Rapport. Mulighetsstudie Miljøeffekter av kraftsamkjøring i T ampenområdet. for

Transkript

1 Rapport Mulighetsstudie Miljøeffekter av kraftsamkjøring i T ampenområdet for

2 Oppdragets tittel Mulighetsstudie Miljøeffekter av kraftsamkjøring itampenområdet Oppdragsgiver Oljedirektoratet Dato Status Prosjektansvarlig Godkjent av Gradering Endelig Tom Dagstad Geir Husdal Fortrolig Emneord Kraftsamkjøring, Tampen, offshore vindkraft Kort sammendrag Formålet med denne studien har vært å vurdere miljøeffekten av kraftsamkjøring i T ampen-området. Studien har inkludert feltene Gullfaks, Snorre og Statfjord. Med forutsetningene som er lagt til grunns i denne studien mulig gjør kraftsamkjøring i T ampenområdet reduksjon i antall turbiner i drift. Dette fører igjen til økte virkningsgrader og reduserte utslippav CO 2 ogbrenngassbehov, men økning i NO x -utslipp.

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Beskrivelse av dagens situasjon Feltenes restlevetid Energi- og utslippsprognoser Energiprognoser Utslippsprognose Dagens kraftgenererende utstyr og utnyttelse av dette Statfjord Gullfaks Snorre Konsept for kraftsamkjøring Overordnet konsept Scenario 1 Intern kraftsamkjøring på Statfjordfeltet Scenario 2 -Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre Scenario 3 -Kraftsamkjøring mellom Statfjord, Gullfaks og Snorre Elektrisk kraftforsyningsopplegg Generelle kriterier for valg av løsninger Scenario 1 Intern kraftsamkjøring på Statfjordfeltet Scenario 2 -Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre Scenario 3 -Kraftsamkjøring mellom Statfjord, Gullfaks og Snorre Timeplan Nedetid iproduksjonen Analysemetodikk Innledning Driftsfilosofi gassturbiner Beregningsmetode Resultater og diskusjon Scenario 1 - Samkjøring Statfjord Kostnader Energi- og utslippsprognoser Diskusjon Scenario 2 Samkjøring Gullfaks Snorre Kostnader Energi- og utslippsprognoser Diskusjon Scenario 3 Samkjøring Gullfaks Snorre Statfjord Kostnader Energi- og utslippsprognoser Diskusjon Innfasing av ren ny kraft kvalitativ vurdering Innledning Vindkraftpotensial og turbinteknologi Aktuelle topologier Begrensinger Konklusjoner Konklusjoner...31 Referanser...32 Vedlegg 1: Timeplan...33 Vedlegg 2: Investeringskostnader...36 Vedlegg 3: Resultater

4 1 Sammendrag Formålet med denne studien har vært å vurdere miljøeffekten av kraftsamkjøring itampenområdet. Studien har inkludert feltene Gullfaks, Snorre og Statfjord. Tre ulike scenarier for samkjøring har blitt vurdert: Scenario 1 Intern kraftsamkjøring på Statfjordfeltet Scenario 2 Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre Scenario 3 Kraftsamkjøring mellom Statfjord, Gullfaks og Snorre Med forutsetningene somer lagt tilgrunns idenne studien mulig gjør kraftsamkjøring i T ampenområdet reduksjon i antall turbiner i drift. Dette fører igjen til økte virkningsgrader og reduserte utslipp av CO 2 og brenngassbehov, men økning i NO x -utslipp. Tabellen under oppsummerer resultatene fra studien. Resultater for de ulike scenariene. Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] Ombygningskostnader [MNOK] Endringer i utslippog brenngassbehov forutsetter en optimal drift avgeneratorturbinenefor de effektbehovene som er forventet. Endrede effektbehov vil kunne gi en annen driftsfilosofi for turbinene. Valg av nødvendig operasjonell reservekapasitet påvirker gevinsten ved samordning avkraft. Det er spesielt Statfjord B som er var for reduksjon i n ødvendig operasjonell reservekapasitet. Scenariene for kraftsamkjøring som er blitt vurdert er alle fleksible for innfasing av offshore vindkraft. En slik innfasing av vindkraft vil redusere de totale CO 2 -utslippene. Oppkopling mot vindkraft vil inne bære at gassturbinene i samkjøringsnettet må kjøres mer uøkonomisk enn dersom vindkraft ikke koples opp. Konsekvensen av dette ar at noe avutslippsreduksjonen som oppnås med vindkraft blir spist opp av mer ineffektivgassturbindrift. 2

5 2 Innledning Miljøverndepartementet har nedsatt en faggruppe ledet av SFT for å utarbeide grunnlagsmateriale fram mot en vurdering av virkemiddelbruken i klimapolitikken. En problemstilling i dette arbeidet er å vurdere i hvilken grad et ringkabelsystem for samordning av kraftforsyning i et eller flere omr åder på sokkelen kan bidra til oppfyllelse av Stortingets klimaforlik. Arbeidet ledes avod. I forbindelse med dette arbeidet har Oljedirektoratet engasjert add novatech til å gjennomføre en studie med vurdering av tekniske løsninger,samt beregning av miljøgevinster og tilhørende kostnader for et ringkabelsystem for Tampenområdet. Prosjektet er avgrenset tilfeltene Statfjord, Gullfaks og Snorre. add novatech har idette arbeidet samarbeidet med Unitech Power Systems, som har spesialkompetanse p å elektrisk kraftforsyning. Oppdraget har hatt som hovedmålsetning å se på i hvilken grad og til hvilken kostnad samordnet kraftforsyning mellom de tre felt påtampen kan bidra til reduserte utslipp av klimagasser og NO X.En har videre vurdert i hvilken grad et slikt samkjøringsopplegg er kompatibelt med innfasing av ny ren kraft, for eksempel fra offshore vin dmøller. For å få en best mulig oversikt til å kunne analysere og vurdere et kraftsamkjøringsopplegg er tre (3) alternative scenarier vurdert i studien. Disse tre n ærmere beskrevet i kapittel 4. For scenariene er følgende forhold vurdert: Hvordan kraftsamkjøringen hensiktsmessig kan arrangeres mellom de involverte innretningene Hvilke utstyrsenheter som kreves for krafts amkjøring Hvilke av innretningene påde enkelte felt som er egnetfor installasjon av tilkoplingsutstyr til et samkjøringsopplegg Utstyrs- og ombyggingskostnader Nedetid med produksjonsstans for installasjon avnytt utstyr Tidsplan for gjennomføring Endring av CO 2 -utslipp, NO X -utslipp og brenngassforbruk pr år og totalt i forhold til tilsvarende data rapporter for RNB 2009 Arbeidet er i stor grad basert på underlag fra følgende kilder: Energi-, brenngass- og utslippsprognoser for de aktuelle feltene, somer utarbeidet i forbindelse med RNB2009. Det er også benyttet teknisk bakgrunnsinformasjon som add novatech besitter for å utarbeide disse prognosene. Rapporten Kostnadsestimater for ombygging av kra ftløsning for eksisterende innretninger offshore, utarbeidet avadd novatechfor OD i 2007, inkludert teknisk bakgrunnsinformasjon til denne rapporten levert avfeltop eratør avde aktuelle innretninger påtampen. I forbindelse med oppstart av prosjektet ble det avholdt e t møte med operatørselskapet, der det ble orientert om prosjektet og diskutert underlagsinformasjon ønsketfra operatør. Slik 3

