Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU Sammendrag Et hypotetisk kraftsystem i Nordsjøen bestående av fem olje og gass plattformer og en offshore vindpark med en felles tilkobling til land, basert på Voltage Source Converter High Voltage Direct Current (VSC-HVDC) teknologi, er studert. En dynamisk simuleringsmodell av systemet og et kontrollsystem er utviklet. Simuleringer av forstyrrelser antatt å være kritisk for driften av systemet er gjennomført ved hjelp av SimPowerSystems TM i MATLAB /Simulink. Det ble konkludert med at systemet håndterer variasjoner i lasten bra og at systemkonfigurasjonen foreslått i denne artikkelen er en mulig måte å integrere olje- og gassplattformer og offshore vindkraft i kraftnettet på land. Norge skal frem til 2020 redusere de globale klimagassutslippene tilsvarende 30 % av Norges utslipp i 1990 [1]. Om lag to tredjedeler av kuttene skal tas nasjonalt. Dersom Norge skal nå disse målene må alternative løsninger for kraftproduksjon og overføring i olje og gass industrien vurderes. Tall fra 2012 viser at det totale klimagassutslippet fra Norge har økt med over 5 % siden 1990 [2]. Hovedgrunnen til denne økningen er en økning i utslippene fra olje og gass industrien med over 75 %. Olje og gass industrien står i dag for om lag 25 % av Norges totale klimagassutslipp. I dag er mesteparten av olje- og gassplattformene på norsk sokkel selvforsynt med varme, elektrisitet og mekanisk energi ved hjelp av gassturbiner plassert på plattformene. Disse turbinene har en virkningsgrad rundt 30 % - 40 % [3] og er ansvarlige nesten 80 % av utslippene på norsk sokkel [4]. Å forsyne olje- og gassplattformer med fornybar kraft offshore vind og fra land vil dramatisk redusere Norges totale CO2 utslipp. Norge har et stort potensiale for offshore vindkraft. Tilgjengelig energi er estimert til 14 000 TWh [5]. Hovedproblemet med offshore vindkraft i dag er de store investeringskostnadene. Med tanke på utbredelsen av olje og gass i Nordsjøen er det meget sannsynlig at fremtidige offshore vindparker kan lokaliseres i nærheten av eksisterende 175
eller planlagte olje- og gassinstallasjoner. En sammenkobling av offshore vindkraft og olje- og gassinstallasjoner kan bedre økonomien til offshore vindkraftprosjekter. I et system bestående av offshore vindkraft og olje- og gassplattformer med felles tilkobling til nettet på land vil det ikke være behov for noen strømforsyning på plattformene. Overføringstapene fra vindparken vil reduseres siden energien fra vindparken kan benyttes på olje- og gassplattformene. I tillegg muliggjør en slik løsning overføring av overskuddskraft fra vindparken til nettet på land. Målet til denne artikkelen er å studere gjennomførbarheten til et system bestående av fem olje og gassplattformer og en offshore vindpark med en felles tilkobling til kraftnettet på land. Lignende systemer men med noe forskjellig systemkonfigurasjon er studert i [6, 7]. En oversikt av systemet kan sees i Figur 1. Fem olje- og gassplattformer, med forskjellig last, og en offshore vindpark er tilknyttet sentralnettet på land via en felles, 220 km lang HVDC kabel. Offshore omformerstasjonen er tenkt plassert på en egen plattform og består av en omformer, en transformator og en felles samleskinne. Avstanden mellom samleskinnen til vindparken og olje- og gassplattformene varierer mellom 40 km og 80 km. Spenningen på land er satt til 300 kv mens spenningen på HVDC overføringen er +/- 120 kv. Spenningen på offshore samleskinnen er satt til 90 kv og 60 Hz. Omformerne er modellert ved hjelp av såkalte gjennomsnittsmodeller. De tar ikke hensyn til harmoniske komponenter som følge av swiching, men dynamikken som følge av kontrollsystemet og samspillet med kraftsystemet er bevart. Omformeren på land er satt til å holde konstant spenning på offshoreterminalen til dc kabelen, mens offshoreomformeren er satt til å kontrollere spenningen på samleskinnen. Frekvensen i offshore AC-nettet holdes konstant ved at frekvensen til moduleringssignalet til offshoreomformeren holdes konstant. Olje- og gassplattformene er modellert ved hjelp en resistans, for å beskrive den passive lasten på plattformene, en konstant effekt last for å representere omformerstyrt last og en induksjonsmaskin. 176
For å modellere vindparken er det benyttet en aggregert modell bestående av en permanentmagnet synkrongenerator og en back-to-back omformer. Omformeren mot nettet kontrollerer DC-link spenningen, mens omformeren på vindturbinsiden er satt til å kontrollere hastigheten på turbinen slik at den hele tiden er optimal i forhold til vindhastigheten. For ytterligere beskrivelse av modellen og kontrollsystemet vises det til [8]. Simuleringene er utført ved hjelp av SimPowerSystems TM i MAT- LAB /Simulink. To situasjoner som er antatt og være kritiske for systemet er simulert og variasjon i spenningen er studert og vurdert opp mot IEC 61892, som er standarden som regulerer offshore elektriske installasjoner. Simuleringscasene er utkobling av vindparken og dipp i spenningen i nettet på land. 177
