Offshore di petrolio e la produzione di gas rappresenta una parte importante di molti paesi infrastrutture energetiche, ma queste operazioni sono in se stessi dispendio di energia, con requisiti di alimentazione che vanno fino a diverse centinaia di megawatt per i più grandi e più complesse piattaforme.
Per la maggior parte, le piattaforme offshore bruciano diesel o gas, alimentando motori diesel o turbine a gas per far funzionare i loro macchinari. In molti modi questo sembra il modo naturale per andare-se una piattaforma offshore è seduto su un importante giacimento di gas di produzione, perché non usarlo per guidare turbine a gas locali?
Turbine a gas in loco: uno status quo inefficiente
Anche se bruciare gas localmente sembra la soluzione di buon senso per soddisfare i requisiti di alimentazione della piattaforma, non è certo l’ideale. Come Rahul Chokhawala, specialista della trasmissione di potenza in precedenza di ABB Process and Automation e ora strategy manager for high-voltage direct current (HVDC) presso GE Global Research, ha spiegato in un documento del 2008, le turbine a gas a ciclo semplice di solito utilizzate su piattaforme offshore sono inefficienti dal punto di vista finanziario e ambientale.
“I GTS a ciclo semplice hanno efficienze di conversione energetica notevolmente basse, in particolare quando funzionano a meno della piena capacità, il che è spesso il caso”, ha scritto Chokhawala. “La migliore efficienza operativa della generazione GT è nell’intervallo solo del 25-30% A Una piattaforma con una capacità di generazione di 100MW rilascerebbe tipicamente oltre 500.000 tonnellate di CO2 all’anno, combinate con l’emissione di circa 300 tonnellate di ossido di azoto, un gas corrosivo sia per l’ambiente che per la salute delle persone.”
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Dato che il costo ambientale di esecuzione di turbine a gas e il costo finanziario di funzionamento e di manutenzione, la prospettiva di un’alternativa di sistema di alimentazione utilizza l’energia generata onshore e trasferito a una piattaforma a mare via subsea cavi di trasmissione sta guadagnando l’attenzione come un’opzione, o anche un requisito.
I marinai hanno sempre raccontato di cose brutte che si nascondono nelle nebbie, e mentre le leggende potrebbero non essere molto più di racconti, la possibilità di nebbie infiammabili è fin troppo reale..
Norvegia: offshore power pioneer
Mentre il concetto di power-from-shore deve ancora essere adottato ampiamente nel settore offshore, non è un’idea nuova. Essendo il paese che ospita probabilmente l’industria petrolifera e del gas offshore più avanzata al mondo, non sorprende che la Norvegia sia stata un pioniere nel settore.
Oltre all’ampia base di competenze tecnologiche offshore della Norvegia, il suo mix energetico onshore, dominato dalle rinnovabili, è adatto per l’energia da terra, come spiega la responsabile delle comunicazioni ambientali della Norwegian Oil & Gas Association, Pia Martine Gautier Bjerke. “In generale, la Norvegia ha molta energia idroelettrica e la generazione onshore sarà quindi in alcuni casi una scelta ragionevole dal punto di vista climatico”, afferma.
Il paese ha ora realizzato diversi progetti power-from-shore nel Mare del Nord, con il coinvolgimento costante della centrale elettrica svizzera ABB. I siti di produzione offshore che hanno implementato l’alimentazione a terra nel Mare del Nord norvegese negli ultimi sei anni dimostrano sia la trasmissione di elettricità in CA che in CC, le due opzioni disponibili per realizzare il concetto. AC tende ad essere una scelta meno efficiente su lunghe distanze a causa della sua suscettibilità alle perdite di linea, ma può essere efficace su distanze relativamente brevi.
La trasmissione AC è stata utilizzata per fornire energia onshore alla piattaforma Gjøa della compagnia petrolifera nazionale Statoil, situata a soli 98 km dalla costa norvegese. Il sistema power-from-shore per la piattaforma è stato completato da ABB nell’agosto 2010, ma il salto relativamente breve da costa a piattaforma non ha precluso sfide, con ABB citando le costanti sollecitazioni ambientali che i cavi sottomarini devono sopportare, che hanno richiesto un sistema di resistenza alla fatica su misura per il cavo dinamico che trasportava la potenza negli ultimi 1,5 km attraverso l’acqua aperta alla piattaforma.
I progetti di energia a terra a più lunga distanza richiedono generalmente la trasmissione di corrente continua, che è stata utilizzata per il campo Valhall di BP, che ha completato un progetto di riqualificazione su larga scala nel gennaio 2013. Il progetto ha introdotto un sistema di alimentazione a terra per “rendere le emissioni dirette nell’aria dal campo di Valhall vicine allo zero”, secondo la società. Un cavo HVDC di 294 km ora trasferisce l’elettricità da una stazione secondaria di Lista sulla costa sud-occidentale della Norvegia alla piattaforma, dove viene riconvertita in corrente alternata da un impianto specializzato in loco.
