Kostnadsestimater. for ombygging av kraftløsning. for eksisterende innretninger offshore

Transkript

1 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsning for eksisterende innretninger offshore Utarbeidet av for Rev.1, 5november, 2007

2 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore INNHOLDSFORTEGNELSE 1 Innledning Studiens omfang og begrensninger Kostnadselementer /-pakker Forutsetninger Kostnadsestimat Metodikk Nøkkeldata forgjennomførte konsepter Metodikk benyttet for de enkelte ombyggingselementene Beregningsmetodikk, nøkkeldata og usikkerhet Estimerte kostnader Nedetid Forutsetninger og beregningsmetode Nedetidestimater Kommentarer til kostnads-og nedetidsestimat Ombygging av direkte gassturbindrevne pumpe- og kompressorinstallasjoner Bakgrunn Problembeskrivelse Spesielle forhold ved kompressortog Kompressordrift kontra pumpedrift...23 Vedlegg 1 Vedlegg 2 Vedlegg 3 Vedlegg 4 Vedlegg 5 Infrastrukturen på sokkelen Enlinjeskjemaer Oversikt over inntaksstasjoner Kostnader pr. felt Vurdering av de enkelte innretninger Rev. 1 5november2007 Side 2av 23

3 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 1 Innledning Olje- og energidepartementet har bedt Oljedirektoratet (OD), Norges vassdrags- og energidirektorat, Statens forurensningstilsyn og Petroleumstilsynet om ågjennomføre en ny utredning av tiltakskostnadene ved elektrifisering av sokkelen. OD skal lede dette arbeidet. Etatene er gitt kort frist forålevere utredningen. Iforbindelse med dette arbeidet har OD engasjert Novatech as til åkartlegge tekniske forhold for ombygging av kraftanlegg og direkte drevet utstyr på innretningene på sokkelen, og estimere kostnadene for en slik ombygging knyttet til a)ombygging av energianlegget (delelektrifisering) og b)ombygging avbåde energianlegg og direkte drevet utstyr og erstatning av eventuelt varmegjenvinningsanlegg, etc. (helelektrifisering). Novatech har i dette arbeidet samarbeidet med Unitech Power Systems, som har spesialkompetanse på elektrisk kraftforsyning og Pøyry, som har spesialkompetanse innenfor mulighetsstudier på sokkelen. Arbeidet har istor grad basert seg på underlagsinformasjon mottatt fra noen av de involverte operatørselskaper. Dette har vært en nødvendighet for åkunne gjennomføre oppdraget. Det ble etter kort tid klart at det er en rekke vesentlige tekniske forhold knyttet til erstatning av gassturbiner med store elektromotorer for drift av kompressorerog store pumper ikke er klarlagt gjennom tidligere studier. Dette erforhold som ihelt vesentlig grad vil påvirke kostnadene ved en slik ombygging. Det ble derfor tidlig klart et det ikke ville være mulig å frembringe et troverdig kostnadsestimat for helelektrifisering innenfor rammene for denne studien. Isamarbeid med oppdragsgiver ble det derforbestemt ålevere en kvalitativ vurdering av helelektrifisering istedet for ålage et svært usikkert kostnadsestimat. Utarbeidelse av kostnadsestimater innenfor de tids- og kostnadsrammer som har vært tilgjengelig foroppdraget innebærer at usikkerheten iestimatene erhøy. Det har ikke vært grunnlag for detaljerte gjennomgangerav samtlige innretninger. Dette innebærer at det på enkelte innretninger kan være forhold som kan ha vesentlig påvirkning på kostnadsestimatene og som ikke er blitt avdekket istudien. Teknologifor import av kraft til produksjonsskip (FPSO'er) erpr ikke utviklet for de effektnivåer som vil være aktuelle. FPSO'er erderfor ikke inkludert iestimatet. Dette forholdet kan endre seg ifremtiden. Kostnadsestimatene for elektrifisering av sokkelen vil iavgjørende grad være avhengig av de infrastrukturkonsepter som legges til grunn. Dette gjelderogså kostnadene forombygging av eksisterende innretninger. Infrastrukturen, eller topologien, er blitt etablert av NVE. Novatech har bidratt aktivt idenne prosessen. Flere forhold tilsierat et omfattende kraftforsyningsanlegg til sokkelen ikke kan stå ferdig før ca Ilys avdette er innretninger som planlegges nedstengt i2015 eller tidligere ikke inkludert. Denne rapporten: beskriverforutsetningene som er lagt til grunn for kostnadsestimatene som er utarbeidet. beskriver metodikken som erbenyttet for utarbeidelse av kostnadsestimatene presenterer kostnadsestimatene pr topologi gir et estimat over nødvendig nedstengingstid av de enkelte innretninger Rev. 1 5november2007 Side 3av 23

4 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore inneholder også en diskusjon av de fremlagte kostnadene og de usikkerheter som er beheftet med disse gir en vurdering av de utfordringer helektrifisering vil innebære, samt forslag til forhold som bør avklares for åkunne danne grunnlag foren fremtidig kostnadsestimering. En forutsetning for åkunne gjennomføre en så omfattende studie innenforde tilgjengelige rammer er assistanse mottatt fra flere av operatørselskapene. Vi retter derforen takk til StatoilHydro og TotalE&P Norge forderes bidrag. Rev. 1 5november2007 Side 4av 23

5 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 2 Studiens omfang og begrensninger Kostnadsestimater erbare utarbeidet for delelektrifisering, dvs. konvertering av dagens gassfyrte kraftstasjoner til mottak av kraft fra land. Novatechs studie omfatter estimering av kostnader knyttet til ombygging av eksisterende innretninger. Idet samme studieprogrammet utarbeider NVE, sammen med sin konsulent, et kostnadsestimat for kraft fra land til sokkelinnretningene. dedikerte plattformerfor mottak av likestrøm fra land all kabling mellom felt på sokkelen installasjon av kabel til plattform (j-tube pluss hang-off)på det aktuelle felt Kabeloppheng på innretningens dekksnivå NVE Kabel Novatech Kabel mellom innretninger på samme felt). Mottaksstasjon Novatech sitt arbeidsomfang omfatter: Utskifting av dagens gassturbindrevne generatorer med mottaksstasjon for kraftfra land Kabling fra kabelopphengingspunkt på plattform til inntaksstasjon for kraft (transformator og skillebryter. Alle andre modifikasjonsarbeider på de enkelte innretninger som medfølger av ombygging til kraft fra land Alle feltinterne sjøkabler med inntrekkingsrørog opphenging (dette betyr at Novatech sin studie inkludererall kabling Figur 1 Grensesnitt mellom Novatech og NVEs ansvarsområde Noen av innretningene på sokkelen er ikke inkludert ikostnadsestimatet. Dette er: Innretninger som er bygget ut med flytende produksjonsanlegg av type FPSO (produksjonsskip som haralle gjennomføringer gjennom et rotasjonsbord midtskips). Grunnen til dette er at det pr ikke er kvalifisert teknologi for gjennomføring av høyspentkabler av de dimensjoner det herer snakk om gjennom slike rotasjonsbord. Innretninger som harsitt siste produksjonsår i2015 ellertidligere. Rev. 1 5november2007 Side 5av 23

