignition by injecting a small ("pilot") amount of

liquid fuel, which can use liquid and gaseous fuels. For MS-LPDF engines as well as for LBSI

engines, the mixture is produced by gas injection at the start of the intake stroke, so in order to

prevent the uncontrolled (early) ignition of the fuel mixture in both cases, the compression ratio of

diesel engines of the same power is required. The lower compression ratio also results in a slightly

lower overall usefulness of about 44 % in these engines [13]. The advantage of these engines is

that they can use liquid and gaseous fuel, so the drive can be adapted to current needs and

conditions. When running on gas, a combustible mixture of fuel and air ignites by injecting an

initial ("pilot") amount of liquid fuel. These engines are used to drive diesel generators and for

propulsion power from 1 to 18 MW [10].

For LS-LPDF slow speed engine with cross-head, the same technology is used as for 4 stroke

diesel engines. With these engines, gas is injected into the cylinder at the start of the compression


121

stroke, so a low injection pressure (10-12 bar) is sufficient. The overall efficiency of two-stroke

gas-fueled engines and, if necessary, running on liquid fuel is up to 51 % [14]. LS-LPDF engines

are made for power from 5 to 63 MW [10].

High-pressure injection technology (~ 350 bar) has been developed for LS-HPDF engines. In

these engines, natural gas is injected into the high pressure cylinder at the end of the compression

stroke. The resulting combustible mixture of natural gas and air is ignited by the injection of a

small amount ("pilot") of liquid fuel. The overall performance of these engines is comparable to

other slow speed two-stroke diesel engines and is about 50% for engines ranging from 8.6 to 40.6

MW (MAN B&W ME-GI Dual Fuel low speed engine, https://pdf.nauticexpo.com/pdf/man-

diesel-se/man-b-w-me-gi-dual-fuel-low-speed-engine/21500-100449.html, (18.02.2020.)).

The representation of certain technologies applied to marine engines on ships using natural gas

is shown in Figure 3. Dependence of methane emissions for different engine load of 4 stroke

engines and two-stroke engines using low pressure fuel injection is shown in Figure 4. Comparison

of the dependence of the emissions of harmful substances on the applied technology of engines

using gas with a two-stroke engine using HFO is shown in Figure 5. MDO (0.5 % sulfur) was used

as pilot fuel for LP-DF engines, and for HP-DF HFO engine (3.5 % sulfur).

Figure 3. Representation of individual engine technologies in ships using gas fuel [10]

Figure 4. Methane emission during gas engine operation [16]


122

Figure 5. Comparison of the emission of pollutants for different engine technologies [16]

5. Causes of methane emissions from marine engines

Generally, methane emissions from natural gas engines occur when methane, which is not

burned during the combustion of the fuel mixture in the cylinder, enters the atmosphere

(atmosphere) with the exhaust gases.

For the four stroke engines using LBSI and LPDF technology, one of the two main causes of

methane emissions is incomplete combustion due to extinguishing of flame in contact with cooler

parts or media in the combustion space. This occurs mainly when the engine is running in low load

and the medium immediately adjacent to the cylinder liner walls cools below the ignition

temperature. This phenomenon is also compounded by the relatively high stability of methane,

whose ignition temperature is around 600 °C, which depends on the pressure and air-fuel ratio.

Another major cause of methane emissions is "cervices" (dead volume) of combustion space

(Figure 6):

• between the piston, the cylinder liner and the first compression ring,

• the space immediately adjacent to the gasket between the cylinder and the liner, and

• behind the carbon scraper (anti-polishing) ring where carbon gas is retained.

Some gas trapped in these places does not burn due to unfavorable conditions (rich mixture,

too low temperature). Applying lean mixture combustion technology, it is possible to reduce NOX

emissions without the additional measures required by IMO, Tier III. However, caution and


123

optimization of all influencing parameters is required since a decrease in the combustion

temperature increases the likelihood of incomplete combustion. The four-stroke engine produces

methane emissions due to the valve overlap while flushing the cylinder from the residual exhaust

gas from the previous process.

Figure 6. Cervices ("dead" volume) where gas trapped (Source: Authors)

The cause of the emission of methane to the environment by two-stroke slow speed engines,

which uses LS-LPDF technology that involves the injection of low-pressure gas, is the injection of

gas into the cylinder before the exhaust valve is completely closed. This deficiency can be remedied

by injecting gas into the engine cylinder at a time that prevents the loss of natural gas through the

exhaust valve. The position of the injectors and the injection angle need to be optimized.

6. Measures to reduce methane emissions

As with NOX emission reductions and CH4 emission reductions, different measures are applied,

these technologies are divided into primary and secondary. The primary measures relate to the

design of individual engine components and to the control and control of the combustion process

in the engine cylinder. Secondary measures relate to exhaust gases after treatment.

The primary measures are:

• construction improvements to the shape of the combustion space,

• advanced management of the combustion process,

• combustion process control,

• improvements to the gas injection and dosing systems,

• reduction of valve overlap,

• Variable valve timing (VVT).

Technology of the LS-HPDF engine, due to the fact that the gas is injected into the cylinder at

high pressure at the end of the compression stroke, has a great contribute to reducing methane

emissions. However, high-pressure gas injection technology increases the complexity and cost of

the fuel injection system and causes slightly higher NOX emissions than LBSI and LPDF engines,


124

while methane emissions are negligible (MAN B&W ME-GI Dual Fuel low speed engine,

https://pdf.nauticexpo.com/pdf/man-diesel-se/man-b-w-me-gi-dual-fuel-low-speed-

engine/21500-100449.html, (18.02.2020.)).

For the time being, the application of secondary measures, such as the removal of methane

from the exhaust by catalytic processes has been largely confined to experimental gas-fired engine

plants. As the metal molecule is chemically very stable, expensive precious metals must be used in

catalyst design to allow the conversion of methane into harmless compounds. A major problem

with catalytic oxidation of methane is maintaining the required conversion rate.

7. Conclusion

The use of natural gas instead of liquid fuels for marine engines enables a significant reduction

in emissions of harmful substances, such as SOX, NOX and particulate matter. Natural gas

combustion also reduces carbon dioxide emissions compared to combustion of an energy

equivalent amount of liquid fuel. The use of natural gas has a positive effect on engine durability

and also reduces maintenance costs.

However, the methane emissions that occur when marine engines use natural gas are a

disadvantage that reduces the positive effects. Appropriate measure should be applied to minimize

methane emissions from engines using natural gas. In the case of marine engines, an effort is made

to achieve complete combustion of gas in the cylinder by applying measures relating to optimized

combustion chamber geometry, fuel injection and gas metering technology, control of combustion

process, operation control and reduction of valve overlap. These measures and technologies allow

for significant reductions in methane emissions from marine engines. The best results are achieved

with the use of high-pressure gas injection technology, which is applied to slow speed engines that

produce zero methane emissions (Wärtsilä and MAN). However, the technology used with the LS-

HPDF engine is not perfect because its application leads to higher costs and the emission of

nitrogen oxides is slightly higher than that of low-pressure gas injection technologies. Methane

reduction methods based on exhaust gas after treatment using a catalytic converter are still under

development and are not applicable to marine engines.

Although the use of natural gas as a fuel for marine diesel engines does not completely

eliminate the emission of harmful substances into the environment, it certainly represents an

opportunity to reduce emissions. Considering the advantages and disadvantages, it follows that

natural gas is a good choice in the period of adapting maritime transport to the requirements of

environmental standards. Provided that existing ones are applied and upgraded, new technologies

are developed that will minimize engines "fugitive emissions" of natural gas into environment.

References

[1] Review of maritime transport 2018, UNCTAD, United Nations, 2019.

[2] http://www.imo.org/en/OurWork/Environment/PollutionPrevention/AirPollution/Pages/Technical-

and-Operational-Measures.aspx, (11.02.2020.).

[3] https://unfccc.int/process-and-meetings/the-convention/what-is-the-united-nations-framework-

convention-on-climate-change (05.03.2020).


125

[4] Jenović, Z., Naftni i petrokemijski procesi i proizvodi - 2. izd., Hrvatsko društvo za goriva i maziva,

Zagreb, 2011., ISBN 978-953-97942-2-2 (str.190).

[5] Strelec, V. i suradnici: Plinarski priručnik, 5. izdanje, Energetika marketing, Zagreb, 1995.

[6] McGuire and White: Liquefied Gas Handling Principles on Ships and in Terminals, Third Edition,

Witherby & Co Ltd, London, 2000.

[7] Forster, P., Ramaswamy, V., et al.: Changes in Atmospheric Constituents and in Radiative Forcing,

Chapter 2, https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/ar4-wg1-chapter2-1.pdf (25.02.2019.).

[8] Kiehl, J. T. and Trenberth, K. E.: Earth’s Annual Global MeanEnergy Budget, Bulletin of the American

Meteorological Society, Vol. 78, No. 2, February 1997.

[9] Clean cities alternative fuel price report, Otober 2019, U.S. Department of Energy, 2018.,

https://afdc.energy.gov/files/u/publication/alternative_fuel_price_report_oct_2019.pdf, (14.02.2019.).

[10] Stenersen, D., Thonstad O.: GHG and NOx emissions from gas fuelled engines, SINTEF Ocean AS

Maritim, 2017.

[11] LNG as Marine Fuel, https://en.nabu.de/issues/traffic/20873.html (05.03.2020.).

[12] https://unfccc.int/process/conferences/pastconferences/paris-climate-change-conference-november-

2015/paris-agreement (05.03.2020.).

[13] Stenersen, D., Thonstad, O.: GHG and NOx emissions from gas fuelled engines, SINTEF, Ocean AS

(OC2017 F-108 - Unrestricted), 2017.

[14] Low-speed Engines 2018, https://www.wingd.com/en/documents/general/brochures/wingd-low-

speed-engines-2018.pdf/.

[15] MAN B&W ME-GI Dual Fuel low speed engine, https://pdf.nauticexpo.com/pdf/man-diesel-se/man-

b-w-me-gi-dual-fuel-low-speed-engine/21500-100449.html, (18.02.2020.).

[16] X-DF Engines, Low-pressure X-DF Engines FAQ, WIN GD, Winterthur Gas & Diesel Ltd, 2018.

https://www.wingd.com/en/documents/general/brochures/wingd-low-speed-engines-2018.pdf/

https://www.wingd.com/en/documents/general/brochures/wingd-low-speed-engines-2018.pdf/


126

Sigurnost izgrađenog plinskog distribucijskog sustava

Safety of the developed gas distribution system

Nikica Dujmović1

Danijel Slišković2

1,2Gradska plinara Zagreb, Zagreb, Hrvatska

Sažetak

Gradska plinara Zagreb, kao savjestan i odgovoran distributer, u cilju podizanja stupnja

pouzdanosti plinskog distribucijskog sustava priprema se za kreiranje, projektiranje i izgradnju

novog dispečerskog centra primjenjujući europska načela sigurnosti.

Tema sigurnosti plinskog distribucijskog sustava izuzetno je široka, te će ovom prezentacijom

biti ista obrađena kroz tri bitna čimbenika a to su:

- Sigurnost plinskog sustava vezana uz funkcionalnost svih elemenata izgrađenog plinskog

sustava

- Kibernetička sigurnost

- Informacijska sigurnost

Ključne riječi: sigurnost sustava, funkcionalnost, pouzdanost, nadzor i upravljanje, kibernetička sigurnost,

zaštita podataka, ranjivost, ključne točke informacijska sigurnost, klasificirani podaci,

mjere i standardi zaštite

Abstract

City Gasworks Zagreb, as a conscientious and responsible distributor, in order to raise the level

of reliability of the gas distribution system, is preparing to create, design and build a new dispatch

center using European safety principles.

The topic of security of the gas distribution system is extremely broad, and with this

presentation it will be addressed through three important factors, namely:

- Gas system security related to the functionality of all elements of the built gas system

- Cyber security

- Information securit

Keywords: system security, functionality, reliability, monitoring and management, cyber security, data

protection, vulnerabilities, key points, information security, classified data, security measures

and standards

1. Današnji pristup

1.1. Sigurnost plinskog sustava

Sigurnost plinskog sustava vezana uz funkcionalnost svih elemenata izgrađenog plinskog

sustava, možemo promatrati kroz slijedeće aktivnosti:

redovan rad


127

kvalitetu razvoja, izgradnje i održavanja

opremljenost za nadzor i sposobnost upravljanja

ekscesne situacije (tehnološke havarije, terorističke aktivnosti, elementarne nepogode i

prirodne katastrofe)

organiziranost sustava hitnih intervencija

Sustav za hitne intervencije na raspolaganju je kontinuirano (dežurne terenske ekipe i

dispečerski centar), a reagira na dojave krajnjih kupaca, korisnika sustava, građana ili žurnih službi

(policija, vatrogasci, centar 112) u slučajevima izvanrednih događanja na plinskom sustavu

(opasnost zbog izlaza plina, požara, eksplozija, elementarnih nepogoda i drugih smetnji na

plinskom sustavu) kako bi se spriječile (ili svele na najmanju moguću mjeru) neželjene posljedice.

Posebno se ističe važnost i organiziranost sustava hitnog interveniranja kad se radi o plinskom

sustavu veličine sustava Gradske plinare Zagreb (cca 3800 km plinovoda, cca 150 regulacijskih

stanica, 5 pravaca preuzimanja plina iz transportnog u distribucijski sustava) i spremnost za

upravljanje u svim situacijama (tehnološke havarije, terorističke aktivnosti, elementarne nepogode

i prirodne katastrofe).

Slika 1. Plinski distribucijski sustav Gradske plinare Zagreb


128

1.2. Kibernetička sigurnost

Budući da je Gradska plinara Zagreb identificirana kao operator ključne usluge u

distribuciji plina, temeljem EU NIS Direktive, koja je u hrvatsko zakonodavstvo implementirana

kroz Zakon o kibernetičkoj sigurnosti operatora ključnih usluga i davatelja digitalnih usluga NN

64/18 (distributeri, podsektora „Plin“ koji imaju više od 100 000 mjernih mjesta), ukazala se

potreba za nužnim usklađenjem pojedinih ciljanih procesa tvrtke sukladno odredbama

Uredbe o kibernetičkoj sigurnosti operatora ključnih usluga i davatelja digitalnih usluga (NN

68/18).

U Gradskoj plinari Zagreb, potrebu za usklađenjem pojedinih poslovnih procesa u svrhu

osiguravanja ključne usluge proizašle iz navedene Uredbe, prepoznali smo kao priliku za detaljan

i dubinski pregled kompletnog procesnog sustava kao i priliku za otklanjanje svih nedostataka

(novih i već prije uočenih).

Dubinskom analizom utvrđene i identificirane su sve ranjivosti procesnog (ključnog) i IT

sustava. Primjenom više metodologija izrađena je procjena rizika za svaku ranjivost sustava kojoj

je pridružena vjerojatnost nastanka te kvantitativno i kvalitativno izražena posljedica. Navedenim

aktivnostima stvorilo se polazište za daljnje aktivnosti u otklanjanju svih identificiranih ranjivosti

i dovođenje istih u prihvatljivo stanje, a s time i usklađenje s Uredbom.

Nastavno na navedeno, u suradnji s nacionalnim CERT-om, Zavodom za sigurnost

informacijskih sustava (ZSIS) i Ministarstvom zaštite okoliša i energetike aplicirano je prema

fondovima (za prijavu na CEF-ove natječaje), za provođenje projekata iz područja kibernetičke

sigurnosti.

Slika 2. Matrica procjene rizika


129

Dobiveni rezultati obavljenih analiza biti će podloga za modernizaciju procesnog sustava –

sustava nadzora i upravljanja plinskim distribucijskim sustavom (SCADA).

1.3. Informacijska sigurnost

Informacijska sigurnost je stanje povjerljivosti, cjelovitosti i raspoloživosti podatka, koja se

postiže primjenom propisanih mjera i standarda informacijske sigurnosti te organizacijskom

potporom za poslove planiranja, projektiranja, izgradnje i uporabe.

Informacijsku sigurnost promatramo kroz:

- popis osoba i sigurnosna provjera svih osoba koje imaju pristup klasificiranim podacima,

- fizička sigurnost je područje u okviru kojeg se utvrđuju mjere i standardi sigurnosti za

zaštitu objekta, prostora i uređaja u kojem se nalaze klasificirani podaci,

- sigurnost podataka je područje sigurnosti u kojem se utvrđuju mjere i standardi

informacijske sigurnosti koje se primjenjuju kao opće zaštitne mjere za prevenciju, otkrivanje i

otklanjanje štete od gubitka ili neovlaštenog otkrivanja klasificiranih ili neklasificiranih podataka.

- sigurnost informacijskog sustava je područje sigurnosti u okviru kojeg se utvrđuju mjere i

standardi zaštite podataka koji se obrađuju, pohranjuju ili prenose u informacijskom sustavu.

2. Budući izazovi

2.1. Ključna informacijska infrastruktura

Informacijska infrastruktura postaviti će se kao kombinacija računalnih i komunikacijskih

sustava koji će kao temeljna infrastruktura odgovoriti svim potrebama procesa uz maksimalnu

zaštitu informacijskog sustava.

RADIO

STANICA

DC GRADSKA PLINARA ZAGREB

PRINTER 1

Internet/VPN

GPZ OSOBLJE NA TERENU

Videozid

PRINTER 2

SCADA

MODBUS RTU

gpzas01 gpzas02

PROCESNA BP

INŽINJERING

PODATAKA

WEB

FEP

Video zid

gpzcon01 gpzcon02

Operatorske radne

stanice

Administratorske radne

stanice

VATROZID –

PROPUSNOST SAMO

PREMA PLINARI

. . .

ARHIVSKA BP

OPERATERI/

ADMINISTRATORI IZVAN

GPZ LAN MREŽE

gpzpc01

gpzpc02

gpzpc03

gpzpc04

gpzpc05

RTU

RTU

RTU

RTU

RTU

Slika 3. Shematski prikaz dijela arhitekture informacijskog sustava


130

2.2. Podizanje kibernetičke sigurnosti

Podizanje kibernetičke sigurnosti ostvariti će se kroz:

- zaštitu podataka o plinskom sustavu (podaci o potencijalnim ranjivostima pojedinih točaka

plinskog sustava - ključnim točkama).

- zaštitu podataka procesnog sustava (SCADA sustav),

- zaštita procesnog sustava te bilježenje i prijavljivanje svakog kibernetičkog ili hibridnog

djelovanja.

- proširenje sustava nadzora i upravljanja.

Na temelju postavljenih ciljeva očekuju se slijedeći rezultati:

- nadzor većeg broja objekata na plinskom sustavu,

- upravljanje radom ključnih objekata plinskog sustava (regulacijske stanice, sekcijski

zapori, blok stanice, ….),

- upravljanje radnim tlakom plina distribucijskog sustava temeljem tlaka u krajnjoj točci,

- upravljanje izlaznim tlakom plina ključnih objekata,

- nadzor rada objekata sustava katodne zaštite.

3. ZAKLJUČAK

Na temelju postavljenih ciljeva za povećanje sigurnosti plinskog sustava očekuju se slijedeći

rezultati:

- optimalno planiranje plinskog distribucijskog sustava,

- uspostava nadzora nad svim ključnim objektima plinskog sustava,

- upravljanje svim ključnim elementima plinskog sustava,

- viši stupanj iskorištenja vrlo skupe ugrađene procesne i računarske opreme,

- zaštita procesnog sustava od kibernetičkih djelovanja,

- postavljanje stohastičkog modela za analizu dinamičkih procesnih informacijskih tokova,

- izgradnja objekta za smještaj infrastrukture (hardvera i softvera ) potrebne sigurnosti i

postojanosti u slučaju izvanrednih stanja,

- viši stupanj sigurnosti operativnog osoblja centra za vođenja, s posebnim naglaskomna

izvanredna stanja pogona.

Samo siguran plinski sustav može biti i pouzdan.

Literatura

[1] Zakon o kibernetičkoj sigurnosti operatora ključnih usluga i davatelja digitalnih usluga NN 64/18

[2] Zakon o informacijskoj sigurnosti NN 79/07

[3] Uredba o kibernetičkoj sigurnosti operatora ključnih usluga i davatelja digitalnih usluga NN 68/18

[4] Mrežna pravila plinskog distribucijskog sustava NN 50/18, 88/19

[5] Opći uvjeti opskrbe plinom NN 50/18


131

Izvještaj o ispitivanju plinomjera demontiranih iz mreže uslijed sumnji u

neovlaštenu potrošnju plina

Report on testing gas meters dismounted from grid due to illegal gas

consumption

Berislav Pavlović1

Adriana Bejić2

Goran Panić3

1,2,3Gradska plinara Zagreb, d.o.o., Zagreb, Hrvatska

Sažetak

U radu su prikazani rezultati ispitivanja plinomjera demontiranih iz mreže usljed sumnji u neovlaštene

zahvate na istima u razdoblju od 2013. do 2019. godine. Tijekom promatranog razdoblja provedeno je

ispitivanje ukupno 1442 kom. plinomjera G4 i G6. Pri tome je vidljiv porast broja mjerila demontiranih iz

mreže kod kojih postoji sumnja da su provođeni neovlašteni zahvati. Provedena je gruba procjena gubitaka

usljed neovlaštenih zahvata.

Prevencija ove pojave je teško provediva zbog otežanog pristupa potrošačima budući da su plinomjeri

najčešće ugrađeni u privatnim prostorima, kao i zbog teškog ili nemogućeg zatvaranja spornih potrošača u

objektima s više potrošnih mjesta.

Da bi se smanjili razmjeri ove pojave nužna je modifikacija propisa državnih i regulatornih tijela kao i

suradnja državnih organa, prije svega organa gonjenja i pravosudnih organa sa distributerima plina.

Ključne riječi: plinomjer, neovlaštena potrošnja, gubici registrirane potrošnje

Abstract

In this paper the results of testing of gas meters dismounted from grid due to illegal use of gas are

presented. The results are presented for period from 2013. up to 2019. Year. During that period 1442 G4

and G6 meters were tested. By this the rise of number of meters were detected. The approximative estimation

of quantity of gas losses due to illegal consumption is performed.

The prevention of this is hardly to perform because most of meters are installed in flats, i.e in private

spaces and because there is little or no possibility to cut of gas supply in buildings with several consumers.

In order to reduce the rate of this it is necessary to modify the ordnances and prescriptions issued by

State legal and regulatory bodies, as well as appropriate cooperation of legal bodies, first of them

prosecution bodies and justice system in general.

Key words: gas meter, illegal consumption, registered losses of gas

1. Uvod

U zadnjih 15 godina registriran je povećani broj neovlaštenih zahvata na plinomjerima na

terenu. Oni se mogu svrstati u nekoliko kategorija ovisno o vrsti neovlaštenih zahvata; demontaža

i uništavanje plombe Državnog zavoda za mjeriteljstvo, zahvati na brojčaniku plinomjera u smislu

blokiranja ili usporavanja pomaka, odnosno zaustavljanja mehanizma brojčanika, demontaža

kompletnog mjerila i provođenje zahvata na unutarnjim dijelovima mjerila. Ovakve aktivnosti


132

prouzročuju gubitke na distributivnom sustavu s obzirom na količine registriranog plina čime se

uzrokuje direktna ekonomska šteta i distributeru i opskrbljivačima. Ovime se provodi direktno

kršenje zakona o mjeriteljstvu zbog neovlaštenih zahvata na mjerilima. Također ovakvim

zahvatima se krše zakonski propisi o sigurnosti, te se direktno dovode u opasnost ljudi i imovina.

Uzroka ovakvih pojava može biti nekoliko. Jedan dio odnosi se na ekonomsku i socijalnu krizu

zbog koje dio krajnjih potrošača nije u mogućnosti podmirivati svoje obaveze. Drugi dio odnosi se

na potrošače koji su u mogućnosti podmirivati obaveze za isporučene količine plina međutim isti

se osim neplaćanja upuštaju i u neovlaštene radnje. Posljedice ovoga je ekonomska šteta prema

opskrbljivačima i distributerima i dovođenje u opasnost ljude i imovinu zbog neovlaštenih zahvata

na mjerilima i pripadnim elementima plinskih instalacija.

Relevantna prevencija neovlaštenih zahvata na ugrađenim mjerilima protoka plinova ne

postoji. Naime nije moguće utjecati na pojedine umove u smislu da poštuju zakonsku regulativu

Države. Ovo je povezano s općom klimom u društvu u posljednjih 30 godina u kojoj su u više

navrata s najviših državnih pozicija odaslane poruke da krađa, korupcija, otimačina društvenog-

državnog vlasništva prolazi nekažnjeno.

Eliminiranje ovakvih pojava je relativno jednostavna u slučaju da je potrošač smješten u

individualnom objektu. Ukoliko nije moguća obustava potrošnje kod samog potrošača

demontažom plinomjera i zatvaranjem glavnog zapora, moguće je provesti obustavu rezanjem i

zatvaranjem kućnog priključka na javnoj površini. U slučaju da je do neovlaštene potrošnje došlo

u objektu s više potrošača tada se situacija oko zatvaranja spornih potrošača komplicira. Naime

plinomjeri se uobičajeno ugrađuju u stanove. Zbog zakonskih zahtjeva ugradnja plinomjera u

prostore stubišta i u predprostore u objektima s više stanova moguća je jedino u slučaju da postoji

posebno požarno stubište koje je odvojeno u odnosu na glavno stubište. Ukoliko se plinomjeri

ugrađuju u ormariće ili u niše u prostoru stubišta isti moraju biti u potpunosti zabrtvljeni što

predstavlja zanačajan tehnički i financijski zahtjev. Zbog toga je upitno i vrlo komplicirano

provoditi obustavu dobave plina kod spornih potrošača bez remećenja dobave plina za ostale

potrošače.

2. Zakonska regulativa

Zahtjevi na mjerila protoka plina dani su u Zakonu o mjeriteljstvu [1] i pripadnim

podzakonskim aktima; pravilnicima, naredbama, uredbama, itd.

Prema članku 20, drugi dio Zakona o mjeriteljstvu kao zakonito mjerilo se smatra ono koje

između ostalog ispunjava slijedeće zahtjeve:

(2) Zakonita mjerila moraju biti ovjerena.

(5) Zakonita mjerila moraju pokazivati mjerne rezultate u zakonitim mjernim jedinicama.

U slučaju primjene mjerila protoka plina ovo znači da mjerilo koje je ispitano i ovjereno

sukladno zakomskim zahtjevima može biti korišteno za obračun potrošnje isporučene količine

plina krajnjim potrošačima.

Prema članku 26, Zakona o mjeriteljstvu valjanost ovjere zakonitog mjerila prestaje ako je:

1. isteklo ovjerno razdoblje


133

2. mjerilo izmijenjeno ili oštećeno na takav način da je moglo izgubiti neko svojstvo bitno za

ovjeru

3. ovjerna oznaka uništena, promijenjena, uklonjena ili na bilo koji drugi način oštećena

4. očigledno da je mjerilo izgubilo potrebna mjeriteljska svojstva iako ovjerna oznaka nije

oštećena

Ovo podrazumijeva da mjerilo tijekom rada na terenu mora biti ispravno u smislu rada unutar

zakonskih graničnih odstupanja u zadanom području rada, ono mora biti neoštećeno i sa ispravnom

ovjernom oznakom. Izgled i način postavljanja ovjernih oznaka propisuje Državni zavod za

mjeriteljstvo.

Hrvatska energetska regulatorna agencija (HERA) donijela je Mrežna pravila plinskog

distribucijskog sustava gdje je u točki 74 dan opis utvrđivanja i obračuna neovlaštene potrošnje

plina. U točkama 75 i 76 dana je procedura za postupanje prema krajnjim potrošačima u slučaju

utvrđene neovlaštene potrošnje.

Prema točki 74, u 3. dijelu kao dokaz da je plinomjer bio podvrgnut neovlaštenim zahvatima

distributer je dužan pribaviti izvještaj o tehničkom vještačenju plinomjera od laboratorija

akreditiranog u području traseološkog i mehanoskopskog vještačenja, kojim je potvrđena

mogućnost manipulacije potrošnjom. U Hrvatskoj je za ovakva ispitivanja ovlašten Centar za

forenzička ispitivanja, istraživanja i vještačenja Ivan Vučetić u sklopu MUP-a RH. Iz dosadašnjeg

iskustva Centar I. Vučetić provodi poslove vještačenja plinomjera podvrgnutih neovlaštenim

zahvatima samo na temelju sudskih naloga ili u sklopu službenih istražnih postupaka. Sa druge

strane Državni zavod za mjeriteljstvo provodi izvanredna ispitivanja mjerila samo onih koja su

zakonita. Ovo znači da su mjerila neoštećena te je njihova ovjerna oznaka neoštećena i valjana.

Dodatni problem u sklopu pravnih procedura je problem teškog dokazivanja nepristranosti od

strane distributera. Naime da se osigura dokaz nepristranosti, neophodno bi bilo potrebno da

izuzimanje spornog plinomjera na terenu provodi neovisna strana; policija ili neki drugi državni

organ. Ovo bi bilo moguće osigurati u slučaju da se neovlašteni zahvati na plinomjeru utvrde na

terenu ili kod redovne zamjene. U slučaju da se neovlašteni zahvati utvrde nakon demontiranja

plinomjera s terena; npr. u laboratoriju, tada je vrlo teško ili nemoguće dokazati nepristranost od

strane distributera u sklopu pravosudnih procesa.

3. Ispitivanje plinomjera

Ispitivanja i pregled plinomjera koja su prikazana u ovom radu provođena su u razdoblju od

2013. do 2019. godine. Ona su obuhvaćala vizualni pregled, ispitivanje točnosti u skladu sa

zakonskim zahtjevima, fotografiranje bitnih dijelova; ovjerne plombe i oštećenih dijelova i prema

potrebi provođenje snimanja unutarnjeg dijela kučišta endoskopskom kamerom. U nastavku su

prikazane neke fotografije koje prikazuju neke karakteristične elemente; ispravne ovjerne plombe,

kao i oštećenja ovjernih plombi te izlaznih cijevi mehanizama plinomjera. Ispitivanja koja su

provođena ne obuhvaćaju kompletni pregled. Za to bi bilo potrebno provoditi otvaranje poklopaca

brojčanika plinomjera i kučišta plinomjera. Ovo nije provođeno zbog potencijalnih dodatnih

ispitivanja i pregleda u sklopu pravosudnih postupaka.


134

Slika 1a. Ispravna ovjerna plomba

Slika 1b. Ispravna ovjerna plomba

Slika 2a. Probušena izlazna cijev mjernog mehanizma


135

Slika 2b. Probušena i dijelomično razorena izlazna cijev mjernog mehanizma

Slika 3a. Neispravna plomba

Slika 3b. Neispravna plomba

4. Rezultati ispitivanja plinomjera

U nastavku su prikazani rezultati ispitivanja plinomjera. Rezultati su prikazani tablično i u

dijagramima za dvije osnovne skupine. Prvo su prikazane količine plinmjera za koje se pokazalo

da nisu bili podvrgnuti neovlaštenim zahvatima nego je uzrok neispravnosti kvar, požar ili se u


136

konačnici pokazalo da su mjerila ispravna. Ovo je ilustrativno jer se ne mora svaka sumnja u

neovlaštene zahvate pokazati opravdana, posebno uzimajući u obzir činjenicu da su ovjerne plombe

relativno malih dimenzija, kao i da zbog skučenosti i zaprljanosti samih mjerila često nije moguće

provesti relevantnu procjenu.

Drugi dio odnosi se na mjerila za koja se s velikom sigurnošću pokazalo da su provođeni

neovlašteni zahvati. Neispravnosti su svrstane u četiri kategorije; nedostatak ovjerne plombe

Državnog zavoda za mjeriteljstvo, oštećenje poklopca brojčanika plinomjera, oštećenje kučišta

plinomjera te probušena izlazna cijev mehanizma plinomjera.

U slučaju uklanjanja ovjerne plombe Državnog zavoda za mjeriteljstvo omogučava se otvaranje

poklopca brojčanika mjerila i promjena stanja brojčanika. Uočeni su i slučajevi kod kojih je

provedeno otvaranje brojčanika i uništavanje zuba na nekom od zupčaničkih prijenosnika nakon

čega se mijenja njihov prijenosni odnos. Ovime se automatski smanjuje registriranje proteklog

volumena. Nakon ovoga ovjerna plomba je vraćana na svoje mjesto i učvršćena lijepljenjem.

Kod oštećivanja poklopca brojčanika najčešće su provođena bušenja poklopca i blokiranje

mehanizma polinomjera s nekim predmetom, npr. iglom ili izvijačem.

Oštećena kučišta u pravilu nisu bila posljedica pokušaja neovlaštenih zahvata u smislu

smanjenja evidentirane potrošnje. Ona su najčešće posljedica nestručnog provođenja ispitivanja

nepropusnosti plinske instalacije zbog kojih su plinomjeri podvrgavani tlakovima višim od

maksimalnih, reda veličine 1,0 bar- 1,5 bar.

Bušenje izlaznih cijevi mjernih mehanizama ima za posljedicu stvaranje internog by- passa

unutar kučišta plinomjera. Ovim radnjama mijenja se karakteristika plinomjera na način da su

odstupanja kod Qmax reda veličine -40% do -70%, kod 0,2Qmax ona su reda veličine od -50% do -

100%, a kod Qmin ona iznose -100%, tj. nema nikakvog registriranja proteklog plina. Nije potrebno

posebno naglašavati da se kod provođenja ovakvih radnji direktno dovode u opasnost ljudi i

imovina jer se kod toga provodi demontiranje i naknadno vraćanje plinomjera na plinsku

instalaciju.

Tablica 1. Plinomjeri kod kojih je utvrđeno da nema neovlaštenih zahvata

ispravan kvar požar

2013 14 6 1

2014 19 3 1

2015 35 17 1

2016 53 29 1

2017 123 32 9

2018 79 48 0

2019 137 57 7


137

Tablica 2. Plinomjeri s utvrđenim neovlaštenim zahvatima

nema

plombe

DZM

oštećen

poklopac

oštećeno

kučište

probušena

izlazna

cijev

2013 16 4 3 2

2014 15 7 1 10

2015 34 12 2 6

2016 41 6 8 8

2017 107 42 4 23

2018 95 51 4 30

2019 92 46 7 30

Slika 4. Plinomjeri kod kojih je utvrđeno da nema neovlaštenih zahvata

Slika 5. Plinomjeri s utvrđenim neovlaštenim zahvatima

0

50

100

150

200

250

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

godina

bro

j k

om

ad

a

požar

kvar

OK

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019godina

bro

j k

om

ad

a

probušena izlazna cijev

oštećeno kučište

oštećen poklopac

nema plombe DZM


138

Iz rezultata prikazanih u tablicama i u dijagramima uočljiv je na prvi pogled značajan porast

količine ispitivanih plinomjera. Ovaj porast ne predstavlja realnu sliku budući da je tek 2017.

godine uveden strogi sustav nadzora demontiranih plinomjera u svim točkama kolanja, od

demontaže plinomjera, evidentiranja u skladištu distributera, predaje u laboratorij itd.

5. Procjena gubitaka usljed neovlaštene potrošnje

Određivanje gubitaka u distrubutivnom sustavu usljed neovlaštenih zahvata je vrlo teško

procijeniti. Grube procjene mogu se odrediti uvidom u profile potrošnje u prethodnim razdobljima

i usporedbom s potrošnjom nakon registriranih promjena i koliko je moguće uzimajući u obzir

dodatne ulazne faktore; npr. vremenske uvjete, itd.

U nastavku je prikazana gruba procjena kod koje je uzeto u obzir slijedeće:

- prosječna godišnja potrošnja jednog potrošača od 1500 m3 plina,

- udio gubitaka usljed neovlaštenih zahvata u rasponu od 20% do 80%,

- uvečanje ukupnih gubitaka za 10 puta zbog pretpostavke da je ono što je evidentirano u ovoj analizi

samo mali dio ukupnih gubitaka usljed krađe plina.

U slijedećoj tablici prikazani su apsolutni iznosi gubitaka u m3 za gore navedene ulazne veličine

i udio na godišnjoj razini pod pretpostavkom da se godišnje distribuira 450000000,- m3.

Tablica 3. Gruba procjena štete za promatrane serije ispitanih plinomjera

Godina Količina

plinomjera

Max. šteta,

m3 (80%)

Min. šteta,

m3 (20%)

Max. šteta

% (80%)

Min. šteta

% (20%)

2013 22 26400 6600 0,06 0,01

2014 32 38400 9600 0,09 0,02

2015 52 62400 15600 0,14 0,03

2016 55 66000 16500 0,15 0,04

2017 172 206400 51600 0,46 0,11

2018 176 211200 52800 0,47 0,12

2019 168 201600 50400 0,45 0,11

Iz tablice je vidljiv raspon ukupne štete do reda veličine 0,5% u odnosu na ukupno distribuirane

količine plina.

6. Zaključak

U radu su prikazani neki aspekti neovlaštene potrošnje plina koji uključuju neovlaštene zahvate

na plinomjerima G4 i G6 koji se pretežno koriste u kučanstvima. Ova analiza ne uključuje


139

neovlaštenu potrošnju u industriji gdje se koriste plinoimjeri G10 i veći kao niti gubitke nastale

usljed neplaćanja obaveza za isporučene količine plina a nisu provođene neovlaštene radnje na

plinomjerima. Na temelju provedenih analiza i opservacija može se zaključiti slijedeće:

- Kod projektiranja plinskih instalacija potrebno je predvidjeti takva rješenja da se omogući

zatvaranje dobave plina bez remećenja opskrbe za druge potrošače kod objekata sa više

potrošnih mjesta- stanova. Jedno od rješenja koje se djelomični već koristi je primjena

plinomjera s daljinski upravljanim integriranim ventilom ili ugradnja plinomjera u

zajedničke prostore objekta s odgovarajućom zaštitom.

- Praćenje i nadzor potrošnje plina u odnosu na standardne profile potrošnje za sve potrošače.

- Uspostaviti takve operativnih procedura da se u slučaju opravdane sumnje u neovlaštenu

potrošnju plinomjeri na terenu izuzimaju od strane nezavisne strane, policije ili drugih

nezavisnih državnih organa.

- Stvaranje takvog okruženja- atmosfere u društvu u kojem će svaka sumnja na krađu i

lopovluk biti na primjeren način procesuirana i ukoliko se isto utvrdi na progresivan način

sankcionirana uključujući sve kategorije do najviših državnih razina.

Literatura

[1] Zakon o mjeriteljstvu (NN 74/2014), (NN 111/2018)

[2] Mrežna pravila plinskog distributivnog sustava, (NN 50/2018), (NN 88/2019)

[3] Zakon o zapaljivim tekućinama i plinovima (NN 108/1995), (NN 56/2010)

[4] Naredba o izmjeni naredbe o vrsti, obliku i načinu postavljanja državnih ovjernih oznaka koje se rabe

kod ovjeravanja zakonitih mjerila, oznaka za označavanje mjerila, oznaka koje rabe ovlašteni servisi

te ovjernih isprava (NN 113/2009), (NN 134/2009), (NN 58/2011)


140

Ponašanje i karakteristike ultrazvučnih plinomjera na distributivnom

području GPZ

Characteristics of ultrasonic gas flow meters in the zagreb gasworks

distribution system

Adriana Bejić1

Goran Panić2

dr. sc. Berislav Pavlović3

Hrvoje Kozmar4

Berislav Pavlović5

1,2,3,4Gradska plinara Zagreb, d.o.o. 5Hrvatska Fakultet strojarstva i brodogradnje Sveučilišta u Zagrebu, zagreb, Hrvatska

Sažetak

Eksperimentalno su provedena opsežna ispitivanja ultrazvučnih plinomjera G4. Ispitano je ukupno 50

plinomjera. Od toga je 45 plinomjera montirano na distribucijskom području GPZ d.o.o. za potrebe

ispitivanja GPRS modula za daljinsku komunikaciju plinomjera kao i pripadnog softvera za obradu

podataka o očitavanjima, 4 plinomjera su podvrgnuta ubrzanim ispitivanjima izdržljivost, 1 plinomjer je

ispitan na vatrootpornost, a na 2 plinomjera je provedeno ispitivanje funkcionalnosti daljinski upravljanih

ventila. Rezultati ispitivanja točnosti prije i nakon rada na distribucijskom području GPZ d.o.o.

zadovoljavaju zakonska granična odstupanja. Uočen je pomak u + područje reda veličine od 0% do 1%.