Kortslutninger, feil på kabler eller kontrollsystem, eller andre hendelser kan føre til utkobling av vindparken. I slike tilfeller er det viktig at kontrollsystemet til HVDC kabelen reagerer raskt for å kompensere for den tapte produksjonen fra vindparken slik at effekten på olje- og gassplattformene blir minimal. Vindparken er satt til å levere 50 MW før den blir koblet ut ved t=2 s. Resultatene av simuleringen er vist i Figur 2. Når vindparken kobles ut synker spenningen i offshore AC nettet. Offshore omformeren øker da spenningen på offshore samleskinnen. Dette fører til en utladning av kapasitansene i HVDC systemet (DC link kondensatorene og kapasitansen i kablene) og DC spenningen begynner å synke. Omformeren på land øker da effekten inn i HVDC systemet til DC spenningen igjen kommer opp til nominelt nivå. På denne måten reagerer VSC-HVDC systemet raskt og øker den leverte effekten for å kompensere for manglende vindkraft. Interaksjonen mellom kontrollsystemet på land og offshore kontrollsystemet fører til noen oscillasjoner i offshore spenningen før systemet stabiliserer seg etter ca. 0,2 s. Spenningen på alle olje- og gassplattformene er godt innenfor kravene i ICE 61892 under hele perioden. 178
Jordslutninger, kortslutninger eller store last variasjoner kan føre til en dipp i spenningen i nettet på land. En 60 % dipp med varighet 100 ms. i spenningen på land er simulert for å studere hvilken innflytelse dette har i AC nettet offshore. Spenningsfallet på land fører til at omformeren på land når sin strømgrense og dermed ikke klarer å levere tilstrekkelig effekt. Dette fører til en utladning av kapasitansene i HVDC systemet og spenningen på HVDC kabelen begynner å synke. Når spenningen på land kommer tilbake til nominelt nivå øker effekten fra omformeren på land igjen og DC spenningen begynner å stige. En oversvingning i DC spenningen kan observeres før den stabiliserer seg. Dette fører til store oscillasjoner i strømmen fra kraftnettet på land. Offshore omformeren er i stand til å dempe det meste av forstyrrelsen i spenningen slik at spen- 179
ningsvariasjonene på olje- gassplattformene er moderate og godt innenfor kravene i IEC 61892. Et hypotetisk kraftsystem i Nordsjøen har blitt studert med hensyn på å vurdere om denne systemkonfigurasjonen er en mulig måte å integrere olje- og gassplattformer og offshore vindkraft til kraftnettet på land. En dynamisk simuleringsmodell og et kontrollsystem er utviklet og systemet er simulert for caser antatt å være kritiske som driften av systemet. Simuleringene viser at kontrollsystemet virker som tiltenkt. VSC- HVDC reagerer hurtig på endringer i last og sørger for at systemet holder seg stabilt. Dette fører til at vindparken er nærmest upåvirket av forstyrrelsene i systemet. Systemet er også i stand til å holde spenningsvariasjonene på olje- og gassplattformene innenfor kravene i IEC 61892 under begge simuleringscasene. 180
Simuleringsresultatene viser noen oscillasjoner i spenningen på offshore samleskinnen, i spenningen på HVDC kabelen og i strømmen fra nettet på land. Målet med denne artikkelen har vært å studere muligheten til en slik systemkonfigurasjon og liten tid er derfor viet til å optimalisere kontrollsystemet. Det er derfor ventet at oscillasjonene kan dempes ved å introdusere mer ideelle kontrollparametere. Simuleringene indikerer at denne systemkonfigurasjonen er en mulig måte å integrere offshore vindkraft og olje og gas installasjoner til kraftnettet på land. [1] Klima- og Forurensningsdirektoratet, et al., "Klimakur 2020 - Tiltak og virkemidler for å nå norske klimamål mot 2020. (Climate cure - Means and measures for achinving Norwegian climate goals by 2020)," Oslo15.3.2010 2010. [2] S. Sentralbyrå. (2013, 2.1.2014). Available: http://ssb.no/naturog-miljo/statistikker/klimagassn [3] Oljedirektoratet, et al., "Kraft fra land til norsk sokkel," 2008. [4] The Norwegian Oil and Gas Assosiation, "Environmental report 2013," 2012. [5] SWECO Grøner, "Potensialstude av havenergi i norge (Study of the potential of marine energy in Norway)," 2007. [6] J. I. Marvik, et al., "Electrification of offshore petroleum installations with offshore wind integration," Renewable Energy vol. 50, pp. 558-564, 2013. [7] M. E. Theisen, et al., "Stability analysis of an offshore grid supplied by a HVDC-VSC," in Power Electronics and Applications (EPE 2011), Proceedings of the 2011-14th European Conference on, 2011, pp. 1-10. [8] M. Kolstad, "Integrating offshore wind power and multiple oil and gas platforms to the onshore power grid using VSC-HVDC technology," Masters thesis, Electric Power Engineering, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, 2013. 181