6 Inkluderte områder Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Som grunnlag for studien er sokkelen delt opp ifire regioner som dekkes avfem topologier: Sørlige Nordsjø Midtre Nordsjø Troll/Oseberg/Tampen, 50 Hzforsyning Troll/Oseberg/Tampen, 60 Hzforsyning Norskehavet En mer omfattende oversikt og beskrivelse er gitt ivedlegg 1. Rev. 1 5november2007 Side 6av 23

7 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 3 Kostnadselementer /-pakker Ombygging av innretningerfor erstatning avdagens gassturbindrevne generatorer kan deles opp iet antall elementer/byggeklosser. Dette prinsippet er benyttet som grunnlag for kostnadsestimeringen. Følgende elementer erbenyttet: Inntaksstasjon Dette eren kombinasjon av bryterstasjon og transformatorfornedtransformering av høyspent strøm fra sjøkabel til mellomspenning på innretningen. Enheten er storog for tung til åkunne løftes ombord ved hjelp av plattformkranene. For de aller fleste innretningene vil eksisterende gassturbindrevne generatorer måtte fjernes for å få plass til inntaksstasjonen. Med mindre det er spesielle forhold som tilsier det, forutsettes det at to turbogeneratortog fjernesfor ågjøre plasstil inntaksstasjonen. En inntaksstasjon for de dimensjoner det her er snakk om vil være 9-15 meter lang, 8-10 meterbred og 8 9meterhøy, avhengig aveffekt og antall skillebrytere. Dette vil ide fleste tilfeller kreve at to turbogeneratortog må fjernes for å få plass til inntaksstasjonen i generatormodulen. Forenkelte innretninger kan det kanskje holde med åfjerne er turbogeneratortog, men foråkunne bekrefte det, vil det kreves inngående studierfor de enkelte innretninger. Inntaksstasjonene vil variere istørrelse avhengig av hvor mye kraft som skal overføres og hvor mange uttak som kreves. En oversikt over størrelse på inntaksstasjon ergitt pr. felt i Vedlegg 3. Fjerning av turbogeneratorpakke Fjerning av eksisterende turbogeneratorpakkerer en omfattende arbeidsoperasjon. Gassturbin og generator må løftes ut ved hjelp avet marint kranfartøy. Førdette kan gjøres må eksosanlegg (med avgasskjel om dette er installert) og luftinntakssystem fjernes. Taket i generatormodulen må også fjernes, dersom den eksisterende luke erfor liten (noe den vil være ide fleste tilfeller). Flytting av avgasskjel til kompressor eller vanninjeksjonsturbiner For de generatorturbiner med avgasskjel vil i mange tilfeller denne måtte flyttes til direkte drivende turbin. Ipraksis vil nok dette innebære at det installeres ny avgasskjel på kompressorturbin som koples opp mot det eksisterende varmeforsyningssystemet. Temporært aggregat Ide tilfeller at eksisterende turbogeneratorsett må fjernesfør inntaksstasjon kan installeres, vil en måtte påregne lang nedstengingstid av eksisterende kraftforsyningssystem. Det forutsettes at det må installeres et midlertidig aggregat på ca. 2MW til strømforsyning til bruk underdemontering og installasjon av inntaksstasjon. Dette er et konteinerbasert aggregat, men det må utstyres og koples opp på en måte som er ioverensstemmelse med Petroleumstilsynets regelverk. Rev. 1 5november2007 Side 7av 23

8 Elektrokjel Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore For innretninger som vil få sin termiske energifra avgasskjeler omplassert til kompressorturbiner, vil det kunne være behov foroppvarming mensplattformen ikke produserer olje eller gass, eller ved oppstart av produksjonen. Det er derfor forutsatt installasjon av en mindre elektrokjel på slike innretninger. Gassfyrt kjel For noen få innretninger lardet seg ikke gjøre åoverføre eksisterende avgasskjeler fra turbogeneratorpakker til direktedrivende turbiner, bl.a. fordi slike ikke er installert. Idisse tilfellene forutsettesdet installert gassfyrte kjeler for generering av varmeenergi. Et alternativ her kan også være bruk avstørre elektrokjel. Vegg igeneratormodul For noen innretninger er det forutsatt at en ny vegg igeneratormodulen installeres mellom de turbogeneratorpakker som skal demonteres og den/de andre turbogeneratorpakkene. Ved et slikt opplegg forutsettesdet at de ikke demonterte gassturbiner kan opereres under demonterings- og monteringsarbeidene. Feltinterne kabler Nye sjøkabler som må installeres mellom innretninger på et felt (disse er ikke med inve sin studie) J-rør Dette er kun forfeltinterne sjøkabler. Vedlegg 5giren oversikt over de elementene som inngårfor de enkelte innretningene. Vedlagte regneark gir en tilsvarende tabellarisk oversikt. Rev. 1 5november2007 Side 8av 23

9 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 4 Forutsetninger Kostnadeneforombygging av innretninger på sokkelen til mottak av kraftfra land er i vesentlig grad avhengig av de konseptuelle forutsetningene som legges til grunn Det er en rekke forhold som istor grad kan påvirke kostnadene som en ikke har kunnet gå inn på idenne studien, fordidet vil kreve en arbeidsmengde som overgår rammen for denne studien. Det erderfor valgt en delforenklingerog etablert et sett med forutsetninger som danner grunnlaget for kostnadsestimatet. Kostnadsestimatet bygger på den topologi som fremgår av Vedlegg 1. En endring av topologien vil også kunne medføre endring av ombyggingskostnadene. Avgasskjelerpå generatorturbineroverføres til kompressorturbin(er) derdette er gjennomførbart. En mindre elektrokjel (2MW) installeres for åsikre termisk energi ien oppstartfase og underproduksjonsstans for disse innretningene. Mottaksstasjoner ferdigstilles som modulariserte/skidmonterte enheter ibyggeverksted på land for åredusere arbeidet på innretningen så mye som mulig. Eksisterende skidmonterte turbin/generatorsett, sammen med tilhørende avgasssystemer, avgasskjeler og luftinntakssystemer demonteres og fjernes for å gi plass til den nye inntaksstasjonen. Derved vil ikke inntaksstasjonen bidra med ekstra vektbelastning eller arealbeslag på innretningen. Dette gjør løsningen gjennomførbarfor halvt nedsenkbare innretninger med begrenset lastkapasitet. I tillegg vil ikke ombyggingene beslaglegge plass og lastkapasitet som kan benyttes for andre prosjekter, f.eks. IOR-prosjekter. For noen innretninger, der forholdene ligger åpenbart til rette, erandre løsninger valgt. Med mindre det er spesielt angitt, forutsettes det at samtlige turbogeneratorsett stenges ned underfjerning av eksisterende sett og innmontering av inntaksstasjon, også den eller de turbogeneratorer som ikke demonteres. Ide tilfeller en eller flere turbogeneratorsett ikke skal fjernes, forutsettes det disse benyttes som reservekraftenheter på innretningen etter at kraft fra land er implementert. En konteinerbasert generatorpakke på ca. 2MW forutsettes installert på alle innretninger som vil ha nedstenging av kraftforsyningen ien periode underarbeidet. Ombyggingsarbeidene vil kreve bruk av stor flytekran for fjerning av eksisterende gassturbiner og montering. Ved store regionale ombyggingsprosjekter som det her er snakkom, er detforutsatt at oppgavene forflytekran og tilhørende transportlektere vil bli koordinert, slik at disse fartøyene kan arbeide på en rekke innretninger iet planlagt koordinert løfteprogram for åspare mob og demobkostnader. Rev. 1 5november2007 Side 9av 23

