Hywind Tampen

Dette må til for å gi Gullfaks- og Snorre-feltet strøm fra flytende vindturbiner

Prosjektet innebærer flere nye utfordringer og én stor fordel

Equinor og lisenspartnerne på Gullfaks- og Snorre-feltet bestemmer seg trolig for om de skal bygge havvindpark i løpet av neste år.
Equinor og lisenspartnerne på Gullfaks- og Snorre-feltet bestemmer seg trolig for om de skal bygge havvindpark i løpet av neste år. (Fotomontasje: Equinor)

Prosjektet innebærer flere nye utfordringer og én stor fordel

Hei, dette er en Ekstra-sak som noen har delt med deg.
Lyst til å lese mer? Få fri tilgang for kun 235,- i måneden.
Bli Ekstra-abonnent »

I morges varslet Equinor og lisenspartnerne på Gullfaks- og Snorre-feltet at de planlegger å etablere en vindmøllepark mellom de to olje- og gassfeltene i det såkalte Tampen-området nord i Nordsjøen.

Dermed ligger det an til at en sirkel på sett og vis kan sluttes for Hywind-prosjektet, som opprinnelig var tenkt å skulle gi strøm til Oseberg-feltet, da planleggingen startet rundt 2003.

Men først må man løse de teknologiske utfordringene rundt å knytte sammen et vindkraftverk og et gasskraftverk langt til havs, forteller prosjektleder for Hywind Tampen, Olav-Bernt Haga i Equinor. Mer om det senere. 

Equinor søkte i 2015 NVE om å få flytte den første demonstrasjonsturbinen i Hywind-prosjektet fra Karmøy, for at den skulle kunne levere strøm til Kvitebjørn- og Valemon-plattformene som ligger i havet 100 kilometer vest for Sognefjorden. Søknaden ble innvilget, men Equinor valgte etterhvert å legge prosjektet på is.

Dermed blir Hywind Tampen det første prosjektet der oljeinstallasjoner til havs får strøm direkte fra vindkraftverk.

Hywind overbeviste ikke

Hywind var i utgangspunktet et prosjekt i Hydro (Hywind er en forkortelse for Hydro Wind), men har blitt drevet fram av Equinor etter at daværende Statoil ble slått sammen med olje- og gassdivisjonen i Hydro i 2006.

Equinor er også involvert i et annet havvind-prosjekt. I Win-win-prosjektet skal flytende vindmøller produsere elektrisitet som skal brukes til å injisere vann i modne oljebrønner for å forlenge levetiden deres. Det prosjektet pågår imidlertid helt uavhengig av Hywind.

Hywind-prosjektet har måttet løse en rekke teknologiske utfordringer før de fem første regulære turbinene ble satt i drift utenfor Skottland i fjor høst. To av de største utfordringene var å forankre de flytende konstruksjonene i svært utfordrende havområder, og å utvikle kontrollmekanismene som styrer turbinene, slik at de for eksempel kunne skille endringer i vinden fra bevegelsene havet gir konstruksjonene.

"Lenge til havvind blir den nye oljen"

Den første demonstrasjonsturbinen i Hywind-prosjektet ble satt i drift utenfor Karmøy i mai 2009. Den overbeviste langt fra alle. Fremskrittspartiets daværende energipolitiske talsmann, Ketil Solvik Olsen presenterte for eksempel et regnestykke i TU, hvor han slo fast at for å nå Teknologirådets daværende mål om at det skulle produseres fem terrawattimer strøm fra havvind innen 2020, måtte man sette opp 544 Hywind-møller med en samlet subsidiering på 167,5 milliarder kroner.

Han konkluderte med at det var lenge til havvind ville bli den nye oljen. Tallene i Solvik Olsens regnestykke har endret seg mye siden 2009, og Hywind-prosjektet er blitt videreført. Hywind-turbinene som ble satt opp utenfor Skottland, var 75 prosent billigere enn demoturbinen, med en effekt på 6 MW mot demoturbinens 2,3 MW.

Prisen på havvind er fremdeles på vei nedover, og utenfor kysten av Nederland skal for eksempel Vattenfall levere verdens første ikke-subsidierte havvindparker i 2022.