6 informasjon ble akseptert og levert. Det ble ogs å gitt tillatelse til å benytte underlagsdata for RNB 2009 utarbeidet avadd novatech for operat ørselskapet. Oppdragsgiver ønsket også en vurdering av hvordan samkjøringskonseptet er tilpasset et opplegg med tilføring av ren ny kraft i form av sokkelgenerert vindkraft. Resultatenefra prosjektet er presentert i denne rapporten som inneholder følgende kapitler: Kapittel 3 som gir en beskrivelse av dagens situasjon. Kapittel 4 som beskriver konsept for kraf tsamkjøring. Kapittel 5 som beskriver analysemetodikken som er brukt. Kapittel 6som beskriver resultatene og en diskusjon avdisse. Kapittel 7 som gir en kvalitativ vurdering av effekten av innfasing av vindkraft i kraftsamkjøringsopplegget. Kapittel 8summerer opp konklusjonene fra prosjektet. 4

7 3 Beskrivelse av dagens situasjon 3.1 Feltenes restlevetid Tabell 1 gir en oversikt over levetiden til RK1-3 og RK4-prosjektene påde ulike feltene slik dette er rapportert i RNB RK4-prosjektene på Gullfaks forlenger levetiden til feltet fra 2024 til Statfjord A har ikke forventet levetid lenger enn til Tabell 1Feltenes levetid Felt Installasjon Levetid RK1-3 RK4 Statfjord A Statfjord Statfjord B Statfjord C Gullfaks A Gullfaks Gullfaks B Gullfaks C Snorre Snorre A Snorre B Energi- og utslippsprognoser Energi- og utslippsprognoser utarbeidet i forbindelse med RNB2009for de aktuelle feltene danner et bilde avdagens situasjon og vil derfor bli presentert her Energiprognoser I Figur 1 er energibehovet (GWh) for Statfjord, Gullfaksog Snorre summert opp og fordelt på generator og direkte drift iperioden 2013 til Fordelingen pågenerator- og direkte drift er noenlunde lik frem til Etter dette er det stor overvekt av generatordrift. Snorre er den største bidragsyter pågeneratordrift, og står for om lag 55% avbehovet. Figur 1 Samlet energibehov for Statfjord, Gullfaks og Snorre. Kapittel 3.3 går nærmere inn på effektbehovet vurdert i forhold til installert effekt og utnyttelse av kraftgenererende utstyr. 5

8 3.2.2 Utslippsprognose I Figur 2 er CO 2 -utslippet (Mtonn) for Statfjord, Gullfaks og Snorre summert opp og fordelt på generator og direkte drift iperioden 2014 til CO 2 -utslippet viser samme fordeling mellom generator- og direkte drift som energibehovet siden utslippet er direkte koblet til energibehovet. Figur 2 Samlet CO 2 -utslipp fra Statfjord, Gullfaks og Snorre. I Figur 3 er NO x -utslippet (tonn) for Statfjord, Gullfaks og Snorre summert opp og fordelt på generator og direkte drift i perioden 2014 til Fordelingen er tilnærmet lik fordelingen for CO 2 -utslippet. Figur 3 Samlet NO x -utslipp fra Statfjord, Gullfaks og Snorre. 3.3 Dagens kraftgenererende utstyr og utnyttelse av dette Alle effektbehovgjengitt i dette kapittelet er basert p å energi- og utslippsprognosene innlevert til RNB2009. Dette vil si at det kun inkluderer ressursklassene 1 til og med 4, ettersom det for høyere ressursklasser ikke rapporteres brenngass- og utslippsprognoser. Effektbehov som eventuelle høyere ressursklasser måtte utløse er derfor ikke vurdert Statfjord T abell 2 gir en oversikt over kraftgenererende utstyr på Statfjord. 6

9 Tabell 2Oversiktover generatorturbiner på Statfjord. Installasjon Turbintype Installert effekt [MW] Statfjord A LM2500 3x18,6 Statfjord B LM2500 2x18,6 Statfjord C LM2500 3x18,6 Ingen avgeneratorturbinene på Statfjord er utstyrt med lav-no x -teknologi. Det er i dag ikke installert overføringskabler internt påstatfjord. På Statfjord C er det tilkoblet en varmegjenvinningsenhet (WHRU) til en av generatorturbinene. I tillegg er det tilkoblet en WHRU til en avdirektedriverne p å Statfjord C. Det antas at varmebehovet ut levetiden krever at begge WHRU-ene er i drift. Dermed vil en generatorturbin til enhver tid måtte gå på Statfjord C for å dekke plattformens varmebehov. Det er ikke tilkobletwhru til generatorturbinene på Statfjord B. Figur 4 viser forventet årlig gjennomsnittlig elektrisk effektbehovfor Statfjord Bog C fram til Den sorte linjen i figuren indikerer installert effekt for én LM2500 turbogenerator på Statfjord. Grunnet tidlig nedstegning og et lite effektbehov,er Statfjord Autelatt. Figur 4 Oversikt over årlig gjennomsnittlig effektbehov for elektrisk drevne operasjoner på Statfjord B og C. Da trendene i figuren representerer årlige gjennomsnittlige verdier, vil det kunne forekomme perioder hvor effektbehovet vil v ære større. Siden det gjennomsnittlige behovet til begge plattformene er nær kapasiteten til en turbin, antas det at det i dag uten kraftsamordning må være to turbiner i drift til enhver tid på begge plattformene for å dekke mulige daglige behov som overstiger gjennomsnittsverdien. Kraftbehov som kreves for å starte store motorer og for å møte sikkerhetskravved eventuelle boreoperasjoner underbygger denne vurderingen Gullfaks T abell 3 gir en oversikt over kraftgenererende utstyr på Gullfaks. Tabell 3Oversiktover generatorturbiner på Gullfaks Installasjon Turbintype Installert effekt [MW] Gullfaks A LM2500 4x22 Gullfaks C LM2500 3x22 Ingen avgeneratorturbinene pågullfakser utstyrtmed lav-no x -teknologi. 7

10 Gullfaks B har ikke selv egen kraftproduksjon, og kraftbehovet dekkes av Gullfaks A via en 20 MW overføringskabel. Det er i tillegg installert en over føringskapasitet på 20 MW mellom Gullfaks Aog C for ekstra fleksibilitet. Figur 5 viser forventet årlig gjennomsnittlig elektrisk effektbehov for Gullfaks fram til De sorte linjene i figuren indikerer installert effekt. Figur 5 Oversikt over årlig gjennomsnittlig effektbehov for elektrisk drevne operasjoner på Gullfaks. Da trendene i figuren representerer årlige gjennomsnittlige verdier, vil det kunne forekomme perioder hvor effektbehovet vil v ære større. Siden det er muligheter for intern samkjøring på Gullfaks i dag, antas det en optimal effektoverf øring mellom Gullfaks A og C Snorre T abell 4 gir en oversikt over kraftgenererende utstyr på Snorre. Tabell 4Oversiktover generatorturbiner på Snorre. Installasjon Turbintype Installert effekt [MW] Snorre A LM2500 3x18,5 Snorre B LM x29 Snorre B Dampturbin 15 Ingen avgeneratorturbinene påsnorre er ustyrt med lav-no x -teknologi. Snorre A produserer selv ikke tilstrekkelig med elektrisk kraft til å forsyne sitt eget behov,og det er derfor installert en 22 MW over føringskabel mellom Snorre B og A. I tilfeller hvor Snorre B har underskudd av kraft, kan elektrisitet over føresfra Snorre A tilb. Snorre Bhar installert to LM2500+ generatorturbiner, hver med en installert effekt på 29 MW. I tillegg har Snorre B en dampturbin på 15 MW som drives av eksosvarmen fra generatorturbinene. Sammen med Snorre A sine tre LM2500 generatorturbiner med en effekt på 18,5 MW pr. stykk, dekker dette dagens samlede elektriske kraftbehov for Snorre-feltet. Figur 6 viser årlig gjennomsnittlig elektrisk effektbehov for Snorre A. De sorte linjene i figuren indikerer installert effektkapasitet. Til og med 2020 har Snorre A behov for alle sine tre generatorturbiner i drift, inkludert over føring fra Snorre B. 8

