Elektrifisering av Norsk sokkel. Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer

Elektrifisering av Norsk sokkel Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer 02 Sluttrapport 01 Rapportutkast Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato 29.11.2007 29.11.2007 29.11.2007 Sign. BB HR IBK Dato 02.11.2007 02.11.2007 02.11.2007 Sign. BB/HR HR/BB IBK Rev. Nr. Beskrivelse Utarbeidet Kontrollert Verifisert Kunde Dokument No.: UPS-200753-R01 Dokument Tittel: Elektrifisering av Norsk sokkel Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer Kunde referanse: UPS Prosjekt No. Rev. Sider 200753 02 45

Innholdsfortegnelse ELEKTRIFISERING AV NORSK SOKKEL... 1 TRANSMISJONSSYSTEM FRA LAND OG DISTRIBUSJON TIL PLATTFORMER... 1 1. INNLEDNING... 4 2. ARBEIDSBESKRIVELSE... 4 3. SAMMENDRAG... 6 4. GRUNNLAGSDATA FOR PRODUKSJONSINNRETNINGENE... 9 4.1 Effektprognoser for produksjonsinnretninger... 9 4.2 Innretninger som er medtatt i utredningen... 9 5. OVERORDNET TOPOLOGI FOR TRANSMISJON OG DISTRIBUSJON.... 9 5.1 Inndeling av sokkelen... 9 5.2 Faktorer som påvirker topologivalg... 10 5.3 Teknisk avstand og effekt kapabilitetsområde for AC transmisjon... 11 5.4 Topologi for Sørlige Nordsjø... 13 5.5 Topologi for Mitre Nordsjø... 13 5.6 Topologi for Oseberg / Tampen området... 14 5.7 Topologi for Norskehavet... 15 5.8 Enlinjeskjema... 15 6. BÆREPLATTFORMER... 15 6.1 Forutsetninger... 15 6.2 Konsepter... 16 7. DYNAMISK INNFØRING AV KABEL PÅ FLYTENDE ENHETER... 17 8. REDUNDANS I KABEL TRANSMISJON OG DISTRIBUSJON... 19 9. TILGJENGELIGHET... 19 10. OVERFØRINGSTAP... 20 11. GRENSESNITT MOT LANDNETTET... 20 12. GRUNNLAG FOR KOSTNADSESTIMERING... 22 12.1 Kabelparametere... 22 12.2 Omformeranlegg for HVDC... 23 12.3 Kompensasjonsreaktorer, krafttransformatorer og fordelingsanlegg... 23 12.4 Valutakurser... 24 12.5 Sikkerhetsmarginer... 24 13. OPPSUMMERING AV KOSTNADSDATA... 25 200753 UPS-200753-R01 02 2 av 45

14. OPTIMALISERINGS MULIGHETER... 27 15. KAPASITET I MARKEDET... 28 16. TIDSPLAN... 29 17. REFERANSER... 30 18. APPENDIKS A KOSTNADSBEREGNINGER... 31 19. APPENDIKS B TOPOLOGIKART FOR NORSK SOKKEL... 43 20. APPENDIKS C ENLINJESKJEMA FOR NORSK SOKKEL... 44 21. APPENDIKS D RAPPORT FRA GLOBAL MARITIME VEDR. BÆREPLATTFORMER... 45 200753 UPS-200753-R01 02 3 av 45

1. Innledning Denne rapporten sammenfatter et oppdrag Unitech Power Systems A/S har utført for NVE (Norges Vassdrags og Energidirektorat). Arbeidet inngår i en utredning av elektrifisering av norsk sokkel på vegne av Olje og Energidepartementet. Mandatet til denne rapporten gjelder krafttransmisjon fra uttakspunkter i det Norske forsyningsnettet frem til knutepunkter på sokkelen og videre kraftdistribusjon frem til den enkelte mottakerplattform. Hovedelementer i arbeidet er å vurdere hensiktsmessige konseptløsninger, overordnet topologi og tilhørende kostnadsestimater. Oppdraget er utført i samarbeid med Raconsult AS og Global Maritime A/S. Raconsult har assistert arbeidet med krafttransmisjon og distribusjon mens Global Maritime har vurdert løsninger og kostnadsestimater for separate plattformer for plassering av installasjoner i knutepunkt mellom krafttransmisjon fra land og distribusjon videre til den enkelte mottakerplattform. Nødvendige tiltak på den enkelte mottakerplattform som følge av elektrifiseringen er vurdert i en separat studie utført av Novatech AS på vegne av Oljedirektoratet. Dette er dermed ikke direkte behandlet i denne rapporten. Imidlertid er Unitech Power Systems også underleverandør til Novatech for å utrede tiltak på plattformene. Arbeidet med begge studier er således tett koordinert. Studien er prinsipielt delt inn i to hovedcase: a) Delelektrifisering som innbærer å erstatte kraftproduksjonen fra gassturbindrevne kraftstasjoner offshore med strøm fra land. b) Helelektrifisering som i tillegg til punkt a) over også inkluderer elektrifisering av gassturbindrevne kompressorer og pumper på produksjonsinnretningene. 2. Arbeidsbeskrivelse Arbeidsomfang for rapporten er oppsummert under. 1. Vurdere topologi og teknisk løsning, og kostnadsestimere kabelnett og tilhørende utstyr, for strømtilførsel fra land til offshore installasjoner i områder av Nordsjøen og Norskehavet. 2. Studien skal inkludere tekniske løsninger og kostnadsestimat for følgende fysiske anlegg: -Transmisjon fra land til definerte områder offshore. -Distribusjon innenfor de definerte områdene. 3. Topologi, teknisk løsning og tilhørende kostnadsestimater skal utvikles for to hovedcase: a) Delelektrifisering som innebærer erstatning av kraftproduksjon fra generatoranlegg på produksjonsinnretningene med kraft fra land. b) Helelektrifisering som i tillegg til delpunkt a) over også inkluderer elektrifisering av turbindrevne kompressorer og pumper. 200753 UPS-200753-R01 02 4 av 45