10 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 5 Kostnadsestimat 5.1 Metodikk Kostnadsestimatet skal omfatte hele norsk sokkel, med totalt 7operatørselskaper. For å begrense arbeidsomfang og kommunikasjonspunkter, ble det valgt åholde størst fokus på Troll/Oseberg/Tampen området, det ble samlet inn en delunderlag fra operatørene i området. Dette var underlag som var nyttig og nødvendigfor åkunne komme opp med best mulig resultat for dette området. Det ble planlagt åetablere kostnadene forde andre områdene ved hjelp av skalering ihht. gitte installert effekt, etc. Det viste seg imidlertid at kostnadene kunne estimeres på samme måte som for Troll/Oseberg/Tampen ogsåforde andre områdene med svært få unntak. Følgende metodikk ble benyttet for utarbeidelse av kostnadsestimatene: 1. Etablere nøkkeltall forgjennomførte større modifikasjonsarbeider på innretninger. Dette ble gjort ved innsamling og av kostnaderog tilhørende informasjonfra operatørselskapene og analyse av dette. 2. På grunnlag av de innsamlede data, etablere enhetskostnader (NOK/tonn). 3. Beregne vekt av de nye installasjonene (utstyr pluss materialer og stål). 4. Beregne kostnader for ombyggingsarbeidene basert på enhetskostnader etablert i trinn Anslå usikkerhet ut fra tilgjengelig informasjon 6. Beregne kostnadene forhvert felt gjennom en Monte Carlo simulering 7. Summere opp kostnadene og usikkerhetene pr. område deterministisk (dette bør ikke kjøres stokastisk da kostnadene ikke er uavhengige). 5.2 Nøkkeldata for gjennomførte konsepter For åkunne utarbeide et mest mulig realistisk kostnadsestimat, benyttes erfaringsdata for gjennomførte ombyggingsprosjekter. Selv om ingen avdisse prosjektene gjelderombygging av gasskraft til kraft til land, vil nøkkeldatafordisse prosjektene være en god indikator også for kraft fra land prosjekter. Tre operatørselskaperlovet åskaffe slike data og kostnadsdata for totalt 8 prosjekter ble mottatt. For tre av prosjektene (alle oppstart i 2002 og seinere) forelå det gode og detaljerte vektdata. Enhetskostnadene fordisse prosjektene ble justert til 2007 nivå basert på kostnadsutviklingsindekser mottatt fra et avoperatørselskapene. Dette gir følgende gjennomsnittlige enhetskostnad: Prosjekt Modul-/pakkevekt (as built) [tonn] Kostnader (as built) [MNOK] Enhetskostnad [MNOK/tonn] Enhetskostnad 2007 [MNOK/tonn] A ,86 1,23 B ,88 1,32 C ,28 1,09 Snitt 1,22 Rev. 1 5november2007 Side10av 23

11 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Tabell 1 Enhetskostnad for noen større modifikasjonsprosjekter For samtlige av disse prosjekterble de nye installasjoner/moduler plassert på områder som var helt eller delvis tilrettelagt, mao. Lite behovfor fjerning og flytting av eksisterende utstyr. Det er også mottatt kostnadsdata for flere andre gjennomførte ombyggingsprosjekter, men herer datagrunnlaget noe merusikkert. Fordisse prosjektene er enhetskostnadene [MNOK/tonn] som følger: Prosjekt D 1,17 Prosjekt E 0,76 Prosjekt F 1,54 Prosjekt G 1,16 Prosjekt H 1,90 Tabell 2 Enhetskostnad for modifikasjonsprosjekter med dårligere datagrunnlag Ikostnadsestimatet er det benyttet en totallkostnad på 1,2 MNOK/tonn installert modul/pakke. Datagrunnlaget for de gjennomførte prosjektene viser at dette kan være et representativt grunnlag. Dataene viser imidlertid også stor spredning ienhetskostnadene. Dette tas høyde for ikostnadsestimeringen med en spredning på -30% til + 60 %. 5.3 Metodikk benyttetfor de enkelte ombyggingselementene Inntaksstasjon Inntaksstasjonen med bryteranlegg forutsettes ferdigmontert på bæreramme og testet ut før installasjon medflytekran. Høyden på inntaksstasjonen vil medføre at den imange tilfeller vil stikke høyere enn taket på generatormodulen. Dette vil medføre at det må bygges et nytt og høyere tak på modulen. Erfaringsmessig utgjør vekten av strukturelt stål ca. 50 %av en ferdig pakke/modul, mens resten erfordelt på ca %utstyr og resten diverse materialer, ikke bærende vegger etc. Inntaksstasjonen bestårav relativt tungt utstyrog mindre mengder rør og andre materialer enn det en vil finne ien typisk gjennomsnittsmodul. En har derforantatt følgende forutsetninger: Utstyr X Materialer, etc 0,5X Strukturelt stål 1,5 X Total 3X Modulvekten for inntaksstasjonen blir derfor beregnet som 3ganger utstyrsvekten. Kostnadene beregnes som 1,2 [MNOK/tonn] xtotalvekten i tonn. Fjerning av turbogeneratorpakke Fjerning av turbogeneratorpakkene eren omfattende arbeidsoppgave: Rev. 1 5november2007 Side11av 23