Rezultati ispitivanja vatrootpornosti pokazuju zadovoljavajuće rezultate. Sustav za daljinsko očitavanje je

funkcionirao zadovoljavajuće. Za automatsko prenošenje podataka u bazu o očitanjima GPZ d.o.o. potrebno

je izvesti modifikacije u softveru. Za sada nisu poznata saznanja o utjecaju rada s prirodnim plinovima na

točnost u odnosu na rad sa zrakom. Ubrzana ispitivanja izdržljivosti nisu u potpunosti adekvatna zbog

korištenja zraka, a ne prirodnog plina kao radnog fluida. Isto tako nije poznat utjecaj nečistoća u plinu kao

niti mogući utjecaj instalacije na rad plinomjera. Naglasak budućih aktivnosti će biti na utjecaju vrste radnog

medija na mjernu točnost, utjecaj nečistoća i instalacije na rad plinomjera.

Ključne riječi: ultrazvučni plinomjer, daljinski prijenos podataka, dugotrajan rad, pogreške pokazivanja

Abstract

Fifty ultrasonic gas flow meters were experimentally tested. Forty five units were installed in the

distribution grid, four units were subjected to the short endurance test and one unit was subjected to the fire

resistance test. The meters installed in the grid were tested with respect to the GPRS function for remote

data transfer as well as concerning a proper functioning of the respective computational package for data

processing. The test of the remote operating valve was carried out. The results of testing the accuracy before

and after endurance test proved satisfactory regarding legal requirements. The shift in characteristics in plus

region from zero to 1% were detected. The fire resistance test gave satisfactory results as well. The remote

reading system proved suitable for the purpose. The modifications of software of manufacturer is needed in

order to ensure automatic transferring of data from its database to database of distributor. Some

discrepancies in measurement accuracy may be expected when using natural gas instead of air, which was

used as a working fluid in the present study. The endurance test performed with air as a working fluid instead

of natural gas proved to be inappropriate for ultrasonic technology. Also there is no informations about the

influence of dirt to operation of these meters as well installation effects. Future work would need to address

the effects of the working fluid type and impurity as well as the installation arrangement on the performance

of ultrasonic gas flow meters.

Keywords: ultrasonic meter, remote data transfer, long term operating, errors of indication


141

1. Uvod

U skladu s europskim i hrvatskim zakonodavstvom se uvode napredni mjerni sustavi i pametni

sustavi mjerenja potrošnje energije koji pružaju više informacija u odnosu na konvencionalna

mjerila. Ti napredni sustavi primaju i šalju podatke koristeći se nekim oblikom elektroničke

komunikacije. Napredni sustavi mjerenja potrošnje energije koji se koriste u distributivnim

sustavima plina mogu doprinijeti značajnoj uštedi energije, zaštiti okoliša i održivom razvoju.

Uvođenjem naprednih mjernih uređaja za mjerenje protoka plina (u daljnjem tekstu plinomjeri)

na distribucijskom području Gradske plinare Zagreb (GPZ) se trenutno provodi s ciljem

uspostavljanja pametnog distribucijskog sustava kao jedna od mjera poboljšanja energetske

efikasnosti.

Napredni plinomjeri imaju mogućnost dobivanja informacija o mjerenju obujma protoka plina,

dvosmjerne komunikacije i mogućnost daljinske obustave isporuke plina.

U sklopu projekta uvođenja naprednih plinomjera na distribucijskom području GPZ d.o.o.

izvršeno je i ispitivanje ultrazvučnih plinomjera.

Na temelju saznanja iz prijašnjih istraživanja i normativnih podloga [1], [2], [7] provedena su

ispitivanja izdržljivosti, otpornosti na povišena toplinska opterećenja (vatrootpornost), trajnosti

(ispitivanje plinomjera s terena), mogućnosti servisa, te ispitivanje funkcionalnosti i operabilnosti

očitanja daljinskim putem.

2. Podaci o ispitivanim plinomjerima

Za potrebe projekta nabavljeno je 50 ultrazvučnih plinomjera, od toga je 45 plinomjera

ugrađeno na distribucijskom području GPZ d.o.o., a 4 plinomjera su zbog ispitivanja ostala u GPZ

d.o.o. Za potrebe testiranja GPRS modula za daljinsku komunikaciju plinomjeri su montirani na

području grada Zagreba, Zaprešića, Velike Gorice i općine Brdovec krajem 2018. godine. Prije

same montaže 10 ultrazvučnih plinomjera je ispitano u mjeriteljskom laboratoriju GPZ d.o.o.

Ultrazvučni plinomjer koristi GPRS modul s četiri frekvencijska pojasa za daljinsku

komunikaciju. Konfiguriranje plinomjera obavlja se pomoću osobnog računala, optičke sonde i

enkripcijskih ključeva plinomjera. Pomoću integriranog zapornog ventila moguće je lokalno ili

daljinski provesti obustavu isporuke plina. Mjerni podaci prikazuju se na LCD zaslonu plinomjera.

Konstrukcija ultrazvučnog plinomjera razlikuje se od konvencionalnog plinomjera namijenjen

za uporabu u kućanstvu, trgovini i lakoj industriji koji se trenutno koriste na distribucijskoj mreži.

Elektronički dijelovi raspoređeni su u dva odjeljka. Prvi odjeljak, maksimalno zabrtvljen, sadrži

mjeriteljske elemente, drugi odjeljak sadrži komunikacijski modem, upravljanje s ventilom, te

elemente za praćenje stanja baterije. U drugom odjeljku nalazi se i baterija koja napaja ultrazvučni

senzorski modul.

U ultrazvučnom modulu je unesen korekcijski faktor tijekom faze kalibracije od strane

proizvođača i ne može se kasnije mijenjati.

Vrijednosti obujma plina u bazi podataka plinomjera spremljeni su pri standardnim stanjima

plina. Plinomjer je kompenziran po temperaturi.


142

3. Softver ultrazvučnog plinomjera

Pomoću softvera za konfiguriranje plinomjera testirane su mogućnosti očitavanja podataka koji

su zabilježeni u memoriji plinomjera i mogućnost promjene stavki koji je postavio proizvođač

plinomjera i to: osnovne podatke o plinomjeru, podatke o protoku plina, podatke o obujmu plina

koji je prošao kroz plinomjer, pregled potrošnje plina po danima, provjeru dnevnog očitanja,

mogućnost postavljanja početka plinskog dana i obračunskog razdoblja (n - broj komunikacija

plinomjera sa korisničkim sučeljem), daljinskog upravljanja obustave isporuke plina STOP

ventilom (otvaranje i zatvaranje ventila), konfiguracija ventila (razloga zatvaranja ventila / ne

zatvaranja ventila u plinomjeru), postavljanje vremenskog intervala u kojem je moguće otvoriti

ventil nakon zatvaranja, n-broj neovlaštenog rukovanja poklopca plinomjera s mogućnosti

zatvaranja ventila, vrijeme trajanja ispitivanja propusnosti instalacije (s) i propusnosti instalacije

(l/h), konfiguracija naziva pristupne točke (APN) telekomunikacijskog operatera, prebacivanja

plinomjera iz normalnog načina rada u inspekcijski način rada zbog provjere mjeriteljski značajki

itd. Za ručni pristup ultrazvučnim plinomjerima potrebna je optička sonda i enkripcijski ključevi

kako bi se omogućilo konfiguriranje plinomjera. Svaki dostavljeni plinomjer ima enkripcijski ključ

i bez unosa istog se ne može ostvariti povezivanje plinomjera s softverom.

Nakon povezivanja plinomjera s softverom omogućava se očitavanje postavki i izmjene već

predloženih postavki od strane proizvođača. Svaku postavku u softveru je potrebno samostalno

očitati. Nakon očitanja stavke plinomjera, te kod predložene izmjene potrebno je potvrditi naredbu

kako bi se promijenjeni podaci učitali (zapisali) u plinomjer.

Od strane proizvođača nije preporučljivo mijenjati dodatne postavke zbog tvorničkih postavki

plinomjera ili iste nije moguće promijeniti bez njihove dozvole. Postoji mogućnost izvedbe

“standardnog profila postavki plinomjera“ prema potrebama distributera. Isto bi se konfiguriralo u

tvornici proizvođača prilikom isporuke, te bi se s time smanjio cjelokupan postupak pripreme

plinomjera za ugradnju na terenu. Ukoliko je potrebno provjeriti ili izmijeniti stavke konfiguriranja

plinomjera djelatnici distributera bi imali pristup plinomjeru putem optičke sonde.

4. Komunikacija ultrazvučnog plinomjera

Preko web aplikacije moguće je očitavati osnovne podatke o plinomjeru, aktivirati naredbe za

prikupljanje informacija koji su zabilježene u memoriji plinomjera (datum i vrijeme zadnje

komunikacije plinomjera, potrošnju plina, informacije o integriranom zapornom ventilu

(otvoren/zatvoren), izvještaju o potrošnji plina (dnevni, mjesečni), alarmi, te aktivirati naredbe za

obustavu/ponovnu uspostavu isporuke plina (daljinsko upravljanje zapornim ventilom). Aktivirane

naredbe u plinomjeru se provode nakon komunikacije plinomjera s web aplikacijom. Također,

važno je napomenuti da komunikacija ultrazvučnog plinomjera s web aplikacijom ovisi o

dostupnosti signala telekomunikacijskog operatera. Nakon uspješno ostvarene komunikacije

plinomjera s web aplikacijom registriraju se svi podaci o plinomjeru od prethodnih dana kada nije

ostvarena komunikacija.

Prikazi, oznake i formati u web aplikaciji nisu prilagođeni bazama krajnjih kupaca GPZ d.o.o.,

te se troši dodatno vrijeme na ručnu prilagodbu kod preuzimanja očitanja. Za opsežnije korištenje

web aplikacije, proizvođač bi prethodno trebao osigurati tražene prikaze, formate i atribute što je

preduvjet za automatsko preuzimanje očitanja potrošnje plina.


143

5. Ispitivanje tehničkih karakteristika ultrazvučnog plinomjera

Funkcionalnost elektronike mjerenja obujma plina i komunikacije ultrazvučnog plinomjera s

web aplikacijom ovisi o ugrađenim baterijama. U ultrazvučnom plinomjeru se nalaze 2 baterije,

jedna zamjenjiva baterija koja služi za komunikacija plinomjera s web aplikacijom) i jedna

nezamjenjiva baterija (koja služi za mjerenje obujma plina). Trajanje baterija se ne smanjuje

linearno prilikom prijenosa količine informacija između osobnog računala i plinomjera, jer svaka

aktivnost plinomjera različito troši kapacitet baterije.

Prilikom testiranja postavke „Daljinsko upravljanje zapornim ventilom“ zadana naredba se

neće provesti u trenutku kada je aktivirana, već prilikom komunikacije plinomjera s serverom u

web aplikaciji. Otvaranje ventila se provodi na isti način, ali s napomenom da je uz aktiviranje

naredbe u web aplikaciji potrebno izvršiti i ručno puštanje plina na plinomjeru sukladno zakonskim

obavezama distributera (plinsku instalaciju plinom puni distributer).

Jedan od glavnih problema kod ispitanih ultrazvučnih plinomjera je osni razmak od 110 mm

jer je razmak priključaka na distribucijskom području 250 mm. Uz plinomjere su isporučeni

adapteri za propisani razmak između priključaka. Zbog ugrađenog adaptera spojevi plinomjera i

regulatora tlaka su podvrgnuti mehaničkim opterećenjima koji zbog unutarnjih naprezanja mogu

uzrokovati propusnost instalacije na spojevima. Osim toga ugradnja NT regulatora nije moguća u

istoj ravnini s plinomjerom što može uzrokovati probleme kod skučenih prostora.

Prije stavljanja plinomjera u upotrebu distributer mora ispuniti zahtjeve utvrđene člankom 12.

Pravilnika o tehničkim i mjeriteljskim zahtjevima koje se odnose na mjerila 3.

Jedna od postavki u softveru plinomjera je detekcija pokušaja neovlaštene potrošnje „Zaporni

ventil za automatsko zatvaranje kod incidentnih slučajeva“. Prilikom neovlaštenog otvaranja

poklopca brojčanika plinomjera (uklanjanje baterije bez ovlaštenja) zatvara se zaporni ventil u

plinomjeru.

Stavka „Alarm“ u web aplikaciji ne funkcionira, te ista nije testirana. Od početka testiranja

nisu zabilježena upozorenja o nepravilnosti rada plinomjera u aplikaciji. Prema informaciji

proizvođača isto još nije realizirano u web aplikaciji, te će se u narednom periodu provesti s

nadogradnjom softvera.Ultrazvučni plinomjeri su podvrgnuti ispitivanju izdržljivosti u prostoru

laboratorija GPZ.

Ispitivanje je provedeno na način da je podešen protok od 6 m3/h pri kojem su plinomjeri radili

5000 h. Strujanje medija (zraka) kroz instalaciju za ispitivanje izdržljivosti osigurano je zračnom

pumpom.

Nakon 5000 h plinomjeri su skinuti s instalacije i ispitani u laboratoriju na uređaju s ispitnim

zvonom prema internom postupku GPZ-P-3 baziranom na [4}, [5], [6]. Inspekcija mjerila protoka

plina s ispitnim zvonom.


144

Slika 1. Instalacija za ispitivanje izdržljivosti

Plinomjeri su ispitivani pri protocima i obujmima sukladno zakonskim zahtjevima i to po tri

puta za svaki protok.

Na sljedećoj tablici 1. prikazane su prosječne relativne pogreške prije i nakon ispitivanja

izdržljivosti te pomak pogrešaka - drift za svaki pojedini plinomjer.

Tablica 1. Relativna pogreška, rasipanje i razlika za plinomjere

Br. 8000010 Br. 8000009 Br. 8000008

pogreške pomak pogreške pomak pogreške pomak

Protok % % % % % %

m3/h prije nakon prije nakon prije nakon

6,00 -0,17 0,42 0,59 -0,34 -0,24 0,10 -0,31 -0,10 0,21

1,20 0,30 0,79 0,49 0,33 0,57 0,24 0,48 0,85 0,37

0,04 -0,16 0,83 0,99 0,00 0,66 0,66 -0,18 1,51 1,69

Iz prikazane tablice o ispitivanja prije i nakon ispitivanja izdržljivosti vidljivo je da se sva tri

ispitivana plinomjera nalaze unutar granica najveće dopuštene pogreške, definiranih prema

Pravilniku o tehničkim i mjeriteljskim zahtjevima koji se odnose na mjerila 3.

Plinomjeri koji su bili instalirani kod korisnika skinuti su i dostavljeni na ispitivanje u

laboratorij kako bi se utvrdilo njihovo ponašanje nakon određenog perioda u distribucijskoj mreži.

Svi plinomjeri su prebačeni u inspekcijski način rada kako bi se osiguralo prikazivanje četiri

znamenke iza decimalne točke.


145

Plinomjeri su ispitani na uređaju s ispitnim zvonom prema internom postupku GPZ-P-3.

Postupak ispitivanja i najveće dopuštene pogreške definirane su Pravilnikom o postupku ispitivanja

plinomjera namijenjenih za uporabu u kućanstvu, trgovini i lakoj industriji 4 i Pravilnikom o

tehničkim i mjeriteljskim zahtjevima koji se odnose na mjerila 3.

Ukupno je ispitan 41 plinomjer. Svi plinomjeri su zadovoljili zakonske zahtjeve.

Rezultati ispitivanja su statistički obrađeni. Na slikama 2a, 2b i 2c driftS označava srednju

vrijednost pomaka karakteristike za promatranu seriju, STDEV označava srednje kvadratno

odstupanje. Ove veličine određuju se u nastavku.

=

=n

dn

drift1i

iS

1, (1)

gdje je dj - pomak karakteristike pojedinog plinomjera i n - broj plinomjera u uzorku.

Prikazano je i rasipanje rezultata mjerenja određeno kao [8],

( )=

−−

=n

driftdn

STDEV1i

2

Si1

1, (2)

gdje je STDEV polovica intervala u kojem se s vjerojatnošću od 95% nalaze vrijednosti pomaka

karakteristike svakog plinomjera.

Na slikama 2a, 2b, 2c prikazana je razlika drifta odnosno pomak između tvorničkog ispitivanja

od strane proizvođača i ispitivanja u GPZ nakon demontaže u funkciji protekle količine plina za

protoke Qmax, 0,2Qmax i Qmin.

Slika 2a. Drift u funkciji obujma za Qmax


146

Slika 2b. Drift u funkciji obujma za 0,2Qmax

Slika 2c. Drift u funkciji obujma za Qmin

Iz dijagrama na slikama 2a, 2b, 2c, vidljivo je da je najveći prosječni pomak pri protoku 0,2

Qmax (1,2 m3/h) i iznosi 1,00 %, dok je najmanji prosječni pomak pri Qmax (6 m3/h) i iznosi 0,01

%. Pomak pri Qmin (0,04 m3/h) iznosi 0,91 %. Vidljiva su i rasipanja koja kod Qmax iznosi 0,47%,

0,2Qmax iznosi 0,63% i Qmin=1,1%.

Iz dijagrama na slikama 2a, 2b, 2c vidljivo je da postoji trend pomaka u pozitivno (područje

najvećih dopuštenih pogrešaka, tzv “+” područje).

Ispitivanje vatrootpornosti provedeno je u skladu s normom HRN EN 14236:2007 [7].

Instalacija je izvedena prema shemi na slici 3. Za mjerenje propusnosti korišten je plinomjer Elster

BK G4, kao i manometer WIKA područja 0-400mbar. Sva oprema instalacije je prethodno

umjerena.

Na instalaciji je ispitano samo kućište plinomjera. Prije postavljanja plinomjera u peć izvršeno

je uklanjanje svih plastičnih dijelova plinomjera, te metrološke i komunikacijske baterije. Ventil

na plinomjeru se automatski zatvara prilikom uklanjanja baterija. Kako bi se osiguralo ispunjenje

kućišta zrakom prilikom ispitivanja ventil plinomjera je otvoren prisilno, mehanički.


147

Legenda: 1- Peć, 2- Ispitivani plinomjer, 3- Referentni plinomjer, 4- Regulator tlaka, 5- Dobava zraka, 6-

Manometar, 7- Odušni ventil,8- Odušni ventil

Slika 3. Shema instalacije za ispitivanje vatrootpornosti

Prije početka ispitivanja vatrootpornosti osigurana je stalna dobava zraka pri tlaku od 100 mbar

preko regulatora tlaka. Tijekom ispitivanja zabilježen je obujam na referentnom plinomjeru te

temperatura u peći u intervalima od 2 min.

Tijekom ispitivanja vatrootpornosti utvrđeno je da propusnost prilikom ispitivanja iznosila

Q=0,6 dm3/h, te da ispitivani plinomjer zadovoljava kriterij ispitivanja na vatrootpornost.

Dopuštena propusnost iznosi 150 dm3/h.

Slika 4. Plinomjer nakon ispitivanja vatrootpornosti


148

Prema analizi reparabilnosti ultrazvučnih plinomjera provodila se usporedba vremena

potrebnih za reparaciju standardnih G4 membranskih plinomjera, te je vrijeme reparacije

membranskog plinomjera uzeto kao referentno vrijeme.

Provedenim ispitivanjem utvrđeno je da reparacija ultrazvučnog plinomjera iznosi 220%

referentnog vremena.

Važna napomena je da proizvođač tvrdi da metrološka baterija ultrazvučnog plinomjera nije

zamjenjiva.

Od proizvođača nisu dostavljeni softverski moduli, te nije omogućeno podešavanje pogrešaka

pokazivanja plinomjera prije povratka u mrežu.

6. Zaključak

Plinomjeri su ispitani u mjeriteljskom laboratoriju GPZ d.o.o., te zadovoljavaju zahtjeve na

točnost i kriterije propusnosti prilikom ispitivanja vatrootpornosti. Količina plina koja je protekla

kroz plinomjere na terenu je premala za donošenje konačnog zaključka o dugotrajnom ponašanju

plinomjera. Ubrzana ispitivanja izdržljivosti nisu u potpunosti adekvatna zbog korištenja zraka, a

ne prirodnog plina kao radnog fluida. Za sada nije poznat utjecaj nakupljanja prašine i moguće

prljavštine u radnom mediju na rad plinomjera tijekom duljeg razdoblja.

Jedan od glavnih problema kod ultrazvučnog plinomjera je osni razmak od 110 mm. Zbog

ugrađenog adaptera spojevi plinomjera i regulatora tlaka su podvrgnuti mehaničkim opterećenjima,

te mogu uzrokovati propusnost instalacije na spojevima.

Komunikacija i funkcionalnost elektronike ultrazvučnog plinomjera ovisi o vijeku trajanja

baterija.

Softverske stavke za konfiguriranje ultrazvučnog plinomjera putem optičke sonde su

provjerene i funkcionalne. Preko web aplikacije se očitavaju osnovni podaci o plinomjeru,

aktiviraju naredbe za obustavu/ponovnu uspostavu isporuke plina.

Komunikacije plinomjera s web aplikacijom ovisi o dostupnosti signala telekomunikacijskog

operatera na distribucijskom području. Prilikom pregleda formata izvješća u web aplikaciji,

utvrđeno je da isto funkcionira ali da postoje nedostaci u prikazu podataka (Excel - redoslijed

podataka o br. plinomjera, datumu i potrošnji za plinomjer nisu adekvatno prikazani), te se troši

dodatno vrijeme na ručnu prilagodbu kod preuzimanja očitanja. Potrebna je nadogradnja softvera

od strane proizvođača kako bi se osiguralo automatsko preuzimanje očitanja potrošnje plina.

Ultrazvučni plinomjer u odnosu na postojeće tehnologije daljinskog očitavanja pruža više

infomacija o potrošnji plina u odnosu na konvencionalne plinomjere, međutim postavljaju se

dodatni zahtjevi kod ponovnog ovjeravanja plinomjera (softveri za podešavanje, zamjena baterija,

te drugih dodatnih komponenata).

S obzirom da se ultrazvučni plinomjer primjenjuje tek zadnjih nekoliko godina, ne možemo

točno znati funkcionalnost u budućoj primjeni.

Također jedna od bitnih stavki je cijena ultrazvučnih plinomjera koje je veća u odnosu na cijenu

konvencionalnih plinomjera.


149

Dodatne provjere, odnosno mogućnost pojave problema u radu plinomjera će se zabilježiti u

narednom periodu.

Literatura

[1] Pavlović B. Šunić M., Mogućnost produljenja upotrebe kućanskih membranskih plinomjera, XVI

Međunarodni Znanstveno-stručni skup stručnjaka za plina, Opatija, 2001.

[2] Pavlović B. Duvančić D., Rezultati dugotrajnog ponašanja membranskih plinomjera u Gradskoj plinari

Zagreb, XXVI Međunarodni Znanstveno-stručni skup stručnjaka za plina, Opatija, 2011.

[3] Državni zavod za mjeriteljstvo, Pravilnik o tehničkim i mjeriteljskim zahtjevima koji se odnose na

mjerila (Službene novine NN 21/2016), 9.3.2016.

[4] Državni zavod za mjeriteljstvo, Pravilnik o postupku ispitivanja plinomjera namijenjenih za uporabu u

kućanstvu, trgovini i lakoj industriji (Službene novine NN 8/2019), 23.01.2019

[5] Metrološko uputstvo za pregled plinomjera, Glasnik saveznog zavoda za mjere i dragocjene kovine

br.02-4277/1, Beograd, 1988.

[6] PTB 29 Messgeräte für Gas, Gaszähler, Prüfung von Volumengaszählern mit Luft bei atmosphärischen

Druck, Physikalisch Technische Bundesanstalt, Braunschweig-Berlin, 2008.

[7] HRN EN 14236:2007, HZN, 2008.

[8] Richard S. Figliola, Donald E. Beasley, Theory and Design for Mechanical Measurement, John Wiley

& Sons, New York, 1991.


150

Utjecaj vremenskog pomaka na točnost rada turbinskih plinomjera i

dugotrajnu stabilnost mjerenja

Influence of time drift on turbine gas flow meter accuracy and long term

measurement stability

Goran Panić 1

Adriana Bejić 2

Nikola Škrlec 3

Berislav Pavlović 4

Hrvoje Kozmar 5

1,2,3,4 Gradska plinara Zagreb, d.o.o. 5 Fakultet strojarstva i brodogradnje Sveučilišta u Zagrebu, Zagreb, Hrvatska

Sažetak

U radu su prikazani rezultati pomaka karakteristike turbinskih plinomjera nakon određenog razdoblja

provedenog u distributivnom sustavu. Pomak je određen kao razlika pogrešaka pokazivanja prije i nakon

ugradnje na distributivni sustav. Rezultati su prikazani za ukupnu količina plina koja je protekla kroz mjerilo

tijekom prethodnog razdoblja u mreži. Rezultati su prikazani za tri skupine plinomjera; G100, G160 i G250.

Plinomjeri su u mreži radili kod radnih tlakova od 25 mbar do 6 bar i kod različitih režima potrošnje.

Rezultati su statistički obrađeni. Određena je srednja vrijednost pomaka kao i rasipanje rezultata. Određena

je i ovisnost srednje vrijednosti pomaka u funkciji protekle količine plina. Rezultati ukazuju na određenu

tendenciju pomaka karakteristike u negativnom smjeru u najvećem području kod svih kapaciteta plinomjera.

Pomaci karakteristike u područje negativnih vrijednosti direktno ukazuje na mehaničku istrošenost

pokretnih dijelova, prvenstveno ležajeva. Rezultati direktno ukazuju na potrebu češće redovne zamjene

plinomjera u mreži, posebno uzimajući u obzir činjenicu da se preko ovakvih mjerila isporučuju značajne

količine plina.

Ključne riječi: turbinski plinomjer, dugotrajan rad, pogreške mjerenja, vremenski pomak

Abstract

The drift in the turbine gas meter characteristics was analyzed after the meters operated during a certain

period of time in the gas distribution system. The drift was obtained as a difference of the measurement

errors before and after installing the meters in the grid. The results were related to the total gas flow rate

through the meters during operation. The results are presented for gas flow meters G100, G160 and G250.

The working pressure range was from 25 mbar to 6 bar in various working conditions. The statistical

analysis of the results was performed. The mean value as well as the standard deviation were presented. The

dependence of the drift mean value on the gas flow rate was presented. For all types of meters, the results

of the testing indicate a certain shift in the characteristics of the gas flow meters toward negative values,

which likely due to the mechanical wearing of the moving parts of meters, especially bearings. The results

clearly show that the periods for operating of turbine meters in the grid should be shortened especially

having in the mind that they are used for custody transfer of large gas amounts.

Key words: turbine gas meter, long term operating, measurement error, drift


151

1. Uvod

Mjerenje količine u plinskim transportnim i distributivnim sustavima provodi se s godišnjim

količinama u stotinama tisuća i milijuna m3 plina. Količine plina protekle kroz turbinske plinomjere

su značajne i mogu doseći iznose u stotinama tisuća i milijuna m3 plina na godišnjoj, čak i

mjesečnoj razini. Ovakve količine zahtijevaju maksimalno moguću točnost mjerenja [1]. U

suprotnom prisutni su financijski gubici i temelj za generiranje sporova između isporučitelja i

kupaca plina.

Budući da je Gradska plinara Zagreb (GPZ) najveći distributer prirodnog plina u Hrvatskoj

(više od 270 tisuća potrošača) koriste se značajni resursi za održavanje mjerne tehnike [2], [3]. Ono

je nužno zbog osiguranja osnovnog cilja; tj. kvalitetnog i točnog mjerenja tijekom očekivanog

radnog vijeka plinomjera. Ovo znači da plinomjer mora zadržati dovoljno dobru točnost mjerenja

tijekom očekivanog perioda rada [2], [3]. Prema postojećim zakonskim propisima rokovi za

periodički pregled turbinskih mjerila protoka maksimalnog protoka do 250 m3/h (G160 i manji) je

12 godina, a za turbinske plinomjere maksimalnog protoka iznad 250 m3/h (G250 i veći) taj

vremenski period iznosi 16 godina [4].

Ovi rokovi su relativno dugi i oni omogućuju ditributerima da ovisno o režimu i uvjetima rada

nekog mjerila sami procijene periode za demontiranje s terena zbog redovne zamjene. Ovo

podrazumijeva npr. rad tijekom sezone grijanja ili tijekom cijele godine, radni tlak u mjerilu [1],

filtriranje uzvodno od plinomjera, konfiguracija instalacije uzvodno od plinomjera, isprekidan

režim rada s učestalim start-stop situacijama [5], količina proteklog plina u vremenu, učestalost

podmazivanja u slučaju da mjerilo ima pumpu za podmazivanje glavnih ležajeva itd.

2. Ispitivanje plinomjera

U ovom radu je provedena statistička analiza rezultata ispitivanja turbinskih plinomjera koji

su demontirani iz mreže i poslani u laboratorij prije provođenja servisa u odnosu na rezultate

dobivene tijekom redovne ovjere prije ugradnje u mrežu.

Provedena je analiza za tri kapaciteta plinomjera i to 14 plinomjera G100, 21 plinomjer G160

i 14 plinomjera G250. Razdoblje prvotne ugradnje u mrežu je od 2005. do 2012. Razdoblje

demontaže iz mreže je od 2016. do 2019 godine. Redovna procedura rada kod ispitivanja u svrhu

ponovnog vraćanja u mrežu podrazumijeva sljedeće korake:

- ispitivanje plinomjera da bi se utvrdilo stanje mjerila i relativna odstupanja [4], [6], [7], [8],

- rastavljanje mjerila, pregled, čišćenje i utvrđivanje potrebe za zamjenom određenih dijelova

i komponenata plinomjera kao što su brtve, ležajevi, zupčanički prijenosnici, spojnice itd.

- zamjenu svih dijelova za koje se smatra da moraju biti zamijenjeni,

- ponovno ispitivanje točnosti, nakon kojeg se provodi ovjera mjerila [4], [6], [7], [8],

- dokumentiranje stanja brojčanika plinomjera da se dobije uvid u protok plina tijekom

prethodnog rada u mreži.

Protoci kod kojih su provedena mjerenja su Qmax, 0,7Qmax, 0,5Qmax, 0,2Qmax, 0,1Qmax i Qmin.

Pomak karakteristike plinomjera određen je kao vrijednost razlike pogreške pokazivanja nakon

demontiranja iz mreže u odnosu na pogrešku pokazivanja prije ugradnje u mrežu.


152

Provedena je statistička analiza za svaku ispitivanu seriju plinomjera. Rezultati su prikazani za

svaku grupu plinomjera kao srednja vrijednost i kao standardna devijacija. Rezultati su prikazani i

kao srednja vrijednost pomaka karakteristike ovisno o grupi plinomjera kod kojih je protok plina

grupiran oko određene karakteristične srednje vrijednosti.

3. Rezultati ispitivanja plinomjera

U nastavku su prikazani rezultati pomaka karakteristike ovisno o protoku. Za svako mjerilo

navedeni su i podaci o protekloj količini plina u m3 svedenim na standardno stanje.

Na slikama 1a i 1b prikazani su rezultati pomaka karakteristike mjerila G-100 za dva

proizvođača ovisno o protoku plina za protekle količine plina kroz svako mjerilo.

Slika 1a. Pomaci relativnih odstupanja za turbinsko mjerilo protoka G-100, tip 1

Slika 1b. Pomaci relativnih odstupanja za turbinsko mjerilo protoka G-100, tip 2

Na slikama 2a do 2c prikazani su rezultati pomaka karakteristike mjerila G-160 za tri

proizvođača ovisno o protoku plina kroz svako mjerilo.

G-100 Type 1

-16.0

-14.0

-12.0

-10.0

-8.0

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

0 40 80 120 160Q , m

3/h

d,%

107451 m3 4323612 m3

81065 m3 530367 m3

513788 m3 335886 m3

779145 m3

G-100 Type 2

-20.0

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

0 40 80 120 160Q , m3/h

d, %

455084 m3 227050 m3

288442 m3 486763 m3

542017 m3 1417213 m3

304112 m3


153



Slika 2c. Pomaci relativnih odstupanja za turbinsko mjerilo protoka G-160, tip 3

Na slikama 3a i 3b prikazani su rezultati pomaka karakteristike mjerila G-250 za tri proizvođača

ovisno o protoku plina za protekle količine plina kroz svako mjerilo.

G160 Type 1

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

0 100 200 300Q , m3/h

d, %

1152325 m3 994018 m3 700231 m3

1764581 m3 3607468 m3 561171 m3

158335 m3 922005 m3 744641 m3

995868 m3 1336734 m3 1014919 m3

944256 m3 908125 m3

G -160 T ype 2

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

0 100 200 300Q , m3/h

d,

%

1058496 m3

803326 m3

1277286 m3

1110805 m3

G160 Type 3

-3.0

-2.0

-1.0

0.0

1.0

2.0

0 50 100 150 200 250Q , m

3/h

d, %

500994 m3

1870769 m3

2062024 m3


154



Na slikama 4a do 4c prikazani su pomaci pogrešaka pokazivanja ovisno o protoku plina za sve

kategorije ispitivanih plinomjera. Na ovim slikama dSR označava srednju vrijednost pomaka

karakteristike za promatranu seriju plinomjera, STDEV označava srednje kvadratno odstupanje. Ove

veličine određuju se u nastavku.

(1)

gdje je

e1, % pogreška pokazivanja plinomjera prije ugradnje u mrežu,

e2, % pogreška pokazivanja plinomjera nakon demontiranja iz mreže,

, (2)

gdje je,

G250 Type 1

-4.0

-2.0

0.0

2.0

0 100 200 300 400Q , m3/h

d, %

2181055 m3 2352225 m3

489102 m3 1133661 m3

2924517 m3 1536392 m3

3528483 m3 4034991 m3

G250 Type 2

-30.0

-25.0

-20.0

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

0 100 200 300 400Q, m3/h

d, %

12692842 m3

3362299 m3

2564718 m3

1529501 m3

2429303 m3

1922358 m3

12 eed −=

=

=n

dn

d1i

iSR

1


155

dj – pomak karakteristike pojedinog plinomjera,

n - broj plinomjera u uzorku.

Prikazano je i rasipanje rezultata mjerenja određeno kao standardna devijacija [9]

, (3)

gdje je STDEV polovica intervala u kojem se s vjerojatnošću od 95% nalaze vrijednosti pomaka

karakteristike svakog plinomjera.

Slika 4a. Pomak karakteristike ovisno o proteklim količinama za plinomjere G-100

Slika 4b. Pomak karakteristike ovisno o proteklim količinama za plinomjere G-160

( )=

−−

=n

TDEV ddn

S1i

2

SRi1

1

n = 14

0.00E+00

1.00E+06

2.00E+06

3.00E+06

4.00E+06

5.00E+06

-25 -20 -15 -10 -5 0 5d , %

dV

, m

3

Q=160 m3/h

Q=110 m3/h

Q=60 m3/h

Q=40 m3/h

Q=15 m3/h

Q=8 m3/h

dsr

Stdev-

Stdev+

n = 21

0.00E+00

1.50E+06

3.00E+06

4.50E+06

-15 -10 -5 0 5 10d , %

dV

, m

3

Q=250 m3/h

Q=170 m3/h

Q=100 m3/h

Q=80 m3/h

Q=40 m3/h

Q=13 m3/h

dsr

Stdev-

Stdev+


156

Slika 4c. Pomak karakteristike ovisno o proteklim količinama za plinomjere G-250

Na slici 5 prikazane su srednje vrijednosti pomaka ovisno o protoku plina za promatrane serije

plinomjera, kao i pripadna standardna devijacija.

Slika 5a. Srednja vrijednosti pomaka i standardna devijacija ovisno o protoku plina za plinomjere G-100

n = 14

0.00E+00

4.00E+06

8.00E+06

1.20E+07

1.60E+07

-30 -20 -10 0 10d, %

dV

, m

3

400 m3/h

270 m3/h

160 m3/h

100 m3/h

40 m3/h

20 m3/h

dsr

Stdev-

Stdev+

n = 14

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

0 50 100 150 200Q, m3/h

d, %


157

Slika 5b. Srednja vrijednosti pomaka i standardna devijacija ovisno o protoku plina za plinomjere G-160

Slika 5c. Srednja vrijednosti pomaka i standardna devijacija ovisno o protoku plina za plinomjere G-250

Iz prikazanih rezultata mjerenja mogu se dobiti određena vrijedna saznanja:

- Iz slike 1a- 3b i iz slika 5a- 5c vidljivo je da u području 0,25Qmax do Qmax postoji pomak

srednje pogreške pokazivanja za promatranu seriju reda veličine 0,5% prema području

negativnih vrijednosti. Uzrok ovoga rezultata je istrošenost mehaničkih dijelova, prije

svega ležajeva na glavnom rotoru, isprekidan način rada u režimu start-stop, sezonski način

rada u slučaju kojeg mjerilo stoji tijekom ljetnog razdoblja kada nema sezone grijanja,

kvaliteta filtriranja uzvodno od plinomjera itd. Većina promatranih plinomjera je radila kod

niskih tlakova, do 100 mbar. Rezultati pomaka za protoke od Qmin do 0,25Qmax ukazuju na

značajne pomake koji u slučaju rada mjerila u promatranom području dovodi do značajnih

neregistriranih količina plina, odnosno do financijskih gubitaka.

- Iz slike 4a- 4c je vidljvo da ukoliko su prisutne veće ukupne količine plina da to ne mora

nužno uzrokovati pomak krivulja prema području negativnih vrijednosti. Isto tako vidljivo

je da su značajni pomaci prema negativnom području registrirani kod ispitivanja protoka

n = 21

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

0 100 200 300Q , m3/h

d, %

n = 14

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

0 150 300 450Q, m

3/h

d, %


158

Qmin i 0,1Qmin, a za relativno male ukupne količine plina. Ovo ukazuje da ukupna količina

plina protekla kroz mjerilo nije presudna u promjeni njegove karakteristike.

- Iz slike 5a- 5c vidljivi su prethodno navedeni trendovi. Uočljiva je nešto bolja stabilnost

kod protoka 0,1Qmax i 0,2Qmax za mjerila G-100.

4. Zaključak

Na temelju postignutih eksperimentalnih rezultata potrebno je navesti slijedeće:

- Rokovi za periodički pregled propisani od Državnog zavoda za mjeriteljstvo pružaju okvir

unutar kojega distributeri sami trebaju procijeniti u kojim razdobljima će provoditi zamjenu

mjerila na terenu.

- Turbinska mjerila protoka općenito s vremenom ostvaruju pomak karakteristike na štetu

distributera čime se ostvaruje manjak registriranih količina plina, a time i financijska šteta.

Ovo je posebno izraženo u slučaju da mjerilo radi kod protoka blizu minimalnog,

- Distributer plina treba voditi detaljnu i ažurnu evidenciju o svakom industrijskom potrošaču

u smislu podataka o instaliranim trošilima, režimu njihovog rada tijekom vremena, kao i

praćenje potrošnje u što je moguće kraćim vremenskim intervalima, a za što postoje osnovni

preduvjeti.

- Distributer treba redovito provoditi praćenje rada svakog mjerila obilaskom na terenu u

razumnim vremenskim intervalima,

- Na temelju praćenja rada mjerila na terenu i potrošnje plina u vremenu, potrebno je

provoditi procjenu rokova za rad na terenu te planiranje njihovog demontiranje i upućivanja

na servis i ponovnu ovjeru.

Literatura

[1] M. Uhrig, P. Schley, M. Jaeschke, D. Vieth, K. Altfeld, I. Krajcin High- Precision Measurement and

Calatibrion Technology as a Basis for correct Gas Billing, 23rd World Gas Conference, Amsterdam,

2006

[2] Pavlović B. Šunić M. Mogućnost produljenja upotrebe kućanskih membranskih plinomjera,

XVIMeđunarodni Znanstveno-stručni skup stručnjaka za plina, Opatija, 2001.

[3] Pavlović B. Duvančić D. Rezultati dugotrajnog ponašanja membranskih plinomjera u Gradskoj plinari

Zagreb, XXVI Međunarodni Znanstveno-stručni skup stručnjaka za plina, Opatija, 2011.

[4] PRAVILNIK o ovjernim razdobljima za pojedina zakonita mjerila i načinu njihove primjene i o

umjernim razdobljima za etalone koji se upotrebljavaju za ovjeravanje zakonitih mjerila (NN 107/15 i

NN 82/17).

[5] B. Pavlović, H. Kozmar Dinamičko ponašanje turbinskih plinomjera, XXVI Međunarodni skup

stručnjaka za plin, Opatija 2012.,

[6] Metrološko uputstvo za pregled plinomjera, Glasnik saveznog zavoda za mjere i dragocjene kovine

br.02-4277/1, Beograd, 1988.

[7] PTB 29 Messgeräte für Gas, Gaszähler, Prüfung von Volumengaszählern mit Luft bei atmosphärischen

Druck, Physikalisch Technische Bundesanstalt, Braunschweig-Berlin, 2008.

[8] HRN EN 12261, Turbine gas meters, CEN, 2018.

