Statoil droppet elektrifisering av Castberg: Her er turbinløsningen som skal gi feltet kraft

Får en total virkningsgrad på 63 prosent.

Statoil droppet elektrifisering av Castberg: Her er turbinløsningen som skal gi feltet kraft
Turbinene som er valgt er blant de vanligste på norsk sokkel, av typen LM2500, levert av Baker Hughes GE. Sammen med varmegjenvinnere gir løsningen en total virkningsgrad på 63 prosent. Foto: BakerHughes GE

Statoil kommer ikke til å elektrifisere Johan Castberg-feltet, og begrunner beslutningen med lange avstander og tekniske utfordringer, som gjør kostnadene for høye. 

Kraftbehovet til Johan Castberg-feltet vil i stedet for bli dekket av to gassturbiner på 34 MW hver, levert av Baker Hughes GE. Varmebehovet vil bli dekket av tre varmegjenvinningsenheter, som gjenbruker varme fra eksosgassen. 

Løsningen får en total virkningsgrad på 63 prosent, som inkluderer utnyttelsen av brenselsenergien for å generere både kraft og varme. 

Bygger på en flymotor

Gassturbinene som er valgt er blant de vanligste på norsk sokkel, av typen LM2500, levert av Baker Hughes GE.

Gassturbinen bygger på en flymotor. Forskjellen er i hovedsak at man i en flymotor har en stor vifte foran, og at man bruker viften i tillegg til jeten som kommer ut bak til å drive flyet fremover. Her setter du i stedet for på en turbin som blir drevet rundt av jeten. Turbinen driver en generator, som vil lage strømmen ute på Johan Castberg-skipet.

I tillegg til elektrisk kraft vil det bli behov for mye varme ute på feltet i Barentshavet. Både på grunn av det kalde klimaet, men også fordi det er lav reservoartemperatur. 

Reservoarene er nemlig relativt grunne. Det gjør at oljen er kald, omtrent som kroppstemperatur. Oljen må varmes opp til cirka 50 grader for å unngå voksutfelling, og det vil dermed kreve mye varme for å få opp temperaturen i brønnstrømmen.

Derfor vil turbinene også få påmontert varmegjenvinnere, som utnytter varmen fra eksosgassen fra turbinen. Dermed vil virkningsgraden på turbinene, som uten varmegjenvinning er på 41 prosent, bli langt høyere enn om man bare hadde generert elektrisk strøm.

Skulle feltet hatt kraft fra land, vil det fremdeles være nødvendig å skaffe denne varmen på et vis, for eksempel ved å brenne gass likevel.

– Sånn sett er dette en smart løsning. Vi er bedt om å maksimere gjenvinningsgraden, og få mest ut av eksosgassvarmen som skal brukes. Når du får denne varmegjenvinningen, og bruker eksosgassen til noe fornuftig, så får du mye mer ut av den gassen du brenner på feltet, forklarer Tor Andersen, salgssjef i Baker Hughes GE Norge.

– Svære beist

Effekten på 34 MW per turbin er en ofte brukt størrelse på norsk sokkel.

– Dette er en godt utprøvd løsning, med en oppetid på 99 prosent. Det er også det ypperste med tanke på virkningsgrad, påpeker Andersen.

Turbinen er såkalt dual fuel, som innebærer at den går på både gass og diesel. På feltet vil den i hovedsak gå på gass, men i oppstartsfasen, før gassproduksjonen er kommet i gang, kan den gå på diesel.

Det er også en løsning med dry low emission, som vil si at brennkammeret forbrenner drivstoffet med lavest mulig temperatur, slik at den minimerer utslippet av NOx.

Det som er spesielt med løsningen for Johan Castberg er at den skal leveres ferdig satt sammen i en modul. Vanligvis leveres gassturbinene til verftet i forskjellige deler, og blir satt sammen der.

– Nå skal vi i stedet for levere alt i ett, for å minimere og forenkle arbeidet ved verftet. Alt som reduserer antall grensesnitt i byggefasen er bra, da er det bedre å kunne sy det sammen på forhånd. Vi leverer turbinene til Statoil på en modul i et nøkkelferdig anlegg. Det er snakk om ganske svære beist, og denne måten og modularisere leveransen på har ikke vært vanlig tidligere for en leverandør som oss på norsk sokkel, forklarer Andersen. 

Hele den ferdige modulen vil veie omkring 1140 tonn, og vil ha en størrelse på 26 ganger 25,5 meter. 

Går til å drive prosessanlegget

I tillegg til de to gassturbinene, vil også kompressoren for gassinjeksjon drives av en egen gassturbin på 40 MW, ifølge proposisjonen som nå er sendt til behandling i Stortinget.  