12 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Eksosanlegg og inntakssystem må fjernes, taket åpnes, generatorerfjernes og plassen tilrettelegges for installasjon aven ny pakke. Det er iprosjektet gjort forsøk på åsamle inndata forfjerningsprosjekter. Forstore fjerningsprosjekter (full plattformfjerning og kald plattform) viser erfaring at kostnadene er ca NOK/tonnfjernet utstyr og materialer: For dette prosjektet må eforvente vesentlig høyere kostnader. Dette kommer av: plattformen skal være iproduksjon så lenge sommulig under demonteringsarbeidene, en kan ikke oppnå samme skalaeffekt som ved en hel plattformfjerning, en får lite effektiv utnyttelse av flytekran en vil imange av tilfellene måtte benytte flotell forinnkvartering (foråminimalisere produksjonsavbrudd)til relativt høyere kostnadergrunnet kort brukstid. Det er derfor valgt åbenytte en fjerningskostnad på NOK/tonn med en spredning på 50%/+125%. Vekten på en turbogeneratorpakke varierer med effekten. Foren GE LM 2500, som er standardturbinen på norsk sokkel har en følgende vekter: Turbogeneratorpakke 150 tonn Luftinntak og eksossystem m/bærestrukturer 100 tonn Luftinntak og eksossystem med avgasskjel og inkl. bærestrukturer 150 tonn Totalvekt uten avgasskjel 200 tonn Totalvekt med avgasskjel 250 tonn Flytting avgasskjel En har innhentet fra et operatørselskap kostnadene for etterinstallering av en avgasskjel i Denne kostnaden er skalert opp til 2007 kostnad. Temporært aggregat Dette eren standard konteinerpakket enhet, som kan løftes om bord med plattformkran, vekt 23 tonn. Benytter standard kostnad, 1,2 MNOK/tonn. Vegg igeneratormodul Denne er estimert til 3 MNOK, med spredning mellom 1 MNOK og 10 MNOK. Elektrokjel Dette eren mindre standard enhet. Det erbenyttet en vektfaktorpå 2og standard enhetskost. Gassfyrt kjel Det har vært svært vanskelig åskaffe data foraktuell størrelse av gassfyrt kjel. Slike kjeler for sokkelinstallasjon lages ikke lenger grunnet overgang til avgasskjeler. Ut fra oppskalering av mindre enheter er totalvekten antatt åvære ca. 100 tonn. Stor usikkerhet påberegnes (- 50% / + 100%) Rev. 1 5november2007 Side12av 23

13 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Feltinterne kabler Kostnadenefordisse erberegnet utfra reelle kostnadstall for installasjon aven 7km feltintern kabel installert på norsk sokkel i2004. Kostnadene er skalert opp til 2007 ihht prisutviklingsfaktorer mottatt fra operatørselskap. J-rør Kostnader for j-rør er mottatt fra operatørselskapene. Det regnes en enhetspris på 100 MNOK pr. rør (2007 kostnader), uavhengig av vanndyp. Det forutsettes installert nye j-rør bare der det er opplyst at det ikke er ledige rør eller at de ledige rør erpredefinert til ådekke andre formål. 5.4 Beregningsmetodikk, nøkkeldata og usikkerhet Ombyggingskostnadene for hver innretning erberegnet ved hjelp av en Monte Carlo simulering der de enkelte ombyggingselementene bidrar med følgende mest sannsynlige kostnad og P10, henholdsvis P50 input. Enhetskostnader Ombyggingselement Enhet Mest sannsynlig P10 P90 Fjerning,turbogen.pakker MNOK/tonn 0,25-50% +125% Mottaksstasjon MNOK/tonn 1,21-30% +60% Flytting avgasskjel MNOK 78-30% +60% Temp. aggregat MNOK/tonn 1,21-20% +50% Elektrokjel MNOK/tonn 1,21-30% +60% Gassfyrt kjel MNOK/tonn 1,21-40% +100% Intrafieldcable MNOK 95-30% +60% J-rør MNOK % +60% Vegg i generatormodul MNOK 3-67% +333% Beregningsmetoden medfører at en beregner en "mest sannsynlig" totalkostnad pr innretning, samt et P10 og P90 estimat. Fordi de enkelte kostnadselementene ikke fullt ut er innbyrdes uavhengige, vil beregningene vise en spredning som er littfor smal. Fordi de fleste usikkerheter er skeivfordelt, vil det "mest sannsynlige"estimatetfor etfelt være høyere enn om en summerer de "mest sannsynlige" estimatene for de enkelte elementene. Et eksempelpå kostnadene for en innretning er vist ifigur2. Rev. 1 5november2007 Side13av 23

14 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Histogram of Monte Carlo Simulation Results 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Cost [MNOK] Figur 2Eksempel på resultatet av kostnadsestimering av en innretning. Oppsummering av hvert felt til kostnadsestimaterfor de enkelte topologierer gjort deterministisk. Dette fordi det eren relativt større avhengighet innretningene imellom (eks. dersom kostnadene forflytekran går kraftig opp på grunn av store etterspørsel, vil det påvirke alle felt). Dette er kanskje litt konservativt, på den annen side vil det kompensere litt for det litt for snevre resultatet av Monte Carlo-simuleringen for hvert felt. 5.5 Estimerte kostnader De estimerte kostnadene erpresentert regionsvis (topologivis): Sørlige Nordsjø, delelektrifisering, 60 Hz: Installasjon p10 p90 Mode [MNOK] [MNOK] [MNOK] Ekofisk Eldfisk B Eldfisk E Gyda Ula Sørlige Nordsjø: Tabell 3 Kostnadsestimat Sørlige Nordsjø Midtre Nordsjø, delelektrifisering, 50 og60 Hz Installasjon p10 p90 Mode [MNOK] [MNOK] [MNOK] Grane Ringhorne Sleipner MidtreNordsjø Tabell 4 Kostnadsestimat Midtre Nordsjø Rev. 1 5november2007 Side14av 23

15 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Troll/Oseberg/Tampen, delelektrifisering, 50 Hz Installasjon p10 p90 Mode [MNOK] [MNOK] [MNOK] Oseberg Sør Oseberg Øst Troll C Kvitebjørn Visund Oseberg /Tampen Tabell 5 KostnadsestimatTroll/Oseberg/Tampen 50 Hz Troll/Oseberg/Tampen, delelektrifisering, 60 Hz Installasjon p10 p90 Mode [MNOK] [MNOK] [MNOK] Brage Oseberg C Oseberg F Troll B Gullfaks A Gullfaks C Snorre A Snorre B Statfjord B Statfjord C Oseberg /Tampen Tabell 6 KostnadsestimatTroll/Oseberg/Tampen 60 Hz Norskehavet, delelektrifisering Installasjon p10 p90 Mode [MNOK] [MNOK] [MNOK] Draugen Kristin Heidrun Njord Åsgard B Norskehavet Oppsummert gir dette totalkostnaderfornorsk sokkel mellom 9mrd NOK og 19 mrd NOK, med en "mest sannsynlig" verdi på 13 mrd NOK. Rev. 1 5november2007 Side15av 23

