Wydobycie ropy i gazu podmorskiego stanowi ważną część infrastruktury energetycznej wielu krajów, ale operacje te same w sobie są energochłonne, a zapotrzebowanie na energię na miejscu sięga kilkuset megawatów dla większych i bardziej złożonych platform.
w przeważającej części platformy morskie spalają olej napędowy lub gaz, zasilając silniki Diesla lub turbiny gazowe, aby uruchomić ich maszyny. Pod wieloma względami wydaje się to naturalną drogą – jeśli platforma przybrzeżna znajduje się na dużym polu produkującym Gaz, dlaczego nie wykorzystać jej do napędzania lokalnych turbin gazowych?
lokalne turbiny gazowe: nieefektywne status quo
chociaż spalanie gazu lokalnie wydaje się zdroworozsądkowym rozwiązaniem spełniającym wymagania dotyczące zasilania platformy, nie jest to idealne rozwiązanie. Rahul Chokhawala, Specjalista ds. przesyłu energii w ABB Process and Automation, a obecnie menedżer ds. strategii wysokiego napięcia prądu stałego (HVDC) w GE Global Research, wyjaśnił w dokumencie z 2008 r., że turbiny gazowe o prostym cyklu zwykle stosowane na platformach morskich są nieefektywne z perspektywy finansowej i środowiskowej.
„GTS z prostym cyklem mają wyjątkowo niską wydajność konwersji energii, szczególnie przy pracy z mniejszą niż pełna wydajnością, co często ma miejsce”, napisał Chokhawala. „Najlepsza wydajność operacyjna generatora GT mieści się w zakresie zaledwie 25-30% … platforma o mocy 100 MW Zwykle uwalniałaby ponad 500 000 ton CO2 rocznie, w połączeniu z emisją około 300 ton tlenku azotu, gazu korozyjnego zarówno dla środowiska, jak i dla zdrowia ludzi.”
dane, spostrzeżenia i analizy dostarczone do ciebie Zobacz wszystkie newslettery zespołu Offshore Technology Zapisz się do naszych newsletterów Zarejestruj się tutaj
biorąc pod uwagę koszty środowiskowe związane z eksploatacją turbin gazowych oraz finansowe koszty ich eksploatacji i utrzymania, perspektywa Alternatywnego Systemu Zasilania wykorzystującego energię wytwarzaną na lądzie i przenoszoną na platformę morską za pośrednictwem podmorskich kabli przesyłowych zyskuje na znaczeniu jako opcja, a nawet wymóg.
marynarze zawsze opowiadali o złych rzeczach, które czają się we mgle, i chociaż legendy mogą nie być czymś więcej niż opowieściami, możliwość łatwopalnych mgieł jest zbyt realna..
Norwegia: pionier energetyki offshore
chociaż koncepcja zasilania z brzegu nie została jeszcze szeroko przyjęta w sektorze offshore, nie jest to nowy pomysł. Jako kraj, w którym znajduje się prawdopodobnie najbardziej zaawansowany na świecie przemysł wydobywczy ropy naftowej i gazu ziemnego, nic dziwnego, że Norwegia jest pionierem w tej dziedzinie.
oprócz szerokiej bazy wiedzy na temat technologii offshore w Norwegii, jej miks energetyczny na lądzie, zdominowany przez odnawialne źródła energii, dobrze sprawdza się w energetyce lądowej, jak wyjaśnia Pia Martine Gautier Bjerke, kierownik ds. komunikacji środowiskowej norweskiego Stowarzyszenia ds. ropy naftowej & Gas Association. „Ogólnie Rzecz Biorąc, Norwegia ma dużo energii wodnej, a zatem w niektórych przypadkach generacja na lądzie będzie rozsądnym wyborem z punktu widzenia klimatu”, mówi.
kraj przeprowadził obecnie kilka projektów zasilania z brzegu na Morzu Północnym, przy stałym zaangażowaniu szwajcarskiej firmy ABB power systems. Offshore zakłady produkcyjne, które w ciągu ostatnich sześciu lat wdrożyły dostawy energii elektrycznej z lądu na norweskim Morzu Północnym, demonstrują zarówno przesył prądu przemiennego, jak i stałego, dwie opcje dostępne do realizacji tej koncepcji. AC wydaje się być mniej wydajnym wyborem na długich dystansach ze względu na podatność na straty linii, ale może być skuteczny na stosunkowo krótkich dystansach.
transmisja prądu przemiennego została wykorzystana do zasilania platformy Gjøa Statoil National oil company, która znajduje się zaledwie 98 km od norweskiego wybrzeża. System zasilania z brzegu platformy został ukończony przez ABB w sierpniu 2010 r., ale stosunkowo krótki skok z wybrzeża na platformę nie wykluczał wyzwań, a ABB powołuje się na ciągłe obciążenia środowiskowe, które muszą wytrzymać Kable podwodne, co wymagało dostosowanego do potrzeb systemu odporności zmęczeniowej dla dynamicznego kabla przenoszącego moc ostatniego 1,5 km przez otwartą wodę do platformy.
projekty na dłuższych dystansach wymagają zazwyczaj przesyłu prądu stałego, który został wykorzystany w firmie BP Valhall field, która zakończyła zakrojony na szeroką skalę projekt przebudowy w styczniu 2013 roku. W projekcie wprowadzono system zasilania oparty na lądzie, który „sprawia, że bezpośrednie emisje do powietrza z pola Valhall są bliskie zeru”, według firmy. Kabel HVDC o długości 294 km przenosi obecnie energię elektryczną z podstacji w miejscowości Lista na południowo-zachodnim wybrzeżu Norwegii na platformę, gdzie jest ona przekształcana z powrotem w zasilanie prądem przemiennym przez Specjalistyczny Zakład Produkcyjny.
elektryfikacja Utsira High
niedawny rozwój norweskiego dążenia do rozszerzenia dostaw energii z lądu w sektorze offshore ilustruje zarówno zaangażowanie kraju w minimalizację emisji z platform, jak i równowagę między czynnikami środowiskowymi i gospodarczymi, które regulują jego wdrożenie.