[9] Richard S. Figliola, Donald E. Beasley: Theory and Design for Mechanical Measurement, John Wiley

& Sons, New York, 1991.

http://narodne-novine.nn.hr/clanci/sluzbeni/2015_10_107_2095.html

http://narodne-novine.nn.hr/clanci/sluzbeni/2017_08_82_1996.html


159

Korištenje plina iz otpada na odlagalištu Jakuševec - Zagreb i proširenje

postrojenja gensetom GP4 i sustavima čišćenja odlagališnog plina i zraka za

izgaranje

Waste gas usage on the Jakuševec – Zagreb landfill and expansion of the gas

facility using genset GP4 and landfill gas and combustion

air cleaning systems

Tomo Krivačić1

Antonija Hojnik Vukojević2

Anita Udovičić3

1ZG holding d.o.o.-Podružnica ZGOS, Zagreb, Hrvatska 2ZG holding d.o.o.-Podružnica ZGOS, Zagreb, Hrvatska 3ZG holding d.o.o.-Podružnica ZGOS, Zagreb, Hrvatska

Sažetak

Na sanirano odlagalište miješanog komunalnog i neopasnog proizvodnog otpada do rujna 2019. god.

ukupno je odloženo (ugrađeno) oko 12,7 mil. m3 otpada. Izgrađen je aktivni sustav otplinjavanja koji se

sastoji od plinske mreže i plinskog postrojenja. Plinsku mrežu čine 134 plinskih zdenaca, 8.000 m plinske

mreže sa svom pripadajućom opremom koja je povezana na postrojenje za termičku obradu odlagališnog

plina. Plinsko postrojenje (mTEO–mali termoenergetski objekt) čine 3 generatorska seta (GP1, GP2, GP3),

snage 3x1 MWel, s bakljama i kompresorima i koje omogućava aktivno otplinjavanje odlagališta. Za mTEO

postrojenje 28.03.2018. god. ishođena je Uporabna dozvola. Od 28.05.2019. u pokusni rad proizvodnje el.

energije stavljen je i četvrti plinski motor generator kao zasebna proizvodna jedinica-mE Jakuševec 2 (GP4),

snage 1,2 MWel., dozvola za trajni rad dobivena je 17.09.2019. Od prosinca 2004. do rujna 2019., ukupno

je iz tijela Odlagališta iscrpljeno oko 143,8 mil. m3 odlagališnog plina, prosječne koncentracije metana oko

55 vol.% te je ukupno proizvedeno 127,9 mil. kWh električne energije iz obnovljivih izvora (OIE), 125,4

mil. kWh na mTEO te 2,5 mil. kWh na mE Jakuševec2 (GP4). U 2019. god., siječanj do rujan, od ukupno

iscrpljene količine od 10.175.525 m3 odlagališnog plina oko 8.297.543 m3, prosječne koncentracije metana

oko 57,9 %vol., iskorišteno je i termički obrađeno na mTEO postrojenju te je proizvedeno 14.558.884 kWh

el. energije, dovoljne za prosječnu devetomjesečnu potrošnju oko 6.500 domaćinstava u RH, a 1.241.762

m3 odlagališnog plina termički je obrađeno na mE Jakuševec 2 (GP4) te je proizvedeno 2.529.221 kWh el.

energije, dovoljne za prosječnu četveromjesečnu potrošnju oko 2.500 domaćinstava u RH, ostala količina

plina od 636.220 m3 termički je obrađena na visokotemperaturnim bakljama, B1, B2 i B3. Od prosinca 2014.

do rujna 2019. po prvi puta izgrađene su i tzv. linije privremenog otplinjavanja (PO) radne plohe 6/1 i 6/2.

Tim sustavom je do rujna 2019. prikupljeno oko 7,07 mil. m3 odlagališnog plina, što je dovoljno za

proizvodnju oko 11,3 mil. kWh električne energije. Za rad mTEO postrojenja od 05.12.2018. na dalje, s

HROTE-om je sklopljen ugovor za učestvovanje na tržištu električne energije, sa HEP-om ugovor o članstvu

u bilančnoj grupi, a sa HEP-Trgovinom ugovor o kupoprodaji električne energije. Sa HROTE-om je također

sklopljen ugovor o upisu u Registar jamstva podrijetla električne energije-„zeleni certifikat“, a sa HEP-

Trgovinom Aneks ugovor o kupoprodaji jamstava podrijetla električne energije sa mTEO postrojenja. Povećanje ugrađenih količina otpada rezultiralo je i povećanjem nastajanja odlagališnog plina, na oko

1.800-2.000 m3/h, te smo pokrenuli proširenje plinskog postrojenja dodatnim generatorom 4 (GP4). Isti je

projektiran i izveden kao zasebno proizvodno postrojenje–mE Jakuševec 2, snage 1.200 kWel i 1.137 kWtpl.

energije. Gradnja istog započela je prema ugovoru od 01.03.2018. U tijeku je nadogradnja mTEO

postrojenja i GP4 opremom za iskorištavanje toplinske energije, te izgradnja toplovoda prema

kontejnerskim naseljima na prostoru odlagališta Jakuševec.


160

U sklopu projektu proširenja plinskog postrojenja uključena je i izgradnja bukobrana na sjeverozapadnoj

i jugozapadnoj strani oko plinskog postrojenja. Rezultati provedenih mjerenja buke u srpnju 2019. ispod su

zakonom dozvoljenih vrijednosti. U sklopu projekta modernizacija plinskog postrojenja izvedena je

nadogradnja sustava čišćenja odlagališnog plina i sustava čišćenja zraka za izgaranje i hlađenje motornog

prostora, a sve u cilju povećanja efikasnosti rada i trajnosti plinskih motora. Oba sustava u pokusnom su

radu te se sukladno projektu prati učinkovitost istih.

Ključne riječi: Odlagališni plin, otplinjavanje, plinska mreža, plinsko postrojenje, proizvodnja el. energije

iz OIE, stupanj energetske učinkovitosti, toplinska energija, bilančna grupa, tržište električne

energije, zeleni certifikat

Abstract

The Jakuševec landfill is a landfill of municipal and non-hazardous product waste. A total of 12,7

million m3 of waste has been disposed on the rehabilitated landfill until September 2019. An active

degassing system, a landfill gas network and a gas plant have been built. The landfill gas network is

composed of 134 gas wells and 8 000 meters of gas pipelines with all the necessary equipment and it is

connected to the plant for landfill gas combustion. The gas plant consists of 3 gas motor generator sets (GP1,

GP2, GP3) with a power of 3x1 MWel. and with flares and compressors. All this makes it possible to actively

degas the landfill and to obtain a negative pressure in all gas wells. On March 28, 2018 the gas plant acquired

its operational license. The fourth gas engine generator mE Jakuševec 2 (GP4) with a power of 1,2 MWel.

was put on a trial run from May 28, 2019 and acquired its full operational license on September 17, 2019. From December 2004 to September 2019, approximately 143,8 million m3 of gas was extracted from the

landfill, with an average methane concentration of ca. 55 vol.%. Out of this renewable energy source 127,9

million kWh of electricity were produced; 125,4 million kWh at mTEO and 2,5 million kWh at mE

Jakuševec 2 (GP4). In 2019, from January to September, from a total of 10.175.525 m3 of landfill gas

extracted 8.297.543 m3 with an average methane concentration of 57,9 vol.% has been thermally processed

by the gas motor generator sets and 14.558.884 kWh of electricity has been produced. This is equal to the

average consumption of around 6.500 households in Croatia. From the fourth gas engine generator mE

Jakuševec 2 (GP4) 1. 241.762 m3 of landfill gas was extracted and 2.529.221 kWh of electricity has been

produced, which could equip about 2.500 Croatian households with electricity for four months. The

remaining quantity of landfill gas amounting to 636.220 m3 has been thermally processed by the high-

temperature flares-without any energy exploitation-B1, B2 and B3. From November 2014 till September

2019, for the first time, a so-called temporary degassing system was built on a part of the landfill site where

around 1,12 million m3 of waste has been disposed over the course of 3 years. From November 2014 till

September 2019, ca. 7,07 million m3 gas was extracted from this system, which is sufficient for the

production of around 11,3 million kWh of electricity. In 2014 we became an eligible producer of electricity

from renewable energy resources and subsequently in 2015 signed an agreement with the Croatian Energy

Market Operator (HROTE) for the purchase of the produced electricity. This agreement was valid till

December 4, 2018. The total energy efficiency of the gas plant with GP1, GP2 i GP3 -„ŋ“ for 2015, 2016,

2017 and 2018 has been calculated according to the formula from the Croatian regulation („Tarifni

sustav“,art. 5 § 8). It was calculated at around 37 % (<50 %) since there is no exploitation of heat energy

with a potential of 3 x 1.137 kW. To keep the gas plant going from December 5, 2018 onward we signed

an agreement for participation on the electricity market with HROTE, an agreement for membership in the

balance group with the Croatian Electricity Company (HEP), and a purchase agreement with HEP Trade.

We also signed an agreement with HROTE for the entry in the Guarantee of Origin of Electricity Registry

– the “green certificate” for the gas plant. As the amount of collected waste grew, so did the amount of

landfill gas to about 1.800 m3/h. This was the reason behind the expansion of the gas plant by a fourth gas

motor generator (GP4). The GP4 is a separate production unit called mE Jakuševec 2 with a power of 1.200

kW of electricity and a potential heat energy exploitation of 1.137 kW. The manufacture of the GP4 was set


161

in motion in accordance with the agreement from March 1, 2018. An upgrade of the gas plant is also on its

way, including the current acquisition of the GP4 equipment for the exploitation of heat energy and the

construction of steam pipes leading to the container units on the grounds of the landfill Jakuševec. Included

in the expansion of the gas plant is also the construction of a noise barrier at the northwest and southwest

side around the gas plant. Noise measurements which were taken in July 2019 have proven the noise is kept

under the legal parameters. The gas plant is also being modernized with an upgrade of the landfill gas

purification system and the system for the purification of combustion air and for the cooling of the engine

space in order to maximize the duration period and efficiency of the gas motors. Both systems are currently

on a trial run and their efficiency is being tracked as a part of the project.

Keywords: Landfill gas, degassing, landfill gas network, gas plant, production of electricity from renewable

energy sources, energy efficiency rate, hea tenergy, balance groups, electricity market, green

certificate

1. Uvod

Ovim stručnim radom obrađena je potreba za proširenjem izgrađenog plinskog postrojenja,

mTEO-(GP1, GP2 i GP3) sa gensetom GP4 zbog povećanja količina odlagališnog plina koji nastaje

u odloženom miješanom komunalnom otpadu a isti je potrebno prikupiti i ekološki obraditi,

izgradnja i stavljanje istoga u trajni pogon proizvodnje el. energije. Nastavno je analizirana

učinkovitost modernizacije plinskog postrojenja na odlagalištu otpada Jakuševec, izgrađeni sustav

čišćenja odlagališnog plina i sustava čišćenja zraka za izgaranje i ventilaciju motora. Veliki

problem u radu plinskih motor-generatora uočen je kod provođenja radova održavanja-remonta

plinskih motora, kada je utvrđeno povećano taloženje silicij dioksida (SiO2) na stjenkama cilindara,

klipova i na ventilima, koje uzrokuje pojačano trošenje tih dijelova. Silicijev dioksid prodire i u

ulje za podmazivanje te negativno utječe na niz komponenti motora, a u konačnici posljedično

uzrokuje znatno povećane troškove održavanja plinskih motora.

Zahtjevi za kvalitetu plina propisani su specifikacijama proizvođača motora (MWM 0199-99-

03017/05 EN) i navedenim su u Glavnom strojarskom projektu sustava čišćenja odlagališnog plina

broj TD 13/0218, Mapa 1/S, HIS d.o.o., travanj 2018. [1], te su prikazani u Tablici 1.

Tablica 1. Zahtjevi za kvalitetu plina

Izvor: Glavni strojarski projekt sustava čišćenja odlagališnog plina broj TD 13/0218,

Mapa 1/S, HIS d.o.o., travanj 2018. [1]


162

Sastav odlagališnog plina odlagališta otpada Jakuševec određen je analizom plina u ovlaštenom

laboratoriju (Analysis report 1521983, Dr. Graner&Partner GmbH, München, Njemačka), od 12.

kolovoza 2015. godine [2]. Najvažniji pokazatelji kvalitete odlagališnog plina dani su u Tablici 2.

Tablica 2. Karakteristični pokazatelji kvalitete plina

Izvor: Analysis report 1521983, Dr. Graner&Partner GmbH, München),

12. kolovoza 2015. [2].

Vrijednosti definirane po jedinici volumena potrebno je preračunati na 10 kWh (kalorijska

vrijednost 1 Nm3 metana). Uz udio metana od 59,2 vol.% (kalorijska vrijednost plina iznosi 5,92

kWh/m3, vrijednost iz Tablice 2. potrebno je pomnožiti s korekcijskim faktorom koji iznosi

10/5,92. U slijedećoj Tablici 3. prikazana je usporedba stvarne i zahtijevane kvalitete plina.

Tablica 3. Stvarna i zahtijevana kvaliteta plina

Izvor: Glavni strojarski projekt sustava čišćenja odlagališnog plina broj TD 13/0218,

Mapa 1/S, HIS d.o.o., travanj 2018. [1]

Iz analize je vidljivo da je sadržaj ukupnih silicijevih spojeva (prvenstveno organskih spojeva-

siloksana) znatno viši od dopuštene vrijednosti. Izgaranjem siloksana u cilindrima plinskih motora

(oksidacija organskih spojeva ugljika) nastaje silicijev-dioksid (SiO2). Rješenje problema,

uklanjanje siloksana iz odlagališnog plina moguće je pomoću aktivnog ugljena za adsorbciju

organskih spojeva i otapala. Modernizacija je provedena izgradnjom Sustava čišćenja odlagališnog

plina pomoću aktivnog ugljena.

Također je proveden višednevni kontinuirani monitoring prašine na usisu svježeg zraka u

plinsko postrojenje za izgaranje i ventilaciju motornog prostora, te je utvrđena veća, a u kratkim

intervalima velika koncentracija prašine od dozvoljenih, prvenstveno zbog odvijanja radova

postrojenja za obradu građevinskog otpadana susjednoj parceli, nepovoljnog širenja podignute

prašine zbog vjetra, Zapisnik o višednevnom kontinuiranom monitoringu prašina, broj: CR-


163

152/01-38-16, EkoVent-Info d.o.o., Zagreb, srpanj 2016. godine [3]. Modernizacija je provedena

izgradnjom Sustava čišćenja zraka za izgaranje i ventilaciju.

2. Odlagalište i plinska mreža (PM)

2.1. Odlagalište

Odlaganje i ugradnja otpada te izgradnja sustava otplinjavanja tijela odlagališta-plinske mreže

(zdenaca, plinovoda s pripadajućom opremom) obavlja se u skladu s Glavnim projektom sanacije

odlagališta Jakuševec, Glavni paket-paket A1, izrađen od IGH, Zagreb, ožujak 2000. [4],

Građevinskom dozvolom od 28.07.2000. [5] i Građevinskom dozvolom od 29.01.2002. [6]. Do

rujna 2019. godine ukupno je odloženo i ugrađeno oko 12,7 mil. m3 otpada. Prema izrađenom

elaboratu, „Analiza troškova odlagališta otpada Jakuševec nakon zatvaranja“, broj: 72360-106/18,

IGH, Zagreb, siječanj 2019. [7], predviđa se popunjavanje odlagališta ukupnog kapaciteta 13,62

mil. m3 do kraja 2024. godine. Budući da miješani komunalni otpad sadrži i određene količine bio

razgradivog otpada, njegovom razgradnjom već nakon nekoliko mjeseci nastaje odlagališni plin.

Pojam „odlagališni plin“ označava mješavinu svih plinova nastalih biokemijskim reakcijama iz

odloženog otpada. Prema Ispitnom mjesečnom izvještaju o mjerenju sastava i emisije odlagališnih

plinova (kolovoz 2019. godine), broj: II-B-19028.05_ZGOS od 28.08.2019., tvrtke CROTEH

d.o.o., Zagreb [8], dobivene su sljedeće srednje vrijednosti: metan (CH4) = 58,25 vol.%, ugljični

dioksid (CO2) = 40,82 vol.%, kisik (O2) = 0,80 vol.%, sumporovodik (H2S) = 259,86 ppm, vodik

H2 > 1.000 ppm.

2.2. Plinska mreža (PM)

2.2.1. Trajna plinska mreža-vertikalni plinski zdenci

Glavnim projektom predviđena je izgradnja plinske mreže u novo izgrađenoj plohi odloženog

otpada tek nakon što se ista ispuni-izgradi do završne visinske kote, tj. prije same izgradnje

završnog prekrivnog sloja. Tako je građena plinska mreža na plohama 1 do 5 (5D), bušenje i

izgradnja trajnih vertikalnih plinskih zdenaca sa plinskim glavama i poprečnih plinskih linija A do

M, dubine od 16 m na bokovima do 44 m na vrhu tijela odlagališta, te spoj na pet kolektorskih

plinskih linija za spoj sa plinskim postrojenjem. Ukupno je izgrađeno 134 plinska zdenca, te oko

8.000 m plinovoda sa svom pripadajućom opremom koja je povezana na postrojenje za termičku

obradu odlagališnog plina.

2.2.2. Privremeno otplinjavanje (PO)

U cilju što racionalnijeg iskorištenja odlagališnog plina, smanjenja širenja neugodnih mirisa,

zaštite zdravlja, kao i zaštite okoliša od utjecaja stakleničkih plinova, povećanja sigurnosti za ljude

i strojeve na gradilištu i odlagalištu, izrađen je Građevinski izvedbeni projekt, Sustav privremenog

otplinjavanja odlagališta, rev. 2, Broj: TD 13/2013-G-1, Hidroplan, Zagreb, travanj 2013. [9].

Prema istome, na tri nivoa izvedene su u obliku riblje kosti tri linije privremenog otplinjavanja

(PO) na plohi 6/1, te dvije linije na plohi 6/2. Svih pet linija PO spojeno je u sustav aktivnog

otplinjavanja od studenog 2014. do rujna 2019. godine. Izgrađenim linijama privremenog

otplinjavanja od studenog 2014. do rujna 2019. godine ukupno je iscrpljeno/prikupljeno oko 7,071


164

mil. m3 odlagališnog plina, Tablica 1., što je dovoljno za proizvodnju oko 11,3 mil. kWh električne

energije iz obnovljivih izvora (OIE). Na taj način povećana je ukupna količina odlagališnog plina,

tj. na oko 1.800-1.900 m3/h, što je dovoljno za rad još jednog genseta.

2.2.3. Upravljanje plinskom mrežom (PM)

Prema Uputi za podešavanje i održavanje plinskog polja, rev. 7.4., HIS d.o.o., od 12.12.2016.

godine [10], na tjednoj bazi provjeravaju se i mjere određeni parametri odlagališnog plina na

plinskoj glavi svakog plinskog zdenca. Parametri koji se mjere mobilnim mjernom uređajem su:

potlak (mbara), sadržaj metana (vol.%), sadržaj kisika (vol.%), količina crpljenja plina (m3/h) i

sastavni su dio tjednog izvještaja o stanju PM.

3. Plinsko postrojenje

3.1. mTEO – mali termoenergetski objekt

U skladu s građevinskom dozvolom od 29.01.2002. [11] i Izmjeni i dopuni građevinske dozvole

od 01.06.2017. [12] i pripadajućim Glavnim projektima, izgrađeno je mTEO postrojenje koje čine

3 generatorska seta (GP1, GP2, GP3), snage 3x1 MWel, s bakljama i kompresorima. Isto je u radu

od prosinca 2004. godine. Za mTEO postrojenje 28.03.2018. godine ishođena Uporabna dozvola

[13].

3.2. Upravljanje plinskim postrojenjem-mTEO

Prema Uputi za upravljanje plinskim postrojenjem i SCADA sustavom Rev. 1.12., HIS,

prosinac 2017. [14], na ulaznom se postrojenju, konstantno 24 sata na dan ugrađenim analizatorima

po svakoj kolektorskoj liniji, mjeri sastav i količina odlagališnog plina, koji su povezani u SCADA

sustav za automatsko upravljanje i regulaciju rada plinskom postrojenjem, bakljama i plinskim

motor-generatorima. Svi parametri se memoriraju. Svi evidentirani parametri odlagališnog plina

zajedno sa parametrima rada plinskog postrojenja sastavni su dio pisanih dnevnih, tjednih,

mjesečnih i godišnjih izvještaja. Održavanje plinskog postrojenja obavlja se prema Uputi za

održavanje plinskog postrojenja Rev. 1.4., HIS, prosinac 2017. [15].

3.3. Proširenje plinskog postrojenja-mE Jakuševec 2 (GP4)

Nastavno na povećane količine odlagališnog na oko 1.800-1.900 m3/h, koje su prikupljene na

plinskom postrojenju, pojavila se mogućnost za rad još jednog genseta. Tijekom

2018./2019.godine izgrađeno je proširenje plinskog postrojenja s dodatnim generatorom 4 kao

zasebne proizvodne jedinice, u skladu sa građevinskom dozvolom za etapu 14., faza 14.3. od

03.07.2017. [16]. Isto je 28.05.2019. stavljeno u pokusni rad proizvodnje el. energije kao zasebna

proizvodna jedinica-mE Jakuševec 2 (GP4), snage 1,2 MWel., a Potvrda za trajni rad broj: 400100-

161140-0032 80 dobivena je od HEP-ODS-a 17.09.2019. [17]. GP4 je spojen u izvedeni SCADA

sustav automatskog upravljanja rada mTEO postrojenja, a prate se parametri rada kao zasebna

proizvodna jedinica.


165

3.4. Učinkovitost plinskog sustava: PM i mTEO-mE Jakuševec 2

U Tablici 4. dan je pregled po godinama količina prikupljenog plina i proizveden električne

energije na mTEO i mE Jakuševce 2 postrojenju, od prosinca 2004. do prosinca 2019. godine. U

Tablici 5. prikazana su dva karakteristična razdoblja rada plinskog postrojenja, „prvo“: prosinac

2004. do prosinac 2013. te „drugo“: siječanj 2014. do prosinac 2019., izrađena od autora.

Tablice 4. i 5. Količina plina i proizvedene električne energije

Izvor: Dnevna, tjedna i mjesečna evidencija rada plinskog postrojenja od strane voditelja plinskog

postrojenja prema Uputi za upravljanje plinskim postrojenjem i SCADA sustavom Rev. 1.12., HIS,

prosinac 2017. [14]

Iz Tablice 5. je razvidno da je plinsko postrojenje u prvom razdoblju od 9 godina prikupilo oko

71.238 tis. m3 plina i proizveo 30.383 MWh električne energije, a da je u drugom razdoblju od 6

godina prikupilo oko 76.477 tis. m3 plina i proizveo 99.534 MWh električne energije. Trostruko

veća količina proizvedene el. energije rezultat je investiranja u nadogradnju plinskog postrojenja,

stavljanjem u rad GP3 u veljači 2014. te GP4 u svibnju 2019. godine. Najvažniji razlog tako dobrih

rezultata učinkovitosti je u stručnijem, ekonomsko-ekološkom pristupu u upravljanju i održavanju

izgrađenim plinskim sustavom na odlagalištu otpada Jakuševec, koji se proširuje u skladu sa

nastavkom građenja samog tijela odlagališta

U 2019. godini na mTEO postrojenju proizvedeno je 19.090.796 kWh el. energije, što je

dovoljno za podmirenje prosječne godišnje potrošnje za oko 6.360 domaćinstava.

U 2019. godini na mE Jakuševec 2 postrojenju 4.512.008 kWh el. energije, što je dovoljno za

podmirenje prosječne sedmomjesečne potrošnje za oko 2.580 domaćinstava.

4. Modernizacija plinskog postrojenja

4.1. Izgradnja sustava čišćenja odlagališnog plina (SČOP)

Tijekom 2018.godine izrađen je Glavni projekt, strojarski, građevinski i elektro, TD 13/2018.,

HIS d.o.o., travanj 2018. [18], te je 06.11.2018. ishođenja Izmjena i dopuna građevinske dozvole

[19]. Sustav je u prosincu 2018. stavljen u „pokusni rad“ i prijavljen je nadležnom Gradskom

uredu. Sustav čine jedinica za odvlaživanje odlagališnog plina i sustav za filtraciju s aktivnim

ugljenom, Slika 1. i 2.


166

Pokusni rad prati se prema izrađenoj Uputi za upravljanje i održavanje sustava čišćenja plina s

aktivnim ugljenom na plinskom postrojenju odlagališta otpada Jakuševec rev.0, HIS d.o.o., Zagreb,

siječanj 2019. [20]. Prema istoj Izvođač prati koncentracije H2S, uzima uzorke očišćenog plina kod

izmjene aktivnog ugljena, iste dostavlja na analizu ovlaštenom laboratoriju (Dr. Graner&Partner

GmbH, München, Njemačka) [2]. Najvažniji parametar analize su ukupni silicijevi spojevi koji su

i parametar za ocjenjivanje učinkovitosti sustava čišćenja plina. O svemu se vodi evidenciju koju

Izvođač dostavlja u mjesečnim izvještajima. Mjesečni izvještaj br. 22, stanje projekta za mjesec

Prosinac 2019., HIS d.o.o., Glavni inženjer gradilišta [21] je podloga za analizu učinkovitosti

prikazanu u ovom stručnom radu.

Sustav je do 02.05.2019. radio u serijskom radu, sa prosječnom količinom odlagališnog plina

od 1.300 m3/h, tijekom travnja i svibnja povećali smo količinu crpljenja plina na oko 1.500 m3/h,

kako bi pripremili plinski sustav i koncem svibnja mogli startati i GP4. Zbog toga je sustav čišćenja

plina 02.05.2019. prespojen u paralelan rad čišćenja-protoka plina.

Slika 1. Jedinica za odvlaživanje odlagališnog plina

Izvor: Glavni projekt, strojarski, građevinski i elektro, TD 13/2018., HIS d.o.o., travanj 2018. [18]


167

Jedinica za odvlaživanje plina-Slika 1., sastoji se od cijevnog izmjenjivača, odvajača kapljica i

hladnjaka rashladne tekućine, osnovnih tehničkih parametara:

• protok odlagališnog plina 2.000 m3/h (2.527 kg/h)

• ulazna temperatura plina 30 °C

• ulazna temperatura plina 10 °C

• instalirane rashladne snage hladnjaka rashladne tekućine (R410A) 65 kW

Slika 2. Silos-posuda za aktivni ugljen sa priključcima i ventilima


Sustav za filtraciju s aktivnim ugljenom (Slika 2.) sastoji se od dvije vertikalne posude za

aktivni ugljen, tako spojene u sustav da omogućuju serijski i paralelan rad-protok i filtraciju plina,

osnovnih tehničkih podataka:

• protok odlagališnog plina kroz jednu posudu __________________________1.000 m3/h

• ukupan protok odlagališnog plina kroz dvije posude 2.000 m3/h


168

• koncentracija siloksana na ulazu 18,5 mg/Nm3

• koncentracija siloksana na izlazu <1,0 mg/Nm3

• koncentracija H2S na ulazu 127 ppm

• koncentracija H2S na izlazu <20 ppm

• ukupna količina aktivnog ugljena 4.000 kg

• vrijeme između zamjene aktivnog ugljena 100 dana

4.1.1. Serijski rad sustava čišćenja odlagališnog plina-učinkovitost

Slika 3. Dvostruki filter u serijskom radu-protok plina


U Tablici 6. prikazana je učinkovitost sustava u serijskom radu. Dinamika izmjene aktivnog

ugljena za silos „A“ bila je 45 dana, a za silos „B“ 50 dana, što je češće od predviđenog u Glavom

projektu [18].


169

Tablica 6. Učinkovitost SČOP-serijski rad, 04.12.2018. do 02.05.2019.

Izvor: Evidencija rada SČOP u pokusnom radu od strane voditelja plinskog postrojenja prema Uputi za

upravljanje i održavanje sustava čišćenja plina s aktivnim ugljenom na plinskom postrojenju odlagališta otpada

Jakuševec rev.0, HIS d.o.o., Zagreb, siječanj 2019. [20]

4.1.2. Paralelan rad sustava čišćenja odlagališnog plina-učinkovitost

Slika 4. Dvostruki filter u paralelnom radu-protok plina



170

U Tablici 7. prikazana je učinkovitost sustava u paralelnom radu-protoka odlagališnog plina.

Dinamika izmjene aktivnog ugljena u prikazanom periodu od 02.05.2019. do 31.12.2019., odnosno

02.01.2020. kada je aktivni ugljen zamijenjen u oba silosa, „A“ i „B“ bila je 40 dana što je češće

od predviđenog u Glavom projektu [18], ali sa znatno boljim učinkom čišćenja silicijevih spojeva

i H2S-a, a naročito u prosincu 2019. Takav dobar trend nastavljen je i u 2020. godini.

Tablica 7. Učinkovitost SČOP-paralelan rad, od 02.05.2019. do 31.12.2019.

Izvor: Evidencija rada SČOP u pokusnom radu od strane voditelja plinskog postrojenja prema Uputi za

upravljanje i održavanje sustava čišćenja plina s aktivnim ugljenom na plinskom postrojenju odlagališta

otpada Jakuševec rev.0, HIS d.o.o., Zagreb, siječanj 2019. [20]


171

4.2. Učinkovitost sustava čišćenja odlagališnog plina (SČOP)-stanje opreme kod servisa motora

Na GP2 veliki servis proveden je u rujnu 2019., kod omjera sati rada prije i nakon puštanja u

pokusni rad SČOP 60/40, pa rezultati učinkovitost nisu pravi, iako je vidljivo bolje stanje nego

prije pokusnog rada.

Na GP3 veliki servis proveden je u lipnju 2019., kod omjera sati rada prije i nakon puštanja u

pokusni rad SČOP 80/20, pa rezultati učinkovitost također nisu pravi.

Stvarna učinkovitost oba sustava najbolje će bit vidljiva kod provođenja radova velikih servisa

motora, kada budu cijelo vrijeme između dva velika servisa radili kod rada oba sustava, čišćenja

plina i zraka, tj. tijekom 2020. godine.

4.3. Izgradnja sustava čišćenja zraka za izgaranje (SČZ)

Prema izrađenom Glavnom projektu-Više struka S+G+E, oznake Y3-A41.14.02-S01.0,

Elektroprojekt d.d. [22], 19.04.2019. ishođena je Dopuna građevinske dozvole [23]. Ugradnja

oprema za odvojeno čišćenje zraka za izgaranje i hlađenje motornog prostora svake proizvodne

jedinice, GP1, GP2, GP3 i GP4 izgrađeno je u svibnju 2019. godine te je isti 11.07.2019. stavljen

u „pokusni rad“ i prijavljen je nadležnom Gradskom uredu. Primjer jedinice za čišćenje zraka za

izgaranje i hlađenje motornog prostora prikazan je na Slici 5. Sustav je projektiran za klasu filtracije

je F9 (uklanjanje čestica >95% prema ISO 12103-1), maksimalne protočne količine zraka 35.000

m3/h. Sustav je u automatskom radu, otresanje nakupljenih čestica prašine je komprimiranim

zrakom, a izmjena filtera se vrši na temelju pada tlak uslijed začepljenja česticama prašine koji

detektira senzor tlaka na filtru.

Slika 5. Jedinica sustava čišćenja zraka za izgaranje i ventilaciju

Izvor: Glavni projekt-Više struka S+G+E, oznake Y3-A41.14.02-S01.0, Elektroprojekt d.d. [22]


172

Pokusni rad prati se prema izrađenoj Uputi za upravljanje i održavanje sustava čišćenja zraka

za izgaranje i ventilaciju GP1-4 na plinskom postrojenju odlagališta otpada Jakuševec rev.0, HIS

d.o.o., Zagreb, svibanj 2019. [24]. O svemu se vodi evidenciju koju Izvođač dostavlja u mjesečnim

izvještajima. Mjesečni izvještaj br. 22, stanje projekta za mjesec Prosinac 2019., HIS d.o.o., Glavni

inženjer gradilišta [21] je podloga za analizu učinkovitosti prikazanu u ovom stručnom radu.

Prema evidenciji Izvođača učestalost izmjene filtera motora prije stavljanja sustava u pokusni

rad bila je nakon 2.200 do 2.500 radnih sati, dok je nakon stavljanja sustava u pokusni rad više od

4.000 radnih sati. Isto je dokaz učinkovitosti ugrađenog sustava.

5. Zaključak

Korištenje plina iz otpada (OIE) na uređenom odlagalištu miješanog komunalnog i neopasnog

otpada Jakuševec u Zagrebu, izgrađena plinska mreža i plinsko postrojenje u funkciji je i

proizvodnji električne energije od prosinca 2004. godine. U dugogodišnjem radu i rastu količina

odloženog otpada a posljedično i količina odlagališnog plina, u svibnju 2019. godine stavili smo u

rad i četvrti plinski motor generator GP4 sa proizvodnjom električne energije. Količina

proizvedene el. energije je vrlo značajna ne samo za ZG Holding-podružnicu ZGOS, već i grad

Zagreb i Republiku Hrvatsku jer se radi o obnovljivom izvoru energije (OIE). Provedena

modernizacija plinskog postrojenja čišćenja odlagališnog plina i zraka za izgaranje predstavlja

dobru ekonomsko-ekološku investiciju za bolji, efikasniji i dugovječniji rad izgrađenog plinskog

postrojenja. Na taj će se način ne samo povećati vrijeme rada plinskih motor-generatora između

servisa i proizvodnja električne energije, već će se znatno smanjiti troškovi povećanih obima

servisa koje smo prije imali. Oba sustav trenutno su u pokusnom radu, a njihov pravi učinak

najbolje će se vidjeti već u ovoj godini kod provođenja velikih servisa na plinskim motorima kada

cijelo vrijeme rada bude unutar rada oba sustava. Izgrađeni plinski sustav, sa dodatno izgrađenim

privremenim otplinjavanjem ploha u izgradnji, uz veliki pozitivni ekološki učinak, također imao

vrlo važnu funkciju za sigurnost odvijanja svih radova na odlagalištu i gradilištu, za ljude i strojeve,

a poglavito za ljude koji žive u njegovoj neposrednoj blizini. Stečenim dugogodišnjim iskustvom

u građenju, upravljanju i održavanju plinskog sustava, osigurano je kvalitetno i sigurno

funkcioniranje aktivnog plinskog sustava, kako za vrijeme prijema otpada i građenja odlagališta,

tako i nakon završetka izgradnje-zatvaranja odlagališta. Prema važećim zakonskim propisima RH,

Zaštite okoliša, Zaštite od požara, Zaštite na radu i Zaštite od eksplozija, iskustvima iz europskih

gradova koji imaju slična ili ista odlagališta koja su zatvorena, naša je obveza osigurati nesmetani

rad i funkcioniranje sustava aktivnog otplinjavanja odlagališta Jakuševec u idućih trideset i više

godina, za sigurnost življenja i zdravi okoliš svih građana Grada Zagreba.

Literatura

[1] Glavni strojarski projekt sustava čišćenja odlagališnog plina broj TD 13/0218, Mapa 1/S, HIS d.o.o.,

travanj 2018.

[2] Analysis report 1521983, Dr. Graner&Partner GmbH, München, Njemačka), 12. kolovoza 2015.

[3] Zapisnik o višednevnom kontinuiranom monitoringu prašina, broj: CR-152/01-38-16, EkoVent-Info

d.o.o., Zagreb, srpanj 2016.

[4] Glavni projekt sanacije odlagališta Jakuševec/Prudinec, Glavni paket-paket A1, izrađen od IGH,

Zagreb, ožujak 2000.


173

[5] Građevinska dozvola, RH-Grad Zagreb, od 28.07.2000.

[6] Građevinska dozvola, RH-Grad Zagreb od 29.01.2002.

[7] Elaborat-Analiza troškova odlagalište nakon zatvaranja, broj: 72360-106/18, IGH, Zagreb, siječanj

2019.

[8] Ispitni izvještaj o mjerenju sastava i emisije odlagališnih plinova (kolovoz 2019.), broj: II-B-

19028.05_ZGOS od 28.08.2019., tvrtke CROTEH d.o.o., Zagreb

[9] Građevinski izvedbeni projekt, Sustav privremenog otplinjavanja odlagališta, rev.2, Broj: TD /2013-

G-1, Hidroplan, Zagreb, travanj 2013.

[10] Uputa za podešavanje i održavanje plinskog polja, rev.7.4., HIS d.o.o., od 12.12.2016.

[11] Građevinska dozvola od 29.01.2002.

[12] Izmjena i dopuna građevinske dozvole, RH-Grad Zagreb od 01.06.2017.

[13] Uporabna dozvola za mTEO postrojenje, RH-Grad Zagreb od 28.03.2018.

[14] Uputa za upravljanje plinskim postrojenjem i SCADA sustavom, Rev.1.12., HIS d.o.o, prosinac 2017.

[15] Uputa za održavanje plinskog postrojenja Rev. 1.4., HIS, prosinac 2017.

[16] Građevinska dozvola za etapa14, faza 14.3., RH-Grad Zagreb od 03.07.2017.

[17] Potvrda za trajni rad broj: 400100-161140-0032 80, HEP-ODS Zagreb od 17.09.2019.

[18] Glavni projekt, strojarski, građevinski i elektro, TD 13/2018., HIS d.o.o., travanj 2018.,

[19] Izmjena i dopuna građevinske dozvole od 06.11.2018.

[20] Uputi za upravljanje i održavanje sustava čišćenja plina s aktivnim ugljenom na plinskom postrojenju

odlagališta otpada Jakuševec rev.0, HIS d.o.o., Zagreb, siječanj 2019.

[21] Mjesečni izvještaj br. 22, stanje projekta za mjesec Prosinac 2019., HIS d.o.o., Glavni inženjer

gradilišta

[22] Glavni projekt-Više struka S+G+E, oznake Y3-A41.14.02-S01.0, Elektroprojekt d.d.

[23] Dopuna građevinske dozvole od 19.04.2019.

[24] Uputa za upravljanje i održavanje sustava čišćenja zraka za izgaranje i ventilaciju GP1-4 na plinskom

postrojenju odlagališta otpada Jakuševec rev.0, HIS d.o.o., Zagreb, svibanj 2019.


174

Upotreba modularnih brtvenih sustava na Kompresorskoj stanici – KS1

Use of modular sealing systems at Compresor station – KS1

Deni Špiranec, mag. ing. mech.

Roxtec d.o.o., Zagreb, Hrvatska

Sažetak

Brtvenim sustavima osigurava se brtvljenje i zaštita od vatre, vode, plina, prašine, malih životinja,

glodavaca i drugih nepoželjnih vanjskih utjecaja na opremu koju štitimo. Uz klasične dobro poznate sustave,

sve više se koriste modularni brtveni sustavi kojima se ostvaruje trajnija zaštita objekata u koje se ugrađuju.

Od modularnih sustava očekuje se da su jednostavni za montažu i funkcionalni u svim prilikama brtvljenja,

a što je i jedan od razloga sve veće upotrebe u raznim plinskim i naftnim postrojenjima, rudarstvu,

energetskim postrojenjima, brodogradnji, telekomunikacijama te ostalim granama industrije u kojima se

zahtjeva brtvljenje. U radu se opisuje jedan od modularnih brtvenih sustava koji je dominantan u Republici

Hrvatskoj te se sve više koristi na postrojenjima gdje se zahtjeva modularnost i nadogradnje sustava kao što

su postrojenja plina i nafte, a koriste ih Plinacro, INA, Janaf i ostale tvrtke sa industrijskim postrojenjima.

Također opisuje dosadašnja iskustva s primjenom modularnih sustava kao i novostima koje dominiraju na

području brtvljenja raznih postrojenja. Modularni brtveni sustav korišten je prilikom izgradnje

kompresorske stanice – KS1 koja je tehnološki najkompleksniji objekt na plinskom transportnom sustavu

Republike Hrvatske, s ciljem zaštite od požara, vode, prašine, glodavaca i ATEX zaštite.

Ključne riječi: modularni brtveni sustav, KS1, kompresorska stanica

Abstract

Sealing systems provide sealing and protection against fire, water, gas, dust, small animals, rodents and

other undesirable external influences on the equipment we protect. In addition to classic well-known

systems, modular sealing systems are increasingly being used to achieve more durable protection for the

buildings in which they are installed. Modular systems are expected to be easy to install and functional at

all sealing occasions, which is one of the reasons for the increasing usage in various gas and oil plants,

mining, power plants, shipbuilding, telecommunications and all other industries where sealing is required.

This paper describes one of the modular sealing systems that dominates in the Republic of Croatia, and is

increasingly used on installations requiring modularity and upgrading of systems such as gas and oil plants,

and used by Plinacro, INA, Janaf and other companies with industrial plants. It also describes past

experiences with the application of modular systems as well as novelties that dominate the sealing of various

plants. The modular sealing system was used in the construction of the Compressor station – KS1, which is

the most technologically complex facility on the gas transmission system of the Republic of Croatia, for the

purpose of protection against fire, water, dust, rodents and ATEX protection.

