Die Offshore-Öl- und Gasproduktion ist ein wichtiger Teil der Energieinfrastruktur vieler Länder, aber diese Operationen sind an sich energieintensiv, mit einem Strombedarf vor Ort von bis zu mehreren hundert Megawatt für größere und komplexere Plattformen.
Offshore-Plattformen verbrennen größtenteils Diesel oder Gas und treiben Dieselmotoren oder Gasturbinen an, um ihre Maschinen zu betreiben. In vielerlei Hinsicht scheint dies der natürliche Weg zu sein – wenn eine Offshore-Plattform auf einem großen produzierenden Gasfeld sitzt, warum nicht lokale Gasturbinen damit antreiben?
Gasturbinen vor Ort: ein ineffizienter Status quo
Obwohl die lokale Verbrennung von Gas die vernünftige Lösung zu sein scheint, um den Strombedarf der Plattform zu decken, ist sie kaum ideal. Wie Rahul Chokhawala, Spezialist für Energieübertragung bei ABB Process and Automation und jetzt Strategy Manager für Hochspannungs-Gleichstrom (HGÜ) bei GE Global Research, in einem Artikel aus dem Jahr 2008 erklärte, sind die einfachen Gasturbinen, die normalerweise auf Offshore-Plattformen eingesetzt werden, aus finanzieller und ökologischer Sicht ineffizient.
„Einfachzyklus-GTs haben bemerkenswert niedrige Energieumwandlungseffizienzen, insbesondere wenn sie mit weniger als voller Kapazität betrieben werden, was oft der Fall ist“, schrieb Chokhawala. „Die beste Betriebseffizienz der GT-Generation liegt im Bereich von nur 25-30% … Eine Plattform mit einer Erzeugungskapazität von 100 MW würde typischerweise über 500.000 Tonnen CO2 pro Jahr freisetzen, kombiniert mit der Emission von etwa 300 Tonnen Stickoxid, einem Gas, das sowohl die Umwelt als auch die Gesundheit der Menschen schädigt.“
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Angesichts der Umweltkosten für den Betrieb von Gasturbinen und der finanziellen Kosten für deren Betrieb und Wartung gewinnt die Aussicht auf ein alternatives Stromversorgungssystem, das an Land erzeugte Energie nutzt und über Unterwasserübertragungskabel auf eine Offshore-Plattform übertragen wird, als Option oder sogar als Anforderung an Aufmerksamkeit.
Seeleute haben immer von schlimmen Dingen erzählt, die in den Nebeln lauern, und obwohl die Legenden nicht viel mehr als Geschichten sind, ist die Möglichkeit brennbarer Nebel nur allzu real..
Norwegen: Offshore-Pionier
Obwohl das Power-from-Shore-Konzept im Offshore-Sektor noch nicht weit verbreitet ist, ist es keine neue Idee. Da das Land die wohl fortschrittlichste Offshore-Öl- und Gasindustrie der Welt beherbergt, ist es nicht verwunderlich, dass Norwegen auf diesem Gebiet Vorreiter ist.
Zusätzlich zu Norwegens breitem Know-how in der Offshore-Technologie eignet sich der von erneuerbaren Energien dominierte Onshore-Energiemix gut für Landstrom, wie Pia Martine Gautier Bjerke, Umweltkommunikationsmanagerin der Norwegian Oil & Gas Association, erklärt. „Im Allgemeinen hat Norwegen viel Wasserkraft, und die Erzeugung an Land wird daher in einigen Fällen aus Klimaperspektive eine vernünftige Wahl sein“, sagt sie.
Das Land hat nun mehrere Power-from-Shore-Projekte in der Nordsee durchgeführt, wobei das Schweizer Stromversorgungsunternehmen ABB konsequent einbezogen wurde. Offshore-Produktionsstandorte, die in den letzten sechs Jahren eine Landstromversorgung in der norwegischen Nordsee implementiert haben, demonstrieren sowohl die AC- als auch die DC-Stromübertragung, die beiden Optionen, die für die Umsetzung des Konzepts zur Verfügung stehen. Wechselstrom ist aufgrund seiner Anfälligkeit für Leitungsverluste über große Entfernungen tendenziell eine weniger effiziente Wahl, kann jedoch über relativ kurze Entfernungen wirksam sein.
AC Transmission wurde verwendet, um die Gjøa-Plattform der nationalen Ölgesellschaft Statoil an Land zu versorgen, da sie nur 98 km von der norwegischen Küste entfernt liegt. Das Power-from-Shore-System für die Plattform wurde von ABB im August 2010 fertiggestellt, aber der vergleichsweise kurze Sprung von Küste zu Plattform schloss Herausforderungen nicht aus, wobei ABB die ständigen Umweltbelastungen anführte, denen Seekabel standhalten müssen Ein maßgeschneidertes Ermüdungsfestigkeitssystem für das dynamische Kabel, das die letzten 1,5 km durch offenes Wasser zur Plattform führt.
Landstromprojekte über größere Entfernungen erfordern im Allgemeinen eine Gleichstromübertragung, die für das Valhall-Feld von BP verwendet wurde, das im Januar 2013 ein groß angelegtes Sanierungsprojekt abgeschlossen hat. Das Projekt führte ein landgestütztes Stromversorgungssystem ein, um „direkte Emissionen in die Luft aus dem Valhall-Feld nahe Null zu machen“, so das Unternehmen. Ein 294 km langes HGÜ-Kabel überträgt nun Strom von einer Unterstation in Lista an der Südwestküste Norwegens zur Plattform, wo er von einer spezialisierten Anlage vor Ort wieder in Wechselstrom umgewandelt wird.