16 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 6 Nedetid 6.1 Forutsetninger og beregningsmetode. Det vil være nødvendig åstenge ned kraftforsyningsanlegget under kritiske operasjonen ifm ombyggingen. Dette vil medføre midlertidig stans iolje og gassproduksjonen. Graden av nedstenging vil avhenge av hvordan en klarer åskifte ut dagens turbogeneratorer med inntaksstasjon for kraft fra land. Det bør være en målsetning åfinne opplegg og metoder som iminst mulig grad påvirker kraftproduksjonen. Selve ombyggingen er delt opp ifem forenklede aktiviteter som vist ifigur 3. Kaldtdemonteringsarbeid Varmt demonteringsarbeid Avløft og påløft Varmt oppkoplingsarbeid Kaldoppkopling Figur 3 Hovedaktiviteter ved konvertering av turbogeneratorpakker til kraft fra land Kaldt demonteringsarbeid Dette eralt arbeid som kan foregå på en eller to turbogeneratorer uten at en tredje generator må stenges ned. For innretninger der alle turbogeneratorer skal fjernes, vil denne aktiviteten medføre stans ikraftforsyningen og følgelig produksjonsstans. Varmt demonteringsarbeid Dette erdemonteringsarbeid som vil medføre at en tredje generator og olje og gassproduksjonen må stenge ned. Avløft og påløft Det forutsettes at kraftproduksjon såvelsom olje-og gassproduksjonen må stanse i forbindelse med avløft av turbogeneratorpakkerog påløft av inntaksstasjon. Disse operasjonene må foregå ved hjelp av flytekran. For innretninger som krever både avløft og påløft, antas det at denne operasjonen krever tre dager: 1dag for avløft av turbogeneratorpakker 1dag for klargjøring av"tomten"til inntaksstasjonen med posisjonerings"guides" for påløftet enhet. 1dag for påløft av inntaksstasjon "Varmt" oppkoplingsarbeid Oppkoplings-og etterarbeid som innebærer at innretningen må være kald. Dette omfatteralt arbeid som innebærer at en tredje turbogenerator ikke kan startes opp igjen. Under denne aktiviteten vil plattformen være uten produksjon. Varigheten av aktiviteten ersvært usikker. Rev. 1 5november2007 Side16av 23

17 Kald oppkopling Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Dette eroppkoplingsarbeid av den nye inntaksstasjonen som kan foregå mens en eventuell tredje turbogenerator levererkraft. Underdenne aktiviteten vil plattformen være kald og uten produksjon dersom samtlige turbogeneratorer må fjernes. Dersom en tredje turbogenerator er installert vil den kunne være ioperasjon. Det samme om inntaksstasjonen monteres utenfor generatorrom. Kraft fra land kan implementeres fra det øyeblikk den nye inntaksstasjonen mottarstrøm og kobles til innretningens kraftfordelingsanlegg. De fleste felt som er benytterge LM 2500 gassturbiner til sin generatordrift vil ha nok eller tilnærmet nokkraft til full produksjon med en slik turbin idrift. Dersom kapasiteten er knapp, kan mindre essensielle operasjoner helt eller delvis stenges ned midlertidig, slik som boring, vanninjeksjon og gassinjeksjon (gassløft). 6.2 Nedetidestimater Utskifting av turbogeneratorer med kraft fra land er ikke tidligere blitt gjort på norsk sokkel. Det finnes følgelig ikke noe erfaringsmateriell tilgjengelig. Fra studier utført av og for operatørselskaperforeligger det imidlertid noen estimaterav nødvendig nedetid. Tallene her er selvsagt usikre, men benyttes av mangel på bedre underlag: Nedstenging der ny inntaksstasjon installeres eksternt iforhold til eksisterende kraftstasjon Nedstenging pr. tog ifm utskifting av gassturbin med elektromotor som drivertil storgasskompressor 7dager 35 dager Basert på dette har en antatt følgende nedetider: Aktivitet Nedetid Kommentar {dager] Kaldtdemonteringsarbeid 5 Aktuelt forinnretninger der alle turbogeneratorer fjernes Varmt 21 Alle felt med fjerningavgassturbiner demonteringsarbeid Avløft ogpåløft Tredager forinnretninger medavløftog påløft,endag forkunpåløft "Varmt"oppkoplingsarbeid 5 Nedetid av eventuell tredje tuirbogenerator Kaldtoppkoplingsarbeid 3 Tilleggstid somkreves før dennyeinntaksstasjonener operativ Fordelt på de enkelte ombyggingsalternativene blir da nedetiden som vist itabell 7. (Kommentarer er gitt ivedlagt regneark). Rev. 1 5november2007 Side17av 23

18 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Felt/innretning Nedetid [dager] Ekofisk 11 Eldfisk B 8 Eldfisk E 8 Embla 8 Gyda 36 Tambar 36 Ula 36 Grane 36 Ringhorne 36 Sleipner A 8 Sleipner T 8 Brage 36 Oseberg C 36 Oseberg F 28 OsebergSør 36 OsebergØst 36 Troll B 8 Troll C 8 Gullfaks A 1 Gullfaks B 1 Gullfaks C 1 Kvitebjørn 36 Snorre A 2 Snorre B 0 Statfjord B 36 Statfjord C 28 Visund 36 Draugen 28 Kristin 36 Heidrun 28 Njord 36 Åsgard B 36 Tabell 7Estimert nedetid pr. innretning Rev. 1 5november2007 Side18av 23