4. Studien skal inkludere en vurdering av leveringskapasitet hos utstyrsleverandører. 5. Oversikt over feltene med tekniske data for de aktuelle installasjonene inkludert lastdata og levetid utarbeides av Novatech. 6. Grensen for kostnadsestimering går ved kabelterminering i land og på plattform. Kostnader for å legge og terminere kabel ( Hang-off ) til/på plattform er inkludert. 7. Ved behov for nye, dedikerte strukturer offshore for plassering av elektrisk utstyr som følge av elektrifiseringstiltaket (overgang fra radiell forsyning fra land til distribusjonsnettet på området), skal teknisk løsning og kostnadsestimering inkluderes. 8. Vurdering av kabelteknisk løsning skal gjøres med bakgrunn i vanndyp, konsept for kabelinnføring fra sjøbunn til plattform, spenningsnivå og utvikling angående skjøter for sjøkabel. Der hvor avstanden til land er mindre enn 200 km og effektbehov på mindre enn 200 MW skal overføring med vekselspenning (AC) vurderes. 9. Grensesnittet for transmisjon fra land går ved høyspennings overføring fra transformator eller HVDC stasjon på land. Teknisk løsning og kostnadsestimat for fullstendig HVDC-/likeretteranlegg med apparatanlegg skal inkluderes. 10. Tekniske spesifikasjoner i uttakspunktet fra landnettet skal beskrives, herunder nevnes største overføringsytelse og minste kortslutningsytelse. 11. I denne evalueringen forutsettes det at HVDC forbindelser vurderes med to kabler eller koaksial kabel teknologi med tur og returleder integrert. Drift med halv effekt og sjø retur er ikke en aktuell løsning. 12. Det skal ved vekselstrømsforbindelser også gjøres en vurdering av nytten av å legge fire enfase kabler (en kabel som reserve). 13. For distribusjonskabler til mottakerplattformer skal det spesifiseres hva som er maks last for hver radial og nødvendig overføringsevne i hvert snitt. 14. Valg av driftsspenningsnivå og tilhørende spenningsklasse for utstyr skal generelt etableres. Det er ikke lagt opp til å utføre nettanalyser for utredningen, og disse valgene er derfor basert på forenklede betraktninger og relevant erfaring fra andre prosjekter og studier. 200753 UPS-200753-R01 02 5 av 45