11 Figur 6 Oversikt over årlig gjennomsnittlig effektbehov for elektrisk drevne operasjoner på Snorre A. Figur 7 viser årlig gjennomsnittlig elektrisk effektbehov for Snorre B, inkludert en årlig gjennomsnittlig effektover føring til Snorre Apå 20 MW.Det antas at begge turbinene på Snorre B må være i drift for at dampturbinene skal gi 15 MW utslippsfri kraft. Figur 7 Oversikt over årlig gjennomsnittlig effektbehov for elektrisk drevne operasjoner på Snorre B. 9

12 4 Konsept for kraftsamkjøring 4.1 Overordnet konsept I dag er det allerede en viss grad av samordnet kraftforsyning p å T ampen. Snorre A produserer selv ikke tilstrekkelig med elektrisk kraf t til å forsyne sitt eget behov,og det er derfor installert en 22 MW over føringskabel mellom Snorre B og A. På Gullfaks er det også samordnet kraftforsyning. Gullfaks B har ikke selvegen kraftproduksjon, så kraftbehovet dekkes av Gullfaks A via en 20 MWover føringskabel. I tillegg er det installert en 20 MW over føringskabel mellom Gullfaks Aog C for ekstra fleksibilitet. I denne studien forutsettes det at den interne krafts amkjøringen pågullfakser optimal. Figur 8 viser en skjematisk oversikt over dagens situasjon påtampen med feltinterne kabler. Avstandene i figuren er ikke skalert. Figur 8. Dagens samkjøringssituasjon på T ampen. Teksten på studien tilsier et ringkabelsystem. Da en kort innledende vurdering stilte tvil om et ringkabelsystem vil være et optimalt samkjøringsopplegg for de tre feltene, ble en i s amråd med oppdragsgiver enig i heller å vurdere tre alternative scenarier: Scenario 1 Intern kraftsamkjøring på Statfjordfeltet Scenario 2 Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre Scenario 3 Kraftsamkjøring mellom Statfjord, Gullfaks og Snorre En slik angrepsvink el vil gjøre det lettere å finne det samkjøringsopplegget som gir den beste tiltakskostnaden. For alle kablene er det valgt en effektkapasitet på22 MW. Det er to hovedgrunner til dette: Større kabler vil utløse terskelkostnader grunnet større utstyr,behov for kranskip og større sannsynlighetfor fjerning aveksisterende utstyr påde ulike plattformene. 22 MW tilsvarer kapasiteten til en LM2500 på Gullfaks. Utnytter man en overføringskapasitet på over 22 MW i kabelen, vil dette bare med føre at en ny turbin må startes opp på en plattform for at en turbin på en annen plattform skal kunne 10

13 stenges ned. Dette vil ikke gi noen utslippsreduksjoner. Det kan tenkes at en plattform vil kunne ha behov for import av mer enn 22 MW grunnet kapasitetsproblemer, men siden hensikten med denne studien er effekten påutslipp av klimagasser er dette ikke blitt vurdert. Å slutte ringen, ved for eksempel å installere en kabel mellom Statfjord og Snorre, har blitt vurdert til å være lite kostnadseffektivt. Dette fordi dette ikke vil bidra til noe n særlig ytterligere reduksjon i utslipp siden det i prinsippet er det samme som å installere en overføringskapasitet på over 22 MW.Et slikt samkjøringsopplegg vil dog kunn e øke forsyningssikkerheten Scenario 1 Intern kraftsamkjøring på Statfjordfeltet Siden Gullfaks og Snorre allerede har feltintern samordnet kraftforsyning, vil scenario 1 være å vurdere potensialet ved kraftsamkjøring på Statfjord. I dette scenarioet gjøres det ingen endringer i kraftsamkjøringen på de to andre feltene. Da en intern kraftsamkjøring i Statfjord-området tidligst forventes å kunne være i drift i2014 (se kapittel 4.3), og det er forventet at Statfjord Avil stenges ned allerede i 2016, tas Statfjord A ikke med i scenariet. Bakgrunnen er atinkludering av Statfjord A vil med føre bortimot fordobling av kostnadene, mens bare mindre tillegg i utslippsreduksjonene vil oppnås. I henhold til siste RNB-prognoser vil Statfjord B og C produsere fram til Gjennomsnittlig effektbehov for Statfjord B og C i perioden 2013 til 2020 er henholdsvis ca. 15 og 20 MW. I scenariet foreslåsdet derfor å installere en ca 11 km lang 22 MWkabel mellom Statfjord B og Statfjord C. Figur 9 gir en skjematisk oversikt over scenario 1. Figur 9. Scenario 1 - Intern samkjøring på Statfjord Scenario 2 - Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre I scenario 2 vurderes effekten av samordnet kraftforsyningen mellom Gullfaks og Snorre. Intern samkjøring på Statfjord kan skje samtidig, men det vil ikke ha noen ytterligere innflytelse på utslippene og kostnadene enn hva scenario 1 gir alene. 11

14 Siden det er forventet at både Gullfaksog Snorre vil produsere lenger enn Statfjord, vil samordnet kraftforsyning mellom Gullfaks og Snorre kunne representere de t største reduksjonspotensialet i studien. Siden Gullfaks C og Snorre A ligger nærmest hverandre (avstanden er omtrent 27 km), er det nærliggende å anta at beste tilkoblingspunkt mellom disse feltene vil være disse installasjonene. Snorre A har imidlertid ikke ledig kapasitetfor nytt utstyr. For dette scenariet har en derfor valgt å trekke en kabel mellom Gullfaks C og Snorre B. Som for scenario 1 antas det en 22 MW kabel. Lengde n vil være ca. 35 km. Det er ikke kjent om Snorre B vil ha tilstrekkelig ledig kapasitet for installasjon av nytt utstyr, men kapasiteten skal ikke være like anstrengt som på Snorre A. Figur 10 gir en skjematisk oversikt over scenario 2 med ny over føringskabel mellom Gullfaks C og Snorre B. Avstandene i figuren er ikke i skala. Figur 10. Scenario 2 - Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre Scenario 3 - Kraftsamkjøring mellom Statfjord, Gullfaks og Snorre I scenario 3 kobles de to andre scenariene sammen. Statfjord B velges som tilkoblingspunkt ettersom denne produksjonsinnretningen er et knutepunkt mot Statpipe og vil ha lengst gje nværende levetid på Statfjord. I dette scenariet forutsettesdet derfor en ekstra 22 MWkabel på ca. 24 km mellom Statfjord B og Gullfaks C. Gullfaks C velges fordi det antas lavere installasjonskostnader her siden man uansett m å installere utstyr for å tilknytte Gullfaks C til Snorre B. Figur 11gir en skjematisk oversikt over dette scenariet. Avstandene ifiguren er ikke i korrekt skala. Figur 11. Scenario 3 Full kraftsamkjøring på Tampen. 12