L’elettrificazione di Utsira High
Uno sviluppo più recente della spinta continua della Norvegia ad espandere l’alimentazione a terra nel suo settore offshore illustra sia l’impegno del paese a ridurre al minimo le emissioni delle piattaforme sia l’equilibrio tra fattori ambientali ed economici che ne regola l’implementazione.
L’alta regione di Utsira, nota anche come Altezza di Utsira, si trova nel Mare del Nord vicino al confine norvegese con le acque del Regno Unito ed è uno dei luoghi di produzione di petrolio e gas più interessanti della Norvegia, soprattutto dopo la scoperta da parte di Statoil del massiccio giacimento di Johan Sverdrup, che al suo apice produrrà fino a 660.000 barili di petrolio al giorno e dovrebbe mantenere la produzione fino al 2050.
Statoil ha studiato la possibilità di potere a terra a Johan Sverdrup, e in effetti la più ampia regione alta Utsira compresi i campi di Edvard Grieg, Ivar Aasen e Gina Krog, per diversi anni. Il concetto proposto da Statoil prevede due cavi CC paralleli che trasmettono energia elettrica dalle strutture di Kårstø a Utsira a 200 km di distanza, con Johan Sverdrup, il più grande dei quattro nuovi sviluppi, che funge da hub di alimentazione per l’area circostante.
Bilancio costi/clima: il Utsira Alta dibattito
Nel Maggio 2014, il Parlamento norvegese improvvisamente accelerato il calendario per Utsira Alta elettrificazione, quando spinto attraverso una proposta per richiedere che Utsira Alta operatori utilizzando onshore alimentazione di start-up di Johan Sverdrup prima fase di produzione nel 2019, spingendo Statoil e altri partner del settore per sostenere che avrebbero lottato per fornire rapidamente e senza grandi ritardi dello sviluppo. Le azioni di Statoil, insieme ai colleghi Utsira High Operator Lundin e Det norske, iniziarono immediatamente a vacillare.
Nel 2013, lo specialista di attrezzature e servizi per condotte T. D. Williamson ha dovuto mobilitarsi più rapidamente che mai.
La proposta riflette la natura frammentata del parlamento norvegese, con la coalizione conservatrice/Partito del Progresso al potere incapace di resistere a un appello unito da parte dei partiti di opposizione, tra cui il lavoro, la sinistra socialista e la democrazia cristiana, per intensificare e formalizzare il requisito di elettrificazione. Mentre Statoil ha avvertito che il ritardo di un anno incorrerebbe in una perdita di valore ante imposte di NOK20bn ($3.4bn), i politici stavano parlando duro e una situazione di stallo sembrava sempre più probabile.
“Stiamo dicendo al governo di chiedere una soluzione completa che comprenda il pieno bisogno di potere dell’area”, ha detto il deputato del Partito laburista Terje Aasland in una conferenza stampa, riportata da Reuters. “Siamo completamente certi che questo possa accadere senza causare ritardi.”
Caso per caso: il futuro dell’alimentazione terrestre
Fortunatamente per l’industria, le teste più fredde hanno prevalso in parlamento, dove a giugno le parti hanno concordato una scadenza rivista del 2022 per la posa dei cavi DC, acquistando altri tre anni per Statoil e i suoi partner per sviluppare e implementare l’iniziativa Utsira High. Tuttavia, questa raffica di discussioni solleva interrogativi sul futuro dell’alimentazione elettrica terrestre per gli impianti offshore e sull’opportunità di implementarla con maggiore forza con l’aiuto della legislazione statale.
Sebbene i risparmi di carbonio derivanti dall’alimentazione a terra non siano in discussione-la Direzione del petrolio norvegese ha stimato che potrebbe ridurre le emissioni di CO2 del paese fino a un milione di tonnellate ogni anno – Bjerke sottolinea la posizione dell’Associazione norvegese del petrolio & Gas secondo cui la misura dovrebbe essere applicata caso per caso e non ideologicamente. L’idoneità della tecnologia di alimentazione elettrica che riduce il carbonio potrebbe dipendere da tutta una serie di fattori, tra cui la distanza dalla costa, le condizioni marine, la maturità della tecnologia e se la produzione di energia a terra ha la capacità di affrontare un altro blocco significativo della domanda.
“La Norwegian Oil & Gas Association è positiva verso la potenza a terra quando questa è la migliore soluzione di alimentazione per il campo specifico”, afferma Bjerke. “Tuttavia, riteniamo che questa sia una decisione che deve essere presa per motivi economici, considerando l’aspetto del costo/beneficio climatico. Il requisito recentemente proposto per i produttori nell’altezza di Utsira è arrivato in una fase iniziale del processo-e non era previsto fino al prossimo anno, quando il piano per lo sviluppo e le operazioni sarà esaminato dal Parlamento. Siamo critici nei confronti della procedura non comune del Parlamento per quanto riguarda Utsira, e la nostra posizione è che i politici devono garantire un quadro prevedibile per l’industria negli anni a venire, come hanno fatto nei 40 anni che ci sono alle spalle.”
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