Die Elektrifizierung von Utsira High
Eine neuere Entwicklung in Norwegens anhaltendem Bestreben, die Landstromversorgung in seinem Offshore-Sektor auszubauen, zeigt sowohl das Engagement des Landes zur Minimierung der Plattformemissionen als auch das Gleichgewicht zwischen ökologischen und wirtschaftlichen Faktoren, das seine Umsetzung regelt.
Die Region Utsira High, auch bekannt als Utsira Height, liegt tief in der Nordsee nahe der norwegischen Grenze zu britischen Gewässern und ist einer der aufregendsten Öl- und Gasproduktionsstandorte Norwegens, insbesondere seit Statoils Entdeckung des riesigen Johan Sverdrup-Feldes, das auf seinem Höhepunkt bis zu 660.000 Barrel Öl pro Tag produzieren wird und die Produktion voraussichtlich bis 2050 aufrechterhalten wird.
Statoil untersucht seit mehreren Jahren die Möglichkeit einer landgestützten Stromversorgung in Johan Sverdrup und in der weiteren Region Utsira High, einschließlich der Felder von Edvard Grieg, Ivar Aasen und Gina Krog. Das von Statoil vorgeschlagene Konzept sieht zwei parallele Gleichstromkabel vor, die Strom von den Anlagen in Kårstø zum 200 km entfernten Utsira High übertragen, wobei Johan Sverdrup, die größte der vier neuen Entwicklungen, als Stromversorgungszentrum für die Umgebung fungiert.
Kosten-/Klimabilanz: die Utsira High-Debatte
Im Mai 2014 beschleunigte das norwegische Parlament unerwartet den Zeitplan für die Elektrifizierung von Utsira High, als es einen Vorschlag durchsetzte, wonach Utsira High-Betreiber ab dem Start der ersten Produktionsphase von Johan Sverdrup im Jahr 2019 Onshore-Strom nutzen müssen, was Statoil und andere Industriepartner dazu veranlasste zu argumentieren, dass sie Schwierigkeiten hätten, dies schnell und ohne größere Entwicklungsverzögerungen zu liefern. Die Aktien von Statoil begannen zusammen mit den anderen Utsira High-Betreibern Lundin und Det norske sofort zu wackeln.
Im Jahr 2013 musste der Spezialist für Rohrleitungsausrüstung und -dienstleistungen, T.D. Williamson, schneller mobilisieren als je zuvor.
Der Vorschlag spiegelt die Zersplitterung des norwegischen Parlaments wider, da die konservative / Fortschrittspartei-Koalition an der Macht nicht in der Lage ist, einem gemeinsamen Aufruf der Oppositionsparteien, einschließlich Labour, der Sozialistischen Linken und der Christdemokraten, zu widerstehen, die Elektrifizierungsanforderung zu verschärfen und zu formalisieren. Während Statoil warnte, dass eine Verzögerung von einem Jahr einen Wertverlust vor Steuern von NOK20bn ($ 3.4 Mrd.), die Politik sprach hart und eine Pattsituation schien immer wahrscheinlicher.
„Wir fordern die Regierung auf, eine umfassende Lösung zu fordern, die den gesamten Strombedarf der Region abdeckt“, sagte der Abgeordnete der Labour Party, Terje Aasland, auf einer Pressekonferenz, die von Reuters berichtet wurde. „Wir sind uns absolut sicher, dass dies passieren kann, ohne Verzögerungen zu verursachen.“
Von Fall zu Fall: die Zukunft der landgestützten Stromversorgung
Zum Glück für die Branche herrschten im Parlament kühlere Köpfe, wo sich die Parteien im Juni auf eine überarbeitete Frist von 2022 für die Verlegung von Gleichstromkabeln einigten und Statoil und seinen Partnern zusätzliche drei Jahre einräumten, um die Utsira High Initiative zu entwickeln und umzusetzen. Dennoch wirft diese Diskussion Fragen über die Zukunft der landgestützten Stromversorgung für Offshore-Anlagen auf und darüber, ob sie mit Hilfe der staatlichen Gesetzgebung stärker ausgeweitet werden sollte.
Obwohl die Kohlenstoffeinsparungen durch die Stromversorgung an Land nicht in Frage gestellt werden – Norwegens Erdöldirektion schätzt, dass sie die CO2–Emissionen des Landes jedes Jahr um bis zu eine Million Tonnen senken könnte – betont Bjerke die Haltung des norwegischen Erdöl & Gasverbandes, dass die Maßnahme von Fall zu Fall und nicht ideologisch angewendet werden sollte. Die Eignung der kohlenstoffreduzierenden Stromversorgungstechnologie könnte von einer ganzen Reihe von Faktoren abhängen, darunter Entfernung von der Küste, Meeresbedingungen, Technologiereife und ob die Stromerzeugung an Land die Kapazität hat, einen weiteren bedeutenden Nachfrageblock zu übernehmen.
„Der norwegische Öl- und Gasverband & steht der Landstromversorgung positiv gegenüber, wenn dies die beste Stromversorgungslösung für den jeweiligen Bereich ist“, sagt Bjerke. „Wir glauben jedoch, dass dies eine Entscheidung ist, die aus wirtschaftlichen Gründen unter dem Aspekt des Kosten-Klima-Nutzens getroffen werden muss. Die neu vorgeschlagene Anforderung für Produzenten in der Utsira-Höhe kam zu einem frühen Zeitpunkt des Prozesses – und wurde erst im nächsten Jahr erwartet, wenn der Plan für Entwicklung und Betrieb vom Parlament geprüft wird. Wir stehen dem ungewöhnlichen Verfahren des Parlaments in Bezug auf Utsira kritisch gegenüber, und unsere Position ist, dass die Politiker in den kommenden Jahren für einen vorhersehbaren Rahmen für die Industrie sorgen müssen, wie sie es in den 40 Jahren getan haben, die hinter uns liegen.“
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