15 4.2 Elektrisk kraftforsyningsopplegg Generelle kriterier for valg av løsninger Følgende kriterier er benyttet for valg av elektriske løsninger for de ulike scanarier: Kraftoverføringen dimensjoneres for en angitt over ført kraftmengde i MW med tillatt cos phi på 0.85 i overføringen. Overføringstap på 2.5 % ved midlere belastning. AC-overføring forutsettesbrukt generelt. Det forutsettes generelt bruk av XLPE isolerte AC sjøkabler,dobbeltarmert type. For kabler med Um under 36 kv har kabelen samme konstruksjon i hele sin lengde. For kabler over 36 kv brukes normalt blykappe. For faste installasjoner (Statfjord og Gullfaks) kan J-rør,frittheng løsninger eller et mer spesialkonstruert inntak med utvendig klamring være aktuelt. Det er ikke innhentet spesifikke oversikter over ledige J-rør, men dette er normalt en begrenset ressurs. Ved frittheng for spenninger over 36 kv vil en del av kabelen ha en dynamisk konstruksjon hvor blykappen erstattes av en kobberlegering. For Snorre (flyter) må det uansett anvendes en dynamisk konstruksjon. For denne studien er det ikke identifisert en spesifikk løsning for hver innretning og det anvendes derfor en midlere kostnad for kabelinntak generelt. For legging av sjøkabel forutsettes det at hver enkelt over føring kan legges i ett strekk med leggeskip. Videre vil det være en kombinasjon av nedspyling og steindumping. Her brukes erfaringsdata fra lignende installasjoner. Inntakstransformator er den største komponenten som installeres på innretningene. For de dimensjoner som er aktuelle for denne studien søkes løsninger hvor transformatoren eksklusive oljevekt, men inklusive løfteramme er begrenset til 40 tonn for å unngå forutsetning om bruk av kranskip. Studien gir ikke rom for å identifisere plassering av utstyr på plattformene. Generelt velges en strategihvor inntakstransformator plasseres separat og ute ndørs. Det må etableres system for oljeoppsamling samt løsninger for tilpasset aktiv brannbekjempelse. Plassering vil i noen tilfeller kunne bli p å egen balkong som er en relativt kostnadsdrivende løsning, mens det i andre tilfeller vil kunne identifiseres plassering med mindre inngrep. Det forutsettes generelt bruk av en GIS skillebryte r på transformators primærside. Denne enheten plasseres ien egen ustyrskonteiner eller i ledig tavleromdersom slik kapasitet finnes. Det forutsettes tilstrekkelig innkvarteringskapasitet p å innretningene i forbindelse med ombygninger. Modifikasjon avkontrollsystemer på den enkelte innretning for å etablere elektrisk samkjøring må påregnes. Dette representerer erfaringsmessig en kompleksitet og et tilsvarende behov for uttesting. Elektrisk hoveddistribusjon på innretningene må modifiseres for å fase inn samkjøringsforbindelsen. Det vil med aktu elle løsninger og fornuftig 13

16 installasjonsstrategi være mulig å begrense perioder med nedstengt produksjon. Imidlertid må det påregnes tidfor modifikasjoner av innretningens hovedtavle samt driftspåvirkning for uttesting av samkjøring. For å ta høyde for dette forutsettes 5 døgn produksjonsavbrudd for hver innretning. Kortslutningsytelsen på den enkelte plattform vil under ugunstige drif tsvilkår (som f.eks. skifte avgeneratorer i drift) kun ne øke utover anleggetsholdfasthetsgrense. Det forutsettes generelt at det installeres IS begrensere som tiltak for å begrense kortslutningsytelsen. Overføringstapene har betydning for beregnede utslippsreduksjoner for de ulike topologiene. Tapene vil imidlertid variere med belastning. For lange kabler er denne variasjonen mer begrenset enn for kortere lengder på grunn av tapene som følger kabelens ladestrøm tiltar ved økt lengde. For denne studien er det kabler i området 12 til 35 km. Det er ved forenklet tapsberegning sett bortfra ladestrømmens påvirkning. Videre er det valgt en gjennomsnittlig utnyttelse av kablene på 75 %. For tap i transformatorer er det forutsatt et belastningstap på 0.3% Scenario 1 Intern kraftsamkjøring på Statfjordfeltet Distansen mellom SFB og SFC er ca. 12 km. Kraftover føringen skal dimensjoneres for ca. 22 MW,dvs. om lag kapasiteten til en LM2500 gassturbin. Ved bruk av 13.8 kv overføringsspenning vil dette gi ca A og derved i utgangspunktet to parallelle kabler. Det velges derfor 36 kv kabler for denne over føringen, og 33 kv operasjonsspenning. Det gir en strømbelastning på ca. 452 A. Det anvendes 3x1x400 mm2 36 kv kabel. Ved 22 MW last og cos phi lik 0.85 gir dette tap på ca. : 3xI 2 xr = 3x452 2 x0.077x12 km = MW, dvs. ca. 2.6 % av22 MW. R er her total serieresistans inkludert tap i skjerm, armering osv. Det er ikke tatt hensyn til la destrømmer. Dette gir meget konservative forutsetninger.ved forutsatt midlere operasjonsprofilpå75 % belastning blir tapene grovt sett 3x339 2 x 0.077x12 km = 0.32 MW, dvs.1.9 % avover ført effekt på 16.5 MW. Inkludert 2 transformatorer blir tapene ca. 2.5 %. Det forutsettes 30 MVA13.8 / 33 kv transformatorer innstallert påhver plattform Scenario 2 - Kraftsamkjøring mellom Gullfaks og Snorre Distansen mellom SNB og GFC er ca. 35 km. Kraftover føringen skal dimensjoneres for ca. 22 MW, dvs. om lag kapasiteten til en LM2500 gassturbin. Det velges 72.5 kv kabler for denne overføringen, og 66 kv operasjonsspenning. Det gir en strømbelastning på ca. 226 A. Det anvendes 3x1x240 mm kv kabel. Ved 22 MW last og cos phi lik 0.85 gir dette tap på ca. : 3xI 2 xr = 3x226 2 x0.104x35 km = MW, dvs. ca. 2.5 %. R er her total serieresistans inkludert tap i skjerm, armering osv. Det er ikke tatt hensyn til lad estrømmer. Ved forutsatt midlere operasjonsprofil på75 % belastning blir tapene grovt sett 3x x 0.104x35 km = 0.31 MW, dvs.1.9 % avoverført effekt på 16.5 MW. Inkludert 2 transformatorer blir tapene ca. 2.5 %. Det forutsettes 30 MVA transformatorer installert på hver plattform. For Snorre blir det 11/ 33 kv mens for Gullfaks C blir det 33 / 13.8 kv. 14