Region Utsira High, znany również jako Utsira Height, leży głęboko na Morzu Północnym w pobliżu granicy Norwegii z wodami brytyjskimi i jest jednym z najbardziej ekscytujących miejsc produkcji ropy i gazu w Norwegii, zwłaszcza od czasu odkrycia przez Statoil ogromnego pola Johan Sverdrup, które w szczytowym momencie będzie produkować do 660 000 baryłek ropy dziennie i oczekuje się, że utrzyma produkcję do 2050 roku.
Statoil od kilku lat bada możliwość władzy na lądzie w Johan Sverdrup, a nawet w szerszym regionie Utsira High, w tym w polach Edvard Grieg, Ivar Aasen i Gina Krog. Koncepcja zaproponowana przez Statoil obejmuje dwa równoległe Kable PRĄDU STAŁEGO przesyłające energię elektryczną z obiektów w Kårstø do oddalonej o 200 km Utsiry High, z Johanem Sverdrup, największym z czterech nowych rozwiązań, działającym jako węzeł zasilający okolicę.
bilans kosztów / klimatu: debata Utsira High
w maju 2014 r. Norweski Parlament nieoczekiwanie przyspieszył harmonogram elektryfikacji Utsira High, gdy przeforsował propozycję, aby operatorzy Utsira High korzystali z energii lądowej od uruchomienia pierwszej fazy produkcji Johana Sverdrupa w 2019 r., co skłoniło Statoil i innych partnerów branżowych do argumentowania, że będą walczyć o to szybko bez poważnych opóźnień w rozwoju. Udziały w Statoil, wraz z innymi wysokimi operatorami Utsira Lundin i Det norske, natychmiast zaczęły się chwieć.
w 2013 r.Specjalista ds. urządzeń i usług rurociągowych T. D. Williamson musiał zmobilizować się szybciej niż kiedykolwiek wcześniej.
wniosek odzwierciedla rozdrobniony charakter norweskiego parlamentu, przy czym koalicja partii Konserwatywno-Postępowej u władzy nie jest w stanie oprzeć się Zjednoczonemu apelowi partii opozycyjnych, w tym Partii Pracy, Lewicy Socjalistycznej i Chrześcijańskich Demokratów, o zwiększenie i sformalizowanie wymogu elektryfikacji. Podczas gdy Statoil ostrzegł, że roczne opóźnienie spowoduje utratę wartości przed opodatkowaniem w wysokości 20 mld NOK (3 USD.4 mld), politycy mówili twardo, a stand-off wydawał się coraz bardziej prawdopodobny.
„mówimy rządowi, aby zażądał kompleksowego rozwiązania, które obejmie pełną potrzebę władzy w tym obszarze”, powiedział poseł Partii Pracy Terje Aasland na konferencji prasowej, donoszonej Przez Reuters. „Jesteśmy całkowicie pewni, że może się to zdarzyć bez powodowania opóźnień.”
: przyszłość zasilania lądowego
na szczęście dla branży chłodnice dominowały w parlamencie, gdzie w czerwcu strony uzgodniły zmieniony termin 2022 na układanie kabli DC, kupując dodatkowe trzy lata dla Statoil i jego partnerów na opracowanie i wdrożenie wysokiej inicjatywy Utsira. Niemniej jednak, ta fala dyskusji rodzi pytania o przyszłość lądowych dostaw energii dla instalacji morskich i o to, czy powinny one być bardziej energicznie wdrażane przy pomocy ustawodawstwa Państwowego.
chociaż oszczędności emisji dwutlenku węgla wynikające z dostaw energii z lądu nie są kwestionowane-norweska Dyrekcja ds. ropy naftowej oszacowała, że może to zmniejszyć emisję CO2 w kraju nawet o milion ton rocznie – Bjerke podkreśla stanowisko norweskiego Stowarzyszenia ds. ropy naftowej & Gas Association, że środek powinien być stosowany indywidualnie, a nie ideologicznie. Przydatność technologii zasilania ograniczającego emisję dwutlenku węgla może zależeć od całego szeregu czynników, w tym od odległości od brzegu, warunków morskich, dojrzałości technologicznej oraz od tego, czy wytwarzanie energii na lądzie jest w stanie przyjąć kolejny znaczący blok popytu.
„norweskie Stowarzyszenie ds. ropy naftowej & ma pozytywne nastawienie do zasilania z lądu, gdy jest to najlepsze rozwiązanie zasilania dla konkretnej dziedziny”, mówi Bjerke. – Uważamy jednak, że jest to decyzja, którą należy podjąć ze względów ekonomicznych, biorąc pod uwagę aspekt kosztów/korzyści klimatycznych. Nowo zaproponowany wymóg dla producentów na wysokości Utsira pojawił się na wczesnym etapie procesu – i nie spodziewano się go dopiero w przyszłym roku, kiedy plan rozwoju i operacji zostanie rozpatrzony przez Parlament. Jesteśmy krytyczni wobec rzadkiej procedury Parlamentu w odniesieniu do Utsiry, a nasze stanowisko jest takie, że politycy muszą zapewnić przewidywalne ramy dla przemysłu w nadchodzących latach, tak jak uczynili to w ciągu 40 lat, które za nami stoją.”
Obserwuj Chris Lo w Google+
.gif)