Key words: modular sealing system, KS1, compressor station

1. Uvod

Kod prodora za ulaz kabela (energetski, instrumentacija, ...) i/ili cijevi (u daljnjem tekstu

koristiti ćemo samo kabel radi lakšeg praćenja) u razna postrojenja, objekte, kontejnere i druge

objekte ugrađuju se odgovarajući brtveni sustavi. Osnovna funkcija brtvenih sustava je zaštita od

vatre, vode, plina, prašine, malih životinja, glodavaca i drugih nepoželjnih vanjskih utjecaja na

opremu koju štitimo. Od brtvenih sustava očekuje se potpuna zaštita objekata koji se štite ovim


175

sustavima, a također moraju biti jednostavni za instalaciju kao i funkcionalni u svim uvjetima

brtvljenja. Kvalitetno brtvljenje osigurava se upotrebom jednog od sustava za brtvljenje ili

kombinacijom više sustava. Modularni sustavi su tehnološki vrlo razvijeni te prate trendove

napretka industrije i novih tehnologija te omogućuju naknadno dodavanje ili zamjenu postojećih

kabela u što kraćem vremenu, uz što je moguće manje troškove. Najznačajnija funkcija modularnih

brtvenih sustava je zaštita od vatre i vode kao i izvlačna sila koja djeluje na kabele koji ulaze kroz

temelje objekata zbog slijeganja zemlje, a sprječavanjem izvlačenja kabela isto tako sprječavamo

ulaz vode u objekte i oštećenje opreme koja se nalazi unutar objekta. Instalacija samih sustava je

vrlo jednostavna, prilagodljivi moduli koji se skidanjem uklonjivih listića mogu prilagoditi svakom

vanjskom promjeru kabela idealni su za prodor velikog broja kabela na malom prostoru. Ovakvi

sustavi idealni su za najekstremnije vremenske uvjete koji vladaju na postrojenjima (niske/visoke

temperature, vjetar, kiša, snijeg, led, ...), a u cilju ostvarenja pouzdanosti opreme i sigurnosti

postrojenja. Jako dobar primjer je i projekt Yamal LNG na sjeveru Rusije gdje se koristio

modularni brtveni sustav, a radi se o vrlo ekstremnim uvjetima u kojima postrojenje radi. Kod

primjene modularnih sustava za ulaz kabela kroz temelje objekta vrlo je bitno da brtvljenje bude

vodonepropusno kako bi se objekti zaštitili od neželjenog ulaska vode, što u konačnici vodi do

isparavanja vode u objektima, korozije opreme i naposljetku parcijalnih ispada i ispada kompletnih

postrojenja. Vrlo je bitno naglasiti da su modularni sustavi lako prilagodljivi različitim promjerima

kabela te se sama kombinacija modula može u vrlo kratkom roku izmijeniti i prilagoditi kasnim

promjenama lista kabela na gradilištima.

„Prva kompresorska stanica – KS1 je tehnološki najkompleksniji objekt na plinskom

transportnom sustavu Republike Hrvatske. Izgradnjom kompresorske stanice na postojećem

Plinacrovom 75 barskom plinskom transportnom sustavu, omogućit će se transport prirodnog plina

iz Republike Hrvatske u smjeru Mađarske. Kao sastavni dio Plinacrova transportnog sustava,

kompresorska stanica povećat će fleksibilnost upravljanja postojećim transportnim kapacitetima te

omogućiti racionalno povećanje transportnih kapaciteta prema potrebama korisnika, odnosno

tržišta.“ [1]

1. Osnovni dijelovi modularnih sustava

Svaki modularni sustav sastoji se od nekoliko dijelova i to:

• okvir,

• moduli (izrađeni od EPDM gume),

• nivelacijske pločice,

• kompresijski klin.

Modularni brtveni sustavi se certificiraju kao kompletno rješenje što uključuje sve dijelove koji

su navedeni iznad.

1.1. Okvir

Okviri kod modularnih brtvenih sustava mogu biti kvadratni i okrugli (slika 1). Kvadratni okviri

mogu biti od različitih materijala (galvanizirani, nehrđajući čelik, aluminij, ...) ili od


176

kompozitnih materijala. Veličina kvadratnih okvira (slika 2, [2]) može varirati ovisno o broju

kabela koji prolaze kroz prodor kao i o uključenoj rezervi. Okrugli okviri također mogu biti od

različitih materijala (galvanizirani, nehrđajući čelik), ovisno o zahtjevima i mjestu upotrebe.

Slika 1. Kvadratni i okrugli okviri

Izvor: Roxtec International AB, Švedska

Načini instalacije kvadratnih okvira mogu biti pričvršćivanjem vijcima, zavarivanjem (najčešće

kod kontejnera), ubetoniravanjem (kod novih objekata), instalacijom u otvore ostavljene prilikom

betoniranja i/ili zidanja objekata. Okrugla rješenja mogu se instalirati također pomoću vijaka,

zavarivanjem, ubetoniravanjem, ali isto tako mogu se instalirati direktno u otvore koji su

napravljeni dijamantnom krunom.

Slika 2. Veličina okvira


Okviri se mogu ugrađivati vertikalno i/ili horizontalno. Također je moguća kombinacija

kvadratnih okvira po visini i širini kako bi se brtvio otvor većih dimenzija.

1.2. Moduli

Moduli su izrađeni od EPDM gume sa raznim kemijskim dodacima, međutim sama smjesa je

poslovna tajna svakog proizvođača modula. Veličina modula prilagođava se pomoću listića koji se

uklanjaju (skidaju) sa polovica modula kako bi se prilagodili vanjskom promjeru kabela.


177

Slika 3. Prilagođavanje modula promjeru kabela


Prilikom prilagođavanja modula vanjskom promjeru kabela potrebno je skidati slojeve listića

dok se ne postigne određena zračnost između dviju polovica modula koja mora iznositi 0,1 do 1,0

mm dok se polovice modula nalaze oko kabela (slika 3). Prije instalacije modula potrebno je okvir,

module, nivelacijske pločice i kompresijski klin podmazati sa lubrikantom koji ima nekoliko

utjecaja. Lubrikant olakšava samu instalaciju zbog malih tolerancija, zatvara mikropore u

materijalu (hrapavost materijala) te jedan od najbitnijih utjecaja lubrikanta je sprječavanje modula

da se slijepe jedan za drugi unutar okvira. Ukoliko se lubrikant ne koristi, već nakon vrlo kratkog

vremena neće biti moguće rastaviti modularni sustav ukoliko se budu dodavali novi kabeli.

Preporuka je da se deblji i teži kabeli stavljaju u donju zonu okvira, a isto tako se preporuča da

se rezervni moduli ostave što je moguće bliže kompresijskom klinu kako bi u budućnosti bilo lakše

i jednostavnije dodati nove kabele. Prilikom projektiranja modularni sustavi se mogu projektirati

tako da imaju uključenu rezervu (moduli kroz koje nisu provučeni kabeli), a koji su spremni za

provlačenje novih kabela u bilo kojem trenutku. S obzirom da se sustav temelji na uklonjivim

listićima znatno se štedi vrijeme i novac (nema dodatnih troškova materijala) prilikom instaliranja

ovakvog tipa brtvljenja.

1.3. Nivelacijske pločice

Nivelacijske pločice (slika 4) se instaliraju između svakog reda modula i između modula i

kompresijskog klina. Nivelacijske pločice se nikada ne smiju instalirati između okvira i modula jer

se na taj način ne bi osigurala plinonepropusnost i vodonepropusnost. Materijal nivelacijskih

pločica može biti galvanizirani čelik ili nehrđajući čelik.

1.4. Kompresijski klin

Kompresijski klin služi za zatvaranje modularnog sustava i postizanje vodonepropusnosti,

plinonepropusnosti i ostalih zahtjeva koji su postavljeni pred modularni sustav. Kompresijski klin

zateže se naizmjenično kada se instalira u okvir te se zateže do kraja navoja. Kada se zategne koristi

se plastična kvačica koja služi za kontrolu dovoljne zategnutosti kompresijskog klina (slika 4).

Za najbolje rezultate poželjno je ostaviti instaliran modularni sustav 24 sata prije puštanja

postrojenja pod napon i izlaganja kabela naprezanju.


178

Slika 4. Nivelacijske pločice i kompresijski klin


2. Upotreba modularnih brtvenih sustava na kompresorskoj stanici – KS1

Prilikom izgradnje kompresorske stanice – KS1 korišteni su modularni brtveni sustavi za

većinu objekata.

Modularni sustav korišten je na slijedećim objektima:

• Pumpna stanica

• Trafostanica

• Upravljačka zgrada s radionicama

• Spremište ulja i maziva

• Upravljačke zgrade kompresornice

• Zgrade kompresornice (ATEX zaštita)

• Mjerno redukcijska stanica (ATEX zaštita)

Zahtjevi koje je morao osigurati modularni brtveni sustav su bili protupožarnost,

vodonepropusnost, plinonepropusnost, ATEX zaštita (prodor iz zone 1 u zonu 2). Sama instalacija

modularnog sustava brtvljenja nije bila zahtjevna te se projektom predvidjelo ubetoniravanje

okvira. Prilikom izgradnje došlo je do izmjena i okviri nisu ubetonirani u fazi građevinskih radova

već su naknadno instalirani i učvršćeni pomoću vijaka ili su umetnuti u otvore napravljene pomoću

dijamantne krunske pile. Kod ulaza kabela kroz PEHD cijevi gdje zahtjev nije bio protupožarnost,

modularne brtve ugrađene su direktno u PEHD cijevi.

Na postrojenju kompresorske stanice KS1 jedino su prodori na vanjskim zidovima zgrade

kompresornice i mjerno redukcijska stanica (unutarnji pregradni zidovi) imale zahtjev ATEX

zaštitu (zona 1 i zona 2), ali isto tako zahtjev je bio i zadržavanje buke unutar objekta što se također

može postići pomoću modularnog sustava koji je korišten.

2.1. Pumpna stanica

Ulaz kabela u pumpnu stanicu riješen je na način da su korišteno jedno okruglo i jedno

kvadratno rješenje (slika 5.) za ulaz kabela. Prodor kabela je u protupožarnoj izvedbi te se uz

protupožarnost osigurava vodonepropusnost i plinonepropusnost pomoću modularnog brtvenog

sustava.


179

Slika 5. Ulaz kabela u pumpnu stanicu

Izvor: vlastite fotografije sa gradilišta Kompresorske stanice - KS1

2.2. Trafostanica

Na zgradi trafostanice instaliran je veći broj kvadratnih i okruglih modularnih rješenja.

Podzemni ulaz kabela u trafostanicu brtvljen je pomoću šest okvira dimenzija 745x350 milimetara

(slika 6.) kroz koje kabeli ulaze u zgradu te im trasa vodi dalje prema transformatorima i ormarima

na etaži 1. Prodori kabela prema transformatorima izvedeni su pomoću okruglih rješenja te je

zahtjev protupožarna zaštita s obzirom da su transformatori u posebnom protupožarnom sektoru.

Slika 6. Ulaz kabela u trafostanicu

Izvor: vlastita fotografija sa gradilišta Kompresorske stanice - KS1


180

Projektom je također bilo predviđeno da se prodori iz kabelskog prostora prema ormarima na

etaži 1 (slika 7.) također brtve modularnim brtvenim sustavom, međutim došlo je do izmjene

projekta te su se ti prodori brtvili protupožarnim premazom. Ukoliko dođe do proširenja

trafostanice, neće biti moguće dodati nove kabele bez dodatnih troškova materijala, već će uz

dodatne radove biti potrebno koristiti novi materijal.

Slika 7. Prodor kabela iz kabelskog prostora prema ormarima

Izvor: vlastite fotografije sa gradilišta Kompresorske stanice - KS1


181

2.3. Upravljačka zgrada s radionicama

U upravljačku zgradu s radionicama ulazi veliki broj kabela (energetski, instrumentacija, ...)

ispod duplog poda u objektu (slika 8.). Prodori kabela u upravljačku zgradu brtvljeni su kvadratnim

sustavom te se na taj način objekt štiti protupožarno, vodonepropusno, protiv prašine, glodavaca.

S obzirom da je postrojenje okruženo poljima vrlo je bitno opremu zaštititi i od glodavaca.

Slika 8. Prodor kabela ispod duplog poda


2.4. Spremište ulja i maziva

Na spremištu ulja i maziva modularni sustav se koristio za uvod i brtvljenje kabela u donjoj

zoni objekta vrlo blizu tla.

Slika 9. Ulaz kabela u spremište ulja i maziva


2.5. Upravljačke zgrade kompresornice

U sklopu kompresorske stanice KS1 nalazi se tri kompresora te svaki ima svoju kompresornicu

i upravljačku zgradu kompresornice.


182

Slika 10. Prodor kabela u upravljačku zgradu kompresornice


Svi ulazi kabela u zgradu kompresornice štićeni su od požara, vodonepropusni i

plinonepropusni. Projektom su predviđeni rezervni moduli kako bi se u budućnosti moglo

instalirati još kabela ukoliko bude potrebe.

2.6. Zgrade kompresornice (ATEX zaštita)

Zgrade kompresornice su Ex zona te svi prodori na zidovima zgrade kompresornice moraju biti

u ATEX izvedbi. Na kompresornici se radi o prodorima iz zone 1 u zonu 2.

Svaka zgrada kompresornice ima nekoliko ulaza na svakoj strani objekta. Sa 3 strane u objekt

ulaze/izlaze kabeli za rasvjetu i sirene, a sa jedne strane objekta ulaze/izlaze kabeli sa kabelskog

mosta. Na svim zgradama kompresornice korišteni su kvadratni okviri. Kod modularnih rješenja u

ATEX izvedbi vrlo je bitno da se koristi cjelokupan sustav ATEX (okvir, moduli, nivelacijske

pločice i kompresijski klin) jer se certifikacija radi za cjelokupan sustav.

Slika 11. Modularni brtveni sustav na zidu zgrade kompresornice prije instalacije modula


Zidovi zgrade kompresornice projektom su predviđeni da budu izrađeni od „sendvič“ panela iz

objekta prema van dimenzija 8 mm + 10 mm + 10 mm gdje je prvobitno središnji panel bio

predviđen zrakoprazan prostor, međutim u daljnjoj razradi projekta, projektanti su predvidjeli da i

središnji dio bude ispunjen kamenom vunom radi bolje zvučne izolacije. Slabe točke na zgradi su

otvori i prodori te se tu modularni brtveni sustav opet pokazao kao velika prednost s obzirom na


183

redukciju buke. Modularni sustavi mogu smanjiti buku do 80 decibela (ovisno o frekvenciji)

ukoliko se buka ne može prenijeti kroz neki drugi otvor (ventilacija, vrata, ...).

2.7. Mjerno redukcijska stanica (ATEX zaštita)

Plinacro na svojim mjerno redukcijskim stanicama već kao standardno rješenje koristi

modularni brtveni sustav jer se pokazao kao rješenje za njihove potrebe gdje ponekad ima potrebe

za izmjenom kabela, ali bitnija je zaštita od glodavaca jer se često mjerno redukcijske stanice nalaze

na udaljenim lokacijama uz plinovode i često uz polja kojima obitavaju male životinje. U

konkretnom slučaju korištena su kvadratna i okrugla rješenja za kabele i okrugla rješenja za cijevi.

Kako na ostalim tako je i na ovoj mjerno redukcijskoj stanici korišten modularni brtveni sustav

u ATEX izvedbi jer je potrebno odvojiti dvije Ex zone (zona 1 i zona 2).

Slika 12. Unutrašnjost mjerno redukcijske stanice u krugu kompresorske stanice KS1


3. Zaključak

Modularnim brtvenim sustavima na velikim industrijskim postrojenjima poput kompresorske

stanice – KS1 postiže se veća fleksibilnost i omogućava se puno brža nadogradnja u smislu

provlačenja novih kabela i/ili cijevi kroz postojeće prodore. Osim fleksibilnosti postiže se puno

bolja učinkovitost što se tiče troškova jer se u početku neznatno većim ulaganjem na cijenu cijelog

projekta ostavljaju rezervni kapaciteti koji se u budućnosti mogu iskoristiti bez ikakvih dodatnih

troškova materijala. Uz modularne sustave postiže se bolji pregled kabela u smislu označavanja jer

ukoliko kabel ulazi kroz prvi modul u prvom redu onda s druge strane zida mora izaći kroz prvi

modul u prvom redu, a što nije slučaj kod nekih drugih rješenja tipa pur pjene i raznih premaza.

Od proizvođača modularnih brtvenih sustava očekuje se da educiraju izvođače (instalacijski

treninzi) i projektante (aplikacije proizvođača za pomoć oko projektiranja prodora) kako bi im

uštedjeli vrijeme, a s druge strane kako bi se instalacija obavila što je moguće brže i ispravnije.

Također neki proizvođači modularnih sustava već sad nude inspekciju instalacije, kao što je slučaj

na kompresorskoj stanici – KS1.


184

Literatura

[1] Bulić Z., dipl. ing. el., (2019.), Izgradnja prve kompresorske stanice na plinskom transportnom sustavu

RH, Nafta i Plin, Vol. 38 No. 156, 2019., str. 77-82, https://hrcak.srce.hr/214798, pristupljeno 25.

studeni 2019.

[2] Roxtec International AB, Installation instructions Roxtec regular system, ver_3.0

[3] Pamić Z., dipl. ing. el., Dosadašnja iskustva s upotrebom modularnih brtvećih sustava, 6. savjetovanje

HO CIRED, Opatija, svibanj 2018., referat broj SO1-13

[4] Roxtec International AB, Roxtec product catalogue, ver_2.0

https://hrcak.srce.hr/214798


185

Pravna regulativa i razvoj prometa s pogonom na stlačeni prirodni plin,

ukapljeni prirodni plin i ukapljeni naftni plin

Legal framework and development of transport powered by compressed

natural gas, liquified natural gas and liquified petroleum gas

Martina Prpić, LL.M.1

Dino Simonoski Bukovski, LL.M.2

1Kovačević Prpić Simeunović odvjetničko društvo d.o.o., Zagreb , Hrvatska 2Kovačević Prpić Simeunović odvjetničko društvo d.o.o., Zagreb, Hrvatska

Sažetak

Prometna politika Europske unije predstavlja jedno od područja zajedničkih politika država članica

Europske unije u okviru koje model „održive mobilnosti” kontinuirano dobiva na važnosti, između ostalog

i zbog činjenice što se emisije stakleničkih plinova u prometnom sektoru kontinuirano povećavaju te

ugrožavaju ostvarenje ciljeva Europske unije u području klimatskih promjena. U Bijeloj knjizi Europske

komisije iz 2011., „Plan za jedinstveni europski prometni prostor – Put prema konkurentnom prometnom

sustavu unutar kojeg se učinkovito gospodari resursima“ (COM(2011) 144), preporučuje se da se (i) emisije

u prometnom sektoru (bez međunarodnog pomorskog prijevoza) smanje za 20% između 2008. i 2030. te

najmanje za 60 % između 1990. i 2050., (ii) emisije u području međunarodnog pomorskog prijevoza smanje

za 40% između 2005. i 2050., (iii) upotreba održivih goriva s niskim udjelom ugljika u zrakoplovnom

prometu poveća na 40% do 2050. te (iv) udio vozila koja upotrebljavaju tradicionalno gorivo u gradskom

prometu smanji za 50% do 2030., u cilju njihova potpunog ukidanja do 2050.

Pravni okvir Europske unije za alternativne energente u prometnom sustavu sadržan je u Direktivi

2014/94/EU Europskog parlamenta i Vijeća od 22. listopada 2014. o uspostavi infrastrukture za alternativna

goriva (OJ L 307, 28.10.2014). Predmetna Direktiva implementirana je u hrvatsko zakonodavstvo Zakonom

o uspostavi infrastrukture za alternativna goriva (NN 120/16). U Republici Hrvatskoj alternativni energenti

za razvoj prometnog sustava obuhvaćaju: električnu energiju, vodik, biogoriva, prirodni plin i ukapljeni

naftni plin. U svrhu stvaranja pravnog okvira za korištenje alternativne energije u prometu, a temeljem

navedenog zakona, Vlada Republike Hrvatske usvojila je Nacionalni okvir politike za uspostavu

infrastrukture za alternativna goriva Republike Hrvatske (NN 34/17) koji predviđa stavljane naglaska na

istovremeni razvoj infrastrukture i tržišta za sva alternativna pogonska goriva u prometu. Nacionalnim

okvirom politike predviđeno je, kao prvi korak, uspostaviti odgovarajući energetski okvir donošenjem

zakonskih i podzakonskih akata kojima će se urediti određivanje uvjeta priključka na elektro-energetski

sustav za punionice, jediničnu cijenu alternativnih energenata koji se koriste u prometu te određivanje uvjeta

punionica za ukapljeni prirodni plin i stlačeni prirodni plin, što je preduvjet daljnjeg razvoja infrastrukture

alternativnih goriva. Kao slijedeći korak predviđeno je donošenje zakona o razvoju infrastrukture

alternativnih goriva te izmjene i dopune zakona koji reguliraju prometnu infrastrukturu na način da se

propišu obaveze uspostave infrastrukture alternativnih goriva za subjekte koji upravljaju prometnom

infrastrukturom, kao i dopune zakona koji reguliraju uvjete građenja parkirališnih prostora na način da se

uvede obveza postojanja punionica alternativnim gorivima. Također, razmatra se potreba uvođenja niza

drugih mjera (administrativnih, fiskalnih, poticajnih, informiranja javnosti, itd.) s ciljem većeg korištenja

alternativnih energenata u prometu.

U ovom radu autori obrađuju, s jedne strane, postojeće EU i hrvatske politike i pravno uređenje

infrastrukture i tržišta alternativnih goriva koja se koriste u prometu s pogonom na stlačeni prirodni plin,

ukapljeni prirodni plin i ukapljeni naftni plin, te će, s druge strane, pokušati predvidjeti smjer razvoja te

infrastrukture i tih tržišta.


186

Ključne riječi: prometna politika, promet, alternativna pogonska goriva, prirodni plin, SPP, UPP, UNP,

infrastruktura za alternativna pogonska goriva, tržišta za alternativna pogonska goriva

Abstract

The European Union's transport policy is one of the common policy areas of the European Union

Member States, under which the 'sustainable mobility' model is continually gaining importance, among

other reasons due to the fact that the transport sector's greenhouse gas emissions are steadily increasing and

jeopardizing the achievement of the European Union's objectives in the area of climate changes. In the 2011

White Paper by the European Commission "Roadmap to a Single European Transport Area – Towards a

competitive and resource efficient transport system” (COM (2011) 144), it is recommended that (i)

emissions in the transport sector (excluding international maritime transport) decrease by 20% between

2008 and 2030 and at least by 60% between 1990 and 2050, (ii) emissions in the area of international

maritime transport decrease by 40% between 2005 and 2050, (iii) the use of low-carbon sustainable fuels in

aviation increases to 40% by 2050 and (iv) the proportion of vehicles using traditional fuels in urban

transport is reduced by 50% by 2030, with goal to completely abolish them by 2050.

The European Union legal framework for alternative energy sources in the transport system is contained

in Directive 2014/94/EU of the European Parliament and of the Council of 22 October 2014 on the

deployment of alternative fuels infrastructure (OJ L 307, 28 October 2014). The Directive in question was

implemented into Croatian legislation by the Law on the Establishment of Alternative Fuels Infrastructure

(NN 120/16). In the Republic of Croatia, alternative energy sources for the development of the transport

system include: electricity, hydrogen, biofuels, natural gas and liquefied petroleum gas. For the purpose of

creating a legal framework for the use of alternative energy in transport, and pursuant to the aforementioned

law, the Government of the Republic of Croatia adopted the National Policy Framework for the

Establishment of the Alternative Fuels Infrastructure of the Republic of Croatia (NN 34/17), which puts

emphasis on the simultaneous development of infrastructure and markets for all alternative fuels in transport.

The National Policy Framework envisages, as a first step, the establishment of an appropriate energy

framework by adopting laws and regulations that will determine the conditions for connecting to the electric

power system for charging stations, the unit price of alternative energy sources used in transport, and

determining the conditions for charging stations for liquefied natural gas and compressed natural gas, which

is a prerequisite for the further development of alternative fuels infrastructure. The next step would be to

pass legislation on the development of alternative fuels infrastructure and amendments to the laws regulating

transport infrastructure in a way that prescribes obligations to deploy alternative fuels infrastructure for

entities managing transport infrastructure, as well as amendments to laws regulating the conditions for

construction of parking spaces so that obligation to provide for alternative fuels charging stations is

introduced. It also considers the need to introduce a number of other measures (administrative, fiscal,

incentive, informing the public, etc.) with a goal to increase the use of alternative energy sources in transport.

In this paper, the authors discuss, on one hand, the existing EU and Croatian policies and legal

framework of infrastructure and markets of alternative fuels which are used in transport fuelled by

compressed natural gas, liquefied natural gas and liquefied petroleum gas, and, on the other hand, will try

to predict the direction of development of these infrastructures and markets.

Key words: transport policy, transport, alternative fuels, natural gas, CNG, LNG, LPG, infrastructure for

alternative fuels in transport, markets for alternative fuels in transport

1. Uvod

U ovom radu autori razmatraju politike i pravni okvir na razini Europske unije (dalje: „EU“) i

Republike Hrvatske za razvoj infrastrukture i tržišta alternativnih pogonskih goriva (dalje:


187

„alternativna goriva“, pojedinačno: „alternativno gorivo“) u prometu, i to stlačeni prirodni plin

(dalje: „SPP“), ukapljeni prirodni plin (dalje: „UPP“) i ukapljeni naftni plin (dalje: „UNP“).

U prvom dijelu rada je analiza nacionalnog zakonskog uređenja infrastrukture i tržišta, kao i

analiza ciljeva proklamiranih nacionalnih politika u tom pogledu. Ovaj dio rada završava analizom

provedbe nacionalnih politika putem odgovarajućeg zakonodavstva.

U nastavku se analizira opći pravni okvir za prirodni plin, te mjere koje su poduzete u pogledu

SPP-a i UPP-a kao alternativnih goriva. Kao posebne mjere autori analiziraju one koje su izravno

usmjerene na krajnje kupce prirodnog plina, tj. mjere usmjerene na kupnju vozila pogonjenih

alternativnim gorivima.

U zadnjem dijelu rada, autori analiziraju politike i pravni okvir na razini EU i Republike

Hrvatske u pogledu infrastrukture i tržišta UNP-a. Konačno, autori daju svoja predviđanja razvoja

infrastrukture i tržišta alternativnih goriva te svoje viđenje daljnjih mogućih mjera.

2. Infrastruktura za alternativna goriva, s posebnim osvrtom na SPP, UPP i UNP

2.1. Zakon o uspostavi infrastrukture za alternativna goriva

Glavni cilj uspostave infrastrukture za alternativna goriva je razvoj održivog prometnog

sustava, uz minimalne negativne učinke po okoliš i društvo, što se nastoji ostvariti poticanjem

razvoja tržišta alternativnim gorivima u prometu kao i vozila i plovila na alternativna goriva. [1]

Zakon o uspostavi infrastrukture za alternativna goriva [2], kojim se u hrvatski pravni poredak

implementira Direktiva 2014/94/EU Europskog parlamenta i Vijeća od 22. listopada 2014. o

uspostavi infrastrukture za alternativna goriva [3], temeljni je pravni akt koji u Republici Hrvatskoj

regulira infrastrukturu za alternativna goriva.

Zakon utvrđuje zajednički okvir mjera za uspostavljanje infrastrukture za alternativna goriva s

ciljem smanjenja, na najmanju moguću mjeru, ovisnosti o nafti i ublažavanja negativnih utjecaja

prometa na okoliš. Zakon uređuje samo pojedina pitanja infrastrukture za alternativna goriva, i to

minimalne zahtjeve za izgradnju infrastrukture za alternativna goriva, uključujući mjesta za

punjenje, zajedničke tehničke specifikacije za mjesta za punjenje i opskrbu, zahtjeve za

informiranje korisnika, te način izvršavanja obveza izvješćivanja o provedbi mjera uspostavljanja

infrastrukture za alternativna goriva. [2]

U odnosu na sva ostala pitanja, Zakon upućuje na primjenu općih propisa kojima se uređuju

područja prometne infrastrukture, prostornog uređenja, infrastrukture prostornih podataka, gradnje,

energetike, energetske učinkovitosti, zaštite okoliša, državnih potpora te zakona koji uređuju

djelovanje Fonda za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost (dalje: „Fond“) i Centra za praćenje

poslovanja energetskog sektora i investicija i državne potpore. [2]

Sukladno Zakonu, alternativna goriva su goriva ili izvori energije koji služe, barem djelomično,

kao nadomjestak za izvore fosilnih goriva u opskrbi prometa energijom i koji imaju potencijal

doprinijeti dekarbonizaciji prometnog sustava te poboljšati okolišnu učinkovitost prometnog

sektora, a koji između ostalog uključuju: električnu energiju, vodik, biogoriva (tekuća ili plinovita

biogoriva namijenjena prometu proizvedena iz biomase), sintetička i parafinska goriva, prirodni

plin, uključujući bioplin, u plinovitom (SPP) i ukapljenom obliku (UPP) te UNP. [2]


188

U odnosu na opskrbu prometa prirodnim plinom, Zakon je odredio slijedeće:

• u skladu s procjenom tržišta Nacionalnog okvira politike za uspostavu infrastrukture i

razvoj tržišta alternativnih goriva u prometu (dalje: „NOP“), uspostavit će se u morskim

lukama i lukama unutarnjih voda odgovarajući broj mjesta za opskrbu UPP-om kako bi

se morskim brodovima i plovilima unutarnje plovidbe omogućilo prometovanje u

cijeloj osnovnoj transeuropskoj prometnoj mreži (dalje: TEN-T);

• prema potrebi, nadležna tijela za morske luke i nadležna tijela za unutarnje plovne

putove surađuju sa susjednim državama kako bi se osigurala odgovarajuća pokrivenost

osnovne mreže TEN-T;

• u skladu s procjenom tržišta, NOP određuje morske luke i luke unutarnjih voda koje

trebaju osigurati pristup mjestima za opskrbu UPP-om pri čemu se također uzimaju u

obzir stvarne potrebe tržišta;

• u skladu s procjenom tržišta NOP-a, uspostavit će se odgovarajući broj mjesta za

opskrbu UPP-om dostupnih javnosti, barem uzduž postojeće osnovne mreže TEN-T,

kako bi se osiguralo da teška motorna vozila na UPP mogu nesmetano prometovati ako

postoji potražnja i osim ako troškovi nisu nerazmjerni u odnosu na koristi, uključujući

koristi za okoliš;

• na prometnoj mreži Republike Hrvatske bit će raspoloživ primjeren distribucijski sustav

za UPP, uključujući objekte za pretovar tereta iz cisterni s UPP-om, kako bi se

opskrbljivala mjesta za opskrbu UPP-om;

• iznimno, moguće je udružiti kapacitete sa susjednim zemljama u svrhu ispunjavanja

zahtjeva odgovarajuće pokrivenosti prometne mreže;

• u okviru mreža koje će biti određene NOP-om uspostavit će se primjeren broj javno

dostupnih mjesta za punjenje SPP-om kako bi se osiguralo da motorna vozila na SPP

mogu prometovati barem u naseljima, građevinskim područjima, odnosno

gradskim/prigradskim aglomeracijama i drugim gusto naseljenim područjima;

• u okviru mreža koje će biti određene NOP-om uspostavit će se primjeren broj javno

dostupnih mjesta za opskrbu SPP-om, barem uzduž postojeće osnovne mreže TEN-T,

kako bi se osiguralo da motorna vozila na SPP mogu nesmetano prometovati;

• mjesta za opskrbu motornih vozila SPP-om, koja su postavljena ili obnovljena od 18.

studenoga 2017., moraju ispunjavati tehničke specifikacije pravilnika iz članka 6.

stavka 1. Zakona (međutim, nije jasno na koji se pravilnik upućuje, budući da se ni u

referiranom članku Zakona niti u jednoj drugoj odredbi Zakona ne navodi nikakav

pravilnik);

• priključci i posude za SPP moraju biti u skladu s UN ECE Uredbom br. 110 (u vezi s

ISO 14469, dio I. i dio II.). [2]


189

2.2. Nacionalni okvir politike za uspostavu infrastrukture za alternativna goriva Republike Hrvatske

Vlada Republike Hrvatske je, temeljem Zakona, usvojila Nacionalni okvir politike za

uspostavu infrastrukture za alternativna goriva Republike Hrvatske. [1] NOP određuje zajednički

okvir mjera za razvoj tržišta u pogledu alternativnih goriva u prometnom sektoru i za postavljanje

odgovarajuće infrastrukture te se donosi za razdoblje nakon 2016. godine sve do ispunjenja ciljeva.

Iako NOP određuje da je naglasak na istovremenom razvoju infrastrukture i tržišta za sva

alternativna goriva u prometu, zbog već postojećeg zakonodavnog okvira i infrastrukture za

korištenje UNP-a i biogoriva u prometu, NOP je pri određivanju obvezujućih ciljeva i mjera stavio

naglasak na električnu energiju i prirodni plin. [1]

I kod UPP-a i SPP-a, NOP je kao jedno od ograničenja identificirao slabu izgrađenost

infrastrukture za punjenje ovim alternativnim gorivima. U odnosu na UNP, NOP je utvrdio da

postoji dobra pokrivenost kopnenog dijela hrvatskog teritorija punionicama za UNP, međutim,

količinom emisija štetnih tvari premašuje električnu energiju i prirodni plin, a u nekim tvarima

dostiže ili čak i premašuje emisije klasičnih benzinskih i dizelskih goriva. [1]

Cilj određivanja minimalne infrastrukture za opskrbu vozila SPP-om na teritoriju Republike

Hrvatske je stvaranja održivijeg gradskog (osobito javnoga), komunalnog i cestovnog prometa, te

omogućavanje prometovanja vozilima na SPP u većim gradskim središtima i po glavnim

prometnim pravcima Republike Hrvatske. U odnosnu na SPP, NOP je predvidio izgradnju

punionica za vozila na SPP u Puli, Rijeci, Zadru, Šibeniku, Splitu, Dubrovniku, Karlovcu, Sisku,

Osijeku, Varaždinu, Čakovcu i Zagrebu. U ovim gradovima, predviđa se izgradnja 13

kompresorskih sustava sa mogućnošću istovremenog punjenja osobnih vozila, teretnih vozila i

autobusa. Također se predviđa i uspostava mreže punionica do 2025. godine uzduž cjelokupne

mreže prometnica i to 19 postaja na 11 lokacija, od kojih se 8 lokacija nalazi uz autoceste, a 3 na

glavnim cestama. [1]

Cilj određivanja minimalne infrastrukture za opskrbu plovila i vozila UPP-om na teritoriju

Republike Hrvatske je stvaranje održivijeg pomorskog prometa, plovidbe unutarnjim plovnim

putovima i cestovnog teretnog prometa, te omogućavanje prometovanja plovilima i teškim teretnim

vozilima na UPP po glavnim vodnim i cestovnim prometnim pravcima Republike Hrvatske. U

odnosu na UPP u pomorskom prometu, NOP je predvidio potrebu izgradnje infrastrukture za

prekrcaj i opskrbu UPP-a u Rijeci do 2025. godine te Puli, Zadru, Šibeniku, Splitu, Pločama i

Dubrovniku do 2030. godine uz potrebu revidiranja procjene potrebne infrastrukture u skladu s

razvojem tržišta svakih 5 godina, počevši od 2020. godine. U odnosu na UPP u unutarnjoj plovidbi,

NOP je predvidio potrebu izgradnje infrastrukture za prekrcaj i opskrbu UPP-a u Vukovaru i

Slavonskom Brodu uz potrebu revidiranja procjene potrebne infrastrukture u skladu s razvojem

tržišta svakih 5 godina, počevši od 2020. godine. U odnosu na UPP u cestovnom prometu, NOP je

predvidio potrebu instalacije punionica na rubnim dijelovima gradova Zagreba i Rijeke do 2025.

godine, te na rubnim dijelovima gradova Zadra, Splita, Ploča i Osijeka do 2030. godine uz potrebu

revidiranja procjene potrebne infrastrukture u skladu s razvojem tržišta svakih 5 godina, počevši

od 2020. godine. U slučaju dovoljne potražnje, moguće je predvidjeti i postavljanje mobilnih

jedinica za opskrbu teretnih vozila UPP-om na odmorišnim mjestima autocesta. [1]

Pored utvrđivanja trenutnog stanja i određivanja ciljeva koje se trebaju postići u definiranim

vremenskim rokovima, NOP je predvidio mjere koje će biti potrebne za ostvarivanje zadanih


190

ciljeva. Predviđene mjere uključuju zakonodavne, administrativne, fiskalne, poticajne,

informiranje javnosti, obaveze izvješćivanja Europske komisije, mjere na lokalnoj i područnoj

razini (parkirna mjesta, turistički objekti, zone čistog prometa), te mjere kojima se može promicati

postavljanje infrastrukture za alternativna goriva u sklopu usluga javnoga prijevoza.

U odnosu na zakonodavne mjere, NOP je predvidio, kao preduvjete daljnjeg razvoja

infrastrukture alternativnih goriva, potrebu donošenja zakonskih i podzakonskih akata kojima će

se urediti određivanje uvjeta priključka na elektro-energetski sustav za punionice, jediničnu cijenu

alternativnih energenata koji se koriste u prometu te određivanje uvjeta punionica za UPP i SPP.

U drugom koraku, nakon donošenja odgovarajućeg energetskog okvira, NOP je predvidio potrebu

donošenje zakona o razvoju infrastrukture alternativnih goriva, te izmjene i dopune zakona koji

reguliraju prometnu infrastrukturu na način da se propišu obaveze uspostave infrastrukture

alternativnih goriva za subjekte koji upravljaju prometnom infrastrukturom, kao i dopune zakona

koji reguliraju uvjete građenja parkirališnih prostora na način da se uvede obveza postojanja

punionica alternativnim gorivima. [1]

U odnosu na administrativne i fiskalne mjere, NOP je predvidio potrebu da se na nacionalnoj

razini postigne konsenzus o uvođenju administrativnih ograničenja i/ili dodatnih fiskalnih

opterećenja za promet vozilima koja koriste visoko onečišćujuća goriva, a ujedno administrativnog

i/ili fiskalnog poticanja korištenja alternativnih energenata u prometu, razmjerno njihovom utjecaju

na okoliš. [1]

NOP predviđa da će poticajne mjere obuhvatiti sufinanciranje nabave prometnih sredstava na

alternativna goriva prvenstveno namijenjenih javnom i komunalnom prijevozu te sufinanciranje

izgradnje infrastrukture alternativnih goriva subjektima koji upravljaju prometnom infrastrukturom

i jedinicama lokalne i regionalne samouprave. [1]

U okviru mjera na lokalnoj i područnoj razini, NOP predviđa da bi sve jedinice državne, lokalne

i područne uprave propisale obvezu uspostave punionica alternativnih goriva za subjekte koji

upravljaju prostorima predviđenima za promet u mirovanju (parkirališta, garaže, marine, luke,

pristaništa, kolodvore, zračne luke i sl.), te da se ista obveza propiše i za trgovačke, ugostiteljske i

smještajne objekte. NOP predviđa da se na lokalnoj razini uvedu administrativna ograničenja i/ili

dodatna fiskalna opterećenja za promet vozilima koja koriste klasične naftne derivate uz ujedno

administrativno i/ili fiskalno poticanje korištenja alternativnih energenata u prometu (npr.

mogućnost povlaštenog parkiranja vozila s nultim emisijama, poticanje veće upotrebe vozila na

alternativni pogon među taksistima, rent-a-car tvrtkama, u klubovima korisnika zajedničkih vozila,

u turizmu i u promoviranju novih prilika za razvoj gospodarstva). [1]

U odnosu na subjekte koji obavljaju javni prijevoz i koji se financiraju javnim sredstvima

(državnim, regionalnim ili lokalnim), NOP predviđa uvođenje obveze uspostave odgovarajuće

infrastrukture punionica te korištenje vozila na alternativnu energiju. [1]

2.3. Provedba NOP-a

NOP je predvidio ambiciozne ciljeve i mjere kojima bi se ti ciljevi trebali postići. Kako bi se

pratilo ispunjenje ciljeva i poduzimanje predviđenih mjera, Zakon je propisao obvezu ministarstva

nadležnog za promet da dostavi Vladi Republike Hrvatske i Europskoj komisiji izvješće o provedbi


191

NOP-a, uz opis mjera poduzetih kao potpora izgradnji infrastrukture za alternativna goriva, i to do

18. studenoga 2019. i potom svake tri godine. [2]

Unatoč proteku zakonom određenog roka za dostavu takvog izvješća, u trenutku pisanja ovog

rada izvješće o provedbi NOP-a još uvijek nije javno dostupno, te je još u izradi. Inače, ovo nije

prvi put da Hrvatska kasni s dostavom izvješća koja su vezana za rok. Tako je 12. veljače 2020.

godine Hrvatska službeno opomenuta od Europske komisije zbog nepoštivanja direktive o

energetskoj učinkovitosti i neispunjenja obveze izvješćivanja o ciljevima povećanja energetske

učinkovitosti, što je bila dužna učiniti do 30. travnja 2019. godine. [4]

S obzirom da Hrvatska još nije izradila izvješće o ispunjenju ciljeva i poduzimanje predviđenih

mjera za uspostavu infrastrukture za alternativna goriva, u ovom je trenutku teško utvrditi koje od

predviđenih mjera su poduzete i koji ciljevi su se (barem djelomično) ostvarili.