17 4.2.4 Scenario 3 - Kraftsamkjøring mellom Statfjord, Gullfaks og Snorre I dette tilfellet er det naturlig å ta utgangspunkt i 72.5 kv overføring mellom Snorre B og Gullfaks C. Det samme gjelder forbindelsen mellom Statfjord B og Gullfaks C. Kabel mellom Statfjord B og C kan fortsatt være 36 kv spenningsklasse, men det tilsier eventuelt bruk av en treviklingstransformator installert påstatfjord B. Denne løsningen er forutsatt her uten at det er utført en nærmere detaljkvalifisering avdet. Treviklingstransformatoren f år da en 66 kv vikling mot Gullfaks C, 33 kv vikling mot Statfjord C og 13.8 kv vikling mot Statfjord B hovedtavle. I utgangspunktet forutsettes alle viklinger dimensjonert for 30 MVA. På Gullfaks C vil det da være behov for et 72.5 kv GIS anlegg med bryteravganger til Snorre og til Statfjord samt en avgang til plattformens inntakstransformator.transformatoren forutsettes fortsatt å være identisk med scenario 2 (30 MVA). På Statfjord B vil det være en 72 kv GISfor forbindelsen tilgullfaksog en 36 kv GIS for forbindelsen til Statfjord C. Løsningen med treviklingstransformator tilsier antagelig at dette bør være effektbrytere og ikke kun skillebrytere. Kraftoverføring mellom Snorre B og Gullfaks C blir forøvrig identisk med scenario 2. Kraftoverføingen mellom Statfjord B og C blir og så slik som definert i scenario 1. Distansen mellom SFB og GFC er ca. 24 km. Kraftover føringen skal dimensjoneres for ca. 22 MW, dvs. om lag kapasiteten til en LM2500 gassturbin. Det velges 72.5 kv kabel for denne overføringen, og 66 kv operasjonsspenning. Det gir en strømbelastning på ca. 226 A. Det anvendes 3x1x240 mm kv kabel. Ved 22 MW last og cos phi lik 0.85 gir dette tap på ca. : 3xI 2 xr = 3x226 2 x0.104x24 km = 0.38 MW, dvs. ca. 1.7 %. R er her total serieresistans inkludert tap i skjerm, armering osv. Det er ikke tatt hensyn til lad estrømmer. Ved forutsatt midlere operasjonsprofil på75 % belastning blir tapene grovt sett 3x x 0.104x24 km = 0.21 MW, dvs.1.3 % avoverført effekt på 16.5 MW. Inkludert 2 transformatorer blir tapene ca. 1.9 %. 4.3 Timeplan Det er utarbeidet en timeplan med utgangspunkt i Scenario 1 og 2. Timeplanen er basert på at følgende faser og beslutninger må gjennomføres: 1. Mulighetsstudie av operatørselskap 2. Konseptstudie 3. Havbunnssurvey 4. Beslutning om igangsetting 5. Forprosjektering 6. Detaljprosjektering 7. Bestilling avutstyr med lang leveringstid 8. Leveranse av utstyr med lang leveringstid 9. Kabelinstallasjon 10.Installasjon og oppkopling påinnretningene 11.Oppstart Denne timeplanen skissert i T abell 5. 15

18 Tabell 5 Timeplan for scenario 1 og 2 Det er ingen grunn til å forvente forskjeller i gjennom føringstid for scenario 1og 2, siden utstyr og operasjoner er tilnærmet like. Leggetiden av kabel kan kanskje bli noen uker lengre for scenario 2 på grunn av litt lenger tid til kabellegging. Scenario 3 er noe mer komplisert og innebærer tre kabelleggingsoperasjoner.noen måneder lengre gjennomføringstid i forhold til scenario 1og 2kan derfor forventes. I forhold til de store usikkerheter som ellers ligger i gjennom føringsplanen, anses det tilfredsstillende nøyaktig å operere med 2014 som oppstarttidspunkt for alle tre scenariene. Det henvisestil Vedlegg 1 for mer detaljer. 5 Nedetid i produksjonen Oppkopling av kabler mot eksisterende hovedtavler vil kunne med føre nedstenging av produksjonen, bl.a. av følgende årsaker. Oppkopling ihovedtavle Uttesting av kontrollsystemet Behov for varmt arbeid (hot work) i klassifisert omr åde Løfteoperasjoner Omfang og varighet vil avhenge av tilkomst, tilgjengelighet og andre innretningsspesifikke forhold som først kan vurderes nærmere i en konseptstudie. Som en generell og foreløpig vurdering antas det en nedetid iproduksjonen på 5 døgn pr. innretning som er gjenstand for tilkopling av kabel og installasjon av transformatorer og apparatanlegg. Ved nedetid påen innretning vil også produksjonen fra alle oppstrøms anlegg måtte stenges ned. 16

19 6 Analysemetodikk 6.1 Innledning Samkjøring av kraft mellom flere innretninger kan påvirke utslipp av klimagasser og NO X gjennom toforhold: a. Samkjøring sikrer at nødvendig operativ reservekapasitet (spinning reserve) kan forsynes fra flere enheter og redusere behov for reservekapasitet på hver innretning. Dette betyr at virkningsgraden påde kraftforsyningsenheter (gassturbiner) som er i drift kan økes på grunn av færre turbiner i drift totalt med det resultat at behov for brenngass med tilhørende utslipp av CO 2 reduseres. Samtidig vil høyere virkningsgrad medføre økning av NO X -utslippene. b. Tap i kabeloverføring medfører en liten økning i kraftgenereringsbehov. Dette medfører en tilsvarende økning i utslippene av CO 2 og NO X. 6.2 Driftsfilosofi gassturbiner Antall turbogeneratorsett som må være i drift på de enkelte innretninger går i trinn avhengig av størrelse påturbinene. For de fleste innretninger benyttes GE LM 2500 gassturbiner. Disse har en nominell kapasitet på ca. 20 MW.Dersom behovet er 23 MWmåto generatorsett med total kapasitet på ca. 40 MW være i drift. Behovet svinger over tid (fra dag til dag). Den driftsfilosofi som op eratørselskapet har og praktiserer for reservekapasitet og spinning reserve kan variere fra felt til felt og over tid. Fore går det bore- eller brønnoperasjoner må de også ha oppegående kapasitet for å sikre at de har kraft dersom en kritisk brønnoperasjon oppstår samtidig med at de får stans på en gassturbin. For å sikre konsistens i beregningene er disse derfor basert påen felles driftsfilosofi som følger: 1. Beregningene gjøres på årsgjennomsnittstall. 2. Som grunnlag for utslipp, brenngassbehovog energibehov benyttes rapporterte data og tilhørende underlagsdatafra RNB Det forutsettes en oppegående reservekapasitet (spinning reserve) på6mw (ca. 30% aven gassturbins nominelle kapasitet). a. For enkeltinnretninger som ikke har kraftsamkjøring med andre innretninger innebærer dette at dersom spinning reserve et år blir mindre enn 6MW, startes et nytt turbogeneratorsett (det vil siat dersom kraftbehovet i gjennomsnitt et år tilsvarer kapasiteten av 1,8 turbiner (36 MW), benyttes tre turbogeneratorsett (nominell samlet kapasitet på 60 MW)). b. For innretninger som er sammenkoplet med kabelfor krafts amkjøring, må de sammenkoplete innretningene samlet ha en spinning reserve p å minimum 6 MW. 17