3. Sammendrag Denne rapporten sammenfatter et oppdrag Unitech Power Systems A/S har utført for NVE (Norges Vassdrags og Energidirektorat). Arbeidet er en del av en utredning av elektrifisering av norsk sokkel på vegne av Olje og Energidepartementet. Mandatet til denne rapporten gjelder krafttransmisjon fra uttakspunkter i det Norske forsyningsnettet frem til knutepunkter på sokkelen og videre kraftdistribusjon frem til den enkelte mottakerplattform. Hovedelementer i arbeidet er å vurdere hensiktsmessige konseptløsninger, overordnet topologi og tilhørende kostnadsestimater. Nødvendige tiltak på den enkelte mottakerplattform som følge av elektrifiseringen er vurdert i en separat studie utført av Novatech AS på vegne av Oljedirektoratet. Dette er dermed ikke behandlet i denne rapporten. Studien er prinsipielt delt inn i to hovedcase: a) Delelektrifisering som innbærer å erstatte kraftproduksjonen fra gassturbindrevne kraftstasjoner offshore med strøm fra land. b) Helelektrifisering som i tillegg til punkt a) over også inkluderer elektrifisering av gassturbindrevne kompressorer og pumper på produksjonsinnretningene. Totalt innebærer delelektrifisering transmisjon og distribusjon dimensjonert for 769 MW mens helelektrifisering tilsvarende utgjør 1584 MW. Effektprognoser for den enkelte produksjonsinnretning for hel og delelektrifisering er utarbeidet av Novatech som en del av utredningen om tiltak på den enkelte innretning. Effektprognosene er generelt basert på prognoser for høyeste årlige energiforbruk etter 2015. Utredningen inkluderer alle produksjonsinnretninger på sokkelen med unntak av FPSO (Floating Production Storage Offloading) enheter og enheter med kort gjenværende produksjonstid, dvs. nedstengning i 2015 eller tidligere. Norsk sokkel er i studien delt inn i 4 områder: 1. Sørlige Nordsjø 2. Mitre Nordsjø 3. Oseberg / Tampen 4. Norskehavet Hvert område er utviklet for del og helelektrifisering. Oseberg / Tampen er i tillegg delt inn i topologier for 50 Hz innretninger og 60 Hz innretninger. Det er generelt lagt opp til å plassere store offshore HVDC stasjoner på egne bæreplattformer. 200753 UPS-200753-R01 02 6 av 45

Hovedfordeler med dette valget er: a) Kostnadsbildet er mer forutsigbart sammenlignet med fjerningsprosjekter på eksisterende strukturer offshore som ellers er alternativet b) Installasjon og testing av stasjonene inklusive alle nødvendige hjelpesystemer kan gjøres ved verft i stedet for krevende offshore operasjoner c) Disse dedikerte strukturene kan konstrueres mer optimalt for formålet sammenlignet med å bruke eksisterende strukturer. Det er i studien generelt forutsatt bruk av etablert teknologi med ett unntak. Løsninger for dynamisk kabelinnføring på flytende mottaksenheter for kabler med aktuell spenningsklasse er gjenstand for kvalifisering. Det blir konstruert en løsning for dette på et pågående utbyggingsprosjekt på norsk sokkel, men det må forutsettes flere kvalifiseringer for anvendelse i denne sammenhengen på grunn av varierende installasjonsbetingelser. Mulighetene for å oppnå disse kvalifiseringene vurderes som gode. Totale kostnader (referert 2007 nivå) for delelektrifisering er anslått til 17.7 mrd. NOK mens helelektrifisering tilsvarende er anslått til 22.9 mrd. NOK. Det må presiseres at kostnadsestimatene er uklassifiserte og forbundet med relativt store usikkerheter. Kostnader inkluderer generelt sikkerhetsmarginer så langt de kan forutsettes på dette utredningsnivået. Byggherre kostnader for det totale prosjektet er imidlertid ikke inkludert eller vurdert. Dette vil omfatte prosjektressurser til de ulike utrednings og prosjektstadier helt fra idestudier og frem til idriftsettelse av anleggene. Generelt ligger kostnad per MW elektrifisert (merk at MW her reflekterer dimensjoneringen av systemene og ikke midlere forbruk), lavere for helelektrifisering enn ved delelektrifisering. Dette reflekterer at økt dimensjonering av transmisjon og distribusjon ikke gir kostnader som er proporsjonale med ytelsen. Dette er som forventet. Imidlertid vil tilleggskostnader og produksjonstap under nødvendig modifisering av prosessanlegg ved helelektrifisering for mottakerplattformene være meget vesentlige, og disse er ikke inkludert i denne rapporten. Kostnad pr. MW ligger lavest for Oseberg / Tampen området, og særlig topologien for 60 Hz. Også totalt for 50 og 60 Hz kommer Oseberg / Tampen best ut, men da med mindre differanse til Norskehavet og Sørlige Nordsjø. Kostnadene pr. MW for transmisjon og distribusjon som denne rapporten behandler er fortrinnsvis avhengige av hvor store effektpotensialer som er samlet innenfor samme geografiske område og hvorvidt området er homogent eller inhomogent mhp. 50 og 60 Hz innretninger. Mitre Nordsjø kommer ugunstig ut pga. lave effekter, relativt stor avstand fra land og inhomogent område. Generelt er sjøkabel den største kostnadsbæreren. Andre signifikante kostnadsbærere er bæreplattformer og HVDC stasjoner. Det er utført en begrenset vurdering av kapasitet i markedet. Når det gjelder sjøkabler for AC og DC, som er dominerende i dette bildet, så er det innhentet grove måltall for dagens 200753 UPS-200753-R01 02 7 av 45