Megawatt-prisen må ned 40-50 prosent 

Fem av vindmøllene skal serve Gullfaks-plattformene, seks skal produsere strøm til Snorre-feltet. Ill: Equinor
De 11 vindturbinene vil bli plassert i Tampen-området nord i Nordsjøen. Ill: Equinor

Til Hywind Tampen-prosjektet har man planlagt å bruke 8 MW-turbiner, men prosjektleder Olav-Bernt Haga i Equinor sier det likevel er nødvendig å optimalisere teknologien og få ned prisen på den før man tar en avgjørelse om å investere.

– Det er en totalvurdering av teknologiutvikling som må gjøres, og priser som må ned. Vi har ikke regnet på hva prisen på hver av de 11 planlagte turbinene på Tampen må være i forhold til Hywind Skottland-turbinene, men vi har en ambisjon om å få ned kostnadene per megawatt med mellom 40 og 50 prosent, sier Haga.

Han legger til at man ikke er helt der ennå.

– Men med forbedringene vi regner med å gjøre i prosjektet, og prisutviklingen vi ser for oss i markedet, tror vi jo det skal være mulig å nå målet, sier han.

Tekniske utfordringer

De teknologiske utfordringene ved Hywind Tampen-prosjektet knytter seg særlig til at det er utfordrende å knytte sammen to forskjellige energisystemer, og få vindanlegget og gassanlegget til å spille sammen, forteller Haga.

– Dette er første gang to jevnstore nett med vindturbiner og gassturbiner skal spille sammen. Tradisjonelt leverer vindparker strøm til store nett på land. Hywind Tampen-turbinene skal levere inn mot et relativt jevnstort gassanlegg. Når vindanlegget i snitt skal levere 35 prosent av strømmen til Gullfaks- og Snorre-plattformene, så betyr det at anlegget i topp-perioder vil levere inntil halvparten av strømmen. Dermed vil svingninger i leveransen kunne få konsekvenser som vi må ta hensyn til.

Haga peker også på at Hywind Tampen er et mye større prosjekt enn hywind Skottland.

– Vi strekker prosjektet i alle retninger. Turbinene er større enn i Skottland (8 MW mot 6 MW), strukturene er større og været er enda mer utfordrende, sier han.

Betongfundament billigere

Det er også forhold som gjør Hywind Tampen enklere å gjennomføre enn Hywind Skottland.

Det viktigste er at man planlegger å montere turbinene på betongfundamenter i stedet for på stålfundamenter.

– Det betyr for det første at turbinene kan monteres på fundamentene fra land. Vi planlegger å ankre dem opp på utsiden av lektere, og har identifisert et område hvor vi kan bruke kraner på land til å løfte på plass turbiner og blad.

Det er langt mindre risikofylt å arbeide på denne måten, og vi kan dessuten arbeide større deler av året. I tillegg sparer vi store summer på marine operasjoner når vi slipper å frakte understell vertikalt, og snu dem i horisontal stilling. For å montere Hywind Skottland måtte vi for eksempel bruke verdens største kranfartøy. Jeg tror vi vil få kjenne litt på stordriftsfordelene som er nødvendige for at havvind skal bli en ikkesubsidiert industri, sier Haga.

At det er 250-300 meter dypt der de 11 turbinene skal ankres opp, er også en fordel, fordi Hywind-konseptet i utgangspunktet er planlagt for større dybder enn utenfor Skottland.

– Forankringssystemet til Hywind Skottland-turbinene er faktisk dyrere enn det vi skal bruke på Tampen, forteller Haga.

Han forteller at det er planlagt å knytte fem av turbinene opp mot Gullfaks-plattformen, og seks mot Snorre-plattformen, men at det er mulig å flytte en turbin til en annen plattform om det er behov for det.

Ber om tilbud neste år

Haga sier at man trolig vil ta en beslutning om å sette igang prosjektet i løpet av neste år.

– Vi går inn i en designmodningsfase nå. Vi har gjort konseptstudier, og skal gjøre ytterligere studier framover. Vi har sett oss ut spesifikke forbedringspunkter som vi vil se om vi kan innarbeide for å gi prosjektet oppside. Når vi går ut og ber om tilbud neste år, vil svarene vi får fra markedet gjøre det mulig for oss å sette sammen det endelige regnestykket som avgjør om vi går i gang med prosjektet.

Kommentarer (1)

Kommentarer (1)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå