Vil del-elektrifisere Brage med én flytende vindturbin

Okea vil elektrifisere Brage-feltet med flytende havvind. Løsningen de ser på, er strøm fra én flytende vindturbin på 15 MW.

– Prosjektet vil være det første i verden som leverer kraft til en petroleumsinnretning fra én enkelt, stor vindturbin uten tilkobling til nett, og fra et anlegg som i tillegg er flytende, skriver selskapet i konsekvensutredningen.

Løsningen skal kunne kutte 32.000 tonn CO₂ i året.

Men Okea vil ikke ta hele regningen. Selve turbinen planlegger de ikke å eie selv, og en forutsetning for prosjektet er investeringsstøtte fra Enova.

Planen er å levere en utbyggingsplan før sommeren.

18. største utslipp på sokkelen

I dag får oljefeltet energi fra gassturbiner på plattformen. Disse står for 90 prosent av utslippene på feltet og gir et årlig utslipp fra Brage på 187.490 tonn CO₂. Det er dermed feltet med det 18. største utslippet på norsk sokkel.

Oljebransjen skal kutte utslippene med 50 prosent innen 2030. I 2050 skal utslippene være nær null.

Brage-plattformen har produsert siden 1993, og Okea påpeker at de som operatør på feltet nå ønsker å redusere utslippene fra driften.

Prosjektet de nå vurderer, har potensial til å redusere utslippene fra feltet med 17 prosent.

Selskapet skriver i konsekvensutredningen at de har vurdert ulike energiløsninger for feltet, blant annet kraft fra land, CO₂-fangst og å knytte seg til andre felt for import av kraft.

– Elektrisk kraft fra et flytende vindturbinanlegg i området, for å dekke deler av energibehovet, er funnet å være den mest egnede løsningen, opplyser kommunikasjonsrådgiver Jon Are Nilsen til TU.

«Leier inn» turbinen

Det er forventet at Brage vil ha et kraftbehov på 17-18 MW per år, og én havvindturbin på 15 MW vil altså kunne levere en god del av kraften.

En eksisterende gassturbin på Brage vil levere resten av kraft og varme som trengs, og en dedikert gassturbin vil fortsette å ivareta gasskompresjon for eksport.

Det skal gi årlige reduksjoner i brenngass på Brage med vel 12 millioner kubikkmeter.

Men Okea skal ikke selv eie vindturbinanlegget – det er det Fram Wind Solutions som skal, i et samarbeidsselskap mellom BW Offshore og Grieg Kapital og Fram Green Technology.

Dermed er det også de som vil stå for de største investeringene i prosjektet og som vil drifte vindturbinanlegget med tilhørende infrastruktur.

Okea vil på sin side være ansvarlig for utbygging og drift, og Brage vil kjøpe kraft fra turbinen til en forhåndsavtalt pris. Dette skal gi lavere investeringskostnader for Okea, mens kjøp av kraft vil bli en del av driftskostnadene på feltet.

Trenger støtte

Konseptet for den tekniske løsningen er basert på BW Ideols design og patent, med en vindturbin fra en anerkjent leverandør. Turbinen skal installeres på en firkantet lekter, som kan lages i både stål og betong, med en bevegelsesdempende «damping pool».

– Dette er et innovativt prosjekt som vil kunne bli den første installasjonen i verden av neste generasjons flytende vindturbiner med kapasitet på 15 MW, sier daglig leder Kjetil Bruun-Olsen i Fram Wind Solutions til TU.

For selskapet er prosjektet på Brage-feltet en mulighet for utvikling innen havindustri.

– Flytende havvind er en effektiv løsning for økt produksjonen av ren fornybar kraft med et så lite avtrykk som mulig. Dette prosjektet er et godt eksempel på hvordan vi kan tilføre verdi ved å bidra til å elektrifisere aktiviteten på norsk sokkel, påpeker Bruun-Olsen.

Selskapene er avhengige av å få lønnsomhet i prosjektet for å ta en investeringsbeslutning. Som en del av det har Fram Wind Solutions søkt om investeringsstøtte fra Enova til småskala kommersielle flytende havvindprosjekter.

Denne støtten er en forutsetning for at prosjektet kan realiseres. Hvor mye de trenger, ønsker ikke selskapet å opplyse av konkurransemessige hensyn.

– Lønnsomheten til prosjektet vil være basert på tilstrekkelig strømpris, støtte fra Enova samt god og effektiv prosjektgjennomføring og drift av det flytende havvindanlegget, sier Bruun-Olsen.

Vil gjenbruke turbinen etter Brage

Dersom alt går etter planen, vil en turbin kunne installeres før sommeren 2026, med oppstart av driften i slutten av juli samme år.

Det er beregnet at vindturbinen kan kutte 226.000 tonn CO₂ gjennom en antatt driftsperiode på fem år på Brage, i tillegg til to år for å avslutte virksomheten på feltet, hvor vindkraften vil erstatte bruk av diesel.

Okea påpeker likevel at turbinen vil ha en designlevetid på 25 år og at det dermed vil være mulig med gjenbruk. Planen er å flytte den til et annet sted når avtalen på Brage-feltet er ferdig.

Selskapet jobber i tillegg med planer for forlenget levetid for feltet, både ved å hente ut mer fra reservoaret og ved å fase inn olje og gass fra andre hold, som funnet Brasse. Da vil turbinen kunne bli stående lenger på feltet.

Selve turbinen vil få en høyde på 143 meter, mens rotoren får en diameter på 236 meter. Den anbefalte plasseringen er rundt tre kilometer fra plattformen, i retning øst-nordøst.

Et batteri med kapasitet på 3 MWh vil også være en del av konstruksjonen, for å kunne jevne ut variasjoner fra kraftproduksjonen. Det vil gi mer effektiv drift og jevnere kraft til Brage-plattformen.

Innovasjon

Okea mener havvind på Brage-feltet vil bidra til betydelig ny kunnskap og teknologiutvikling.

De understreker at prosjektet vil være det første i verden som leverer kraft til en petreoleumsinnretning fra én enkelt, flytende havvindturbin, uten tilkobling til kraftnettet.

– Prosjektet skal demonstrere at løsningen er teknisk og økonomisk gjennomførbar. Dette vil være av stor betydning for norsk og internasjonal satsing på flytende havvind, opplyser Nilsen.

Av lærepunkter fra prosjekter nevnes blant annet selve driften og optimaliseringen av vindturbinen, spesielt knyttet opp mot driften av Brage, bruk av batteriløsning og at prosjektet planlegger for gjenbruk av turbinen.

Petroleumsloven

Konsekvensutredningen for Brage havvind er nå på høring, med frist i mars.

Okea skriver også at det er avklart med departementet at prosjektet vil gå inn under petroleumslovens bestemmelser.

Også den forrige operatøren av feltet, Wintershall Dea, vurderte å elektrifisere feltet med havvind. De så på en løsning med to flytende vindturbiner på 11 MW, som skulle kunne dekke 60 prosent av kraftbehovet på plattformen.