20 4. Det forutsettes at lasten fordeles likt p å de turbogeneratorsettene som går på hver installasjon og virkningsgraden for gassturbinene beregnes ut fra dette. 5. Det forutsettes at utslippsdata rapportert inn til RNB2009 er basert på virkningsgradene som beregnet fra punkt Siden Gullfaks i dag har muligheten for intern sam kjøring, og alle turbogeneratorsettene er av typen LM2500 med en kapasitet på 22 MW,anses Gullfaks somen installasjon, og lastbehov for feltet fordeles likt på de turbogeneratorsetene som går.virkningsgraden for gassturbinene beregnes ut fra dette. 7. Da alle turbogeneratorsettene på Statfjord er av typen LM2500 med en kapasitet på 18,6 MW, anses Statfjord som en installasjon ved samkjøring, og lastbehov for feltet fordeles likt på de turbogeneratorsetene som går.virkningsgraden for gassturbinene beregnes ut fra dette. 8. Snorre B har den mest energieffektive kraftgenereringen i T ampenomr ådet gjennom et kombinert kraftanlegg der to gassturbiner av typen GELM leverer damp gjennom avgasskjeler til en dampgenerator på 15 MW.Det forutsettes at kraftgenereringen på Snorre B ved samkjøring minimum må være lik generering uten samkjøring (dagens situasjon) for å kunne utnytte dampgeneratoren maksimalt. 9. Det forutsettes at maksimal belastning pr. turbin er 95% av nominell kapasitet. 10.Det forutsettes videre at det alltid er nok brenngass tilgjengelig for de aktuelle turbogeneratorer i driftog at brenngass-sammensetning og CO 2 -faktor er uendretfra de verdier sombrennes påde enkelte feltuten samkjøring. 6.3 Beregningsmetode Beregningene foregår i følgende steg for hvert scenario: Steg 1: Steg 2: Steg 3: For dagens situasjon. Antall turbiner i gang (som gjennomsnitt pr. år) beregnes ut fra kriteriene over.last og virkningsgrad pr turbin beregnes. For samkjøringssituasjonen: Antall turbiner i gang (som gjennomsnitt pr. år) beregnes ut fra kriteriene over.last og virkningsgrad pr turbin beregnes. Endringer i innfyrt energibehov,brenngassbehovog CO 2 -utslipp beregnes for hvert år ut fra følgende formel: (E i,b, CO 2 ) 2 = (E i, B, CO 2 ) 1 * 1/ 2 * L 2 /L 1 der E i = innfyrt energibehov (MWh), B= brenngassbehov (Sm 3 ), CO 2 = utslipp av CO 2 (tonn) (E i,b, CO 2 ) 1 = Innfyrt energibehov, brenngassbehov, CO2-utslipp uten samkjøring. (E i,b, CO 2 ) 2 = Innfyrt energibehov, brenngassbehov, CO2-utslipp med samkjøring. 1 = virkningsgrad for gassturbinene uten s amkjøring 2 = virkningsgrad for gassturbinene med samkjøring L 1 = Effekt generert pr. installasjon uten samkjøring L 2 = Effekt generert pr. installasjon med samkjøring 18

21 Ved samkjøring vil total mengde effekt generert være lik dagens situasjon pluss inndekning av overføringstap, men mengden generert på de ulike installasjonene vil endre seg, da samkjøring muliggjør en optimalisert effektgenerering. Dette vil kunne føre til økte utslipp pånoen innretninger,mens reduksjonen påandre vil føre til en samlet reduksjon for de innretninger som er inkludert i samkjøringsscenarioet. Steg 4: Endringer i NO X -utslipp beregnes for hvert år ut fra leverandørdata (NO X -utslipp pr.uttatt energienhet (MWh). Dette gjøres både for situasjonen uten samkjøring og for situasjonen med samkjøring. Deltaprofilene beregnes ved subtraksjon. I RNB-sammenheng er det vanlig å rapportere inn NO x -utslipp basert påfaste utslippsfaktorer som ikke varierer med lasten. Man har derfor ikke data p å faktiske forventete fremtidige utslipp av NO x basert på leverandørdata. For å estimere endring i NO x -utslipp antas det likevel at rapporterte utslippsdata for NO x fra RNB2009 er basert påvarierende last. Dette vil gi en usikkerhet i faktisk absolutt endring i NO x -utslipp, selv om den relativeendringen vil reflektere effekten av samkjøring. 19

22 7 Resultater og diskusjon 7.1 Scenario 1 - Samkjøring Statfjord Kostnader Oppsummert er totale investeringskostnader beregnet til 420 MNOK Fordeling over tid er vist i T abell 6. T abell 6 Kostnadsprofil for Scenario 1 År Scenario 1 [MNOK] For forutsetninger og detaljert kostnadsoversikt se vedlegg Energi- og utslippsprognoser I dette kapittelet gisen overordnet oversikt over reduksjoner i utslipp og brenngassforbruk. I vedlegg 3 foreligger de årlige resultatene, inkludert redusert brenngassbehov i tabellform. T abell 7 gir en oversikt over kraftsituasjonen på Statfjord med og uten kraftsamkjøring. Effektbehov og virkningsgrader i tabellen er gjennomsnittlige årsverdier i perioden For alle årene er antall turbiner i drift som oppgitt i tabellen. Tabell 7Oversikt over nøkkeltall for scenario 1 Effekt generert Antall turbiner i Virkningsgrad Felt/innretning [MW] drift pr.turbin (%) Statfjord B(ikke kraftsamk jøring) 14,4 2 25,0 Statfjord C (ikke kraftsamkj øring) 19,8 2 28,5 Statfjord (kraftsamkjøring) 34,2 3 30,0 Samordning av kraftforsyningen internt på Statfjord vil medføre at man kan redusere antall turbiner i drift fra fire til tre, og dermed øke virkningsgraden til turbinene. Verken Statfjord B eller C vil på noen tidspunkt ha et behov for kraftover føring via kabelen som overstiger kabelens kapasitet. Det totale effektbehovet fordeles likt på de tre generatorene som går,og tap i kabelen er tatt høyde for i virkningsgraden for samordningsscenariet. Tabell 8 gir en oversikt over effekten som samkjøring i scenario 1har på totale utslipp av CO 2 og NO x, samt behov for brenngass for hele perioden. De n økte virkningsgraden vil gien reduksjon i CO 2 -utslipp og brenngassbehov,og en liten økning i NO x -utslipp. Tabell 8 Resultater for scenario 1 Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] 200 Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] 51 20

23 Figur 12 og Figur 13 viser forventet CO 2 -og NOx-prognose for kraftproduksjonen på Statfjord, med og uten samkjøring. Utslipp fra generatorturbinene på Statfjord Aer også inkludert. Figur 12 CO 2 -progonoser for kraftproduksjon på Statfjord. Reduksjonen i CO 2 -utslipp tilsvarer om lag 9% av forventet utslipp ute n samkjøring over gjenværende levetid. Figur 13 NO x -progonoser for kraftproduksjon på Statfjord. Økningen i NO x -utslipp tilsvarer om lag 3% av forventet utslipp uten samkjøring Diskusjon Det er antatt at det til enhver tid er to generatorturbiner i drift på Statfjord Bog C i dagens situasjon. Forutsetningen er åpenbar for Statfjord C, da gjennomsnittsbehovet over går kapasiteten til en turbin. Antagelsen er imidlertid,mer usikker for Statfjord B. Det er forutsetningen om en operativ reservekapasitet på 6 MW som gjør at det blir behov for to turbiner i drift på Statfjord B. Hvis Statfjord B kan ha kun en generatorturbin i drift uten samordnet kraftforsyning påstatfjord, vil reduksjonen i CO 2 -utslipp gjennom kraftsamkjøring bli betraktelig lavere. Antas det en operasjonell reservekapasitet på 4 MW i stedet for 6 MW får man følgende resultater for scenario 1: 21