19 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 7 Kommentarer til kostnads- og nedetidsestimat De utarbeidede kostnadsestimaterog nedetider er knyttet opp mot gitte forutsetninger og beheftet med store usikkerheter. Dersom forutsetningene ikke slår til kan det ha stor innvirkning både på kostnader og nedetid. Her nevnes noen av de mer vesentlige forhold. Det er forutsatt at to turbogeneratorsett må fjernes for å få plass til inntaksstasjon. På enkelte innretninger kan det kanskje være mulig å"skvise" inntaksstasjonen inn på plassen til en turbogeneratorpakke. Dette vil kunne redusere kostnadene noe. Omfattende innretningsspesifikke studier er imidlertid påkrevetforåkartlegge om dette vil være mulig. Det er forutsatt at de turbogeneratorsett som ikke må fjernesforåfå plass til ny inntaksstasjon blir stående på innretningen og kan brukes som back-up. Dersom også disse skalfjernes, vil kostnadene øke. Det er forutsatt at for innretninger med tre ellerflere turbogeneratorsett må alle settene tas ut av drift under ombyggingen. For to innretninger på Troll/Oseberg/Tampen er imidlertid generatorsettene plassert slik at det anses mulig åskille ut de to settene som skalfjernes fra de andre settene ved hjelp av en ny vegg igeneratormodulen. Dette medførerat plattformen vil ha nok kraft tilgjengelig til normal eller tilnærmet normal produksjon under mesteparten av ombyggingsperioden. For innretninger der generatorsettene står parallelt erdet liten plass mellom settene og slik avskilling er ikke ansett realistisk. Denne forutsetningen kan muligens vise seg åvære litt konservativ. Mer omfattende innretningsspesifikke studier vil være nødvendig foråklarlegge dette. Dersom en slik avskilling viser seg mulig på noen innretninger, vil kostnadene for disse kunne reduseres noe og nedetiden betydelig. For en del innretningerer det ansett sannsynlig at inntaksstasjonen kan plasseres utenfor eksisterende generatormodul. Mer omfattende innretningsspesifikke studier kan identifisere andre innretninger derdette er mulig. Dette vil kunne redusere kostnadene og nedetiden. Det er åpenbart at høyden på inntaksstasjonen for mange innretningers vedkommende vil være større enn tilgjengelig høyde igeneratorrommet/modulen. Dette vil medføre at taket i modulen vil måtte heves. Kostnadene for dette kan være underestimert. Det erogså mulig at heving av taket imodulen vil kreve så omfattende arbeid at nedetiden kan bli forlenget, kanskje vesentlig. Dersom en heving av taket på modulen, som forde fleste innretninger står høyt oppe på plattformen (og svært ofte fundamentereren av plattformkranene), kommer i konflikt med de sikkerhetskrav som stilles til kranoperasjonene, vil ytterligere kostnader og nedetid måtte påregnes. På den annen side vil dette representere en betydelig utfordring til leverandørene av transformatorer omåutvikle utstyr med lavere byggehøyde, uten at dette får negative konsekvenserforarealbehovet. Under boring og vedlikehold av brønner kan en ha kritiske operasjonerdertilgang på kraft er essensielt. Foren gassturbindrevet innretning vil en normalt alltid ha to turbogeneratorer i drift under slike operasjoner, slik at en har kraft dersom ett av turbogeneratorsettene skulle svikte. Dersom innretningen er fullt avhengig av kraft fra land, vil det ikke være reservekraft tilgjengelig dersom det blir kraftavbrudd underen kritisk boreoperasjon. Dette er et forhold som ikke erblitt studert idette oppdraget og det er ikke klart hvordan et slikt problem skal kunne løses. Det er iestimatene heller ikke tatt høyde for mulige løsningerpå dette problemet. Avhengig av løsning kan det ha store konsekvenserfor kostnadene. Det er ikostnadsestimatet forutsatt installasjon avelektrokjelfor åløse eventuelle varmebehov nårgassproduksjonen ikke går. Feltspesifikke studier vil være nødvendig for å Rev. 1 5november2007 Side19av 23

20 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore kartlegge behovene forde enkelte innretningene. Dersom behovet for elektrokjeler går ned, vil kostnadene kunne reduseres noe. For åminimalisere nedetid, må ombyggingsarbeidene forgå raskt. Dette vil kreve høy bemanning. Det anses sannsynlig at det må brukes flotell forådekke innkvarteringsbehovet. Dette erdet tatt hensyn til ikostnadsestimatet. Med det antall innretninger som skal bygges om, vil behovet for floteller være betydelig. Det er imidlertid et begrenset antall floteller på markedet. Dette vil kunne drive prisene iværet ibetydelig grad. Dersom det ikke er mulig å skaffe flotell, vil konsekvensene være utsettelsereller at arbeidene må utføres med et mindre antall arbeidere, styrt av kapasitet iboligkvarter. Dette vil kunne få store negative konsekvenser på nedetiden. Dersom det oppstår betydelige forsinkelserunder et av ombyggingsarbeidene vil dominoeffekter kunne forårsake kostnadsøkninger og økt nedetid på andre innretninger. Det vil være naturlig åforsøke ågjennomføre ombyggingene under elleri tilknytning av planlagte revisjonsstanser. For de innretninger dette lar seg gjennomføre på vil kostnadene kunne reduseres noe og nedetiden betydelig. Det er imidlertid lite realistiskåanta at dette vil være mulig for mange innretninger, ettersom disse ombyggingene bør skje koordinert og i henhold til en stram timeplan. Det er i oversikten over nedetid, kapittel 6.2, kun listet nedetid knyttet til de innretningene der ombyggingene foregår. En bør være oppmerksom på et slik nedetid vil også påvirke oppstrøms felt, både satellittfelt og andre felt. Dette innbærer at nedetid for knutepunktfeltene vil kunne ha store konsekvenser. Rev. 1 5november2007 Side20av 23

21 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore 8 Ombygging av direkte gassturbindrevne pumpe- og kompressorinstallasjoner 8.1 Bakgrunn Mens teknologien for erstatning av gassturbindrevne generatorsett med kraft fra land er velkjent og velbrukt, er ombygging om turbindrevne kompressor- og pumpeinstallasjonertil elektriskdrift på eksisterende sokkelinnretningerhittil ikke utprøvd. Iprosjektet er det identifisert en rekke problemområder som vil kreve ytterligere undersøkelserfor åkunne avgjøre hvordan og ihvilken grad kostnadene vil bli påvirket. Dette medførerat det ikke var mulig åutarbeide et rimelig pålitelig kostnadsestimat for slike ombygginger som en del av denne studien. Dette kapitlet summerer opp problemstillingene og peker på tiltak som børgjennomføresfør et rimelig pålitelig kostnadsestimat kan utarbeides. 8.2 Problembeskrivelse Gassturbindrevne pumpe-og kompressortog på norsk sokkel er normalt montert på et felles fundament, sammen med kontrollsystemerog kabinetter, og med nødvendige hjelpesystemer som tetningsolje og smøroljesystemer og tilhørende tanker. Dette preinstalleres på leverandørens verksted under kontrollerte betingelser. Det preinstallerte pumpe-/ kompressortoget testes så ut ileverandørens verksted foråsjekke at monteringen ikke inneholder svakheter, at ytelsen møter de spesifiserte krav, inkludert krav til vibrasjonskontroll. Det ferdiginstallerte pumpe-/kompressortoget blir så skipet til modulleverandør for innmontering imodulen. Denne er spesialkonstruert forat selve turbinen skal kunne demonteres og skiftes ut ved periodisk langtidsvedlikehold. Elektriske motorer med de ytelseskravdet herer snakk om (hovedsakelig MW)er vesentlig tyngre enn tilsvarende gassturbin og harandre geometriske mål. Frekvensstyrte synkronmotorer vil bli benyttet drift av pumper og kompressortog for de ytelserdet her ersnakk om. Disse har ikke behovfor gir, med mindre kompressor/pumpe opererer med turtall overca rpm. Forhvert pumpe-/kompressortog vil det også være behov for en utstyrsspesifikk transformator og en frekvensomformer med kjøler. Dette utstyr er også av betydelig størrelse, men det kan installeres mer fleksibelt iforhold til motor/drevet enhet. Disse forhold medførerbehovfor åsjekke en rekke faktorer, både for åkontrollere om det utstyrsmessige opplegget vil kunne fungere forsvarlig, om det erplass for utstyret og om det er installasjonsbart på eksisterende innretninger. Problemene kan deles igenerelle og innretningsspesifikke problemer, hvorav de generelle istor grad bør kunne avklaresgjennom samarbeide med leverandørerav kompressor-/pumpepakker. De innretningsspesifikke problemene vil kunne variere betydelig fra innretning til innretning. Rev. 1 5november2007 Side21av 23