Varmebehovet dekkes av tre varmegjenvinningsenheter, som gjenbruker varme fra eksosgassen på gassturbinene. Dette skal gi en total virkningsgrad på 63 prosent. 

Mesteparten av kraften som trengs vil gå til å drive prosessanlegget på den flytende produksjonsenheten. 

Effektbehovet for elektrisk kraft er maksimalt 50 MW, mens gjennomsnittlig behov er 25-30 MW. For gassinjeksjonen er det maksimalt 40 MW og i snitt 30 MW. 

Maksimalt effektbehov for varme er 70 MW, med et gjennomsnittlig behov på 40 MW. 

Elektrifisering til 12,5 mrd.

Dersom Statoil skulle ha valgt en kraft fra land-løsning fra feltet ville dette kommet på mellom åtte og 12,5 milliarder kroner, ifølge oljeselskapet. Statoil har tidligere opplyst at en elektrifisering vil kunne forsinke prosjektet og gjøre det ulønnsomt. 

Det blir fort dyrt med kraft fra land til Johan Castberg. Elektrifisering ville økt prisen på prsojektet med 8-12,5 milliarder kroner. Illustrasjon: Statoil

Overføringstapene mellom land og Johan Castberg-feltet ved bruk av likestrømsteknologi ville ifølge oljeselskapet vært cirka 20 prosent. Den kan reduseres med tykkere kabel, men det ville gitt økte kostnader.

Da Olje- og energidepartementet tidligere denne måneden sendte utbyggingsplanen for feltet videre til Stortinget for behandling, kunne de samtidig melde at kostnadene for å bygge ut nå er nede i 47 milliarder kroner med en balansepris for prosjektet nede i 31 dollar per fat olje. Utgangspunktet var over det dobbelte. 

Den lengste elektrifiseringskabelen på norsk sokkel i dag gir kraft fra land til Goliat-feltet i Barentshavet. Den er på 105 kilometer. 

Når Martin Linge-feltet kommer i drift, som etter planen skal skje i løpet av neste år, vil rekorden strekkes enda lenger. Elektrifiseringskabelen til feltet blir verdens lengste undervanns høyspent vekselstrømkabel på 163 kilometer. 

En kabel ut til Johan Castberg-feltet måtte likevel vært betydelig lenger – 260 kilometer.

Høy effektivitet

Gjenbruken av varme fra eksosgassen vil dekke hele varmebehovet på plattformen, og ifølge selskapet gjør det at energieffektiviteten for Johan Castberg er høy sammenlignet med de fleste andre felt.

Teknisk Ukeblad skrev i 2014 om tilstanden og effektiviteten på de ulike kraftverkene rundt på norsk sokkel. Da var det kun de Statoil-opererte plattformene Snorre B og Oseberg D som hadde slike kombinasjonsanlegg som også utnytter varmen, i tillegg til ConocoPhillips-opererte Eldfisk 2/7 E.

Sistnevnte hadde da en total virkningsgrad på 44 prosent. Det lyktes ikke Teknisk Ukeblad å få opplysninger fra Statoil om virkningsgraden på de andre to. 

Løsningen selskapet tar i bruk på Johan Castberg skal være en svært energieffektiv løsning.

– Ved bruk av varmegjenvinning får vi hele 63 prosent virkningsgrad fra turbinene, noe som er unikt for gassturbiner på plattformer. Vurderingen fra partnerskapet er at kraft fra gassturbiner blir den mest hensiktsmessige og samfunnsøkonomiske løsningen for utbyggingen, har Statoil tidligere opplyst. 

Tilrettelagt for elektrifisering

Johan Castberg vil likevel bli lagt til rette for fremtidig elektrifisering med vekselstrømsteknologi, dersom denne løsningen blir effektiv og gjennomførbar i fremtiden.

Utslippene fra Johan Castberg med gassturbiner vil være 0,27 millioner tonn CO2 per år eller to prosent av det årlige utslippet fra norsk sokkel i dag.

Produksjonsskipet vil være om lag 300 meter langt og 50 meter bredt, og ha en dreieskive (turret) med diameter 30 meter, for å kunne dreie fritt rundt sin akse og legge seg med baugen opp mot været. I dag finnes det ifølge Statoil ikke kvalifisert teknologi for å overføre store nok kraftmengder gjennom en slik dreieskive til Johan Castberg-feltet.

Statoil har sett på andre alternativer enn produksjonsskip, blant annet halvt nedsenkbar plattform og en rund flyter fra Sevan, som på Goliat-feltet, som ville vært lettere å elektrifisere.

– Vi gjorde en totalvurdering av kostnader og gjennomføringsrisiko og landet på at produksjonsskip er den beste løsningen for Castberg, sa prosjektdirektør for Johan Castberg-utbyggingen, Erik Strand Tellefsen, til Teknisk Ukeblad da løsningen ble kjent.