U odnosu na zakonodavne mjere koje je NOP predvidio, osobito one koje se odnose na SPP i

UPP, većina nije ostvarena.

NOP je predvidio da je potrebno odrediti uvjete punionica za UPP i SPP. Dok su uvjeti za

punionice SPP-om regulirani općim Pravilnikom o postajama za opskrbu prijevoznih sredstava

gorivom [5] i posebnim Pravilnikom o sustavima za opskrbu motornih vozila stlačenim prirodnim

plinom (SPP-om) [6], radi se o pravilnicima koji nisu mijenjani od 2008. godine odnosno 2009.

godine. Posebni uvjeti za punionice UPP-om uopće nisu propisani.

Nadalje, ne samo da nije usvojen nego ne postoji ni javno dostupni nacrt izmjena i dopuna

zakona koji reguliraju prometnu infrastrukturu (u smislu određivanja obaveze subjektima koji

upravljaju prometnom infrastrukturom uspostave infrastrukture alternativnih goriva) kao i dopune

zakona koji reguliraju uvjete građenja parkirališnih prostora (u smislu određivanja obveza

postojanja punionica alternativnim gorivima).

Cilj određen NOP-om da do 2020. godine punionice SPP-a moraju biti dostupne u Puli, Rijeci,

Zadru, Šibeniku, Splitu, Dubrovniku, Karlovcu, Sisku, Osijeku, Varaždinu, Čakovcu i Zagrebu,

samo je manjim dijelom ispunjen te se danas javno dostupne punionice SPP-om nalaze u Zagrebu

Rijeci i Puli.

U odnosu na infrastrukturu za UPP, NOP je odredio vremenske rokove za ispunjenje ciljeva

počevši od 2025. godine.

3. Prirodni plin kao alternativno gorivo

Na hrvatskom tržištu energije prirodni plin već drži udjel od oko 25% te se očekuje da će

provođenja programa za očuvanje klime, koji uključuje mjere prisile kroz nametanje zakonskih

obveza i financijske potpore, u slijedećem razdoblju značajno utjecati i na volumen tržišta plina.

[7] Rezultati istraživanja o potrebama za prirodnim plinom u Europi pokazuju da bi u razdoblju do

2030. godine potražnja za prirodnim plinom trebala ostati stabilna (ili eventualno neznatno opasti),

dok procjene za daljnje razdoblje do 2050. godine upućuju na to da će goriva s niskim ili nultim

udjelom ugljikovodika (npr. bioplin, biometan, vodik) ipak zamijeniti prirodni plin. [8]

U ovom trenutku, prirodni plin je ipak prepoznat kao optimalno alternativno gorivo za pogon

motora s unutarnjim izgaranjem, osobito za vozila u javnom urbanom prijevozu. [9]


192

3.1. Opći pravni okvir za prirodni plin

Osnovni zakoni koji reguliraju prirodni plin su Zakon o energiji [10], Zakon o tržištu plinom

[11] te Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti [12], u skladu s kojima, između ostalog, djeluje

Hrvatska energetska regulatorna agencija (HERA).

Zakon o energiji uređuje pitanja i odnose koji su od zajedničkog interesa za sve energetske

djelatnosti ili koji su vezani za više oblika energije, dok se pitanja vezana za pojedina energetska

područja uređuju posebnim zakonima.

Energetsku djelatnost mogu obavljati pravne i fizičke osobe na temelju rješenja kojim se

dozvoljava obavljanje te djelatnosti (dozvola) koju izdaje HERA, osim ukoliko je za pojedine

energetske djelatnosti posebnim zakonom kojim se uređuje pojedino tržišta energije propisno da

za njeno obavljanje nije potrebna dozvola. [10] Postupak izdavanja dozvola detaljnije je uređen

Pravilnikom o dozvolama za obavljanje energetskih djelatnosti i vođenju registra izdanih i oduzetih

dozvola za obavljanje energetskih djelatnosti. [13]

U smislu Zakona o energiji plinom se smatra prirodni plin i sve druge vrste plinova (ukapljeni

prirodni plin, miješani ukapljeni naftni plin, ispareni ukapljeni naftni plin, gradski plin, bioplin i

plin iz biomase) u onoj mjeri u kojoj se takvi plinovi mogu tehnički i sigurno primješavati u tok

prirodnog plina i tako transportirati kroz plinski sustav. [10]

Zakon o tržištu plina uređuje pravila i mjere za sigurnu i pouzdanu proizvodnju, transport,

skladištenje, upravljanje terminalom za UPP, distribuciju i opskrbu plinom, upravljanje mjestom

za opskrbu UPP-om i/ili SPP-om kao i organiziranje tržišta plina kao dijela plinskog tržišta

Europske unije.

U smislu Zakona o tržištu plina, UPP je pročišćeni plin koji je rashlađivanjem pretvoren u

tekuće stanje dok je SPP plin u plinovitom stanju stlačen na tlak veći od 100 bara.

Energetske djelatnosti u sektoru plina određene su u članku 4. Zakona o tržištu plina te, između

ostalih, obuhvaćaju upravljanje terminalom za UPP, opskrbu plinom (prodaja ili preprodaja plina

kupcu, uključujući prodaju ili preprodaju UPP-a i SPP-a) i upravljanje mjestom za opskrbu UPP-

om i/ili SPP-om.

Zakonom je propisano da je za obavljanje energetskih djelatnosti upravljanja terminalom za

UPP i opskrbe plinom potrebno imati dozvolu koju izdaje HERA, dok je za obavljanje energetske

djelatnosti upravljanja mjestom za opskrbu UPP-om i/ili SPP-om potrebna dozvola osim ako se ta

energetska djelatnost obavlja isključivo za vlastite potrebe.

Uvidom u Registar dozvola za obavljanje energetskih djelatnosti koji vodi HERA, na dan

15.2.2020. u Hrvatskoj je 1 subjekt koji ima dozvolu za upravljanje terminalom za UPP (LNG

Hrvatska d.o.o.) [14], 51 subjekata koji imaju dozvolu za opskrbu plinom [15] i 1 subjekt koji ima

dozvolu za upravljanje mjestom za opskrbu UPP-om i/ili SPP-om. [16] U potonjem slučaju radi se

o društvu Plinara d.o.o. iz Pule što je dio projekta Grada Pule „Nabava autobusa na SPP i izgradnja

punionica na SPP” sufinanciranog sa sveukupno 42,7 milijuna kuna bespovratnih europskih

sredstava. [17]


193

3.2. SPP kao alternativno gorivo

Energetski institut Hrvoje Požar je za naručitelja Plinacro d.o.o. u 2015. godini izradio „Studiju

o razvoju tržišta stlačenog prirodnog plina (SPP) u prometu“ koja je analizirala mogućnosti

korištenja SPP-a u gradskom i prigradskom teretnom prometu te komunalnim djelatnostima.

Zaključak studije bio je, između ostalog, kako prirodni plin prilikom izgaranja emitira znatno niže

količine štetnih čestica te njegovo korištenje predstavlja korak ka prelasku na obnovljive izvore

poput bioplina ili vodika. [18] [19]

NOP je identificirao SPP kao pogodnu alternativu naftnim derivatima u cestovnom prometu na

kratke i srednje relacije, gdje svojim svojstvima može konkurirati električnoj energiji u tom

segmentu tržišta alternativnih goriva u prometu. U Republici Hrvatskoj u svibnju 2015. godine bilo

je registrirano 244 osobnih vozila, 120 teretnih automobila, 13 mopeda, 7 motocikala, 177 autobusa

te 12 traktora s pogonom na SPP, te su postojale tri punionice stlačenog prirodnog plina, od kojih

su dvije javno dostupne (Zagreb i Rijeka). [1]

Uvidom u Registar dozvola za obavljanje energetskih djelatnosti koji vodi HERA, na dan

15.2.2020. u Hrvatskoj je 1 subjekt koji ima dozvolu za upravljanje mjestom za opskrbu UPP-om

i/ili SPP-om (Plinara d.o.o., Pula). [16] Prema javno dostupnim podacima, Energo d.o.o. u Rijeci i

Gradska plinara Zagreb – opskrba d.o.o. u Zagrebu također imaju punionice za SPP koje su javno

dostupne, iako nemaju dozvolu HERA-e za upravljanje mjestom za opskrbu UPP-om i/ili SPP-om.

[20] [21]

S obzirom da za upravljanje mjestom za opskrbu UPP-om i/ili SPP-om nije potrebna dozvola

ukoliko se ta energetska djelatnost obavlja isključivo za vlastite potrebe, uvidom u HERA-in

Registar nije moguće utvrditi koliko ima mjesta za opskrbu UPP-om ili SPP-om u Hrvatskoj, a

koje se koriste za vlastite potrebe subjekata koji njima upravljaju. Prema javno dostupnim

podacima, vlastita mjesta za opskrbu SPP-om imaju Zagrebački električni tramvaj d.o.o. u

Zagrebu, namijenjeno punjenju autobusa za javni gradski prijevoz [22], i Plinacro d.o.o. u Ivanić-

Gradu, namijenjeno punjenu vlastitih službenih vozila. [23]

Dakle, u proteklih 5 godina (2015.-2020.) otvorile su se samo dodatne dvije punionice SPP-om

(Pula i Ivanić-Grad), od kojih je samo 1 dostupna javnosti (Pula). Usporedbe radi, NOP je propisao

da do 2020. godine punionice SPP-a moraju biti dostupne u Puli, Rijeci, Zadru, Šibeniku, Splitu,

Dubrovniku, Karlovcu, Sisku, Osijeku, Varaždinu, Čakovcu i Zagrebu. Za sada javno dostupne

punionice SPP-a postoje u Zagrebu, Rijeci i Puli, dok u Zadru, Šibeniku, Splitu, Dubrovniku,

Karlovcu, Sisku, Osijeku, Varaždinu i Čakovcu još uvijek nema punionica SPP-a.

3.3. UPP kao alternativno gorivo

NOP je identificirao UPP kao alternativno gorivo najpovoljnije za korištenje u pomorskom

prometu i prometu unutarnjim plovnim putovima, te kao jedinu alternativu dizelskom gorivu za

uporabu u teškim teretnim vozilima zbog dometa koje nudi.

Prema procjeni Europskog udruženja za vozila na prirodni plin i bioplin (NGVA Europe), do

2030. godine na cestama Europske unije biti će oko 400.000 kamiona na plinski pogon od kojih

oko 300.000 na UPP pogon, dok se na hrvatskim cestama u 2030. godini očekuje prometovanje

oko 1.000 teških teretnih vozila s pogonom na UPP. [19]


194

U vrijeme usvajanja NOP-a, u Republici Hrvatskoj nije postojala infrastruktura za UPP niti je

bilo registriranih vozila ili plovila koja koriste UPP.

U lipnju 2018. godine Hrvatski sabor donio je Zakon o terminalu za ukapljeni prirodni plin [24]

kojim je, između ostalog, utvrđeno da je izgradnja infrastrukture terminala za UPP od strateškog

interesa za Republiku Hrvatsku radi očuvanja sigurnosti opskrbe prirodnim plinom, sukladno

Strategiji energetskog razvoja Republike Hrvatske, Strategiji skladištenja prirodnog plina

Europske unije i Strategiji sigurne opskrbe energijom Europske unije. Nadalje, utvrđen je interes

Republike Hrvatske za realizaciju gradnje mjesta za opskrbu UPP-om u luci Rijeka radi uvođenja

UPP-a kao ekološki prihvatljivog pogonskog goriva u pomorskom, riječnom, željezničkom i

cestovnom teretnom prometu.

Infrastruktura terminala za UPP na otoku Krku uključuje: terminal za UPP, postrojenje za

ukapljivanje UPP-a, postrojenje za uplinjavanje UPP-a, fiksnu i mobilnu infrastrukturu na kopnu

ili moru za skladištenje UPP-a, fiksnu i mobilnu infrastrukturu na kopnu ili moru za daljnju

distribuciju UPP-a, fiksnu i mobilnu infrastrukturu na kopnu ili moru za upotrebu UPP-a u prometu,

postrojenje za primjenu rashladne energije UPP-a, postrojenje za primjenu UPP-a u energetske

svrhe, postrojenje za primjenu UPP-a kao sirovine, prateće instalacije i sustavi na kopnu ili moru

potrebni za rad s UPP-om / potrebni za rad UPP infrastrukture, energana za proizvodnju električne

i toplinske energije u okviru obuhvata terminala za UPP, iz koje će se toplinska energija koristiti

za uplinjavanje UPP-a, s transportom proizvedene električne energije u mrežu, te sva infrastruktura

izvan obuhvata zahvata terminala za UPP koja je potrebna za njegov rad (priključni plinovod za

otpremu plina iz terminala za UPP u transportni sustav, magistralni plinovodi kao sastavni dijelovi

transportnog sustava, uključujući kompresorske stanice kojima se transportira plin iz terminala za

UPP, dalekovodi, vodoopskrbni sustavi, odvodnja otpadnih voda i slično). [2]

Zakonom je za nositelja investicije projekta terminala za UPP na otoku Krku određeno društvo

LNG Hrvatska d.o.o. te je određeno da će se projekt realizirati kroz gradnju terminala za UPP u

dvije faze (gradnja plutajućeg terminala za UPP u prvoj fazi i gradnja kopnenog terminala za UPP

u drugoj fazi) i gradnju mjesta za opskrbu UPP-om u luci Rijeka.

S obzirom na očekivani dovršetak gradnje terminala za UPP na otoku Krku do kraja rujna 2020.

godine, [25] Hrvatska će uskoro dobiti infrastrukturu za UPP koja bi trebala potaknuti daljnji razvoj

infrastrukture i korištenje UPP-a kao alternativnog goriva.

4. Mjere usmjerene na kupnju vozila na alternativna goriva, s posebnim osvrtom na SPP i UPP

Prema dostupnim podatcima, u svijetu je u 2015. godini bilo oko 17,73 milijuna vozila s

pogonom na prirodni plin od čega je 79% bilo koncentrirano u samo 7 zemalja, jedna od kojih je

Italija (5%) kao jedina država članica Europske unije na toj listi. U Republici Hrvatskoj je na kraju

2014. godine bilo registrirano 146 osobnih vozila, 60 teretnih vozila, 16 mopeda i motocikala, 78

autobusa te 12 traktora s pogonom na SPP, dok vozila i plovila s pogonom na UPP nije bilo

registriranih. [26]

NOP je previdio uvođenje niza mjera koje bi trebale utjecati na porast broja vozila na

alternativna goriva, koje uključuju administrativne i fiskalne mjere na državnoj, područnoj i

lokalnoj razini, te poticajne mjere. Jednom kad izvješće o provedbi NOP-a, koje kasni, bude javno

dostupno, biti će zanimljivo utvrditi koje od predloženih mjera su primijenjene i s kojim učinkom.


195

Uz velike ograde, NOP je dao procjenu povećavanja udjela vozila koja koriste alternativnu

energiju u slijedećih 10 godina (u odnosu na trenutak izrade NOP-a) odnosno do 2025. godine, te

je utvrdio da čak i ako bi se ispunile mjere predviđene NOP-om, do 2025. nije predvidljivo

povećavanje udjela vozila koja koriste alternativnu energiju na preko 10%. [1]

Od administrativnih mjera koje mogu pozitivno utjecati na porast broja vozila na alternativna

goriva, a koje su primijenjene i prije usvajanja NOP-a, svakako valja spomenuti Zakon o

promicanju čistih i energetski učinkovitih vozila u cestovnom prijevozu [27] koji je Republika

Hrvatska usvojila 2013. godine implementirajući Direktivu 2009/33/EZ Europskoga parlamenta i

Vijeća od 23. travnja 2009. o promicanju čistih i energetski učinkovitih vozila u cestovnom

prijevozu. [28] Sukladno navedenom zakonu, naručitelji u postupku javne nabave i prijevoznici

koji obavljaju javni linijski prijevoz putnika dužni su pri kupnji vozila kojima se obavlja cestovni

prijevoz (što uključuje putničke automobile, laka gospodarska vozila, teška vozila i autobuse)

uzimati u obzir energetske učinke i utjecaj na okoliš tijekom razdoblja eksploatacije vozila,

uključujući potrošnju energije te emisije ugljikova dioksida (CO2) i emisije određenih

onečišćivača.

U odnosu na poticajne mjere, treba istaknuti da Fond niz godina sufinancira mjere energetske

učinkovitosti u prometu, temeljem Zakona o fondu za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost,

[29] Zakona o energetskoj učinkovitosti, [30] Programa rada Fonda i Nacionalnih akcijskih

planova energetske učinkovitosti. U 2015. godini mjere su uključivale poticanje pregradnje vozila

svih kategorija na pogon SPP-om, [1] dok je u 2018. i 2019. godini poticana kupnja novih vozila s

pogonom na SPP i UPP, i to za vozila kategorije N1 s pogonom na SPP i UPP – do 40.000,00 kuna,

a za vozila kategorije N2, N3, M2, M3 s pogonom na SPP ili UPP – do maksimalno 400.000,00

kuna. [31]

S obzirom da je Četvrti nacionalni akcijski plan energetske učinkovitosti za razdoblje od 2017.

do 2019. [32] istekao, a da Peti nacionalni akcijski plan energetske učinkovitosti za slijedeće

razdoblje još nije usvojen (niti je njegov nacrt javno dostupan) kao ni Program rada Fonda za 2020.

godinu, u ovom trenutku ne možemo sa sigurnošću znati da li će se i na koji način poticati vozila

na prirodni plin u slijedećem razdoblju.

5. UNP kao alternativno pogonsko gorivo

UNP se koristi kao energent za proizvodnju toplinske energije (posebno u područjima koja nisu

plinificirana plinskom distribucijskom mrežom) i kao pogonsko gorivo u prometu, tj. alternativno

gorivo, pri čemu su to dva odvojena tržišta. [7] Stoga, ovaj dio rada fokusira se na korištenje UNP-

a u sektoru prometa, primarno za pogon cestovnih vozila, tj. na tržište koje je u posljednjih

petnaestak godina doživjelo velike pomake. [7]

Primjećujemo da Europska komisija također vidi potencijal korištenja UNP-a kao alternativnog

goriva u prometu unutarnjim vodama i kratkoj pomorskoj plovidbi, kao i određeni potencijal da se

u budućnosti UNP proizvodi iz biomase. [33] No, ove teme zaslužuju svoj zaseban prostor pa ih

ostavljamo kao temu za buduće radove i izlaganja.


196

5.1. Politika EU u pogledu UNP-a kao alternativnog goriva

Zbog stajališta da UNP ne doprinosi značajnije očuvanju okoliša (zbog otpuštanja stakleničkih

plinova pri izgaranju) te energetskoj učinkovitosti, većina europskih zemalja ne subvencionira

korištenje UNP-a. Zbog toga neki autori ne očekuju veće povećanje korištenja tog energenta u

odnosu na ukupnu energetsku potrošnju. No, unatoč tome, Europska komisija u svojim policy

dokumentima [34] UNP vidi kao dodatno alternativno gorivo u prometu uz ostala alternativna

goriva koja manje zagađuju, jer se ipak manje zagađuje od konvencionalnih goriva. [vizija]

Već eksplanatorni dokumenti Europske komisije iz 2013. jasno navode da je UNP jedino

alternativno gorivo kod kojeg postoji razvijena infrastruktura, a time i tržište. Tada je procjena

Europske komisije bila da u EU ima oko 9 milijuna vozila na UNP, te 28.000 punionica. Zbog toga

nisu predviđane značajnije mjere za poticanje UNP infrastrukture. [33]

Jedna od mjera EU iz 2018. godine, koja ipak obuhvaća i UNP, je označavanje

novoproizvedenih vozila s oznakama koje pružaju informaciju o kompatibilnosti njihovog pogona

s određenim gorivom, kao i svih punionica takvim oznakama. [35] Smatramo da takva indirektna

mjera doprinosi razvoju infrastrukture i tržišta UNP-a bez korištenja direktnih mjera poticanja.

Svojim pristupom UNP-u kao alternativnom gorivu, EU jasno pokazuje da vidi UNP kao

alternativno gorivo koji je bolja alternativa konvencionalnim gorivima, jer manje zagađuje. No,

ipak zagađuje, pa politika EU pokazuje da će svoje poticajne mjere fokusirati na alternativna goriva

koja manje zagađuju. Uz to, s obzirom na razvijenost infrastrukture i tržišta UNP-a, EU nema

namjeru u budućnosti poticati daljnji razvoj, procjenjujući da će se infrastruktura i tržište UNP-a

nastaviti samostalno razvijati kao jedno od tržišta alternativnih goriva, a što očekuje da će

doprinijeti smanjenju korištenja konvencionalnih goriva koja zagađuju.

5.2. Hrvatska politika u pogledu UNP-a kao alternativnog goriva

Hrvatska nacionalna politika u pogledu UNP kao alternativnog goriva je u bitnome usklađena

s politikom EU.

NOP također definira UNP kao vrstu alternativnih goriva. Pritom navodi njegove prednosti i

mane. Kao prednosti se očituju relativna raširenost infrastrukture, relativno nisko početno ulaganje

te cijena u odnosu na konvencionalna fosilna goriva, što su sve razlozi zbog kojih je UNP kao

pogonsko gorivo u cestovnom prometu relativno prihvaćen u Hrvatskoj. No, kao ograničenje NOP

navodi veću količinu emisija štetnih tvari u usporedbi s drugim alternativnim gorivima. Naime,

tržište UNP-a, kao alternativnog goriva, je relativno razvijeno u Hrvatskoj u usporedbi s drugim

alternativnim pogonskim gorivima, s 57.911 registriranih vozila, pretežito osobnih vozila, s

pogonom na UNP (2016.) i 334 punionice za UNP (2014.). [1]

NOP također predviđa subvencioniranje kupnje vozila na određeno alternativno gorivo s

udjelom zastupljenosti među registriranim vozilima manjim od 1% od ukupnog broja registriranih

vozila, a nakon toga poticanje fiskalnim mjerama i mjerama povlaštenog pristupa. [1] No, broj

registriranih vozila u 2018. je iznosio 2.192.857 prema podacima Državnog zavoda za statistiku.

[36] Uspoređujući ranije navedeni podatak iz 2015. godine o broju registriranih vozila s pogonom

na UNP (57.911) s podatkom o ukupnom broju registriranih vozila iz 2018. godine (2.192.857),

možemo okvirno zaključiti da vozila na UNP čine više od 1% ukupnog broja registriranih vozila,


197

posebno s obzirom da je za očekivati da se broj vozila s pogonom na UNP i povećao od 2015.

godine do danas. Stoga nije za očekivati da će doći do uvođenja subvencija za kupnju vozila s

pogonom na UNP.

U pogledu infrastrukture, NOP ne predviđa podršku (tj. poticajne mjere) za infrastrukturu za

punjenje vozila UNP-om, nego samo za druga alternativna goriva, jer procjenjuje da je „već

izgrađena minimalna mreža punionica potrebna za prometovanje vozila na UNP po hrvatskim

prometnicama“. [1] Naime, s obzirom na postojanje tržišta UNP-a kao alternativnog goriva te 334

punionice u 2014. godini, ne očekujemo uvođenje obveze da se pri gradnji parkirališta predvide i

punionice za UNP. Ujedno, takvu obvezu u ovom trenutku ne nalazimo u važećem zakonodavstvu.

Kao mjeru poreznih olakšica na vozila na alternativna goriva, NOP navodi postojeću mjeru

razmjernog umanjenja posebnog poreza na motorna vozila za vlasnike vozila sa smanjenim ili

nultim emisijama. [1] Ne ulazeći u ovom radu u detaljniju analizu sustava tog poreza, mišljenja

smo da bi, u svrhu ostvarivanja cilja povećanja broja vozila na alternativna goriva, a posredno i

širenja infrastrukture za alternativna goriva, taj porez trebalo učiniti još povoljnijim za vlasnike

takvih vozila, posebno uzimajući u obzir porast uvoza rabljenih vozila na dizelski pogon iz

zapadnijih država članica EU u zadnjih nekoliko godina uslijed „dizelskog egzodusa“ iz tih država

članica.

Preostale mjere NOP-a na nacionalnom nivou su fokusirane na (1) financiranje Fonda za zaštitu

okoliša i energetsku učinkovitost kroz posebnu naknadu za okoliš na vozila na motorni pogon, te

(2) istraživanje, razvoj i inovacije pod okriljem HAMAG-BICRO. [1] No, učinak takvih mjera na

jačanje tržišta UNP-a kao alternativnog goriva je neizravan i vrlo teško procjenjiv. Isto tako,

istraživanje, razvoj i inovacije su više usmjerene na razvoj rješenja za korištenje električne energije

i prirodnog plina kao alternativnog govora. Uz to, eventualni učinak takvih mjera na razvoj tržišta

UNP-a je vrlo indirektan, te takve mjere nismo analizirali za potrebe ovog rada.

Na lokalnom nivou NOP predviđa, između ostalog, poticanje povlaštenog parkiranja i

infrastrukture alternativnih goriva na parkiralištima. [1] No, ponovno se postavlja pitanje u kojoj

mjeri će takve poticajne mjere obuhvatiti UNP, s obzirom na razvijenost tog tržišta.

NOP također zamišlja mjere „kojima se potiče uključenje srednjih i malih poduzeća u ovaj

segment tržišta, te povećava zapošljavanje“. [1] No, ne nalazimo na malo detaljniji opis kakve bi

to mjere bile. Stoga ostaje za vidjeti hoće li se na taj način stvoriti prilike za male i srednje

poduzetnike koje bi mogle dovesti do širenja infrastrukture alternativnih goriva.

UNP također nije, za razliku od ostalih alternativnih goriva, predmet mjera opisanih Četvrti

nacionalni akcijski plan energetske učinkovitosti za razdoblje 2017. – 2019. [32]

Iz gornjega jasno proizlazi da na razini hrvatskih političkih dokumenata ne postoji namjera

poticanja razvoja tržišta UNP-a iz istih razloga kao i na razini politike EU, i to (1) veće zagađivanje

izgaranjem UNP-a u odnosu na ostala alternativna goriva, te (2) postojanje infrastrukture i tržišta

UNP-a, što upućuje na mogućnost samostalnog daljnjeg razvoja tog tržišta paralelno s tržištima

ostalih alternativnih goriva.


198

5.3. Zakonodavno uređenje na razini EU

Radi ostvarivanja političkih ciljeva koji su postavljeni na razini EU, 2014. godine donesena je

Direktiva 2014/94/EU o uspostavi infrastrukture za alternativna goriva. Ona se dotiče UNP-a, ali

se ne bavi značajnije UNP-om. Naime, spomenuta direktiva također uzima u obzir da UNP jest

alternativno gorivo, koje ima niži ugljični otisak i znatno niže emisije onečišćujućih tvari od

konvencionalnih goriva. No, ipak ne predviđa značajnije mjere poticanja razvoja infrastrukture i

tržišta UNP-a, s obzirom da UNP ipak ima ugljični otisak i njegovim izgaranjem se ipak oslobađaju

staklenički plinovi i druge štetne tvari. [2] Uz to, postojanje infrastrukture i tržišta UNP-a je

uvjetovalo da ova direktiva ne inzistira na mjerama radi poticanja razvoja infrastrukture i tržišta

UNP-a.

5.4. Dijelovi pravnog uređenja infrastrukture za UNP kao alternativno gorivo koji pogoduju njenom

razvoju

Radi harmonizacije hrvatskog zakonodavstva s Direktivom 2014/94/EU o uspostavi

infrastrukture za alternativna goriva, 2016. godine donesen je Zakon o uspostavi infrastrukture za

alternativna goriva. [2] [3] Intencija zakona je uspostava mjera radi smanjenja ovisnosti o nafti i

ublažavanja negativnog okolišnog učinka. Zakon se u posebnim odjeljcima bavi pitanjem opskrbe

prometa električnom energijom, vodikom i prirodnim plinom. No, ne dotiče se UNP-a. [2] Iz toga

zaključujemo da, u skladu s NOP-om i EU politikama, subvencije i mjere neće imati većeg utjecaja

na tržište UNP-a u prometu, s obzirom (1) da UNP ipak stvara određeno relativno manje zagađenje,

te (2) na razvijenost tog tržišta i infrastrukture. Dakle, zakonodavac prepušta da se to tržište nastavi

samostalno razvijati usporedno s ostalim tržištima alternativnih goriva. Za očekivati je da će se to

tržište nastaviti razvijati i da će broj registriranih vozila na UNP pogon rasti, i to primarno zbog

niskog početnog ulaganja u infrastrukturu, cijene tog energenta u komparaciji s konvencionalnim

fosilnim gorivima, a onda i zbog ponešto umanjenih javnih davanja.

S obzirom na gore navedeno, kao jedno od sredstava procjene o smjeru razvoja infrastrukture

i tržišta UNP-a, potrebno je razmotriti i određeni dio pravnog uređenja te infrastrukture, točnije

onaj koji se odnosi na nisko početno ulaganje i regulatorne zahtjeve koje je potrebno zadovoljiti

prilikom uspostavljanja punionica UNP-om. Pritom nismo ulazili u regulatorne zahtjeve koje je

potrebno zadovoljiti sukladno propisima o zapaljivim tekućinama, a koji su u bitnome slični za sve

benzinske postaje.

Tehnički i sigurnosni zahtjevi za postaje na kojima se vozila pune UNP-om su detaljnije

regulirani Pravilnikom o postajama za opskrbu prijevoznih sredstava gorivom. Ono što je

zanimljivo za spomenuti iz ovog pravilnika je da propisuje da je samoposluživanje kod opskrbe

spremnika vozila UNP-om dozvoljeno samo na automatima za istakanje na kojima postoji

priključak za spojku koji omogućuju istakanje tek kad se postigne čvrst i nepropustan spoj sa

spremnikom vozila. [37] Ovo predstavlja vrlo razuman sigurnosni zahtjev. No, isto tako zahtjeva

aktivnost djelatnika benzinske postaje, ako takvi automati ne postoje na predmetnoj postaji. Stoga

smatramo da ovako jedno naoko beznačajno pravilo predstavlja svojevrsni „uspornik“ u korištenju

UNP-a u prometu, no sasvim je jasno da je potrebno za sigurno korištenje UNP-a kao alternativnog

goriva.


199

Uz to, ventili za istakanje UNP-a moraju biti ispitani od strane ovlaštene osobe te o tome mora

postojati odgovarajuća isprava. [37]

Na benzinskim postajama mogu biti smješteni, između ostalog, sljedeće vrste spremnika za

UNP:

• čelični spremnici za UNP,

• jedna „skid“ jedinica na koju se mogu vezati do dva nadzemna spremnika za opskrbu

vozila UNP-om,

• na postaji mogu biti postavljena najviše tri nadzemna spremnika za UNP pojedinačne

zapremnine do 6,4 m3 na međusobnoj udaljenosti najmanje 0,6 m, uključujući spremnik

„skid“ jedinice i spremnik za energetske potrebe postaje,

• na postaji mogu biti postavljeni spremnici za UNP prekriveni zemljom do 60 m3,

• ukupna količina UNP-a u nadzemnim spremnicima na postaji je maksimalno 15 m3.

Pravilnik dodaje regulatorne obveze za spremnike, uz dodatne regulatorne obveze za spremnike

za UNP. Naime, Spremnici moraju biti izrađeni i ispitani sukladno pratećim propisima uz Zakon o

zapaljivim tekućinama i plinovima, kao i drugim propisima o čemu mora postojati odgovarajuća

isprava. Uz to, za spremnike za UNP mora postojati i isprava inspekcije posuda pod tlakom. [37]

U ovom odjeljku se primarno fokusiramo na „skid“ jedinice jer smatramo da taj tip spremnika

za UNP, koji je dopušteno postaviti na benzinskim postajama, pogoduje razvoju tržišta UNP-a.

Naime, premda se vjerojatno ne radi o reprezentativnom uzorku, u našoj praksi vidimo tendenciju

da benzinske postaje i druga postrojenja za punjenje goriva pribjegavaju postavljanju „skid“

jedinica, s obzirom da ih je tehnički i financijski relativno jednostavno postaviti. Štoviše, u našoj

praksi, vidimo i da se sve češće uspostavljaju postaje isključivo za opskrbu UNP-om. Takve

tendencije su sasvim razumljive, s obzirom da su „skid“ jedinice relativno jeftine za postaviti.

Tako Pravilnik o ukapljenom naftnom plinu [38] uređuje korištenje „skid“ jedinica, koje se

mogu koristiti, između ostalog, za opskrbu UNP-om vozila:

• na postajama za opskrbu prijevoznih sredstava gorivom,

• na postajama namijenjenim isključivo za opskrbu UNP-om, te

• u krugu tvrtki za vlastite potrebe (viličari i dr.).

Isti pravilnik definira regulatorne, tehničke i sigurnosne zahtjeve u pogledu postavljanja „skid“

jedinica. [38] No, takvi zahtjevi, kao i regulatorni zahtjevi iz drugih sličnih propisa, su u bitnome

isti ili manji za postavljanje „skid“ jedinica za opskrbu vozila UNP-om u usporedbi s postrojenjima

za opskrbu vozila konvencionalnim gorivima.

Dakle, možemo zaključiti da relativna „lakoća“ i financijska povoljnost postavljanja „skid“

jedinica, kao infrastrukture za opskrbu UNP-om, pogoduje daljnjem razvoju infrastrukture i tržišta

UNP-a kao alternativnog goriva.


200

5.5. Rast tržišta UNP-a kao alternativnog goriva i utjecaj ostalih alternativnih goriva

UNP kao alternativno gorivo relativno manje zagađuje od konvencionalnih goriva, no ipak ima

ugljični otisak i nusprodukti su mu staklenički plinovi i druge štetne tvari. Isto tako, zbog cijene

UNP-a i relativno niske investicije pri uspostavi infrastrukture, u Hrvatskoj se u određenoj mjeri

razvilo tržište i infrastruktura UNP-a. Zbog tih razloga politike EU i Republike Hrvatske ne

predviđaju mjere poticanja daljnjeg razvoja tog tržišta jer procjenjuju da se to tržište može nastaviti

samostalno razvijati usporedno s tržištima drugih alternativnih goriva. Sukladno tome, ne postoje

zasebne mjere poticanja razvoja infrastrukture i tržišta UNP-a u zakonodavstvu EU i Republike

Hrvatske.

No, na razini hrvatskog zakonodavstva, lakoća postavljanja „skid“ jedinica, uvjetno rečeno,

predstavlja dobru indikaciju da će se ova, već postojeća, infrastruktura nastaviti razvijati. Ta

okolnost u sprezi s niskom cijenom UNP-a u komparaciji s ostalim gorivima, navodi nas na

zaključak da će doći do daljnjeg porasta korištenja UNP-a u Republici Hrvatskoj u roku od idućih

desetak godina. No, bez obzira na to, ne očekujemo da će to biti značajan rast.

Naime, elementi koji mogu utjecati na ovakvu procjenu su poticani i očekivani razvoj

infrastrukture i tržišta drugih alternativnih goriva. Ipak, vjerujemo da će mjere za poticanje ostalih

alternativnih goriva ipak trebati određeno vrijeme, pa i desetak godina, da bi ostvarile efekt razvoja

infrastrukture i tržišta ostalih alternativnih goriva. Stoga ne očekujemo da će taj element značajnije

utjecati na dinamiku razvoja tržišta UNP-a. Drugi element koji može utjecati razvoj tržišta UNP-a

je kretanje cijene UNP-a i njezin odnos prema cijenama drugih goriva. No, u ovom trenutku je

teško za predvidjeti takvo kretanje cijene, posebno zbog broja faktora koji na nju utječu. Pod

pretpostavkom da bi omjeri cijena energenta u idućih desetak godina ostali u bitnome slični kao i

danas, vjerujemo da bi u određenoj mjeri rastao broj vozila na UNP, a time i tržište UNP-a.

Konačno, iz analiziranih podataka, moguće je zaključiti da bi se uvođenjem određenih

umjerenih mjera u pogledu infrastrukture i tržišta UNP-om moglo i pospješiti daljnji razvoj.

6. Zaključak

Politika EU i politika Republike Hrvatske prepoznale su UPP i SPP kao alternativna goriva

koja značajno manje zagađuju od konvencionalnih goriva, no njihova primjena nije dovoljno

raširena kao ni infrastruktura za njihovu distribuciju. Zbog toga ove politike potiču istovremeni

razvoj infrastrukture i tržišta za sva alternativna goriva u prometu, uz naglasak na električnu

energiju i prirodni plin, tj. UPP i SPP.

S obzirom na postavljene ciljeve hrvatske nacionalne politike za alternativna goriva te

predviđene mjere, pod pretpostavkom dosljednog i efikasnog provođenja takvih politika i mjera,

predviđamo da će se razvijati infrastruktura, i to posebno za pomorski promet, unutarnju plovidbu

i cestovni teretni promet, a time bi moglo doći i do rasta potrošnje, kako zbog povećanja

dostupnosti UPP-a i SPP-a, tako i zbog cijene u odnosu na konvencionalna goriva. Naime, stanje

na tržištu i „na terenu“ pokazuje da, bez provedbe politika i mjera, razvoj infrastrukture i tržišta

UPP-om i SPP-om ne teče odgovarajućim tempom. Hrvatski nacionalni okvir mjera za razvoj

infrastrukture i tržišta UPP-a i SPP-a kao alternativnog goriva je i dalje u nastajanju. Dio

zakonodavstva je donesen i na snazi je, dok se očekuje donošenje daljnjeg zakonodavstva koje će


201

uvesti daljnje poticajne mjere. Provedba politika i zakonodavstva u ovom trenutku nije na najvišem

nivou efikasnosti. Stoga će razvoj infrastrukture i tržišta UPP-a i SPP-a ovisiti o provedbi tih

politika i zakonodavstva.

S druge strane, UNP nije predmetom poticajnih mjera jer, premda zagađuje manje od

konvencionalnih goriva, ipak ima ugljični otisak i njegovim izgaranjem nastaju druge štetne tvari,

te zbog postojanja relativno razvijene infrastrukture i tržišta UNP-a kao alternativnog goriva u

cestovnom prometu. Naime, procjena je kreatora politika da se ta infrastruktura i tržište može

nastavit samostalno razvijati usporedno s onima poticanima (UPP i SPP). Također, u Republici

Hrvatskoj postoji i relativno razvijeni zakonodavni okvir koji omogućuje daljnji razvoj

infrastrukture za korištenje UNP-a kao alternativnog goriva. Te činjenice, u sprezi s cijenom UNP-

a, navode na zaključak da će se infrastruktura i tržište UNP-a nastaviti samostalno razvijati, dok bi

uvođenje daljnjih umjerenih mjera moglo pospješiti taj razvoj.

Literatura

[1] Nacionalni okvir politike, https://mmpi.gov.hr/infrastruktura/dokumenti-136/nacionalni-okvir-

politike/17813, 20. veljače 2020.; Odluka o donošenju Nacionalnog okvira politike za uspostavu

infrastrukture i razvoj tržišta alternativnih goriva u prometu (NN 34/2017)

[2] Zakon o uspostavi infrastrukture za alternativna goriva (NN 120/2016)

[3] Direktiva 2014/94/EU Europskog parlamenta i Vijeća od 22. listopada 2014. uspostavi infrastrukture

za alternativna goriva (SL L 307)

[4] HINA, Hrvatskoj službena opomena zbog nepoštivanja Direktive o energetskoj učinkovitosti,

https://informator.hr/vijesti/hrvatskoj-sluzbena-opomena-zbog-nepostivanja-direktive-o-energetskoj-

ucinkovitosti?utm_source=phplist958&utm_medium=email&utm_content=HTML&utm_campaign=I

nformatorove+aktualnosti+br.+49%2F2020, 20. veljače 2020.