22 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Generelle problemer: 1. Er det forsvarlig åinstallere en elektromotor på et eksisterende fundament på innretningen uten at dette medfører problemer/faremomenter under drift? Vil eksisterende fundament ha styrke til åholde den betydelig økte lasten av elektromotoren, eller må fundamentet bygges om? Kan iså fall dette gjennomføres på sokkelen eller børdet skje på land? 2. Vil leverandør av kompressor opprettholde sine garantier ved en slik installasjon? 3. Vil det være mulig/forsvarlig åbygge hele pumpe-/kompressortoget opp på nytt iden eksisterende modulen, eller må/børdette skje iverksted under mer kontrollerte forhold? 4. Vil diameteren av elektromotoren være så storat pumpe/kompressor må heves, og iså fall hvor mye? 5. Vil retrofit av elektrisk motor ieksisterende pumpe-/kompressortog kunne introdusere skadelige vibrasjonseffekter (og resonansproblemer)? Innretningsspesifikke problemer: 6. Dersom diameteren av elektromotoren er så storat pumpe/kompressor må heves, vil da tilknyttede høytrykks rørsystem måtte bygges om? Vil dette også påvirke over- og sideliggende utstyrog strukturer? 7. Vil den økte lasten pga elektromotoren medføre at modulen må forsterkes? Vil også underliggende strukturer måtte forsterkes? 8. Er det mulig åløfte av/fjerne en pumpe-/kompressortog med drivturbin uten full demontering og uten åfjerne overliggende og tilliggende utstyr og strukturer? 9. Vil det være mulig åinstallere elektromotor, med sine dimensjoner gjennom de tilgangsluker som er tilrettelagt for utskifting av gassturbin? Vil det være mulig åkomme til ved åbrenne bort over- eller sideliggende strukturer uten for store konsekvenser? 10.Dersom hele kompressor-/pumpemodulen må skiftes ut, kan dette gjøres uten alt for store effekter på over- og sideliggende strukturer /moduler? Dette vil kunne variere betydelig fra innretning til innretning. Avhengig av mulige løsningerpå de problemene som er skissert, vil kostnadene for ombygging kunne variere innenfor vide grenser. Usikkerheten er med andre så betydelig at det ikke vil være mulig åkunne utvikle et troverdig kostnadsestimat, dersom en ikke finner dokumenterbare svarpå de fleste avdisse spørsmålene. 8.3 Spesielle forhold ved kompressortog For en rekke av kompressortogene på norsk sokkel, benyttes en gassturbin som driver for flere kompressorerpå samme aksling. Kompressorene opererer iserie ved forskjellige trykk og til en viss grad også med forskjellige gassvolumer. Dette er spesielt tilfelle der kompresjon av gassfra 2trinns separatordrives av samme gassturbin som kompresjon av gassnedstrøms høytrykksseparator. Gassvolumene vil også for en rekke felt variere over levetiden. En konsekvensav dette er enkelte kompressorerkan opereres mindre effektivt. Overgang fra gassturbin til frekvensstyrt motorvil kunne gi muligheterfor mer optimal drift av kompressorene. Rev. 1 5november2007 Side22av 23

23 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsningfor eksisterendeinnretningeroffshore Disse forhold reiser spørsmålet om det ved en ombygging til elektrisk drift også kan være hensiktsmessig åsplitte opp kompressortoget og bygge det om til separate kompressorinstallasjoner, der hvert kompressortrinn drives av sin egen motor. Dersom dette gjør det mulig åoperere kompressorene mer effektivt, vil konsekvensen være lavere energiforbruk og lave strømregning. Det vil først og fremst være innretningsspesifikke forhold som vil avgjøre om dette kan være en aktuell strategi ved overgang til elektriskdrift. 8.4 Kompressordrift kontra pumpedrift Det er en rekke forhold som tilsierat det vil være enklere åbygge om gassturbindrevne pumper til elektriskdrift enn gassturbindrevne kompressorer. Dette kommer istorgrad av at pumpeinstallasjonene hovedsakelig er vanninjeksjonspumper : Pumpeinstallasjonene ergjennomgående enklere, med en pumpe pr. gassturbin Mens kompressorinstallasjonene erplassert sentralt iprosessanlegget, står pumpeinstallasjonene mer perifert iforhold til denne. Dette vil kunne medføre mindre kaskadeeffekter på annet utstyr og andre systemer. På enkelte innretninger står pumpeinstallasjonene tilnærmet isolert på egen plattform eller egen fløy av plattformen Pumpeinstallasjonene (vanninjeksjonspumper) vil, på mange innretninger, kunne la seg bygge om uten at dette vil medføre nedstenging av olje- og gassproduksjonen. Nedstenging av vanninjeksjonen over kortere perioder vil, for mangefelts vedkommende, kunne gjennomføres uten store produksjonsmessige konsekvenser. På defleste innretningene med gassturbindrevne vanninjeksjonspumper, vil det være mulig åbygge om et pumpetog mens nabotoget er idrift. Dette tilsierat ombygging av pumpeinstallasjonertil kraft fra land vil kunne gjøres mindre kostbart enn for kompressorinstallasjoner og stort sett uten negativ produksjonspåvirkning. Rev. 1 5november2007 Side23av 23

24 Vedlegg 1 Infrastrukturen på sokkelen

25 Vedlegg 1 1 Infrastrukturen på sokkelen Følgende kriterierble lagt til grunn ved utarbeidelse / valg av infrastrukturkonsept: Maksimere bruk av vekselstrømoverføring for a redusere antall mottaksplattformer for likestrøm, fordi slike mottaksanlegg er store og ide fleste tilfeller vil kreve egne dedikerte plattformer. Segregere 50 Hz og 60 Hz systemer for å unngå bruk av frekvensomformere på innretningene fordi dette er tungt og omfattende utstyr som vil kunne kreve svært omfattende ombyggingsarbeider på innretningene. Figur 1.1 viser en oversikt over utviklingen ieffektbehov på norsk kontinentalsokkel delt inn i hensiktsmessige områder. Effektbehovet for FPSO-er erutelatt ioversikten. Effektbehovene er beregnet på bakgrunn av innrapporterte energiprognoserfra operatørselskapene iforbindelse med revidert nasjonalbudsjett for 2007, RNB, og det er antatt en årlig driftstid på 8760 timer (100% oppetid) SørligeNordsjø MidtreNordsjø Oseberg/Tampen Norskehavet Figur 1.1 Oversikt over totalt effektbehov for områdene inkludert i denne studien. Som figuren viser eroseberg-/tampenområdet en dominerende energibruker på sokkelen. Den brå reduksjonen ieffektbehov for Midtre Nordsjø i2028 har lisensmessige årsakerfor Eldfisk og Ekofisk, og erpå ingen måte en indikasjon på en faktisk reduksjon ieffektbehov. Figur 1.2 viser en tilsvarende oversikt overeffektbehov dekket avgeneratorturbiner.