24 Tabell 9 Resultater for scenario 1, 4 MW spinning reserve. Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Reduksjon i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] 15 I dette tilfellet får man faktisk en reduksjon i NO x -utslipp. Årsaken er at med en operasjonell reservekapasitet på 4 MW vil Statfjord B i dagens situasjon til tider f å en høyere last enn hva tilfellet er ved samkjøring, siden det totale effektbehovet på Statfjord i det tilfellet fordeles likt på begge plattformene. Antas det en operasjonell reservekapasitet på 8 MW,blir det ingen endringer i resultatene. Denne sensitivitetsanalysen indikerer at gevinsten ved samordning i scenario 1 er sterkt avhengig av valg av nødvendig operasjonell reservekapasitet. Den antatte reservekapasiteten på 6MWser ut til å være rimelig optimal for scenario Scenario 2 Samkjøring Gullfaks Snorre Kostnader Oppsummert er totale investeringskostnader beregnet til 550 MNOK Fordeling over tid er vist i T abell 10. T abell 10 Kostnadsprofil for Scenario 2 År Scenario 1 [MNOK] For forutsetninger og detaljert kostnadsoversikt se Vedlegg Energi- og utslippsprognoser For scenario 2 har samordningen blitt optimalisert slik at man til enhver tid vil kunne redusere antallet turbiner i drift på Gullfaks. Tabell 11 gir en oversikt over kraftsituasjonen på Gullfaks og Snorre med og uten kraftsamkjøring. Effektbehovog virkningsgrader i tabellen er gjennomsnittlige verdier for perioden Effektgenerert påsnorre Binkluderer også 15 MWfra dampturbinen. Effekten av dampturbinen er ikke inkludert i virkningsgraden. Tabell 11Oversikt over nøkkeltall for scenario 2. Dagens situasjon Samkjøring Felt/innretning Effekt Virkningsgrad Effekt Virkningsgrad generert [MW] pr.turbin (%) generert [MW] pr.turbin (%) Snorre A 31 29, ,6 Snorre B 56 36, ,6 Gullfaks 49 33, ,9 22

25 Scenario 2har ingen påvirkning påsnorre A, og det er blitt antatt at Snorre A drives likt med og uten samkjøring. I dette scenariet vil både Snorre B og Gullfaks sine generatorturbiner få en forbedret virkningsgrad. Årsaken til dette er for Snorre at begge turbinene må drives uavhengig av samkjøring, og økt last pådisse turbinene gir en forbedret virkningsgrad. For Gullfaks muliggjør samkjøring reduksjon i antall turbiner idrift ved at Snorre Bdekker marginalbehovet for kraft til Gullfaks som overstiger et visst antall turbiner, forutsatt at Snorre B har kapasitet til dette. Dermed får det reduserte antallet turbiner på Gullfaks en høyere last, og tilhørende høyere virkningsgrad. Nødvendig operativ reservekapasitet for både Snorre B og Gullfaksdekkes i dette tilfellet av restkapasiteten til generatorturbinene til Snorre B. Tabell 12 gir en oversikt over effekten samkjøring i scenario 2har påtotale utslipp av CO 2 og NO x, samt behovfor brenngass. De økte virkningsgradene vil gi en reduksjon i CO 2 -utslipp og brenngassbehov,og en økning i NO x -utslipp. Forventet økning i NO x -utslipp er betraktelig høyere i dette scenariet siden den gjennomsnittlig e økningen i last pr.turbin er høyere enn tilfellet var for scenario 1. Det er hovedsakelig Snorre B som bidrar med de økte utslippene av NO x. Tabell 12 Resultater for scenario 2 Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] 212 Figur 14 og Figur 15 viser forventet CO 2 -og NOx-prognose for kraftproduksjon pågullfaks og Snorre, med og uten samkjøring. Figur 14 CO 2 -progonoser for kraftproduksjon på Gullfaks og Snorre. Reduksjonen CO 2 -utslipp tilsvarer om lag 2% av forventet utslipp uten samkjøring. 23

26 Figur 15 NO x -progonoser for kraftproduksjon på Gullfaks og Snorre. Økningen i NO x -utslipp tilsvarer om lag 11% avforventet utslipp uten samkjøring. I vedlegg 3 foreligger de årlige resultatene inkludert redusert brenngassbehov i tabellform Diskusjon En viktig årsak til den relative effekt av kraftsamkj øring mellom Gullfaks og Snorre er mindre enn internt på Statfjord er det forhold at både Gullfaks og Snorre allerede er internt kraftsamkjørt. For å vurdere hovedscenariet, ble også noen underscenarier vurdert: 2b. Full effekt påturbogeneratorene på Snorre B 2c. Brenngassmangel påsnorre B 2d. Redusert spinning reserve 2b. Full effekt på turbogeneratorene påsnorre B Siden Snorre B har de mest effektive generatorturbinene ble en alternativsamkjøring vurdert hvor Snorre B sine turbiner til enhver tid gikkpå full last (scenario 2b). All ekstra effektkapasitet ble s å eksportert til Snorre A og Gullfaks. Også dette scenariet reduserte antallet turbiner i drift pågullfaks, men ikkeflere enn tilfellet var for hovedscenariet. Så siden Gullfaks importerte mer kraft i dette scenariet, gikk turbinene på lavere lastog fikk en lavere virkningsgrad. Siden Snorres turbiner uavhengig a v samkjøring har en relativt høy virkningsgrad, kompenserte ikke en ytterligere økning i denne virkningsgraden reduksjonen i virkningsgrad på Gullfaks. Dette førte til lavere utslippsreduksjoner enn for hovedscenariet. Videre økte NO x -utslippene pågrunn av den økte virkningsgraden påsnorre B. Scenariet ga dog en større reduksjon i brenngassbehovenn hovedscenariet. Årsaken til dette er at Snorre B sin brenngass har en høyere brennverdi enn Gullfaks-gass. Dette fører til at man trenger mindre volum for å dekke et visst energibehov. Men siden CO 2 -utslippene er korrelert til brennverdien får man ikke en tilsvarende reduksjon i CO 2 -utslipp. Tabell 13 gir en oversikt over resultatene fra dettescenariet. 24