[5] Pravilnik o postajama za opskrbu prijevoznih sredstava gorivom (NN 93/1998, 116/2007, 141/2008)

[6] Pravilnik o sustavima za opskrbu motornih vozila stlačenim prirodnim plinom (SPP-om) (NN

134/2009)

[7] Granić G. et al. Vizija mogućnosti energetskog razvoja, međusobnih odnosa i utjecaja u Hrvatskoj za

razdoblje do 2050. godine, Nafta, 2012, 63(5-6), pp. 161-172

[8] Catuti M. et al., The future of gas in Europe: Reveiw of recent studies on the future of gas, Research

Report, No. 2019/03, dostupno na www.ceps.eu, 20. veljače 2020.

[9] Filipović I. et al., Primjena alternativnih goriva u cilju smanjenja emisije zagađivača kod cestovnih

vozila, goriva i maziva, 2005., 44, pp. 241-262

[10] Zakon o energiji (NN 120/2012, 14/2014, 95/2015, 102/2015, 68/2018)

[11] Zakon o tržištu plinom (NN 18/2018)

[12] Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti (NN 120/2012, 68/2018)

[13] Pravilnikom o dozvolama za obavljanje energetskih djelatnosti i vođenju registra izdanih i oduzetih

dozvola za obavljanje energetskih djelatnosti (NN 88/2015, 114/2015, 66/2018)

[14] Hrvatska energetska regulatorna agencija, Zbirni pregled Registra dozvola za obavljanje energetskih

djelatnosti – 10. Upravljanje terminalom za ukapljeni prirodni plin,

https://www.hera.hr/hr/html/dozvole_tab10.html, 20 veljače 2020.


djelatnosti – 14. Opskrba plinom, https://www.hera.hr/hr/html/dozvole_tab14.html, 20 veljače 2020.

https://mmpi.gov.hr/infrastruktura/dokumenti-136/nacionalni-okvir-politike/17813

https://mmpi.gov.hr/infrastruktura/dokumenti-136/nacionalni-okvir-politike/17813

https://informator.hr/vijesti/hrvatskoj-sluzbena-opomena-zbog-nepostivanja-direktive-o-energetskoj-ucinkovitosti?utm_source=phplist958&utm_medium=email&utm_content=HTML&utm_campaign=Informatorove+aktualnosti+br.+49%2F2020



http://www.ceps.eu/

https://www.hera.hr/hr/html/dozvole_tab10.html



202


djelatnosti – 15. Upravljanje mjestom za opskrbu ukapljenim prirodnim plinom i/ili stlačenim

prirodnim plinom, https://www.hera.hr/hr/html/dozvole_tab15.html, 20 veljače 2020.

[17] Snježana Bičak (na lokalni.hr), Gradi se punionica na prirodni stlačeni plin, jedna od tri u zemlji,

https://lokalni.vecernji.hr/gradovi/gradi-se-punionica-na-prirodni-stlaceni-plin-jedna-od-tri-u-zemlji-

14293 - lokalni.vecernji.hr, 20 veljače 2020.

[18] Energetski Institut Hrvoje Požar, Godišnje izviješće 2015. – Popis projekata i poslovnih partnera,

http://www.eihp.hr/wp-content/uploads/2016/02/EIHP-Godisnje-izvijesce-2015-1.pdf, 20. veljače

2020.

[19] Večernji list, Perspektive plina kao alternativnog goriva u prometu u Hrvatskoj,

https://www.vecernji.hr/auti/perspektive-plina-kao-alternativnog-goriva-u-prometu-u-hrvatskoj-

1374237, 20. veljače 2020.

[20] Energo d.o.o., Stlačeni prirodni plin – gorivo budućnosti i prijatelj okoliša,

https://energo.hr/index.php/stlaceni-prirodni-plin-spp-eng-cng/, 20. veljače 2020.

[21] GPZ – Opskrba d.o.o., Punionica SPP za pogon motornih vozila je ponovo otvorena - Natural gas

filling station for motor vehicles is open for business as regular, http://www.gpz-opskrba.hr/punionica-

spp-za-pogon-motornih-vozila-je-ponovo-otvorena-natural-gas-filling-station-for-motor-vehicles-is-

open-for-business-as-regular/243, 20. veljače 2020.

[22] Grad Zagreb, Punionica prirodnog plina za autobuse ZET-a, https://www.zagreb.hr/punionica-

prirodnog-plina-za-autobuse-zeta/60098, 20. veljače 2020.

[23] Plinacro d.o.o., U probni rad puštena Plinacrova punionica za vozila na plin,

https://www.plinacro.hr/default.aspx?id=355, 20. veljače 2020.

[24] Zakon o terminalu za ukapljeni prirodni plin (NN 57/2018)

[25] LNG Terminal, PREGLED AKTIVNOSTI I STATUS RADOVA, LNG HRVATSKA d.o.o., rujan,

2019.,

https://www.lng.hr/lib/plugins/kcfinder/upload/files/LNG%20Terminal_Pregled%20i%20Status%20

projekta_05092019%20(002)(2).pdf, 20. veljače 2020.

[26] Energetski institut Hrvoje Požar, Stručne podloge za definiranje nacrta nacionalnog okvira politike

(NOP) za implementaciju Direktive Europskog parlamenata i Vijeća o uspostavi infrastrukture za

alternativna goriva, Zagreb, svibanj 2015., na

https://mmpi.gov.hr/UserDocsImages/arhiva/Prilog%201%20%20NOP%20ver30-05-2015%2014-

7_15.pdf, 20. veljače 2020.

[27] Zakon o promicanju čistih i energetski učinkovitih vozila u cestovnom prijevozu (NN 127/2013)

[28] Direktivu 2009/33/EZ Europskoga parlamenta i Vijeća od 23. travnja 2009. o promicanju čistih i

energetski učinkovitih vozila u cestovnom prijevozu, SL L 120

[29] Zakona o fondu za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost (NN 107/2003, 144/2012)

[30] Zakona o energetskoj učinkovitosti (NN 127/2014, 116/2018)

[31] Fond za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost, U srijedu 20. lipnja objava Javnog poziva za

sufinanciranje energetski učinkovitih vozila za pravne osobe,

http://www.fzoeu.hr/hr/novosti/u_srijedu_20_lipnja_objava_javnog_poziva_za_sufinanciranje_energ

etski_ucinkovitih_vozila_za_pravne_osobe/, 20. veljače 2020.

[32] Četvrti nacionalni akcijski plan energetske učinkovitosti za razdoblje 2017. – 2019.,

https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/hr_neeap_2017_hr.pdf, 20. veljače 2020.

[33] Europska komisija, Clean power for transport – Frequently asked questions,

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/MEMO_13_24, 20. veljače 2020.


http://www.eihp.hr/wp-content/uploads/2016/02/EIHP-Godisnje-izvijesce-2015-1.pdf

https://www.vecernji.hr/auti/perspektive-plina-kao-alternativnog-goriva-u-prometu-u-hrvatskoj-1374237

https://www.vecernji.hr/auti/perspektive-plina-kao-alternativnog-goriva-u-prometu-u-hrvatskoj-1374237

https://energo.hr/index.php/stlaceni-prirodni-plin-spp-eng-cng/

http://www.gpz-opskrba.hr/punionica-spp-za-pogon-motornih-vozila-je-ponovo-otvorena-natural-gas-filling-station-for-motor-vehicles-is-open-for-business-as-regular/243



https://www.zagreb.hr/punionica-prirodnog-plina-za-autobuse-zeta/60098

https://www.zagreb.hr/punionica-prirodnog-plina-za-autobuse-zeta/60098

https://www.plinacro.hr/default.aspx?id=355

https://www.lng.hr/lib/plugins/kcfinder/upload/files/LNG%20Terminal_Pregled%20i%20Status%20projekta_05092019%20(002)(2).pdf

https://www.lng.hr/lib/plugins/kcfinder/upload/files/LNG%20Terminal_Pregled%20i%20Status%20projekta_05092019%20(002)(2).pdf

https://mmpi.gov.hr/UserDocsImages/arhiva/Prilog%201%20%20NOP%20ver30-05-2015%2014-7_15.pdf

https://mmpi.gov.hr/UserDocsImages/arhiva/Prilog%201%20%20NOP%20ver30-05-2015%2014-7_15.pdf

http://www.fzoeu.hr/hr/novosti/u_srijedu_20_lipnja_objava_javnog_poziva_za_sufinanciranje_energetski_ucinkovitih_vozila_za_pravne_osobe/

http://www.fzoeu.hr/hr/novosti/u_srijedu_20_lipnja_objava_javnog_poziva_za_sufinanciranje_energetski_ucinkovitih_vozila_za_pravne_osobe/

https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/hr_neeap_2017_hr.pdf

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/MEMO_13_24


203

[34] Bijela Knjiga Europske komisije iz 2011., „Plan za jedinstveni europski prometni prostor – Put prema

konkurentskom prometnom sustavu unutar kojeg se učinkovito gospodari resursima“, COM(2011)144

[35] Europska komisija, New EU fuel making: questions and answers *,

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/MEMO_18_6102, 20. veljače 2020.

[36] Državni zavod za statistiku, Registrirana cestovna vozila i cestovne prometne nesreće u 2018.,

https://www.dzs.hr/Hrv_Eng/publication/2019/05-01-04_01_2019.htm, 20. veljače 2020.

[37] Pravilnik o postajama za opskrbu prijevoznih sredstava gorivom (NN 93/1998, 116/2007, 141/2018)

[38] Pravilnik o ukapljenom naftnom plinu (NN 117/2007)

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/MEMO_18_6102

https://www.dzs.hr/Hrv_Eng/publication/2019/05-01-04_01_2019.htm


204

POSTERSKA SEKCIJA NA RAZLIČITE TEME IZ PLINSKOGA

GOSPODARSTVA I ENERGETIKE

Power to gas

Power to gas Role

Monika Bakalović1

Margarita Tomić2

1Rudarsko-geološko-naftni fakultet, Zagreb, Hrvatska 2Rudarsko-geološko-naftni fakultet, Sveučilište u Zagrebu, Zagreb, Hrvatska

Sažetak

Dekarbonizacija energetskih sustava i u konačnici postizanje ugljične neutralnosti postali su

glavne teme u svjetskoj energetskoj industriji. Uz sve veću prisutnost obnovljivih izvora energije i

problem njihovog skladištenja, razvija se tehnologija Power to Gas (PtG). PtG se temelji na

principu elektrolize kojom se električna energija iz obnovljivih izvora koristi za odvajanje vode u

njezine elemente vodik i kisik. Alternativno, u dodatnom koraku prerade vodik može reagirati s

izvorom ugljika (CO ili CO2) u procesu metanacije kako bi nastao sintetički prirodni plin (SNG).

Nosači kemijske energije, vodik i metan, mogu se pretvoriti u električnu energiju, ali mogu se

koristiti i kao izvori topline ili kao transportna goriva i tako imati učinke na cijeli sustav. PtG proces

nudi mogućnost korištenja obnovljive energije izvan električne mreže, kao i dugoročno skladištenje

obnovljivih izvora energije.

Ključne riječi: dekarbonizacija, obnovljivi izvori energije, Power to Gas, metanacija, sintetički prirodni

plin, inovativna tehnologija

Abstract

The decarbonization of energy systems and ultimately the achievement of carbon neutrality has

become a major theme in the global energy industry. With the increasing presence of renewable

energy sources and the problem of storing them, Power to Gas (PtG) technology is emerging. PtG

is based on the principle of electrolysis using electricity from renewable sources to separate water

into its hydrogen and oxygen elements. Alternatively, in an additional processing step, hydrogen

may react with a carbon source (CO or CO2) in the methanation process to produce synthetic

natural gas (SNG). Chemical energy carriers, hydrogen and methane, can be converted to

electricity, but they can also be used as heat sources or transport fuels and thus have effects on the

entire system. The PtG process offers the possibility of transporting renewable energy outside the

electricity grid, as well as the long-term storage of renewable energy sources.

Key words: decarbonization, renewable energy, Power to Gas, methanation, synthetic naturalgas,

innovative technology

1. UVOD

U Europi, ali i u Hrvatskoj vidljiv je trend povećanja potrošnje prirodnog plina u svim

energetskim sektorima, osobito za proizvodnju električne energije [3]. Međutim, prema novim


205

politikama, kao što su Green Deal i nadolazeći Četvrti energetski paket, zemlje Europske unije bit

će primorane okrenuti se sve većoj proizvodnji i potrošnji obnovljivih izvora energije.

Dekarbonizacija energetskih sustava postala je glavna tema globalne energetske industrije, stoga

različiti dijelovi plinske industrije razmatraju alternativne načine dekarbonizacije plinske mreže, a

jedan od njih je proizvodnja vodika ili obnovljivog metana metodom Power to Gas ili PtG.

Proces Power to Gas koristi obnovljivu energiju ili višak električne energije za proizvodnju

vodika (Power to hydrogen) pomoću elektrolize vode. Nastali vodik se može koristiti izravno kao

nositelj energije ili pretvoriti u metan (Power to methane), sintetički plin, električnu energiju,

tekuća goriva ili kemikalije. Iako je princip poznat od sredine 19.stoljeća, a pilot projekti razvijeni

su kasnih 90-tih i početkom 2000-tih godina, potencijal za širu komercijalnu primjenu došao je do

izražaja u posljednjem desetljeću.

Naime, do razvoja ove tehnologije došlo je zbog povećane proizvodnje električne energije iz

obnovljivih izvora te problema skladištenja energije. Dakle, glavna svrha PtG procesa je dugoročno

skladištenje energije transformiranjem u drugi oblik energije koji se može lako pohraniti, pri čemu

se istodobno smanjuje opterećenje električne mreže kontroliranim radom.

2. POWER TO GAS TEHNOLOGIJA

Princip rada tehnologije Power to Gas je vrlo jednostavan. Višak obnovljive energije

(npr.solarne energije ili energije vjetra) koristi se za odvajanje vode na kisik i vodik pomoću

elektrolize, a vodik se može pohraniti za kasniju upotrebu [4]. Međutim, moguć je idući korak u

kojem vodik regira s ugljičnim dioksidom (CO2) te nastaje sintetički prirodni plin (engl. Synthetic

Natural Gas – SNG). Na slici 2.1 prikazana je shema Power to Gas postrojenja.

Slika 2.1. Shema Power to Gas postrojenja (vlastita izrada)


206

2.1. Elektroliza

Power to Gas temelji se na odvajanju vode električnom energijom na sastavne dijelove (vodik

i kisik) postupkom elektrolize (slika 2.6). Kemijske reakcije elektrolize se odvijaju na elektrodama

pri čemu se na katodi vrši redukcija i nastaje vodik, a na anodi se odvija oksidacija te nastaje kisik

[6]. Uređaj pomoću kojeg se elektrolizom vode proizvode vodik i kisik u plinovitom agregatnom

stanju naziva se elektrolizator. Količina proizvedenog vodika ovisi o broju članaka u

elektrolizatoru. Međutim, analizom je pokazano da je za kilogram vodika proizvedenog

elektrolizom potrebno oko 10 galona, odnosno 38 kilograma vode [5], što je prikazano na slici 2.2.

Slika 2.2. Omjer utrošene vode i proizvedenog vodika elektrolizom (vlastita izrada), [5]

Prema izvješću Međunarodne agencije za energiju (engl. International Energy Agency – IEA)

danas postoje tri glavna procesa elektrolize [9], a njihove razlike prikazane su u tablici 2.1.

Tablica 2.1. Usporedba AEL, PEM i SOECs elektrolize [8]

Procesi elektrolize su [8]:

− Alkalna elektroliza(engl. Alkaline Electrolysis -AEL)


207

Najstariji proces koji koristi vodenu otopinu alkana kao elektrolita je alkalna elektroliza (slika

2.3). Alkalni elektrolizatori uvode alkalni kemijski katalizator, obično kaustični kalijev hidroksid,

u vodu kako bi se povećala učinkovitost procesa [1]. AEL sustavi su lako dostupni, izdržljivi i

pokazuju relativno niske kapitalne troškove [8]. Međutim, nedostaci elektrolize su robusnost

tehnologije i vrijeme pokretanja (do 60 sekundi) kao što je vidljivo iz tablice 2.1..

Slika 2.3. Alkalna elektroliza [1]

− Elektrolitska membrana (engl. Proton Exchange Membrane Electrolysis – PEM)

PEM sustavi koriste čvrsti polimerni elektrolit za elektrolizu vode [8], a novije generacije PEM

elektrolizatora pružaju veću raspodjelu snage i učinkovitost [6]. U ćeliji za elektrolizu nalazi se

membrana koja razdvaja proizvedeni kisik i vodik (slika 2.4), omogućujući razvijanje većeg tlaka

bez miješanja kisika i vodika unutar ćelije [1]. Ključne prednosti su proizvodnja čistog vodika i

fleksibilan rad, a nedostaci su visoki kapitalni troškovi i kraći radni vijek od AEL tehnologije [8].

Općenito, PEM može bolje podnijeti promjene opterećenja od alkalne elektrolize. Minimalno

opterećenje mu je između 0% i 10%, dok alkalni elektrolizatori postižu tek 20 - 40%. Te su

vrijednosti definirane zbog čistoće plina i zbog sigurnosnih razloga.

Budući da je raspon performansi PEM širi nego kod alkalnog elektrolizatora, postupak

preopterećenja obično se obavlja samo s PEM elektrolizatorima. No, pri prekomjernom

opterećenju dolazi do gubitka učinkovitosti i naprezanja materijala [10].

Slika 2.4. PEM elektroliza [1]

− Proces elektrolize u ćelijama s elektrodama od krutih oksida (engl. Solid Oxide Elecrtolysis

Cells – SOECs)

SOECs proces je najmanje razvijen, ali bi mogao postati vodeći na tržištu što pokazuju

laboratorijska istraživanja [8]. Alkalna i PEM elektroliza dobivaju energiju potrebnu za razdvajanje


208

molekula iz električne energije, dok se SOECs elektroliza oslanja na kombinaciju električne

energije i topline. Važna prednost topline kao primarnog izvora energije je što obično puno jeftinija

za generiranje i skladištenje od električne energije. SOECs elektrolizom postoji mogućnost

proizvodnje ili vodika ili mješavine vodika i ugljičnog monoksida uz dodatak ugljičnog dioksida.

Takav miješani plin može se koristiti za stvaranje metana ili drugih goriva za transport.

Potencijalne prednosti procesa su visoka učinkovitost i mogućnost korištenja u nuklearnim,

solarnim i geotermalnim projektima [8]. Ključan nedostatak je trenutno degradacija materijala pri

visokoj radnoj temperaturi. Povećani životni vijek je u središtu trenutačnih istraživačkih napora za

SOEC, kao i smanjenje kapitalnih troškova koje se temelji na smanjenju otpornosti na polarizaciju

elektroda kako bi se omogućile niže radne temperature (~ 450°C) koje tada omogućavaju uporabu

materijala s nižim troškovima kao što je nehrđajući čelik [10].

Slika 2.5. SOECs elektroliza [1]

Slika 2.6. Prikaz elektrolize (vlastita izrada)


209

Dakle, višak električne energije niske cijene i znatno smanjenih emisija pretvara se u vodik koji

se može primjenjivati u različite svrhe. Primjerice, vodik se može miješati s prirodnim plinom u

količini i kvaliteti kompatibilnim s plinskom mrežom. Ako vodik nije potreban odmah, može se

skladištiti. Koncept skladištenja energije koji uključuje tehnologiju Power to Gas može značajno

doprinijeti potrebama upravljanja energijom (engl. energy management), omogućujući povećano

korištenje obnovljivih izvora energije (sunce, vjetar), učinkovito korištenje viška nuklearne

energije s najvećim opterećenjem te tako smanjiti emisije u transportnom sektoru i proizvodnji

električne energije [7]. Na slici 2.7. prikazane su moguće primjene vodika nastalog procesom

elektrolize.

Slika 2.7. Primjena vodika nastalog elektrolizom (vlastita izrada)

2.2. Metanacija

Vodik je prvi mogući krajnji proizvod PtG procesa, ali je njegov proizvodni volumen ograničen

ili nedostatkom infrastrukture za vodik (vodikova mreža, skladišta, tehnologije krajnje uporabe) ili

maksimalno dozvoljenim sadržajem u mreži prirodnog plina [5]. Stoga je drugi, ali neobavezan

korak unutar PtG procesa, proces metanacije (slika 2.8).

Slika 2.8. Proces metanacije (vlastita izrada)


210

Metanacija je kemijska reakcija vodika s izvorom ugljika (CO ili CO2) za proizvodnju metana.

Metanacija se već široko primjenjuje u industrijskim procesima koji su obično neprekidni, a

ukoliko bi se koristila u PtG procesima trebala bi biti prilagođena za povremeni rad. Proizvedeni

metan se naziva sintetički ili zamjenski prirodni plin (engl. substitute natural gas – SNG).

Glavna prednost metana kao krajnjeg proizvoda Power to Gas procesa je njegova neograničena

upotreba u plinskoj infrastrukturi. SNG dvosmjerno povezuje elektroenergetsku i plinsku mrežu.

Za prijenos obnovljive električne energije se već koriste postojeće mogućnosti transporta i

skladištenja plinske mreže SNG.

Kako bi se postigla ugljična neutralnost za proces metanacije, izvor ugljika mora biti izdvojen

iz industrijskog procesa (elektrana, bioplinsko postrojenje), a dostupne su dvije metode [5]:

− katalitička metanacija i

− biološka metanacija.

Katalitička metanacija je termokemijski postupak čija je radna temperatura 200-750°C uz

prisustvo nikalnog katalizatora. Iako je donedavno bila glavna metoda koja se koristila u

industrijskim procesima, manje je pogodna za povremeni rad i uklanjanje nečistoća koje mogu biti

prisutne u struji CO2 (npr. anaerobna digestija).

Biološka metanacija je postupak pretvaranja vodika i ugljikovog dioksida u metan koristeći

metanogene mikroorganizme. Za proces su anaerobni uvjeti vodene otopine temperature 20-70°C.

Biološka metanacija je pogodnija za povremeni rad i uklanjanje nečistoća u struji plina.

Glavni sastojak prirodnog plina je metan čiji je udio oko 98 % [4]. Dakle, metan se može

utisnuti u plinsku mrežu i koristiti na način kao i konvencionalni prirodni plin (slika 2.9) za grijanje

i industrijske procese, kao gorivo za pogon vozila itd. Danas je učinkovitost postupka metanacije

oko 60%, što predstavlja veliki korak s obzirom da se višak električne energije često uopće ne

koristi zbog nedostatka skladišnog prostora. Ukoliko se vodik može izravno koristiti, učinkovitost

može biti i veća.

Slika 2.9. Primjena produkta procesa metanacije u različitim sektorima (vlastita izrada)

3. Prednosti PtG tehnologije

Prednosti primjene Power to Gas tehnologije su [7]:

− koristi provjerenu komercijaliziranu tehnologiju elektrolizatora

− može se postupno provoditi u skladu s promjenjivim potrebama infrastrukture

− ima dokazanu sposobnost pružanja pomoćnih električnih usluga


211

− omogućuje najveću gustoću skladištenja energije trenutno dostupnih tehnologija

skladištenja energije

− može pohraniti i distribuirati energiju u postojećoj infrastrukturi prirodnog plina,

uključujući podzemna skladišta, po nižoj cijeni

− može povećati obnovljivi udio fosilnih goriva za krajnju upotrebu bez potrebe za

promjenom tehnologije vozila ili infrastrukture

− može skladištiti i distribuirati energiju do izlaska iz plinske mreže i na taj način smanjiti

kapitalne troškove

− pohranjuje energiju u dužim razdobljima (sezonsko skladištenje);

− može se povezati s povećanom proizvodnjom bioplina kako bi se razvio obnovljivi prirodni

plin koji osigurava odvajanje CO2 pomoću metanacije;

− koristi vodik kao pogonsko gorivo i

− unaprjeđuje uporabu čiste tehnologije u industrijskom sektoru potičući gospodarski razvoj.

4. PtG PROJEKTI U EUROPI

Integriranje Power to Gas tehnologije u energetski sustav je od osobite važnosti, što se može

postići demonstracijskim projektima [10]. U Europi je 2017.godine provedeno ukupno 106 PtG

projekata, a 15 zemalja je provelo ili planira PtG projekte. Prvi projekti su započeli 2003.godine,

ali tek nakon 2011. je naglo porastao njihov broj te dostigao maksimum 2015.g. s naručenih 19

projekata. Najveći broj PtG postrojenja nalazi se u Njemačkoj, zatim u Španjolskoj te Italiji,

Francuskoj i Ujedinjenom Kraljevstvu. Do 2017.godine u Njemačkoj je realizirano 47 PtG

projekata (44%), u Španjolskoj 5 (28%), a u Grčkoj, Danskoj, Nizozemskoj i Ujedinjenom

Kraljevstvu po 2 projekta. Na slici 4.1 je mapa postojećih Power to Gas projekata iz rujna

2019.godine.

Slika 4.1. Power to Gas projekti u Europi [2]


212

Razvoj PtG projekata je u Europi značajni u odnosu na SAD, a razlog tome jesu tamošnje više

cijene plina i zalaganje kontinenta Europe da se smanje emisije stakleničkih plinova, a uz to

posvećenost razvoju obnovljivih izvora energije [2]. Pretvaranje obnovljive električne energije u

niskougljično gorivo prepoznato je kao ključna komponentna u postizanju europskih ciljeva. U

nastavku su opisani neki PtG projekti provedeni u Europi.

Frankfurt am Main, Njemačka – distribucijska plinska mreža

Demonstracijsko PtG postrojenje Thüga Grupe je bio prvi projekt koji je utiskivao vodik

dobiven elektrolizom u distribucijsku plinsku mrežu, a pušten je u rad 2014. godine [1]. PEM ITM-

Power elektrolizator snage 325 kW pretvara električnu energiju u vodik sa stupnjem iskorištenja

koji iznosi 77%.

Werlte, Njemačka – Audi e-gas postrojenje

Automobilska kompanija Audi je 2013. godine pustila u rad Power to methane postrojenje

snage 6 MW u blizini Werltea u Njemačkoj [1]. Ugovorena snaga je proizvedena na vjetroelektrani

za pogon alkalnog elektrolizatora koji proizvodi vodik za pogon reaktora kemijske metanacije.

Ugljični dioksid potreban za proizvodnju metana, proizvodi se na obližnjem bioplinskom

postrojenju. Glavna svrha ovog projekta bila je proizvodnja ugljičnoneuralnog metana koji se

primjenjuje za flotu vozila pogonjenih stlačenim prirodnim plinom (engl. compressed natural gas

– CNG). Ovo postrojenje u Werlteu doprinosi i usluzi uravnoteženje njemačke električne mreže

Aberdeen, Škotska – Projekt autobusa na vodik

Grad Aberdeen je pokrenuo projekt kupnje 10 autobusa s gorivim ćelijama i 1MW alkalnog

elektrolizatora za opskrbu gorivom [1]. Početno financiranje je iznosilo 20 milijuna funti, a sustav

je počeo s radom 2015. godine.

Orkney Islands, Ujedinjeno Kraljevstvo – Projekt vodika

Orkneyjski arhipelag nalazi se 16 km od sjeverne obale Škotske te je dom značajne proizvodnje

energije iz vjetra i proizvodi oko 120 % potrošnje energije na otočju [1]. Na otoku Eday nalazi se

vjetrena turbina snage 9 kW i elektrana za plimu i oseku koja može proizvesti do 8 MW energije.

Dakle, pod određenim uvjetima mreža se može preopteretiti, stoga je ugrađen ITM Power PEM

elektrolizator snage 500 kW. Na licu mjesta može se skladištiti oko 500 kg vodika, a kamionima

namijenjenim za transport, 250 kg vodika prevozi se trajektom s otoka Eday na pristanište Kirkwall

na otočju Orkney. Ovaj projekt započeo je s radom 2017.godine.

5. EMISIJE STAKLENIČKIH PLINOVA

Na Institutu za održivi plin (Sustainable Gas Institute) u Londonu je provedena sveobuhvatna

analiza raspona emisija stakleničkih plinova povezanih s proizvodnjom vodika pomoću različitih

tehnologija i iz različitih sirovina (slika 5.1). Emisije stakleničkih plinova povezanih s elektrolizom

prvenstveno određuje izvor električne energije i učinkovitost elektrolize [5]. Upotreba električne

energije iz vjetra i elektrolize stvara znatno manje emisija stakleničkih plinova koje iznose oko 25

g CO2e/kWh H2, dok upotreba solarnih fotonaponskih ćelija (PV) umjesto energije vjetra stvara

širi raspon emisija od 51 do 178 g CO2e/kWh H2. Širi raspon kod primjene fotonaponskih uređaja

je zbog različitih učinkovitosti PV uređaja u različitim regijama.


213

U kontekstu mogućeg postizanja cilja klimatske neutralnosti cjelokupnog energetskog sustava,

bitno je napomenuti da proizvodnja vodika PtG procesom koji se temelji na snazi vjetra, uključuje

znatno manje emisije ugljika u odnosu na vodik dobiven reformiranjem prirodnog plina. Dakle,

kako bi se postigao cilj potpune neutralnosti ugljika, potrebno je uključiti i neke druge tehnologije,

primjerice proizvodnja bioplina/biometana u kombinaciji s CCUS (engl. Carbon Capture

Utilisation and Storage) postupkom.

Slika 5.1. Rasponi emisija stakleničkih plinova s obzirom na način proizvodnje vodika [5]

6. ZAKLJUČAK

Zahvaljujući procesima elektrolize i metanacije, električna energije se može transformirati u

vodik i prirodni plin, što omogućava skladištenje velikih količina energije. Tehnologija PtG rješava

jedan od najvećih problema koje predstavlja skladištenje energije.

Skladištenje energije moglo bi imati vrlo važnu ulogu u budućim energetskim sustavima s

niskim udjelom ugljika, uravnotežujući nefleksibilnu opskrbu i potražnju [7]. Skladištenje

obnovljive energije kemijskim vezama, posebno vodikom, privlačno je zbog njegove velike

gustoće energije, zastupljenosti elementa, mogućnosti dugoročnog skladištenja, potencijalno niskih

troškova i sposobnosti transformiranja obnovljive energije za primjenu u drugim energetskim

sektorima.

Literatura

[1] Dragoon K.. Power to Gas, Opportunities for Greening the Natural Gas System. Flink Energy

Consulting, veljača 2018, Portland, SAD.


214

[2] Existing Power-to-Gas Projects Worlwide as of September 2019.

https://public.tableau.com/views/AReviewofPower-to-

GasProjectsToDate/Dashboard2?:display_count=y&publish=yes&:origin=viz_share_link&:showViz

Home=no 15.02.2020.

[3] European Commission. EU energy in figures: statistical pocketbook 2014. Belgium, 2014.

[4] General Information “Power 2 Gas”. https://www.underground-sun-storage.at/en/general-information-

power2gas.html. 15.02.2020.

[5] [Lambert M. Power-to-gas: Linking Electricity and Gas in a Decarbonising World? The Oxford

Institute for Energy Studies, listopad 2018, Oxford, Ujedinjeno Kraljevstvo.

[6] Kovačić T., Pavlović D., Rajič P., Zelenika I. Skladištenje vodika u podzemnim poroznim geološkim

formacijama u funkciji pohrane viška električne energije generiranog putem OIE. Nafta i Plin, 2019,

39, pp. 63-78.

[7] Maroufmashat A., Fowler M. Transition of Future Energy System Infrastructure; through Power-to-

Gas Pathways. Energies, 26. srpanj 2017., Ontario, Kanada.

[8] Schmidt O., Gamghir A., Staffell I., Hawkes A., Nelson J., Few S. Future cost and performance of

water electrolysis: An expert elicitation study.International Journal of Hydrogen Energy, 2017, 42, pp.

30740-30492.

[9] Why Power-to-Gas May Flourish in a Renewables-Heavy World. https://www.powermag.com/why-

power-to-gas-may-flourish-in-a-renewables-heavy-world/. 15.02.2020.

[10] Wolf C., Linssen J., Zapp P. Power-to-Gas – Concepts, Demonstration, and Prospects. Hydrogen

Supply Chain - Design, Deployment and Operation, 2018, pp. 309-345.

https://public.tableau.com/views/AReviewofPower-to-GasProjectsToDate/Dashboard2?:display_count=y&publish=yes&:origin=viz_share_link&:showVizHome=no



https://www.underground-sun-storage.at/en/general-information-power2gas.html

https://www.underground-sun-storage.at/en/general-information-power2gas.html

https://www.sciencedirect.com/science/journal/03603199

https://www.powermag.com/why-power-to-gas-may-flourish-in-a-renewables-heavy-world/

https://www.powermag.com/why-power-to-gas-may-flourish-in-a-renewables-heavy-world/


215

Proračun debljine stijenke kućišta prema HR-normi i 3D oblikovanje

zračnog ventila s dvije kugle

Calculation of the housing wall thickness according to the Croatian norm and

the 3D design of a two – ball air valve

Božidar Hršak, mag. ing. mech.1

Prof.dr.sc. Ante Čikić2

Marko Časar, bacc.ing.mech.3

1Veleučilište u Bjelovaru, Bjelovar, Hrvatska / Sveučilište Sjever, Sveučilišni centar Varaždin, Varaždin,

Hrvatska 2Sveučilište Sjever, Sveučilišni centar Varaždin, Varaždin, Hrvatska / Strojarski fakultet u Slavonskom Brodu,

Slavonski Brod, Hrvatska 3Veleučilište u Bjelovaru, Bjelovar, Hrvatska

Sažetak

Prikazan je proračun, dimenzioniranje i 3D oblikovanje zračnog ventila s dvije kugle DN80 na temelju

2D radioničke dokumentacije u lijevanoj izvedbi. Proveden je analitički proračun debljine stjenke

cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila za vodne ispitne tlakove: 1,5 MPa, 2,4 MPa, 3,75

MPa i 6,0 MPa, i materijale kućišta GJL – 250 (SL – 25) i GJS - 400 – 12 (NL – 42) prema normi HRN

M.E2.253. Reverzibilnim inženjeringom, u programskom alatu SolidEdge ST8 – Synchronous Technology,

izrađen je 3D model sklopa zračnog ventila s dvije kugle DN80 sa svim pozicijama. U programskom modulu

ISO Metric Draft izrađena je kompletna 2D radionička dokumentacija za izradu finalnog proizvoda

tehnologijom lijevanja i CNC obradom manjih pozicija. Pomoću programskog modula Simulation -

provedene su FEA analize naprezanja (Finite Element Analysis) kućišta zračnog ventila za vodne ispitne

tlakove i materijal kućišta u cilju provjere ispravnosti analitičkog proračuna. U programskom modulu

SolidEdge - FlowEFD izrađen je prikaz toka strujanja fluida u 3D modelu kućišta zračnog ventila s dvije

kugle. Istaknut je konstrukcijski doprinos i praktična primjenjivost u modificiranju i razvoju postojećeg

proizvoda "sinkronom" tehnologijom 3D oblikovanja pomoću "upravljača" za sinkrono modeliranje –

Steering Whell.

Ključne riječi: zračni ventil s dvije kugle, vodni ispitni tlak, SolidEdge ST8 – Synchronous Technology ,

sinkrono modeliranje – Steering Whell, kućište, kugle, analiza naprezanja, FEA, FlowEFD

Abstract

The design, sizing, and 3D design of a DN80 two-ball air valve are presented based on 2D cast

documentation in the cast design. An analytical calculation of the wall thickness of the cylindrical and ball

parts of the air valve housing for water test pressures: 1.5 MPa, 2.4 MPa, 3.75 MPa and 6.0 MPa, and the

materials of the GJL - 250 (SL - 25) and GJS - 400 - 12 (NL - 42) according to standard HRN M.E2.253. In

reversible engineering, a 3D model of a dual ball DN80 ball valve assembly with all positions was created

in SolidEdge ST8 - Synchronous Technology. In the ISO Metric Draft software module, a complete 2D

workshop documentation was created to produce the final product by casting technology and CNC

machining of smaller positions. Using the Simulation software module - FEA stress tests (Finite Element

Analysis) of the air valve housing for water test pressures and the housing material in order to verify that

the analytical budget is correct. In the SolidEdge - FlowEFD software module, a flow diagram of a fluid

flow was created in a 3D model of two-ball air valve housing. Structural contribution and practical


216

applicability in modifying and developing an existing product by "synchronous" 3D (Synchronous

Technology) 3D design using "Steering Whell" controllers are highlighted.

Key words: two ball air valve, water test pressure, SolidEdge ST8 - synchronous technology, Steering Whell

Synchronous Modeling Controller, case, balls, stress analysis, FEA, FlowEFD

1. Zračni ventil s dvije kugle

Usisno-odzračni ventil (slika 1.) osigurava ispravnu funkcionalnost cjevovodnog sustava te

ulaženje i izlaženje zraka prilikom punjenja i pražnjenja cjevovoda. Radi automatski na principu

uzgona kugli i razlike tlaka u cjevovodu i tlaka atmosfere. Sastoji se od dvije komore. Komora

malog otvora služi za odzračivanje malih, a komora velikog otvora za ulaženje i izlaženje velikih

količina zraka. Ugrađuje se na najvišim prijelomnim točkama cjevovoda [1].

Slika 1. Zračni ventil s dvije kugle [1]

2. Proračun debljine stjenke cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila s dvije kugle

DN80

Na temelju postojeće 2D dokumentacije, proveden je analitički proračun debljine stjenke

cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila za vodne ispitne tlakove: 1,5 MPa (15 bar),

2,4 MPa (24 bar), 3,75 MPa (37,5 bar) i 6,0 MPa (60 bar), i materijale kućišta GJL – 250 (SL – 25)

i GJS - 400 – 12 (NL – 42) prema normi HRN M.E2.253, slika 2. Korištene su jednadžbe 1 i 2 [2].


217

Slika 2. 2D prikaz kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80

scil. 1 2

20

D pS c c

Kp

S

= + +

+

(1)

skugl. 1 2

40

D pS c c

Kp

S

= + +

+

(2)

pri čemu su: Ds – vanjski promjer cilindričnog / kuglastog dijela kućišta [mm], p – vodni ispitni

tlak [bar], K – proračunska čvrstoća [N/mm2], S – stupanj sigurnosti za materijal pri vodnom

ispitnom tlaku, ν – koeficijent oslabljenja, c1 – dodatak koji uzima u obzir smanjenje debljine

stjenke [mm], c2 - dodatak na koroziju i trošenje [mm], Scil. – potrebna debljina stjenke cilindričnog

dijela kućišta [mm], Skugl. – potrebna debljina stjenke kuglastog dijela kućišta [mm], Scil.post. = 9,00

mm – postojeća debljina stjenke cilindričnog dijela kućišta, Skugl.post. = 9,00 mm – postojeća debljina

stjenke kuglastog dijela kućišta. Proračunske vrijednosti prikazane su u tablici 1 i tablici 2.

Tablica 1. Proračunske vrijednosti cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila s dvije kugle

DN80 za materijal kućišta GJL – 250 (SL – 25)

p,

bar

KSL-25,

N/mm2

Dscil.,

mm

Dskugl,

mm S ν

c1,

mm

c2

mm

Scil.,

mm

Scil.post.,

mm

Skugl.,

mm

Skugl.post.,

mm

15

50 98 128 3,5 0,9 2 1

8,40

9,00

6,62

9,00 24 11,37 8,71

37,5 15,47 11,70

60 21,54 16,37

p p

p

p


218

Tablica 2. Proračunske vrijednosti cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila s dvije kugle

DN80 za materijal kućišta GJS - 400 – 12 (NL – 42)

p,

bar

KNL-42,

N/mm2

Dscil.,

mm

Dskugl,

mm S ν

c1,

mm

c2

mm

Scil.,

mm

Scil.post.,

mm

Skugl.,

mm

Skugl.post.,

mm

15

93,33 98 128 1,7 0,9 3 1

5,47

9,00

5,91

9,00 24 6,32 5,54

37,5 7,58 6,38

60 9,61 7,77

Izrada 3D modela pozicija i sklopa zračnog ventila s dvije kugle DN80

Reverzibilnim inženjeringom, prikazana je izrada 3D modela pozicija i sklopa zračnog ventila

s dvije kugle DN80 u programskom alatu SolidEdge ST8 – Synchronous Technology. Programski

alat SolidEdge ST 8 sa sučeljem prikazanim na slici 3. koristi "sinkronu" tehnologiju 3D

modeliranja - Synchronous Technology gdje skica nije "direktno" povezana hijerarhijski sa

značajkom (odnosno površinom pomoću "upravljača" za sinkrono 3D modeliranje – Steering

Whell), niti se izravno nadovezuje na "stablo" 3D modela. Takvom tehnologijom značajnije se

smanjuje opasnost od mogućeg "pada" složenijeg (parametarski) 3D modela, te je u svakom

trenutku moguća izmjena 3D modela (značajki modela) direktno u 3D prostoru izrade 3D modela

pomoću vidljivo prikazanih 3D kota.