26 Sørligenordsjø MidtreNordsjø Oseberg/Tampen Norskehavet Figur 1.2 Oversikt over effektbehov dekket av generatorturbiner for områdene inkludert i denne studien. En mer detaljert beskrivelse av områdene inkludert feltene følger ide neste kapitlene. Iberegningen av dimensjonerende effektbehov erdet året med høyeste prognoserte energibehov fra og med 2015 blitt brukt. Delelektrifisering (Del) omfatter kun elektrisk kraftforsyning fra land til de operasjoner som idag får dekket sitt kraftbehov fra generatorturbiner. Helelektrifisering (Hel) omfatterelektrisk kraftforsyning til alle operasjoner, unntatt varmebehov. For åta høyde for effekttoppene, og samtidige effekttopper mellom felt, er det gjort et påslag på snitteffekten på henholdsvis 20 %for direkte drift, og 40 %på generatordrift. Derprognosert effektbehov overgårdagens installerte effekt, benyttes prognosert effektbehov som dimensjonerende effektbehov. Der effektbehov med påslag overgår dagens installerte effekt, benyttes installert effekt som dimensjonerende effektbehov. 1.1 Infrastruktur for Sørlige Nordsjø Sørlige Nordsjø omfatter følgende felt: Valhall Hod Embla Eldfisk Ekofisk Tor Ula Tambar Gyda Følgende felt er ikke inkludert ikraft fra land konseptet:

27 Valhall og Hod fordi disse feltene nå vil bli konvertert til Kraft fra land gjennom et eget prosjekt med dedikert kabel fra Lista. Embla, fordi feltet får sin kraftforsyning idag ikabel fra Eldfisk Tor, fordi produksjonen produksjonen planleggesstengt ned i2015. Tambarer direkte koplet mot Ula og vil bli dekket med kraft derfra. Samtlige innretninger idette området erbygget ut med 60 Hz strømforsyning. Grunnet stor avstand til land er kun likestrømsoverføring aktuelt. På grunn av det omfattende utstyret som kreves på mottaksstasjonen (omformerog transformator) erdet lite realistisk åforutsette at dette kan la seg installere på en eksisterende plattform iområdet. Det forutsettes derforfor denne studien at mottaksstasjonen installeres på en ny bunnfast plattform knyttet opp mot Ekofisk-komplekset. Fra denne plattformen forutsettes fordeling av vekselstrøm til de forskjellige innretningene iområdet: Til EldfiskEmed viderekopling til Eldfisk B(som er en frittstående innretning) Til Ekofisk J Til Ekofisk B/K (som er to sammenkoplede innretninger som ikke er fysisk sammenkoplet med Ekofiskfeltsenter). Til Gyda med viderekopling til Ula På hverav disse innretningene må det installeres en mottaksstasjon med bryterpanel og transformator. Tabell 1.1 viser en oversikt over feltene iområdet som inkluderes idenne studien, og Figur1.3 viser en skisse av tenkt topologi forsørlige Nordsjø. På grunn av den lange avstanden fra land er det valgt en DC-overføring fra land, som har kapasitet til både del- og helelektrifisering av dette området. Siden vanndybden iområdet erpå rundt 70 meter erdet passende med en bunnfast frekvensomformer-og fordelingsplattform idette området. Tabell 1.1 Oversikt over feltene i Sørlige Nordsjø med dimensjonerende effektbehov. Felt Ekofisk 2028 Fast ,5 Eldfisk 2028 Fast Gyda 2017 Fast Ula 2031 Fast Totalt: ,5

28 Figur 1.3Topologikart over Sørlige Nordsjø. 1.2 Infrastruktur for Midtre Nordsjø Midtre Nordsjø omfatter følgende felt: Varg Sleipner Øst og Vest Balder, Ringhorne og Jotun Grane Heimdal Alvheim Av disse er bare SleipnerØst og Vest, Ringhorne og Grane aktuelle for kraft fra land. Varg, Balder, Jotun og Alvheim er FPSO'er som ikke muliggjør inntak av en stor høyspentkabel. Heimdal planlegges nedstengt innen 2015 og er ikke inkludert. Dette området er mindre homogent enn Sørlige Nordsjø, ettersom Ringhorne og SleipnerØst og vest er bygget ut for 60 Hz strømforsyning og Grane med 50 Hz. Området planlegges forsynt med en likestrømskabel fra land til en ny dedikert mottaksplattform ved Grane. Fra denne fordeles 50 HZvekselstrøm til Grane og 60 HZ vekselstrøm ien kabel til Ringhorne og en annen kabel til SleipnerA, derfra videre til Sleipner T. På hverav disse innretningene installeres det en mottaksstasjon med bryterpanel og transformator. Tabell 1.2 gir en oversikt over feltene imidtre Nordsjø som er inkludert idenne studien. Tabell 1.2 Oversikt over feltene i Midtre Nordsjø med dimensjonerende effektbehov. Felt Grane 2033 Fast Ringhorne 2021 Fast Sleipner 2020 Fast Totalt:

29 Området ligger km fra fastlandet, og samtidig er det en innbyrdes avstand mellom Grane inord, og Sleipner isør på 95 km. De lange avstandene idette området kompliserer topologien for elektrisitetsforsyningen. Det erforeslått to forskjellige scenarier for del- og helelektrifisering. For delelektrifisering ser man for seg en DC-overføring fra land, med omformer- og foredlingsplattform nærgrane. Omformeren sikrer 60Hz forsyning til Ringhorne og Sleipner. Figur1.4 viser en skisse av valgt topologistruktur for delelektrifisering av Midtre Nordsjø. Figur 1.4 Topologikart over delelektrifisering av Midtre Nordsjø. Siden effektbehovene for helelektrifisering er så store, vil det ikke la seg gjøre åha en tilsvarende topologi som for delelektrifisering, se Figur1.5 Effektbehovet for Grane og Ringhore vil kunne forsynes ved hjelp av en AC-overføring fra land. Men AC-forsyningen vil ikke ha kapasitet til samtidig å dekke effektbehovet for Sleipner, så Sleipner vil få en egen dedikert DCoverføring fra land med en egen omformer-og fordelingsplattform lokalisert inærheten. Figur 1.5 Topologikart over helelektrifisering av Midtre Nordsjø.