27 Tabell 13 Resultater for scenario 2b. Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] 360 2c. Brenngassmangel påsnorre B Både hovedscenariet og det alternative scenariet forutsetter at Snorre B har nok gass tilgjengelig for å dekke det økte brenngassbehovet. Hvis man antar at mengde gass levert ihht. RNB2009 utgjør gass tilgjengelig på Snorre B, vil Snorre B ikke ha tilstrekkelig brenngasstilgjengelig for den økte eksporten avkraft. Hvis man antar at differansen i behov og kapasitet dekkes avgassfra Snorre A, vil Snorre B m åtte importere ca54 millioner Sm 3 gass i hovedscenariet for å dekke effektbehovet. Hvis man ønsker å maksimere eksporten av kraft fra Snorre B, vil man ha behov for å importere om lag 284 millioner Sm 3 gass fra Snorre A for å dekke den økte eksporten. Import avgassfra Snorre A vil ikke ha noen særlig effekt påutslippene. Dettefordi Snorre A sin gass har et lavere karboninnhold, så selv om den totale mengden gass forbrent i dette tilfellet øker, vil det totale karboninnholdet være noenlunde den samme. Virkningsgradene for turbinene vil også være de samme. Inkluderer man denne gassimporten i resultatene over, vil brenngassbesparelsen for hovedscenariet reduseres til om lag 193 millioner Sm 3, mens for tilfellet ved maksimal krafteksport påsnorre B vil brenngassbesparelsen reduseres til om lag 250 millioner Sm 3. 2d. Redusert spinning reserve Scenario 2 er ikke like følsom for endringer i nødvendig operasjonell reservekapasitet. Som for scenario 1 gir 8 MW ingen endringer, mens 4 MW gir noe lavere reduksjoner i CO 2 -utslipp og brenngassbehov,og en noe lavere økning i NO x -utslipp. Tabell 14 Resultater for scenario 2, 4 MW spinning reserve. Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] Scenario 3 Samkjøring Gullfaks Snorre Statfjord Kostnader Oppsummert er totale investeringskostnader beregnet til 1245 MNOK Fordeling over tid er vist i T abell 15. T abell 15 Kostnadsprofil for Scenario 3 År Scenario 1 [MNOK] For forutsetninger og detaljert kostnadsoversikt se vedlegg 2. 25

28 7.3.2 Energi- og utslippsprognoser Scenario 3gir ingen endringer i effektgenereringen eller utslipp fra Gullfaks og Snorre i forhold til Scenario 2. Scenariet mulig gjør derimot en ytterligere reduksjon i antall turbiner på Statfjord. Kapasiteten til to turbiner vil kunne dekke effektbehovet til Statfjord, forutsatt nødvendig operativ reservekapasitet kan dekkes via over føringskabelen mellom Statfjord B og Gullfaks C. Siden Gullfaks sine turbiner går påtilnærmet full last iperioden fram til Statfjord går av produksjon, er det restkapasiteten til Snorre B sine generatorturbiner som står for denne reservekapasiteten. Tabell 16 gir en oversikt over kraftsituasjonen på Statfjord med og uten kraftsamkjøring i scenario 3. For Gullfaks og Snorre er kraftsituasjonen som for scenario 2 (T abell 12). Tabell 16 Oversikt over nøkkeltall for scenario 3 Effekt generert Antall Virkningsgrad Felt/innretning [MW] turbiner i drift pr.turbin (%) Statfjord B(ikke kraftsamk jøring) 14,4 2 25,0 Statfjord C (ikke kraftsamkj øring) 19,8 2 28,5 Statfjord (kraftsamkjøring) 34,2 2 32,9 Tabell 17 gir en oversikt over effekten samkjøring i scenario 3har påtotale utslipp av CO 2 og NO x, samt behovfor brenngass. Som for de andre scenariene gir den ytterligere forbedringen av virkningsgrad en reduksjon i CO 2 -utslipp og brenngassbehov,og en økning i NO x -utslipp. Tabell 17 Resultater for scenario 3 Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ] 305 Figur 16 og Figur 17 viser forventet CO 2 -og NOx-prognose for kraftproduksjon påstatfjord, Gullfaks og Snorre, med og uten samkjøring. Figur 16 CO 2 -progonoser for kraftproduksjon på Statfjord, Gullfaks og Snorre. Reduksjonen CO 2 -utslipp tilsvarer om lag 4% av forventet utslipp uten samkjøring. 26

29 Figur 17 NO x -progonoser for kraftproduksjon på Statfjord, Gullfaks og Snorre. Økningen i NO x -utslipp tilsvarer om lag 11% avforventet utslipp uten samkjøring. I vedlegg 3 foreligger de årlige resultatene inkludert redusert brenngassbehov i tabellform Diskusjon Betraktningene rundt tilgang på brenngass for scenario 2 gjelder ogs å for scenario 3. Scenario 3 er også følsom for endringer i nødvendig operasjonell reservekapasitet. Som for scenario 1og 2 gir 8MW ingen endringer, mens 4 MWgir lavere reduksjoner i CO 2 -utslipp og brenngassbehov,og lavere økning i NO x -utslipp. Det er hovedsakelig Statfjord B som reduserer gevinsten ved samkjøring hvis en nødvendig operasjonell reservekapasitet på 4 MW benyttes. Tabell 18 Resultater for scenario 3, 4 MW spinning reserve. Reduksjon i CO 2 -utslipp [tonn] Økning i NO x -utslipp [tonn] Reduksjon i brenngassbehov [MSm 3 ]

30 8 Innfasing av ren ny kraft kvalitativ vurdering 8.1 Innledning I mandatet for studien påpekesdet at systemet bør være fleksibelt for å innfase ren ny kraft for eksempel fra offshore vi ndmøller. De scenarier som er utredet i denne studien har alle fleksibilitet som muliggjør innfasing av offshore vindkraft. Innfasing av vindkraft vil, imidlertid, introdusere en del problemstillinger. Dette kapitlet belyser noen avde viktigste problemstillingene. 8.2 Vindkraftpotensial og turbinteknologi Generelt viser flere studier et relativt stort vindkraftpotensial for turbiner lokalisert til havs. Produksjonssimuleringer utført for sørlige del av Nordsjøen tilsier årlig produksjonspotensial opp mot 50 % av merkeytelse for vindkraftturbiner i ytelsesomr ådet ca. 5 MW, dvs. opp mot 22 GWh per år. Vanndybder i Statfjord området er ca. 145 meter.for Gullfakser det større interne variasjoner.gfaog GFB har om lag meter, mens GFC er 220 meter. Området rundt Snorre er dypere, meter. Prinsipielttilsier disse vanndybdene en teknologi med flytende havvindturbiner. Denne teknologien er ikke kvalifisert, men det er selskapet som arbeider med utvikling av prototyper. (Sway og Hywind). T eknologien forventes å være klar for markedet i tidsrommet 2017 til Aktuelle topologier Prinsipielt kan man tenke seg innfasing av vindkraft mot olje- og gassinnretninger fordelt på 4 topologier: 1. Lokale vindturbiner tilknyttes innretninger uten at det etableres kraftover føring mellom innretninger eller til landnettet. Dette vil være et begrenset antall turbiner lokalisert rundt hver enkelt innretning som mottar vindkraft. Hver innretning med tilknyttet vindkraft er isolerte kraftsystemer. 2. Lokale vindturbiner tilknyttes eksisterende innretninger. I tillegg etableres det et antall kraftoverføringer mellom innretningene slik at man får samkjøring av flere kraftstasjoner med utvidetfleksibilitet. 3. Det etableres kraftoverføringer mellom innretninger som i topologi 2 over. I tillegg etableres det en dedikert sentral bæreenhet (egen plattform) som et knutepunkt for innfasing av vindkraft. Bæreenheten distribuerer kraft videre til samkjøringssystemet mellom innretningene. Denne topologien tilsier at vindturbiner lokaliseres i tilknytning til bæreenheten. 4. Topologitilsvarende alternativ3over, men med forbindelse til landnettet. Her vildet være mulig å dimensjonere vindparken ut ifra to kriterier. Det ene kriterietka n være at vindparkens årlige gjennomsnittsproduksjon motsvarer totalforbruket for tilknyttede 28