Postupak 3D modeliranja kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80 programskim alatom

SolidEdge ST8 - Synchronous Technology započinje izradom skice i modeliranjem cilindrične

baze kućišta s provrtima korištenjem značajke dodavanja materijala (slika 4.), a pomoću alata za

napredno 3D modeliranje izrađen je renderirani (fotorealistički) 3D model kućišta zračnog ventila

(slika 5.).

Slika 3. Sučelje i 3D model izrađen "sinkronom" tehnologijom 3D modeliranja -

SynchronousTechnology u programskom alatu SolidEdge ST8 [3]

"Upravljač" za

sinkrono 3D

modeliranje –

Steering

Whell


219

Istim postupcima "sinkronom" tehnologijom – Synchronous Technology 3D oblikovanja

modelirane su i ostale pozicije i podsklopovi gotovog proizvoda zračnog ventila (kugla za mali

otvor, kugla za veći otvor, poklopac s malim otvorom, poklopac s velikim otvorom, zaštitni

poklopac, vodilica kugle odušak, "O" prsten 16/20x2, brtva, "O" prsten, usadni vijak M16 x

61, matica M16, matica M16 niska, i brtva 32/23x2). Nakon 3D modeliranja svih pozicija,

izvršeno je njihovo spajanje u sklop – gotov proizvod i rastavljanje u cilju izrade kataloga rezervnih

dijelova (slike 6. i 7.).

Slika 4. Dodavanje materijala na skicu

cilindrične baze kućišta s provrtima

Slika 5. Foto realističan prikaz 3D modela

kućišta zračnog ventila s dvije kugle

Slika 6. Fotorealističan prikaz gotovog proizvoda -

sklopa zračnog ventila s dvije kugle DN80

Slika 7. Foto realističan prikaz

rastavljenog sklopa zračnog ventila s

dvije kugle DN80


220

3. Analize naprezanja (FEA) kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80

Analize naprezanja (Finite Element Analysis - FEA) kućišta zračnog ventila provedene su u

programskom alatu SolidEdge ST8 – (Simulation) odabiranjem fiksnih dijelova kućišta (Fixtures)

(slika 8.), zadavanjem vodnih ispitnih tlakova: 1,5 MPa (slika 9.); 2,4 MPa, 3,75 MPa i 6,0 MPa

na unutarnju stjenku kućišta zračnog ventila s dvije kugle, te materijala GJL – 250 (SL – 25).

Na slikama 10. i 11. grafički s kontrastom boja i numeričkom skalom vrijednosti prostorno je

prikazan raspored naprezanja (Finite Element Analysis - FEA) kućišta zračnog ventila za vodni

ispitni tlak: 1,5 MPa i 2,4 MPa te materijal GJL – 250 (SL – 25).

Slika 8. Fiksirani dio kućišta zračnog ventila s

dvije kugle DN80 (Fixtures)

Slika 9. Odabrane površine djelovanja tlaka od

1,5 MPa na unutarnje stjenke kućišta zračnog

ventila (Pressure)

Slika 10. Rezultati analize naprezanja (FEA)

kućišta zračnog ventila za vodni ispitni tlak 1,5

MPa i materijal GJL – 250 (SL – 25)

Slika 11. Rezultati analize naprezanja (FEA)




221

Rezultati provedene (FEA) analize naprezanja kućišta zračnog ventila za vodni ispitni tlak 1,5

MPa i za materijal GJL – 250 (SL – 25) potvrđuju očitanja naprezanja na skali (slika 10.) znatno

manja od dozvoljenog naprezanja Ϭdop=50 N/mm2. Potvrđena je i točnost analitičkog proračuna

minimalne debljine stjenke (Scil. = 8,40 mm / Skugl. = 6,62 mm < Scil.post. = 9,00 mm / Skugl.post. =

9,00 mm) kućišta zračnog ventila te postojeća debljina stjenke kućišta zračnog ventila (9 mm)

može pouzdano izdržati vodni ispitni tlak 1,5 MPa.

Povećanjem vodnog ispitnog tlaka na 2,4 MPa za materijal GJL – 250 (SL – 25) rezultati

provedene FEA analize naprezanja potvrđuju značajnije promjene povećanja vrijednosti očitanja

naprezanja na skali ( slika 11.). Grafičkim prikazom s kontrastom boja vidljive su deformacije na

unutrašnjosti kućišta (smanjenje debljine stjenke), ali su manje od dozvoljenog naprezanja Ϭdop=

50 N/mm2. Time je potvrđena točnost analitičkog proračuna minimalne debljine stjenke (Scil. =

11,37 mm / Skugl. = 8,71 mm > Scil.post. = 9,00 mm / Skugl.post. = 9,00 mm) kućišta zračnog ventila.

Postojeća debljina stjenke kućišta zračnog ventila (9,00 mm) ne može pouzdano izdržati vodni

ispitni tlak 2,4 MPa.

Na slikama 12. i 13. grafičkim prikazom s kontrastom boja i numeričkom skalom vrijednosti

prostorno je prikazan raspored naprezanja (FEA) kućišta zračnog ventila za vodni ispitni tlak: 3,75

MPa i 6,0 MPa i materijal GJL – 250 (SL – 25).

Povećanjem vodnih ispitnih tlakova na 3,75 MPa i na 6,0 MPa za materijal GJL – 250 (SL –

25), rezultati provedenih FEA analiza naprezanja potvrđuju još vidljivije i značajnije promjene

povećanja vrijednosti očitanja naprezanja na skalama (slike 12. i 13.) koja se približavaju

vrijednosti dozvoljenog naprezanja Ϭdop= 50 N/mm2. Grafičkim prikazom s kontrastom boja još

značajnije i vidljive su deformacije na unutrašnjosti kućišta (značajnije smanjenje debljine stjenke).

Potvrđena je točnost analitičkog proračuna minimalne debljine stjenke (Scil. = 15,47 mm / Skugl. =

11,70 mm > Scil.post. = 9,00 mm / Skugl.post. = 9,00 mm – 3,75 MPa, odnosno Scil. = 21,54 mm /

Skugl. = 16,37 mm > Scil.post. = 9,00 mm / Skugl.post. = 9,00 mm – 6,0 MPa) kućišta zračnog ventila.

Postojeća debljina stjenke cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila (9,00 mm) ne

može "izdržati" vodne ispitne tlakove 3,75 MPa (37,5 bar) i 6,0 MPa (60 bara).

Slika 12. Rezultati analize naprezanja FEA

kućišta zračnog ventila za vodni ispitni tlak

3,75 MPa i materijal GJL – 250 (SL – 25)

Slika 13. Rezultati analize naprezanja FEA




222

4. Analiza toka strujanja fluida

Analiza toka strujanja fluida u 3D modelu kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80

provedena je u programskom alatu SolidEdge ST8 programskim modulom SolidEdge - FlowEFD.

Pri tomu su ulazni i izlazni priključci kućišta zatvoreni poklopcima (Lid) pomoću kojih se utvrđuju

ulazni i izlazni parametri graničnih uvjeta. Na ulazni priključak zadan je volumni protok 0,001109

m3/s (slika 14.), a na izlazni (tlačni) priključak atmosferski tlak 101325 Pa (slika 15.). Nakon

definiranja svih potrebnih parametara izvršena je analiza toka strujanja fluida. Na slici 16. prikazan

je tok strujanja fluida u 3D modelu kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80.

Slika 14. Granica (Boundary) ulaza fluida u

kućište

Slika 15. Izlazni parametri analize toka

strujanja fluida


223

Slika 16. Simulacija toka strujanja fluida u 3D modelu kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80

5. Zaključak

Na temelju postojeće 2D radioničke dokumentacije u lijevanoj izvedbi proveden je analitički

proračun debljine stjenke cilindričnog i kuglastog dijela kućišta zračnog ventila DN80 za vodne

ispitne tlakove: 1,5 MPa, 2,4 MPa, 3,75 MPa i 6,0 MPa, i materijale kućišta GJL – 250 (SL – 25)

i GJS - 400 – 12 (NL – 42) prema normi HRN M.E2.253.

Primjenom reverzibilnog inženjeringa, u programskom alatu SolidEdge ST8 – Synchronous

Technology, izrađen je 3D model sklopa zračnog ventila s dvije kugle DN80 sa svim pozicijama.

Skica u programskom alatu SolidEdge ST8 predstavlja "površinu" i pomoću alata za upravljanje

sinkronim modeliranjem (torusnog elementa sa glavnim osima - Steering Wheel upravlja se

pomicanjem i zakretanjem direktno na 3D modelu. Time se značajno skraćuje vrijeme izrade 3D

modela, za razliku od "standardne" (Ordered) tehnologije 3D modeliranja temeljene na „linearnom

hijerarhijskom stablu“ i „strogo“ definiranom slijedu povijesti skica i značajki koje su u izravnoj

međusobnoj ovisnosti.


224

Pomoću programskog modula Simulation provedene su FEA analize naprezanja kućišta

zračnog ventila za navedene vodne ispitne tlakove i materijal kućišta u cilju provjere ispravnosti

analitičkog proračuna. Prema provedenoj analizi postojeća debljina stjenke kućišta 9 mm za

materijal GJL – 250 (SL – 25) zadovoljava vodni ispitni tlak 1,5 MPa. Potvrđena je ispravnost

analitičkog proračuna. Pri vodnim ispitnim tlakovima od 2,4 MPa, 3,75 MPa i 6,0 MPa vidljive

su značajnije deformacije u unutrašnjosti kućišta (značajnije smanjenje debljine stjenke) i izrazite

promjene povećanja vrijednosti grafičkih očitanja naprezanja u kućištu.

U programskom modulu SolidEdge - FlowEFD izrađena je simulacija toka strujanja fluida u

3D modelu kućišta zračnog ventila s dvije kugle DN80. U programskom modulu ISO Metric Draft

izrađena je kompletna 2D radionička dokumentacija za izradu finalnog proizvoda tehnologijom

lijevanja i CNC obradom manjih pozicija.

Predlaže se izrada kućišta od nodularnog lijeva GJS - 400 – 12 (NL – 42) koji ima značajno

bolja svojstva i tehničke karakteristike ili kompletno redizajniranje kućišta u cilju osiguranja

pouzdane funkcije ("izdržljivosti") za sve navedene vodne ispitne tlakove.

Predloženi postupci su doprinos praktičnoj primjeni za daljnja unapređenja i razvoj brze izrade

i 3D modeliranja prototipova strojnih elemenata za različita postrojenja i namjene.

Istaknut je konstrukcijski doprinos i praktična primjenjivost u modificiranju i razvoju

postojećeg proizvoda "sinkronom" tehnologijom 3D oblikovanja pomoću "upravljača" za sinkrono

modeliranje – Steering Whell.

Literatura

[1] www.miv.hr

[2] [Malinovec Puček, M., Proračun čvrstoće- posude pod tlakom, Power Point

[3] Prezentacija FSB 5, Zagreb, 2014.

[4] Sučelje programa Siemens PLM Software SolidEdge ST8


225

Kružna ekonomija i bioplinske elektrane

u Slavoniji i Baranji

Circular economy and biogas power plants

in Slavonia and Baranja

Milan Ivanović

Panon – institut za strateške studije, Osijek, Hrvatska

Sažetak

Republika Hrvatska je, kao članica EU prihvatila okvire zaštite okoliša i proizvodnje i potrošnje

energije. Shodno tome RH je pokrenula i realizirala niz projekata glede povećanja gospodarskih učinaka

kao i zaštite okoliša – koristeći pri tome i europska sredstva. U ovom radu se daje pregled izgrađenih

bioplinskih elektrana u Republici Hrvatskoj te njihov doprinos elektro-energetskoj opskrbi s posebnim

osvrtom na stanje u slavonsko-baranjskoj regiji (pet županija istočne Hrvatske). Prikazuju se tehnološki

okviri funkcioniranja bioplinskih elektrana, instalirana snaga te učinci u proizvodnji električne energije. U

zaključku se daje prijedlog intentzivnije izgradnje bioplinskih elektrana na području Slavonije i Baranje.

Ključne riječi: Bioplin, Bioplinske elektrane, Kružna ekonomija, Obnovljivi izvori, Slavonska regija

Abstract

The Republic of Croatia, as an EU member, has accepted the framework of environmental protection

and energy production and consumption. Consequently, the Republic of Croatia has launched and

implemented a number of projects regarding the increase of economic effects as well as environmental

protection - using European funds. This paper provides an overview of the built biogas power plants in the

Republic of Croatia and their contribution to the electricity supply with special reference to the situation in

the Slavonia-Baranja region (five counties of eastern Croatia). The technological frameworks of biogas

power plants operation, installed power and effects in electricity production are presented. In conclusion, a

proposal for more intensive construction of biogas power plants in the area of Slavonia and Baranja is given.

Key words: Biogas, Biogas power plants, Circular economy, Renewable sources, Slavonia region

1. Elektrane na obnovljive izvore energije Republici Hrvatskoj

Uvjeti za isplativo korištenje obnovljivih izvora energije (OIE) i kogeneracije u Republici

Hrvatskoj postoje od 2007. godine. Sustav poticajnih otkupnih cijena definiranih tarifnim sustavom

za proizvodnju električne energije iz OIE i kogeneracije omogućio je isplativost ovakvih

investicija. Osim proizvodnje energije za vlastitu potrošnju važna je i mogućnost prodaje

proizvedene električne energije u javnu mrežu - tim prije što je primjena OIE jedan od strateških

ciljeva energetske politike RH; 35% OIE u neposrednoj proizvodnji električne energije do 2020.

godine.

Republika Hrvatska je usvojila više dokumenata kojima se energetska politika RH prila-

gođavala EU okvirima1 te je izgrađen sustav poticanja proizvodnje električne energije iz OIE i

1 Detaljnije o rečenim dokumentima i usklađivanju s EU regulativom vidi u dokumentu “Nacionalni akcijski plan za

obnovljive izvore energije do 2020. godine“ 1 2


226

visokoučinkovitih kogeneracija koji je u primjeni od 1. srpnja 2007. godine. Od te godine počinju

aktivnosti na izgradnji elektrana na OIE u Republici Hrvatskoj; tako je u tome razdoblju (2007.-

2019.) izgrađeno je i pušteno u rad 1.347 postrojenja za proizvodnju električne energije na OIE

ukupne snage 877,4 MWel. Samo u 2019. godini na hrvatski elektro-energetski sustav priključeno

je novih 12 OIE postrojenja ukupne snage 48,5 MW; tablica 1.

Tablica 1. Elektrane na OIE s kojima je HROTE sklopio ugovor o otkupu električne energije po Tarifnom

sustavu, a čija su postrojenja u sustavu poticanja; elektrane na mreži - stanje 31. prosinca 2019.

Broj

postrojenja

Instalirana

snaga

(MW)

Udio u snazi Proizvodnja

el. energije

(GWh)

Udio u

proizvodnji

VE 22 575,8 65,6% 1.402 48,7%

Kgn 6 113,3 12,9% 550 19,1%

EBm 34 73,7 8,4% 432 15,0%

BpE 39 42,7 4,9% 337 11,7%

SE 1.230 53,4 6,1% 72 2,5%

GE 1 10 1,1% 65 2,2%

mHE 14 5,9 0,7% 24 0,8%

Eop 1 2,5 0,3% 77 0,003%

Ukupno 1.347 877,4 100% 2.882 100% Izvor: 3

Legenda VE – vjetroelektrane

Kgn – kogeneracijske elktrane

EBm – elektrane na biomasu

BpE – bioplinske elektrane

SE – sunčane elektrane

GE – geotermalne elektrane

mHE – male hidroelektrane

Eov – elektrane na plin iz muja otpadnih voda

Prema broju postrojenja – najviše su zastupljene sunčane i bioplinske elektrane, a prema

instaliranoj snazi prednjače vjetroelektrane i kogeneracijske elektrane, koje su, isto tako,

predvodnici u količini proizvedne električne energije. Treba ovdje ukazati da kogeneracijska

postrojenja te elektrane na biomasu i biopin imaju veću zastupljenost u proizvodnji električne

energije u odnosu na zastupljenost u instaliranoj snazi (tab. 1 i sl. 1).


227

Slika 1. Proizvodnja električne energije OIE elektrana u 2019. u Republici Hrvatskoj (GWh) 3

Ukupna (bruto) proizvodnja električne energije u Hrvatskoj je u 2019. godini iznosila 12.722

GWh, a udio elektrana na OIE u toj proizvodnji je dostigao visokih 22,7% (sl. 2).

Slika 2. Ukupna proizvodnja el. energije i proizvodnja OIE elektrana u Hrvatskoj 34

Ovdje treba ukazati i na činjenicu da bioplinske elektrane (kao i elektrane na biomasu) imaju

uravnoteženu dnevnu, tjednu i mjesečnu proizvodnju - za razliku od sunčanih i vjetroelektrana, tj.

bioplinske elektrane i elektrane na biomasu blagotvorno utječu na stabilnost opskrbe električnom

energijom; slika 3 i 4.


228

Slika 3. Proizvedena električna energija po tehnologijama OIE1 u 2019. godini 3

Slika 4. Proizvedena električna energija po tehnologijama OIE2 u 2019. godini 3


229

Na kraju ovog kratkog pregleda proizvodnje električne energije iz OIE u RH slikom 5

prikazujemo raspored OIE elektrana po županijama; (sl. 5).

Slika 5. Broj povlaštenih proizvođača i instalirana snaga elektrana na OIE

koje su u sustavu poticaja – po županijama 3

Prema broju OIE postrojenja prednjači Osječko-baranjska županija (261 OIE postrojenje), a

slijede: Međimurska (129), Brodsko-posavska (117) i Varaždinska (117) županija. Prema

instaliranoj snazi OIE postrojenja prva je Splitsko-dalmatinska županija (222,75 MW), a slijede

Zadarska (147,86 MW) i Šibensko-kninska županija (106,54 MW) te Grad Zagreb (105 MW).

2. Bioplinske elektrane u Hrvatskoj

U Hrvatskoj je proteklih godina objavljeno više znanstvenih i stručnih radova o tehničkim

karakteristikama i tehnološkim procesima u bioplinskim elektranama, a našem radu „Bioplin u

kružnoj ekonomiji Europske Unije“ 5 ukazali smo na najvažnije elemente koji uključju bioplin u

model kružne ekonomije - tako da nema potrebe ovdje to ponavljati. U ovom radu će se načiniti

pregled izgrađenih bioplinskih elektrana u Republici Hrvatskoj te analizirati njihov doprinos

energetskoj opskrbi u zemlji s posebnim osvrtom na stanje na području pet županija istočne

Hrvatske - slavonsko-baranjske regije.


230

Prva bioplinska elektrana u Hrvatskoj izgrađena je i započela je radom svibnja 2009. u PZ

Osatina kod Ivankova (Vinkovci); bioplinski agregat snage 1 MW proizvodi električnu energiju i

isporučuje u distribucijsku mrežu HEP ODS DP „Elektra“ Vinkovci na naponu 10 kV. [6] U

narednih 11 godina izgrađeno je i pušteno u rad još 38 bioplinskih postrojenja ukupne snage 41,7

MWel uključujući i jednu elektranu na plin iz obrade mulja otpadnih voda te jednu elektranu na

deponijski plin (obje ukupne snage 5,5 Mwel); (sl. 6 i 7).

Slika 6. Broj i snaga bioplinskih elektrana u Republici Hrvatskoj 3

Slika 7. Proizvodnja električne energije u bioplinskim elektranama u Republici Hrvatskoj 3


231

2.1. Bioplinske elektrane na području Slavonije i Baranje

Od navedenih 39 bioplinskih elektrana u Republici Hrvatskoj 24 se u nalazi na području istočne

Hrvatske (regija Slavonije i Baranje) i to: 15 na području Osječko-baranjske županije (OBŽ), tri u

Virovitičko-podravskoj (VPŽ) i šest na području Vukovarsko-srijemske županije (VSŽ); (tab. 2 i sl.

2).

Na području Brodsko-posavske i Požeško-slavonske županije nema izgrađenih bioplinskih

elektrana, već su u pogonu elektrane na drvnu biomasu, a više projekata bioplinskih elektrana je u

razvoju 7 8. U tablici 3 daje pregled svih bioplinskih elektrana u funkciji na području slavonsko-

baranjske regije s osnovnim podacima; (tab. 3).

Značajno je napomenuti da su za veći broj bioplinskih postrojenja u regiji projektiranje,

izgradnju i puštanje u pogon (povezivanje na EES) obavili slavonski stručnjaci iz Belišća, Osijeka,

Slatine, Slavonskog Broda, Vinkovaca i Vukovara 9 10, a značajan je dio investicije realiziran

nabavkama domaćih materijala 5.

Tablica 2. Bioplinske elektrane na području Slavonije i Baranje - stanje 31. prosinca 2019.

Županija Broj postrojenja Instalirana snaga (kWel) Q (kW)

Brodsko-posavska 0 0 0

Osječko-baranjska 15 16.687 17.338

Požeško-slavonska 0 0 0

Virovitičko-podravska 3 4.000 3.655

Vukovarsko-srijemska 6 8.299 8.299

Ukupno 24 29.986 30.292

Izvor: 311 12


232

Slika 8. Lokacije bioplinskih elektrana na području Slavonije i Baranje

Tablica 3. Bioplinska postrojenja u funkciji na području slavonsko-baranjske regije

Rb Naziv objekta Godina

u pogon kWel

Q

(kW)/* Mjesto Županija

1. Osatina grupa d.o.o.

Bioplinsko postrojenje IVANKOVO 2009. 2.000 2.000

32281

Ivankovo VSŽ

2. Bovis d.o.o.

Bioplinsko postrojenje IVANKOVO2 2009. 1.000 1.000

32281

Ivankovo VSŽ


Bioplinsko postrojenje TOMAŠANCI 1 2011. 1.000 1.000 31422

Tomašanci OBŽ


Bioplinsko postrojenje TOMAŠANCI 2 2011. 1.000 1.000 31422

Tomašanci OBŽ

5. Farma Mala Branjevina

Bioplin, postrojenje MALA BRANJEVINA 2 2011. 1.000 1.000 31403 Vuka OBŽ

6. Novi agrar d.o.o.

Bioplin. postrojenje MALA BRANJEVINA 1 2012. 1.000 1.000 31403 Vuka OBŽ

7. Energija Gradec d.o.o

Bioplinsko postrojenje MITROVAC 2013. 2.000 2.000

31309

Kneževi

Vinogradi

OBŽ


Bioplinsko postrojenje SLAŠČAK 2013. 1.000 2.000

31401

Viškovci OBŽ


233


Bioplinsko postrojenje SLAŠČAK 2 2015. 1.000 1.000

31401

Viškovci OBŽ

10. Energija Gradec d.o.o.

Bioplinsko postrojenje POPOVAC 2015. 1.800 1.800 31303

Popovac OBŽ

11. Miagro Energo d.o.o.

Bioplinsko postrojenje KUĆANCI 2016. 490 340

31542

Magadenovac OBŽ

12. Farma muznih krava

Bioplinsko postrojenje ORLOVNJAK 2016. 1.700 1.800

31216

Antunovac OBŽ

13. Osilovac d.o.o.

Bioplinsko postrojenje OSILOVAC. 2015. 999 1.100

31512

Feričanci OBŽ

14. Biointegra d.o.o.

Bioplinsko postrojenje SLATINA 2017. 2.000 2.000 33520 Slatina VPŽ

15. BR Bioplin Crnac 1

Bioplinsko postrojenje CRNAC 2015. 1.000 655 33515 Crnac VPŽ

16. Landia d.o.o.

Bioplinsko postrojenje LANDIA-GRADINA 2013. 1.000 1.000

32214

Tordinci VSŽ


Bioplinsko postrojenje OVČARA 2017. 2.000 2.000

32000

Vukovar VSŽ


Bioplinsko postrojenje VINKA 2015. 2.000 2.000

32100

Vinkovci VSŽ

19. Dar prirode d.o.o.

Bioplinsko postrojenje Borovo 2017. 299 299

32227

Borovo VSŽ

20. Mico d.o.o

Bioplinsko postrojenje Hrastin 2018. 300 300

31404

Hrastin OBŽ

21. BIOENERGIJA d.o.o.

Bioplinsko postrojenje KLISA 2018. 1.400 1.000

31207

Klisa OBŽ

22. VDM energija d.o.o.

Bio postrojenje DONJI MIHOLJAC 2018. 999 999

31540

Donji Miholjac OBŽ

23. VDM energija d.o.o.

Bio postrojenje VILJEVO 2018. 999 999 31531 Viljevo OBŽ

24. Bioplin proizvodnja d.o.o.

Bioplinsko postrojenje SLATINA 2019. 1.000 1.000 33520 Slatina VPŽ

Izvor: 311 12 */ Za neka postrojenja u dokumentima nije naveden toplinski kapacitet te se radi o

procjeni

Glede kružne ekonomije – zaštite okoliša i održivog razvoja ovdje treba ukazati da veće

bioplinske elektrane (2 MW) godišnje zbrinu od 60.000 do 100.000 tona biorazgradivog otpada -

stajskog gnoja, komunalnog otpada i otpada iz prehrambene industrije, ugostiteljskih objekata te

društvene prehrane; (sl. 8).

Isto tako treba ukazati da je na području slavonsko-baranjske regije mali broj izgrađenih

bioplinskih postrojenja manje snage - od 100 do 500 kW - koje nisu u funkciji proizvodnje

električne energije – već proizvode bioplin za lokalnu potrošnju. Izgradnja ovih postorenja je

značajno jeftinija i jednostavnija za upravljanje.


234

Slika 9. Kompleks BPP Biointegra Slatina 14

2.2. Budući razvoj

Naša analiza je pokazala da politika razvoja obnovljivih izvora energije u Republici Hrvatskoj,

pa tako i bioplinskih elektrana, daje prihvatiljive rezultate. No, stanje na području Slavonije i

Baranje glede odvojenog prikupljanja i zbrinjavanja komunalnog otpada nije dobro 13 kao što nisu

dobra demografska kretanja i gospodarski razvoj. S tog naslova uputno je razmišljati i o novom

(dodatnom) pristupu razvoju bioplinskih postrojenja na području regije.

Naime - osim postojećeg tržišnog modela razvoja OIE i stimulacije tarifnim poticajima – zbog

depopulacije u Slavoniji i Baranji, zbog slabe socijalne kohezije i nedovoljnog kapitala bilo bi

dobro pokrenuti i društvenu akciju te suradnjom poduzetnika, lokalne samouprave (općine i gradovi),

regionalne uprave (županije) te građanskih inicijativa – što bi rezultirala privatno-javnim

partnerstvom na komunalnim (zajedničkim) projektima za izgradnju bioplinskih elektrana u

područjima gdje do sada nisu izgrađene niti postoje projekti u realizaciji. U tome cilju - ovaj autor

i osječki tink tank „Panon“ predstavljaju ideju o pokretanju makro projekta „Sto bio-plinskih

elektrana u Slavoniji i Baranji“.

3. Zaključne napomene

Postavljeni okviri korištenja obnovljivih izvora energije u Republici Hrvatskoj – u našoj analizi

glede bioplinskih elektrana - daju prihvatljive rezultate:


235

a) U razdoblju od 2009. do 2019. izgrađeno je 39 bioplinskih elektrana ukupne snage 41,7

MWel. Na ovaj je način Republika Hrvatska postigla novi razvojni korak glede proizvodnje

bioplina i ekološkog zbrinjavanja stajskog gnoja u odnosu na više susjednih zemalja, tj. pristupila

je realizaciji koncepta održivog razvoja i kružne ekonomije.

b) Proteklih godina ove su bioplinske elektrane proizvodile i isporučivale u elektro-energetski

sustav zemlje u prosjeku 10-tak posto električne energije proizvedene u OIE elektranama.

c) Od ukupno 39 bioplinskih elektrana koje su u funkciji u RH - 24 elektrane su izgrađene na

području slavonsko-baranjske regije.

d) U projektiranju, izgradnji, puštanju u pogon ovih bioplinskih elektrana značajno je sudje-

lovanje slavonskih stručnjaka iz Belišća, Osijeka, Slatine, Slavonskog Broda, Vinkovaca i

Vukovara.

e) Izgradnjom ovih bioplinskih elektrana osim ekoloških i energetskih doprinosa važan je

uspjeh rečenih projekata u podizanju tehničke razine proizvodnje i poslovanja u ruralnim pod-

ručjima Slavonije i Baranje, a ne treba zanemariti ni doprinose zapošljavanju lokalnog

stanovništva.

Literatura

[1] Ministarstvo gospodarstva - Nacionalni akcijski plan za obnovljive izvore energije do 2020. godine,

Zagreb, 2013.

[2] https://mzoe.gov.hr/UserDocsImages/UPRAVA%20ZA%20ENERGETIKU/Strategije,%20planovi%

20i%20programi/Nacionalni_akcijski_plan_za_obnovljive%20izvore%20energije%20_do_2020%20

godine.pdf (pristupljeno 7.7.2020.)

[3] Sabor RH - Strategija održivog razvitka Republike Hrvatske

[4] https://narodnenovine.nn.hr/clanci/sluzbeni/2009_03_30_658.html (pristupljeno 7.7.2020.)

[5] HROTE – (http://www.hrote.hr/) (pristupljeno 7.7.2020.)

[6] Eurostat – (https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-datasets/) (pristupljeno 7.7.2020.)

[7] Ivanović, Milan - Bioplin u kružnoj ekonomiji Europske Unije; 35. Međunarodni znanstveno-stručni

susret stručnjaka za plin, 21. – 23. listopada 2020. – Opatija, Zbornik radova

[8] Osatina grupa - https://www.osatina.hr/bioplin/ (pristupljeno 7.7.2020.)

[9] Brodsko-posavska Županija – (http://www.bpz.hr/) (pristupljeno 7.7.2020.)

[10] Požeško-slavonska županija – ( https://www.pszupanija.hr/) (pristupljeno 7.7.2020.)

[11] Ivanović, Milan ; Glavaš, Hrvoje - The measures of the Winter Package EC and biogas power plants

in Croatia; 26. Forum - Dan energije u Hrvatskoj - 2017. Zagreb, 17. 11.2017. Zbornik radova

[12] Ivanović , M.; Glavaš , H.; Vukobratović, M: - Bioplinske elektrane u Slavoniji i Baranji, 15. skup o

prirodnom plinu, toplini i vodi, Osijek, 27.-29.09.2017. Zbornik radova

[13] HERA – (https://www.hera.hr/) (pristupljeno 7.7.2020.)

[14] Ministarstvo zaštite okoliša i energetike – ( https://mzoe.gov.hr/) (pristupljeno 7.7.2020.)

[15] Ivanović, Milan - Komunalno zbrinjavane otpada – stanje u gradovima slavonske regije; 28th

International Conference OTO 2019. Vinkovci, 12.12. 2019; Zbornik radova, pp 163-172

(https://oto2019.panon.eu/)

[16] CONSULTARE d.o.o. Vrbovec - https://www.consultare.hr/hr/projekti/bpp-slatina# (pristupljeno

7.7.2020.)

https://mzoe.gov.hr/UserDocsImages/UPRAVA%20ZA%20ENERGETIKU/Strategije,%20planovi%20i%20programi/Nacionalni_akcijski_plan_za_obnovljive%20izvore%20energije%20_do_2020%20godine.pdf



https://narodnenovine.nn.hr/clanci/sluzbeni/2009_03_30_658.html

http://www.hrote.hr/

https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-datasets/

https://www.osatina.hr/bioplin/

http://www.bpz.hr/

https://www.pszupanija.hr/

https://www.hera.hr/

https://mzoe.gov.hr/

https://oto2019.panon.eu/

https://www.consultare.hr/hr/projekti/bpp-slatina


236

Bioplin u kružnoj ekonomiji Europske unije

Biogas in circular economy of the European union

Milan Ivanović

Panon – institut za strateške studije, Osijek, Hrvatska

Sažetak

Europska unija je razradila i postavila visoke standarde očuvanja okoliša koji su postali okvir

gospodarskog razvoja i energetske politike; u zašititi okoliša i prilagođavanju klimatskim promjenama EU

prednjači u svijetu. U ovom radu se daje pregled osnovnih EU dokumenata u postavkama zaštite okoliša i

modela kružne ekonomije, ukazuje se na prednosti korištenja bioplina u odnosu na druge obnovljive izvore

energije te analizaju proizvodnja i potrošnja bioplina na području Europske unije. U zaključku se ukazuje

na osnovne relacije korištenja bioplina na području EU te stanje u Republici Hrvatskoj prema EU

trendovima.

Ključne riječi: Bioplin, Bioplinske elektrane, Biometan, Kružna ekonomija, Obnovljivi izvori energije

Abstract

The European Union has developed and set high standards of environmental protection that have

become the framework for economic development and energy policy; in environmental protection and

adaptation to climate change the EU is at the forefront of the world. This paper provides an overview of the

basic EU documents in the settings of environmental protection and the circular economy model, points out

the advantages of using biogas over other renewable energy sources and analyzes the production and

consumption of biogas in the European Union. The conclusion points to the basic relations of the use of

biogas in the Republic of Croatia according to EU trends.

Key words: Biogas, Biogas power plants, Biomethane, Circular economy, Renewable energy sources

1. Razvojna politika Europske unije i kružna ekonomija

EU Parlament je kao dio razvojne strategije 'Europa 2020.' 1 usvojio i dokument 'Resursno

učinkovita Europa – Vodeća inicijativa strategije Europa 2020' 2. Intencija ove inicijative je

prelazak s postojećeg linearnog na kružno gospodarstvo - ekonomski model koji osigurava održivo

gospodarenje resursima i produljenje životnog vijeka materijala i proizvoda. Cilj je ovog modela

svesti nastajanje otpada na najmanju moguću mjeru, i to ne samo otpada koji nastaje u proizvodnim

procesima, već sustavno svih materijalnih ljudskih proizvoda - tijekom njihovog životnog ciklusa

kao i svih njihovih komponenti.

Tehnološkim razvojem te urbanizacijom rastu količine svih oblika otpada iz industrije i

rudarstva, poljoprivrede i šumarstva, građevinarstva, transporta, turizma, javnih službi (posebno

zdravstva) te kućanstava – naročito od kraja XX. stoljeća. U isto vrijeme - a osobito početkom

XXI. stoljeća - prikupljeno je više dokaza o klimatskim promjenama koje su prouzročene razvojem

civilizacije; emisije CO2 i drugih stakleničkih plinova (iz energetskih transformacija te

nastajanjem_odlaganjem otpada) ugrožavaju okoliš - tla, vodne resurse, biljni i životinjski svijet te

utječu na promjenu klime. To su temeljni razlozi zbog kojih je Europska unija pokrenula niz

mehanizama u svojim razvojnim politikama za smanjenje utjecaja čovjeka na postojeći klimatski

režim na Zemlji. Naš planet je ugrožen i prijete velike promjene kao što su rast temperature na


237

planetu, porast razine oceana, poremećaj zračnih i morskih struja te smanjenje bioraznolikosti i

nestajanje brojnih biljnih i životinjskih vrsta. Tako je EU razradila i postavila standarde očuvanja

okoliša (i po tome EU prednjači u svijetu) - koji su postali okvir gospodarskog razvoja i energetske

politike. 3 4 5

EU politika (i legislativa) zaštite okoliša danas obuhvaća više od 300 dokumenata (direktive,

pravni propisi, odluke) koje države članice trebaju prenijeti u svoja nacionalna zakonodavstva.

Republika Hrvatska je pristupanjem u ovu međunarodnu državnu zajednicu prihvatila niz obveza,

između ostalog, i u području zaštite okoliša i ublažavanja klimatskih promjena. Za području zaštite

okoliša na području EU, uz direktive, važne su sektorske strategije, planovi održivog rasta te

akcijski planovi. Glede aktualne EU strategije rasta ('Europa 2020.') na snazi su tri prioriteta

Europske unije do 2020. godine 1:

- pametan rast: razvijanjem ekonomije utemeljene na znanju i inovaciji,

- održiv rast: promicanjem ekonomije koja učinkovitije iskorištava resurse, koja je zelenija i

konkurentnija,

- uključiv rast: njegovanje ekonomije s visokom stopom zaposlenosti koja donosi društvenu i

teritorijalnu povezanost.

U akcijskim programima zaštite okoliša EU definira najvažnije srednjoročne i dugoročne

ciljeve zaštite okoliša i konkretne mjere za njihovo ostvarivanje. Sedmi akcijski program zaštite

okoliša za razdoblje 2013. – 2020. („Živjeti dobro unutar granica našeg planeta“) 6 se temelji

na tri strateška dokumenta:

- 'Europa 2020.' 1

- 'Plan za resursno učinkovitu Europu' 7 i

- 'Strategija bioraznolikost za 2020.' 8.

Temeljem ova tri dokumenta okvir EU politike zaštite okoliša do 2020. godine strateški je

određen s 9 elemenata:

1) zaštititi, očuvati i povećati prirodni kapital EU

2) pretvoriti EU u resursno učinkovito, zeleno i konkurentno gospodarstvo s niskom razinom

emisija CO2

3) zaštititi građane EU od pritisaka i opasnosti za njihovo zdravlje i blagostanje povezanih s

okolišem.

U ostvarenju ova tri cilja određena su četiri prioriteta:

1) poboljšati provedbu EU zakonodavstva u području okoliša

2) poboljšati utemeljenost EU politike u području okoliša na dokazima i znanju

3) osigurati ulaganja u politiku okoliša i klimatsku politiku, rješavati popratne troškove povezane

s okolišem i

4) povećati uključenost pitanja okoliša i usklađenost politika.

Pored ovih sektorskih usmjerenja usvojena su i dva horizontalna prioriteta:


238

1) poboljšati održivost gradova na području EU

2) povećati djelotvornost EU u rješavanju međunarodnih izazova glede okoliša i klime.

1.1. Kružna ekonomija

EU je kao dio razvojne strategije 'Europa 2020.' usvojila dokument 'Resursno učinkovita

Europa – vodeća inicijativa strategije Europa 2020' 2. Intencija ove inicijative je prelazak s

postojećeg linearnog na kružno gospodarstvo - ekonomski model koji osigurava održivo

gospodarenje resursima i produljenje životnog vijeka materijala i proizvoda. Cilj je ovog modela

svesti nastajanje otpada na najmanju moguću mjeru i to ne samo otpada koji nastaje u proiz-vodnim

procesima, već sustavno, tijekom životnog ciklusa proizvoda i svih njegovih komponenti.

Dokument 'Prema kružnom gospodarstvu: Program nulte stope otpada u Europi' 9 10 11 -

iz 2014. godine - promiče prelazak EU s linearnog prema kružnom modelu te postavlja nove mjere za

učinkovito korištenje resursa i smanjene kolićine odlaganja otpada, a novi paket o kružnom

gospodarstvu - iz 2015. godine - s pripadajućim dokumentom - 'Zatvaranje kruga - Akcijski plan EU

za kružno gospodarstvo' 12 europskim poduzećima i potrošačima olakšava prijelaz na novi model

poslovanja i ponašanja.

Slika 1. Model kružne ekonomije 13

2. Bioplin – obnovljiv izvor energije u konceptu kružne ekonomije

Bioplin predstavlja značajnu alternativu za obnovljivu opskrbu energijom. U usporedbi s

drugim obnovljivim izvorima energije, bioplin ima niz prednosti. Bioplin je u funkciji proizvodnje

električne energije, ali njegova je misija povezana i sa zbrinjavanjem stočnog gnoja, otpadnih voda


239

te biorazgradivog komunalnog otpada.1 Ta ekološka dimenzija ima svoju konkretnu ekonomsku

vrijednost koja se mora uvažavati i vrednovati u konceptu održivog razvoja. Isto tako, i proizvodnja

topline u bioplinskim elektranama ima konkretne ekonomske doprinose kao što ima i ostatak iz

procesa proizvodnje – digestat (visoko vrijedno organsko gnojivo) - što je novi doprinos kružnoj

ekonomiji. Osim navedenog – rafinirani bioplin (tada = biometan) može se koristi kao pogonsko

gorivo u cestovnom prijevozu – što skandinavske zemlje koriste već godinama u lokalnom javnom

prijevozu i komunalnom transportu. Isto tako treba ukazati i da u tranzcijskim zemljama - gdje su

naglašeni demografski problemi i procesi emigracije radno sposobnog stanovništva - u razmatranjima o

korištenju bioplinskih elektrana važan je element i zapošljavanja lokalnih stanovnika na ovim

postrojenjima kao i ekonomske koristi za poljoprivrednike-kooperante (proizvodnja silaže koja se koristi

u bioplinskim elektranama). Ne smije se ovdje izgubiti iz vida ni dizanje organizacijske i tehnološke

razine poslovnih aktivnosti u ruralnim područjima – što je važan doprinos u nastojanjima da se

smanji proces depopulacije 5 14 15 16. Ovdje se, dakle, ekonomskim terminima rečeno, radi

o multiplikatorima vrijednosti u poslovnim akivnostima.

Bioplin se dobiva razgradnjom organskih materijala u raspoloživim tokovima organskog

otpada; plin se sastoji od 50-75% metana. Izvori za proizvodnju bioplina su:

- stajsko gnojivo

- komunalni organski otpad

- mulj iz kanalizacije

- otpad iz drvne industrije

- otpad iz prehrambene industrije

- otpad iz održavanja parkova i vrtova

- odlagališta komunalnog otpada

Najveći potencijal za rast proizvodnje postoji u tekućem i čvrstom gnoju te u organskom

otpadu. Sada proizvodnja bioplina u EU dolazi uglavnom iz namjenskih usjeva (51%) i stajskog

gnoja (22%) 18. Do sada je u korištenju bioplina prevladavala je proizvodnja električne ener-gije

koja je činila 62% proizvodnje bioplina. Bioplin se podržava uglavnom u elektro-energetskom

sektoru, a biometan u sektoru prometa 19.2 Da bi se bioplin koristio kao pogonsko gorivo mora

se pročistiti na razinu 97-98% udjela metana. Isto tako rafinirani bioplin – metan - se može miješati

s prirodnim plinom i distribuirati, odnosno - koristiti postojećom plinskom mrežom.

Krajem 2017. godine širom Europe u pogonu je bilo je 17.783 postrojenja za bioplin i 540

postrojenja za biometan. Ukupni instalirani električni kapacitet bioplinskih postrojenja u Europi u

2017. godini dostigi su 10.532 MW. Proizvodnja električne energije iz bioplina iznosila je ukupno

65.179 GWh, a proizvodnja biometana 19.352 GWh. 20

1 Bioplinske elektrane su tipičan predstavnik distribuirane proizvodnje u EES-u; postrojenja u kojima se odvija

proizvodnja električne energije priključena na distribucijsku mrežu slijedeći načelo „čim bliže potrošnje“. 17 2 Vozila koja koriste biometan kao gorivo ne emitiraju CO2, odnosno - biometan ne doprinosi povećanju stakleničnog

efekta. Prema istraživanju organizacije “LCA“ (Life Cycle Analysis) i mjerenju emisije stakleničnih plinova u svim

aspektima života jedne vrste goriva - od nabave sirovina, proizvodnje, distribucije i iskoristivosti -biometan se smatra

najboljim komercijalno obnovljivim gorivom. 20


240

2.1. Bioplinske elektrane

Tehničke i ekonomske karakteristike bioplinskih elektrana ovise o planiranoj lokaciji i blizini

ulazne sirovine, vrsti tehnologije za proizvodnju bioplina, te o smještaju u elektro-energetskom

sustavu. Elektrana na bioplin u pravilu se priključuje na distributivnu elektro-energetsku mrežu te

mijenja uobičajenu prirodu distributivnih mreža iz pasivne u aktivnu. Iz tog razloga svaka elektrana

prije konačnog odobrenja za rad mora proći proces ispitivanja i analize utjecaja generatora

elektrane na mrežu, provjeru ugrađenih zaštitnih uređaja te ispitivanje kvalitete električne energije

prema normi EN 50160 17.

Kao potvrdu značajnog dijela naših prethodnih razmatranja mogu se navesti rezultati studije

„Integralna analiza dosadašnjih učinaka razvoja i izgradnje obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj

u razdoblju od 2007. do 2016. godine“ koju su izradili Energetski institut „Hrvoje Požar“ i

Ekonomski institut Zagreb za naručitelje HOPS d.o.o. (Hrvatski operator prijenosnog sustava)

d.o.o. i HROTE d.o.o. (Hrvatski operator tržišta energije) 21.3

- Iznosom i strukturom kapitalni investicijski troškovi (CAPEX) i operativni troškovi (OPEX -

troškovi kontinuiranog rada i održavanja postrojenja bez amortizacije) variraju među OIE

tehnologijama i uvjetovani su tehničkim karakteristikama proizvodnog procesa.

- Kod bioplinskih postrojenja kapitalni investicijski troškovi kreću se u rasponu od 3,6 do 5,2

mil. € po MW instalirane snage, pri čemu je prosječan investicijski trošak, na uzorku od 12

operativnih postrojenja u RH, na razini od 3,9 mil. € po MW.

- U prosjeku 79% ukupnih investicijskih troškova u bioplinska postrojenja realizirano je u RH;

posljedica je to visokog udjela građevinskih radova te pripreme projekta u ukupnoj strukturi

investicije. Tako su uočeni slučajevi da je ukupan investicijski trošak bioplinskog postrojenja u RH

niži od prosjeka zabilježenog u EU, a kao posljedica jeftinije radne snage i nižih cijena

građevinskih radova u nas.

- U strukturi prosječnog investicijskog troška za bioplinska postrojenja, preko 50% čini trošak

opreme (dio koje se proizvodi u RH) dok visokih 42% čini trošak građevinskih radova na samom

postrojenju. Obzirom na tehničke specifičnosti i uobičajene lokacije postrojenja (blizu mreže i

konzuma električne energije) trošak priključka u relativnom je smislu nizak

- Najviši specifični OPEX (€/kW) bilježe bioplinska postrojenja i postrojenja koje koriste

biomasu (jer ovise o sirovini), dok najniži OPEX ostvaruju fotonaponska postrojenja.

- U strukturi operativnih troškova bioplinskih postrojenja (prema analiziranom uzorku) najveći

udio (68%) otpada na troškove sirovina, tehnički troškovi pogona i održavanja su na razini od 13%,

a značajan udio (u odnosu na ostale OIE tehnologije) imaju i troškovi rada (7%) obzirom na visoku

radnu intenzivnost proizvodnog procesa i velik broj (komparativno) zaposlenih.4

3 Postoji više analiza multiplikatora vrijednosti u korištenju OIE na području EU, ali - zbog uvida u nacionalnu

energetskju politiku – prikazuju se rezultati ove studije koja razmatra stanje na područje Republike Hrvatske. 4 Vrlo visok udio OPEX-a kod bioplinskih postrojenja iskazan je kao roba i usluga s podrijetlom na teritoriju RH – čak

87% u prosjeku analiziranog uzorka. Analizom podataka, ali i iskustvom u radu s projektima bioplinskih postrojenja,

može se generalizirati da u slučajevima u kojima je bioplinsko postrojenje nadogradnja matične djelatnosti koja

postrojenje opskrbljuje sirovinom javlja se efekt transfernih cijena sirovine kojim se financijska optimizacija vrši na

razini grupe povezanih društava. To znači da se kod takvih slučajeva postrojenju naplaćuju viši jedinični troškovi


241

U tablici 1 prikazani su multiplikatori BDV i zaposlenosti tipa I i multiplikatori BDV i

zaposlenost tipa II za sva analizirana OIE postrojenja; ove multiplikatore (izračunate prema

standardnoj input-output metodologiji) treba interpretirati prema ukupno ostvarenom učinku u

ukupnom gospodarstvu na jedinicu investicije isporučene od strane domaćeg proizvođača. S druge

strane, učinci ukupnih investicija na domaće gospodarstvo dodatno uključuju i aspekt porijekla

investicijske opreme (domaće ili uvozno). Multiplikatori su iskazani u terminima ukupnih

induciranih učinaka po jedinici izravnih učinaka (BDV i zaposlenost) domaćih proizvođača.

Tablica 1. Usporedba multiplikatora tipa I i tipa II za OIE postrojenja 21

Analizirajući kanal investicija, najveći multiplikator bruto dodane vrijednosti (BDV) tipa I

detektiran je za elektrane na bioplin (1,88), dok se najmanja vrijednost analiziranog multiplikatora

pripisuje vjetroelektranama (1,72). To znači da se (kod investicija u bioplinska postrojenja) na 1€ BDV

koju ostvari izravan dobavljač investicijske opreme - u ukupnom gospodarstvu ostvari još dodatnih

0,88 € BDV kod jedinica uključenih u proizvodni lanac izravnih isporučitelja investicijske opreme.

- Najveći multiplikator BDV tipa II pripisuje se bioplinskim elektranama (2,80), a najmanji

vjetroelektranama (2,65); na 1€ BDV izravnog dobavljača investicijske opreme u ukupnom

domaćem gospodarstvu ostvari se još dodatnih 1,65 do 2,8 €, a prema multiplikatoru zapo-slenosti

na 1 zaposlenika izravnog dobavljača investicijske opreme u ostalim jedinicama uklju-čenima u

lanac dodane vrijednosti, zaposli još od 1,2 do 1,8 osoba.

- Multiplikatori u kanalu intermedijarne potrošnje odražavaju intenzitet povezanosti

proizvodnih procesa energetskih postrojenja tijekom redovnog operativnog rada i ostalih domaćih

proizvođača. Postrojenja na bioplin i biomasu u redovnom radu koriste sirovine koji isporučuju

ostali domaći proizvođači, te su njihovi multiplikativni učinci visoki. S aspekta kanala

intermedijarne potrošnje, elektrane na biomasu bilježe najveći multiplikator BDV tipa I (4,56) i

sirovine (od tržišnih) koji predstavljaju prihode matičnog društva čime postrojenje iskazuje rubnu i/ili izrazito nisku

profitabilnost, koja je u realnosti znatno viša; profitabilnost se u tim slučajevima optimira na razini sinergijskih učinaka

grupe, a ne zasebnog subjekta 21.


242

najveći multiplikator BDV tipa II (6,33), dok elektrane koje koriste energiju sunca bilježe najmanji

multiplikator BDV tipa I (1,02) kao i najmanji multiplikator BDV tipa II (1,03).

Tablica 2. Kanali investicija, učinci na 1 mil € vrijednosti ukupnih investicija 21

Tablica 2 prikazuje rasprostiranje izravnih, neizravnih i induciranih učinaka u terminima bruto

domaćeg proizvoda i broja zaposlenih na 1 mil. € ukupnih investicija u promatranom razdoblju do

2016. godine. Najveći ukupni učinak na BDP od 674.000 € (na ukupnu vrijednost investicije od 1

mi. €) ostvarile su elektrane na bioplin. Ulaganja u bioplinska postrojenja imaju gotovo 2 puta veći

učinak na BDP u usporedbi s ulaganjima u vjetroelektrane.

Tablica 3 prikazuje ukupne učinke intermedijarne potrošnje na 1 mil € vrijednosti proizvod-nje

Ukupni učinci na bruto domaći proizvod na 1 mil. € vrijednosti proizvodnje putem kanala

intermedijarne potrošnje većeg su intenziteta nego ukupni učinci ostvareni putem kanala

investicija. Izravan učinak na BDV u postrojenjima na biomasu i bioplin je nizak (zbog troškova

sirovina), ali su njihove međusektorske veze s ostatkom gospodarstva (primarno poljoprivredno-

prehrambenom industrijom) relativno intenzivne, te se ostvaruju razmjerno značajni neizravni i


243

inducirani učinci. Elektrane na biomasu i bioplin neizravno su putem kanala intermedijarne

potrošnje generirale 51, odnosno 40 zaposlenih u terminima godišnjeg inputa rada, što je 2,5 puta

više kod elektrana na biomasu, odnosno 1,8 puta kod elektrana na bioplin, od broja zaposlenih

neizravno generiranih putem kanala investicija.

Tablica 3. Kanal intermedijarne potrošnje,ukupni učinci na1 mil € vrijednosti proizvodnje 21

3. Proizvodnja i potrošnja bioplina na području Europske unije

U najkraćim crtama proizvodnju (i potrošnju) bioplina na području Europske unije prikazuju

četiri naredne slike;

- Proizvodnja bioplina na području EU-28 dosegla je 2019. godine 706.170 TJ; u razdoblju

1990.-2019. godine ostvaren je rast s prosječnom godišnjom stopom 12,17; slika 2.

- U strukturi ukupne proizvodnje bioplina na području EU-28 najzastupljeniji je bioplin iz

anaerobne fermentacije (75,4%), a slijede: plin s odlagališta otpada (14,6%), plin iz kana-

lizacijskog mulja (9,1%) i bioplin iz toplinskih procesa (0,9%); slika 3.


244

- Najveći proizvođači (porošači) bioplina na području EU-28 su: Njemačka (46,0% EU

proizvodnje), Velika Britanija (16,4%), Italija (10,8%) i Francuska (5,8%); slika 4.

- Ukupna potrošnja bioplina u Hrvatskoj i susjednim EU zemljama prikazana je slikom 5;

najveću potrošnju (2019. godine) ima Austrija (8.694 TJ), a slijede: Mađarska (3.480 TJ), Hrvatska

(3.356 TJ) i Slovenija (811 TJ); slika 5.

Slika 2. Ukupna proizvodnja bioplina na području EU (TJ) 18

Slika 3. Proizvodnja bioplina po vrstama na području EU (TJ) 18


245

Slika 4. Najveći proizvođači bioplina na području EU (TJ) 18

Slika 5. Ukupna potrošnja bioplina u Hrvatskoj i susjednim EU zemljama (TJ) 18

4. Završne napomene

Razvojem ljudske civilizacije - a naročito početkom XXI. stoljeća - značajno rastu količine

svih oblika otpada iz čovjekovih ekonomskih aktivnosti što utječe na ugrozu prirodnog okoliša i

klimu planeta. Vrlo su nepovoljne emisije CO2 i drugih stakleničkih plinova iz energetskih

transformacija i nastajanja_odlaganja otpada. Ti procesi (uz veliku eksploataciju prirodnih i rudnih

resursa te nekontrolirane velike količine otpada) su ugrozili tla, vodne resurse, biljni i životinjski

svijet te klimatski režim.


246

Naša razmatranja su pokazala da je Europska unija u protekla dva desetljeća usvojila niz

dokumenata te provodila razvojnu politiku koja utječe na smanjenje negativnih ekoloških procesa

na planetu - po kojim rezultatima EU prednjači u svijetu. Jedna od bitnih mjera EU je i uvođenje

modela kružne ekonomije.

U ovom radu smo ukazali na prednosti korištenja bioplina – kao obnovljivog izvora energije –

koji u usporedbi s drugim obnovljivim izvorima energije ima niz prednosti glede recikliranja

materijala i održivog razvoja. Bioplin se u svim zemljama članicama EU sve više koristi za:

- proizvodnju električne energije i topline u bioplinskim elektranama,

- ekološko zbrinjavanje stočnog gnoja, otpadnih voda te biorazgradivog komunalnog otpada,

- proizvodnju visoko vrijednog organskog gnojiva (digestat)

- pogonsko gorivo u cestovnom prijevozu (rafinirani bioplin - biometan)

- dopunu u sustavu opskrbe prirodnim plinom (rafinirani bioplin - biometan) kao gorivom

energentu.

Isto tako - ukazali smo na i multilikativne učinke korištenja bioplina glede:

- zapošljavanja u izgradnji i korištenju bioplinskih postrojenja

- stvaranja bruto dodane vrijednosti u nacionalnoj privredi

- podizanja organizacijske i tehnološke razine poslovnih aktivnosti u ruralnim područjima.

Navedne prednosti korištenja bioplina u energetskoj opskrbi rezultirale su visokim stopama

rasta proizodnje i potrošnje biopina u svim zemljama članicama EU – pa tako i u Republici

Hrvatskoj. No, Hrvatska bi u narednom razdoblju više pažnje trebala pridati izgradnji kapaciteta

za rafinaciju bioplina te korištenje (tada) biometana u transportu – kako to rade razvijene EU

članice.

Literatura

[1] EC. Europa 2020:europska strategija rasta (http://ec.europa.eu/europe2020) pristup. 2.2.2020.

[2] EC. A resource-efficient Europe,Flagship initiative under the Europe 2020 Strategy

[3] (http://ec.europa.eu/environment/newprg/) pristup. 2.2.2020

[4] Ivanović, Milan. Znanost i regionalna energetika, Elektrotehnički fakultet Osijek, 2006.

[5] Ivanović, Milan. Tri eseja o znanosti, Elektrotehnički fakultet Osijek, 2008.

[6] Ivanović, Milan. Komunalno zbrinjavane otpada – stanje u gradovima slavonske regije; 28th

International Conference OTO 2019. Vinkovci, 12.12. 2019; Proceedings (https://oto2019.panon.eu/)

[7] EP. Sedmi program djelovanja za okoliš - opći program djelovanja Unije za okoliš do 2020

[8] (https://op.europa.eu/hr/publication-detail/-/publication/0a50d4db-cb35-43aa-8c33-3b06a3a575

97/language-hr) pristup. 2.2.2020.

[9] EC.Plan za resursno učinkovitu Europu (COM(2011)0571) (Pristup. 2.2.2020.)

[10] (https://www.eea.europa.eu/policy-documents/a-resource-efficient-europe-flagship)

[11] EC. The EU Biodiversity Strategy to 2020 (pristup. 2.2.2020.)

[12] http://ec.europa.eu/environment/nature/biodiversity/comm2006/2020.htm

http://ec.europa.eu/europe2020

http://ec.europa.eu/environment/newprg/

https://oto2019.panon.eu/

https://op.europa.eu/hr/publication-detail/-/publication/0a50d4db-cb35-43aa-8c33-3b06a3a575%2097/language-hr

https://op.europa.eu/hr/publication-detail/-/publication/0a50d4db-cb35-43aa-8c33-3b06a3a575%2097/language-hr

https://www.eea.europa.eu/policy-documents/a-resource-efficient-europe-flagship


247

[13] 9 EC. Taking sustainable use of resources forward: A Thematic Strategy on the prevention and

recycling of waste (COM(2005)0666)

[14] (https://www.europarl.europa.eu/RegData/docs_autres_institutions/commission_europeenne/com/200

5/0666/COM_COM(2005)0666_EN.pdf) (pristup. 2.2.2020.)

[15] EC. Europa koja koristi resurse - vodeća inicijativa u okviru strategije Europa 2020

[16] https://ec.europa.eu/environment/circular-economy/index_en.htm (pristup. 2.2.2020.)

[17] EC. Prema kružnom gospodarstvu: Program nulte stope otpada u Europi

[18] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?uri=CELEX:52014DC0398R(01) (pristup

2.2.2020.)

[19] EC. Zatvaranje kruga — akcijski plan EU-a za kružno gospodarstvo, COM/2015/0614 final

[20] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?uri=CELEX%3A52015DC0614

[21] https://ec.europa.eu/easme/en/news/r2-supporting-transition-circular-economy (pristup. 2.2.2020.)

[22] Jovičić,D.; Kralik, D.; Ivanović, M.; Vukšić, M.; Mirjanić,J.; Dundović, J. Proizvodnja bioplina iz

leguminoza; Europski poslovni forum o obnovljivim izvorima energije; knjiga sažetaka, Hrvatska

gospodarska komora, Zagreb, 2010.

[23] Ivanović, M.; Glavaš, H.;Vukobratović, M. Bioplinske elektrane u Slavoniji i Baranji, 15. skup o

prirodnom plinu, toplini i vodi, Osijek, 27.-29.09.2017. Zbornik radova

[24] Ivanović, M; Glavaš, H.; Bioplinske elektrane u Hrvatskoj i mjere Zimskog paketa EK, 26. Forum -

Dan energije u Hrvatskoj - 2017. Zagreb, 17. 11.2017. Zbornik radova

[25] Karavidović, Damir. Ključna pitanja utvrđivanja vrste elektrane, položaja povlaštenog proizvođača i

utvrđivanja električne energije isporučene u mrežu iz bioplinskih postrojenja; CIRED - Hrvatski

ogranak međunarodne elektrodistribucijske konferencije, 3. (9.) savjetovanje, Sveti Martin na Muri,

13. – 16. svibnja 2012. Zbornik radova

[26] https://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/database (pristup. 7.7.2020.)

[27] Nicolae Scarlat, Jean-François Dallemand, Fernando Fahl. Biogas: Developments and perspectives in

Europe, Renewable Energy 129 (2018) pp 457-472

[28] EBA Statistical Report 2018, (www.european-biogas.eu/) (pristup. 7.7.2020.)

[29] Energetski institut „Hrvoje Požar“ i Ekonomski institut Zagreb. Integralna analiza dosadašnjih učinaka

razvoja i izgradnje obnovljivih izvora energije u Hrvatskoj u razdoblju od 2007. do 2016. Zagreb, 2018.

[30] https://www.hops.hr/page-file/CwqtWjjSgKIf9Qfz07pFB5/ostale-publikacije/Analiza_OIE_Final.pdf

https://www.europarl.europa.eu/RegData/docs_autres_institutions/commission_europeenne/com/2005/0666/COM_COM(2005)0666_EN.pdf)

https://www.europarl.europa.eu/RegData/docs_autres_institutions/commission_europeenne/com/2005/0666/COM_COM(2005)0666_EN.pdf)

https://ec.europa.eu/environment/circular-economy/index_en.htm

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?uri=CELEX:52014DC0398R(01)

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/HR/TXT/?uri=CELEX%3A52015DC0614

https://ec.europa.eu/easme/en/news/r2-supporting-transition-circular-economy

https://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/database

http://www.european-biogas.eu/

https://www.hops.hr/page-file/CwqtWjjSgKIf9Qfz07pFB5/ostale-publikacije/Analiza_OIE_Final.pdf


248

Specifičnosti izrade i ispitivanja čeličnih bešavnih boca za ukapljene

plinove

Specifications of the production and testing of seamless bottles for liquid

gases

Ante Marušić1

Maja Zirdum2

Slaven Šimunić3

Vlatko Marušić4

1VUSB, Slavonski Brod, Hrvatska,

2ĐĐ Kotlovi, Slavonski Brod, Hrvatska, 3TEP ĐĐ, Slavonski Brod, Hrvatska,

4Strojarski fakultet u Slavonskom Brodu, Sveučilišta J. J. Strossmayera u Osijeku, Slavonski Brod, Hrvatska

Sažetak

Nakon oblikovanja iz cijevi, čelične bešavne boce za ukapljene plinove toplinski se obrađuju kaljenjem

i popuštanjem. Zbog visokih tlakova kritična mjesta su dno i naročito grlo boce. Snimljeni su parametri

toplinske obrade boca. Izrađeni su ispitni uzorci iz tijela i iz grla boce i na njima su obavljena ispitivanja

mehaničkih svojstava. Pri vlačnom pokusu snimljene su krivulje plastičnog tečenja. Procjena sklonosti

krhkom lomu izvršena je iz omjera istezljivosti pri maksimalnom opterećenju i ukupne istezljivosti. Na

temelju analize rezultata zaključeno je da krivulje naprezanja pri statičkom vlačnom pokusu mogu ukazivati

nezadovoljavajući rezultat pri testu rasprskavanja.

Ključne riječi: bešavne boce, ukapljeni plin, ispitivanje, plastično tečenje, test rasprskavanja

Abstract

After forming from the tube, seamless steel bottles for liquid gases are treated by tempering and

yielding. Due to high pressures, critical places are bottoms and especially the throat of the bottle. The heat

treatment parameters of the bottles have been recorded. Test samples were made from the body and throat

of the bottle and testing of the mechanical properties was performed. During the tensile test, the plastic flow

curves of the material were recorded. The intensity of deformation hardening was calculated and the

tendency to brittle fracture was estimated from ratio of total elongation and elongation at maximum load.

Conclusion was that the results of recording the plastic flow stress curves could serve as a preliminary

indicator of anomalies that could contribute to unsatisfactory results on the burst test.

Keywords: seamless steel bottles, liquid gas, tensile test, plastic flow

1. Uvod

Čelične bešavne boce zbog radnog tlaka 200 bar (boce za kisik, dušik, argon, mješavine argona

i ugljičnog dioksida, vodik), trebaju zadovoljiti propisane zahtjeve u pogledu mehaničkih svojstava

[1]. Te se boce oblikuju iz bešavnih cijevi. Pri tome se dno i grlo plastično deformiraju na povišenoj

temperaturi. Odmah nakon oblikovanja boce se toplinski obrađuju kaljenjem i potom popuštanjem.

Ispitivanjem mehaničkih svojstava na uzorcima izrađenim iz boce potrebno je provjeriti da li su


249

ispunjeni normom propisani zahtjevi. U ovome radu biti će obavljeno ispitivanje vlačnim pokusom

uzoraka izrađenih tijela i iz grla boce. Biti će snimljene krivulje plastičnog tečenja materijala,

čvrstoća i istezljivost. Intenzitet deformacijskog očvršćenja biti će ocijenjen na temelju međusobne

usporedbe izračunatih vrijednosti vlačne čvrstoće i granice razvlačenja. Cilj rada je pokušati

utvrditi da li se iz omjera ukupne istezljivosti i istezljivosti pri maksimalnom opterećenju može

procijeniti sklonost materijala (boce) krhkom lomu.

2. Neke specifičnosti postupka izrade i kontrole boca

U radu će biti analizirane specifičnosti boca Ø 229 mm. Na slici 1 prikazane su karakteristične

dimenzije čelične bešavne boce. Deklarirani materijal cijevi (boce) je 34CrMo4 [2]. Propisana su

minimalna mehanička svojstva gotove boce Re = 840 MPa; Rm = 990 MPa; A5 = 14 %; K = 25

J/cm2 (ISO V). Volumen boce je 50 l; radni tlak 200 bar; ispitni tlak 300 bar. Propisana je

minimalna debljina stjenke 5,4 mm; duljina boce 1510 mm i masa prazne boce 56,5 kg.

a) b)

Slika 1. Čelična bešavna boca Ø 229 mm: a) dimenzionalne karakteristike; b) karakteristični izgled

pukotine na plaštu boce nakon testa rasprskavanja

Na slici 2 prikazana je pojednostavljena shema tehnološkog procesa izrade čeličnih bešavnih

boca [3]. Postupak se sastoji od faza u kojima je, nakon kontrole ulazne cijevi, potrebno obaviti:

zatvaranje i oblikovanje dna boce. Jedan kraj cijevi stavi se u plinsku komornu peć. Potrebna

duljina zagrijavanja cijevi uzima se iskustveno i iznosi cca 150 mm pri zatvaranju dna cijevi, a cca

190 mm pri oblikovanju grla boce. Cijev se drži na temperaturi između 1223 °C i 1273 °C u trajanju

3 minute. Zagrijana se cijev iz peći transportira do Spinning stroja, a oblikovanje dna boce vrši se

prema unaprijed zadanom programu. Nakon vizualne kontrole vrši se oblikovanje grla. Potom

slijedi toplinska obrada boce, urezivanje navoja u grlo boce i vizualna kontrola. Obavlja se čišćenje

pjeskarenjem i ponovna vizualna kontrola.


250

Nakon toga slijedi ispitivanje pod tlakom (tzv. „test rasprskavanja“) te označivanje boce i

zaštita bojom. Izgled boce koja je na testu rasprskavanja pravilno pukla prikazan je na slici 1.b.

Puknuće mora biti samo na tijelu boce i to u formi „riblje kosti“.

Bešavna cijev Zatvaranje dna Oblikovanje dna Pregled Oblikovanje grla Toplinska obrada

Rezanje navoja

Pregled Pjeskarenje Pregled Tlačna proba Označavanje Zaštita i bojenje

Slika 2. Shema tehnološkog procesa izrade čeličnih bešavnih boca [3]

3. Eksperimentalni dio

Sa stajališta oblikovljivosti, ali i utjecaja postupka izrade, neminovan je utjecaj postupka izrade

na svojstva materijala. Kod boca ta se ovisnost može odraziti na pojavu razlike svojstava između

tijela odnosno grla boce. Naime, grlo i dno boce se oblikuju deformiranjem na toplo iz cijevi

standardnog promjera dok tijelo boce ostaje nedeformirano.

3.1 Plan pokusa

Planom eksperimenata predviđeno je da budu izrađeni ispitni uzorci za kidanje, i to:

1) - iz „sirove“ boce prije toplinske obrade;

2) - iz tijela gotove boce, nakon toplinske obrade;

3) - iz grla gotove boce nakon toplinske obrade.

Za potrebe ispitivanja odabrane su jedna sirova boca - prije toplinske obrade i jedna gotova

boca, slika 5. Ispitna gotova oblikovana boca toplinski je obrađena u protočnoj peći za kaljenje.

Nakon držanja na temperaturi ϑa ≈ 870 ºC/5', boca je zakaljena u emulziji FQ 2000BB. Nakon toga

boca je premještena u protočnu elektrokomornu peć za popuštanje. Postupak popuštanja, od ulaska

boce do izlaska iz peći, traje ≈ 55 minuta.

3.1. Rezultati ispitivanja

Na uzorcima izrezanim iz tijela boce, sirovim i toplinski obrađenim, obavljena je

dimenzionalna kontrola debljine stjenke. Mjerenje je obavljeno umjerenim pomičnim mjerilom na

15 mjesta razmaknutih po ≈ 15 mm. Uočeno je da se izmjerene vrijednosti kako na uzorcima iz

sirove boce tako i na uzorcima iz gotove boce kreću između 6,6 i 6,9 mm. To znači da je debljina


251

stjenke na svim uzorcima veća od minimalno zahtijevane vrijednosti 5,4 mm dobivene

proračunom. Na slici 3.a date su dimenzije ispitnih uzoraka, prema zahtjevima norme EN ISO

6892-1:2016 [4], u skladu s nazivnom debljinom stjenke cijevi (boce). Na slici 3.b prikazan je

uzorak postavljen u odgovarajuće pakne i stegnut u čeljusti kidalice. Ispitni uzorak je nakon

prihvata u čeljusti kidalice i sa spojenim ticalima ekstenziometra. Ticala su pomoću odgovarajućih

kompenzacionih vodova spojena s računalom, a aktiviranjem odgovarajućeg programa na ekranu

se ispisuju rezultati ispitivanja: sile, relativna promjena duljine, te se crta krivulja naprezanja

plastičnog tečenja. Snimljene su vrijednosti sile na granici tečenja i maksimalne sile te su iz njih

izračunate konvencionalna granica razvlačenja Rp0,2 i vlačna čvrstoća Rm kao i modul elastičnosti

E, a na temelju produljenja izračunata je istezljivost A. Rezultati su prikazani u tablici 1. Početna

mjerna duljina svih ispitnih uzoraka iznosila je 20 mm a površina početnog presjeka 12,57 mm2.

Tablica 1. Rezultati kidanja uzoraka izrađenih iz boca

Vrsta boce Uzorak

broj

E Rp0,2 Rm Ag A

GPa MPa MPa % %

Tijelo

sirove boce

1 200,4 640,99 911,24 5,55 13,91

2 151,7 685,51 919,52 5,50 14,37

3 176,3 626,09 875,69 5,21 14,08

4 177,6 630,32 892,59 5,89 13,78

5 174,2 650,55 910,21 4,91 12,00

Tijelo

poboljšane

boce

1 200,4 640,99 911,24 5,55 13,91

2 151,7 685,51 919,52 5,50 14,37

3 176,3 626,09 875,69 5,21 14,08

4 177,6 630,32 892,59 5,89 13,78

5 174,2 650,55 910,21 4,91 12,00

Grlo

poboljšane

boce

1 200,4 640,99 911,24 5,55 13,91

2 151,7 685,51 919,52 5,50 14,37

3 176,3 626,09 875,69 5,21 14,08

Uzorak Pakne

a) b)

Slika 3. Ispitni uzorci: a) dimenzije [4]; b) uzorak u paknama stegnut u čeljusti kidalice


252

Snimljeni su dijagrami kidanja. Na slici 4 prikazane su originalne krivulje kidanje svih 5

ispitanih uzoraka iz sirove boce i iz tijela poboljšane boce.

a) b)

Slika 4. Krivulje kidanja ispitnih uzoraka tijela) sirove boce; b) poboljšane boce

Treba uočiti da kod četiri ispitna uzorka sirove boce nije izražena granica razvlačenja, a da se

na jednom uzorku uočava odstupanje krivulje odnosno da je izražena Re (uzorak 3). Iz poboljšanog

grla boce izrađena je serija od 5 uzoraka. Slučajnim redoslijedom ispitana su tri uzorka, pa kako na

njima nisu uočene znatnije razlike u izmjerenim vrijednostima, tablica 2, preostala dva uzorka nisu

ispitana. Na slici 5 prikazani su dijagrami kidanja tih uzorka.

a) b)

Slika 5. Uzorci grla poboljšane boce: a) dijagrami kidanja; b) karakteristični izgled prijelomne površine

4. Analiza rezultata

Materijal (34CrMo4) u dostavnom (sirovom) stanju pokazuje visoke vrijednosti čvrstoće (Rp0,2

≈ 650 MPa i Rm ≈ 900 MPa). Relativno produljenje pri kidanju je između 12 % i 14,4 %.

Produljenje pri maksimalnoj sili je između 4,9 % i 5,5 %. Mogu se zapaziti niske vrijednosti

pokazatelja deformacije (A i Ag) što je karakteristično za krhke materijale. Odnos Rp/Rm ≈ 0,7

ukazuje na značajan intenzitet deformacijskog očvršćavanja. Te specifičnosti ponašanja i odnosa

materijala uzoraka ilustrira i makro snimak prijelomnih površina, slika 6. Plastičnost je relativno


253

malo izražena, uz prisutnu sklonost lokalnom deformiranju. Pri deformaciji manjoj od polovine

ukupno ostvarenog produljenja pri kidanju počinje proces lokalnog deformiranja koji, prema tome,

traje duže nego što je prva faza deformiranja do ostvarivanja maksimuma sile kidanja, dijagrami

prikazani na slici 4.a.

a) b)

Slika 6. Karakteristični izgled prijelomne površine uzoraka izrađenih iz tijela boce: a) sirova; b)

poboljšana

Kod uzoraka tijela poboljšane boce plastičnost nije opala, čak je postotna deformacija pri

razaranju nešto veća (od 12,8 % do 16,7 %). Deformacija pri maksimalnoj sili ostala je na istom

nivou (od 4,8 % do 5,7%), uz sličnu sklonost lokalnom deformiranju koje prevladava u oblasti

plastičnog deformiranja. Karakteristični izgled prijelomnih površina, slika 6.b, ilustrira pojavu

lokalnog deformiranja.

Iz detaljnog pregleda rezultata ispitivanja kao i snimljenih krivulja naprezanja plastičnog

tečenja, dijagrami na slici 4.b, može se uočiti da se tijekom vlačnog pokusa zbiva gotovo linearno

očvršćavanje. Za uzorke grla poboljšane boce uočava se da su karakteristike čvrstoće gotovo

nepromijenjene u odnosu na uzorke poboljšanog tijela boce. Zapaža se da se iznos minimalne

deformacije pri razaranju povećao od 12,8 % na 15,1 %. I dalje dominira lokalno deformiranje,

slika 5.b. Prema dijagramu prikazanom na slici 5.a očvršćavanje i u ovom slučaju ima skoro

linearni oblik.

5. Izračunavanje deformacijske čvrstoće

Iz dostupnih literaturnih podataka 5, općeniti izraz za aproksimaciju krivulje naprezanja

plastičnog tečenja (prema Reihle-u) konačni izraz glasi:

n

n

m

m

f

kk = , MPa (5.1)

Pri tome se prirodna deformacija pri maksimalnoj sili izračunava po formuli:

0

mm ln

l

l= , odnosno

+= 1

100ln

g

m

A (5.2)

Deformacijska čvrstoća (ekvivalentno naprezanje) pri maksimalnoj sili računa se prema izrazu:

MPa,mm e

mRk

= (5.3)


254

Tablica 2 Mehanička svojstva, prirodna deformacija i deformacijska čvrstoća ispitnih uzoraka

Uzorci R.br.

uzorka

Vlačna

čvrstoća

Rm,

MPa

Relativno

produljenje

pri maks.

sili Ag, %

Prirodna

deformacija

pri maks.

sili, φm

Deformacijska

čvrstoća km,

MPa

Izraz za deformacijsku

čvrstoću kf,

MPa

Sirova

boca, tijelo

1 911,24 5,55 0,054 961,80 kf = 1126φ0,054

2 919,52 5,50 0,05354 970,10 kf = 1134,6φ0,05354

3 875,69 5,21 0,05079 921,31 kf = 1071,86φ0,0508

4 892,59 5,89 0,05723 945,16 kf = 1113,29φ0,05723

5 910,21 4,91 0,0479 954,90 kf = 110457φ0,0479

Poboljšana

boca, tijelo

1 1049,39 5,67 0,0551 1108,89 kf = 1145,9φ0,0551

2 1028,35 5,03 0,04907 1080,07 kf = 1192,3φ0,04907

3 1065,05 5,65 0,05496 1125,23 kf = 1319,76φ0,0549

4 1037,21 4,83 0,0472 1087,30 kf = 1255,83φ0,0472

5 1048,89 4,78 0,0467 1099,03 kf = 1268,09φ0,0467

Poboljšana

boca, grlo

1 1029,34 4,83 0,04717 1079,06 kf = 1246,3φ0,0472

2 1034,90 6,01 0,0584 1097,09 kf = 1299,1φ0,0584

3 1052,77 5,38 0,0524 1109,40 kf = 1294,81φ0,0524

Na primjeru rezultata snimljenih kidanjem uzorka izrađenog iz tijela sirove boce (prva krivulja

na dijagramu prikazanom na slici 4.a, odnosno rezultata u prvom redu tablice 1), prikazan je princip

izračunavanja k i φn:

- Postotno produljenje pri maksimalnoj sili: Ag = 5,55 % i Rm = 911,24 MPa.

- Uvrštavanjem tih vrijednosti u formulu (5.2) dobije se vrijednost prirodne deformacije pri

maksimalnoj sili φm = 0,054.

- Uvrštavanjem u formulu 5.3 dobije se konačni izraz za deformacijsku čvrstoću

(ekvivalentno naprezanje) pri maksimalnoj sili: kf = 1126φ0,054, MPa.

Istim principom izračunate su vrijednosti prirodne deformacije i deformacijske čvrstoće za sve

ostale ispitne uzorke, a rezultati su prikazani u tablici 2.

6. Zaključak

Svrha ispitivanja je, kroz analizu tehnološkog procesa proizvodnje boca iz cijevi, kontrolom

mehaničkih svojstava uzoraka izrađenih iz gotove boce i njihovom usporedbom s normom

zahtijevanim vrijednostima, ocijeniti valjanost odabranih tehnoloških parametara. Ispitivanja

kidanjem statičkim vlačnim pokusom na uzorcima izrađenim iz boce prije toplinske obrade (sirovi

uzorci) uočava se da je sklonost plastičnom deformiranju relativno malo izražena, uz izraženu

sklonost ka lokalnom deformiranju. Kod uzoraka poboljšanog tijela boce granica tečenja je za 46,1

% viša nego kod boca prije toplinske obrade i dostiže vrijednost oko 950 MPa. Vlačna čvrstoća

doseže vrijednost oko 1050 MPa, što je porast za oko 17 % u odnosu na stanje prije poboljšavanja.

U skladu s ovom promjenom je i efekt deformacijskog očvršćenja koji je manje izražen i ima


255

gotovo linearni karakter. Kod grla boce karakteristike čvrstoće su gotovo nepromenjene u odnosu

na uzorke poboljšanog tijela boce. Zapaža se da je iznos minimalne deformacije pri razaranju

porastao od 12,8 % na 15,1 %. Očvršćenje i u ovom slučaju ima skoro linearni karakter. Iz toga se

može konstatirati da kod uzoraka izrađenih iz gotove boce nakon toplinske obrade pobljšavanjem

nije prisutna sklonost krhkom lomu. Na temelju toga zaključeno je da rezultati ispitivanja

mehaničkih svojstava, odnosno iz toga izračunat efekt deformacijskog očvršćavanja, mogu

poslužiti kao prethodni pokazatelj eventualne prisutne opasnosti krhkog loma pri testu

rasprskavanja boca.

7. Literatura

[1] Pravilnici o pregledima i ispitivanjima opreme pod tlakom NN 138/08, prema: HRN EN ISO 11623,

HRN EN 1968 i HRN EN 1802.

[2] BS EN 10083-3:2006: Steels for quenching and tempering. Technical delivery conditions for alloy

steels.

[3] The Company has certificate ISO 9001, certificate ISO 11439, and type approvals for finishing of

cylinders within production program. Design, finishing and testing. (28.10.2018.)

[4] EN ISO 6892-1:2016: Metallic materials -- Tensile testing -- Part 1: Method of test at room temperature

(ISO 6892-1:2016; EN ISO 6892-1:2016).

[5] Aleksandrović, S.; Stefanović, M.: Tehnologija oblikovanja metala, Fakultet inženjerskih nauka,

Kragujevac, 2010.

Documents

ZBORNIK RADOVA PROCEEDINGS · 2020. 10. 28. · 35. meĐunarodni znanstveno struČni susret-struČnjaka za plin, 21. - 23. listopada 2020. 35th international scientific & expert meeting