produksjons og leggekapasitet fra aktører med fabrikasjon i Norden, og som har dominert dette markedet så langt. Basert på dette vil det ta i størrelsesorden 4-5 år å produsere den aktuelle kabelmengde for del elektrifisering og 5-6 år ved hel elektrifisering, avhengig av ordretilgang. Når det gjelder legging, så er det relativt stor usikkerhet i underlaget. En grov vurdering tilsier i størrelsesorden 4-6 sesonger med leggekampanjer avhengig av del eller helelektrifisering. Det signaliseres generelt en prioritering av dette markedet og også mulighet for utvidelse av kapasiteten ved konkrete prosjekter. Det er ikke vurdert muligheter ved mer fjerntliggende produksjonsanlegg og hvilke konsekvenser dette eventuelt vil ha for kostnader. Leveringstid for enkelte høyspenningskomponenter er for tiden betydelig. For krafttransformatorer er det per i dag leveringstider på 2-3 år hos en rekke fabrikanter. Kapasitet i form av kvalifiserte fagfolk for produkt og systemprosjektering, fabrikasjon og installasjon er ikke vurdert i studien, men det er generelt et anstrengt marked. 200753 UPS-200753-R01 02 8 av 45

4. Grunnlagsdata for produksjonsinnretningene 4.1 Effektprognoser for produksjonsinnretninger Effektprognoser for den enkelte produksjonsinnretning for hel og delelektrifisering er utarbeidet av Novatech som en del av utredningen om tiltak på den enkelte innretning. Effektprognosene er generelt basert på prognoser for høyeste årlige energiforbruk etter 2015. For å komme frem til dimensjonerende effekter for elektrisk transmisjon og distribusjon korrigeres disse tallene for samtidighet for derved å ta tilstrekkelig høyde for toppbelastning sammenlignet med gjennomsnittsforbruk. Dette gjøres ved å legge inn marginer på 40 % for delelektrifisering for hver enkelt innretning. I de tilfeller hvor dette gir høyere effekt enn det som dagens kraftstasjon er dimensjonert for, er dimensjoneringen satt lik kraftstasjonen sin kapasitet. Når det gjelder tilleggseffekt for elektrifisering av gassturbindrevne kompressorer og pumper på innretningene, så er tilsvarende margin satt til 20 %. Oversikten over kompressorer og pumper som elektrifiseres på den enkelte innretning fremgår av enlinjeskjema, vedlegg 20. 4.2 Innretninger som er medtatt i utredningen Dette fremgår fra topologidiagrammet i vedlegg 19 og er basert på grunnlaget mottatt fra Novatech. FPSO enheter er ikke inkludert. Elektriske kraftkabler til FPSO enheter innebærer en sleperingsoverføring. En vesentlig begrensning ved kraftoverføring til FPSO er spenningsnivået som disse oljefylte slepering utrustningene konstrueres for. Dette ligger i dag i det vi kaller mellomspenningsnivået. Dette er altfor lav spenning for kraftoverføring av større effekter over flere mil distanse. Dagens teknologi tillater overføring som kan vurderes i forhold til en enkelt FPSO sitt behov ( i det nedre området), men kun over korte avstander. Videre er innretninger med kort restlevetid ikke medtatt, dvs. nedstengning i 2015 eller tidligere. 5. Overordnet topologi for transmisjon og distribusjon. 5.1 Inndeling av sokkelen Topologi som ligger til grunn for transmisjon og distribusjon er vist i vedlegg seksjon 19. Dette er basert på en inndeling av sokkelen i 4 områder: 1. Sørlige Nordsjø 2. Mitre Nordsjø 3. Oseberg / Tampen 4. Norskehavet 200753 UPS-200753-R01 02 9 av 45

I denne studien er det ikke mulighet for å gjøre sammenligning av kostnader og tekniske egenskaper ved ulike mulige topologivalg. Dette vil i praksis være nødvendig for å danne beslutningsgrunnlag for investeringer. Studien representerer dermed et første utgangspunkt hvor det foreligger optimaliseringspotensialer som diskutert i kapittel 14. 5.2 Faktorer som påvirker topologivalg Generelt er det en del overordnede faktorer som påvirker topologivalg: 1. Ved 60 Hz anlegg vil det være behov for omformere og her velges generelt HVDC transmisjon som tilrettelegger for dette. Alternativ med ombygning av kraftstasjoner ved å fjerne gassturbin og etterinstallere elektrisk motor og gir utrustning slik at man får motor generatorsett med 50 Hz inn og 60 Hz ut er vurdert, men ikke funnet hensiktsmessig. En slik type ombygning offshore uten mulighet for fabrikk sammenstilling og tester ansees som komplisert og ikke utprøvd. En elektrisk motor vil medføre en betydelig større punktlast og andre dimensjoner sammenlignet med gassturbin og tiltaket vil overføre kostnader fra forsyningsstruktur til plattform. 2. I forbindelse med HVDC transmisjon er det lagt opp til å bruke separate bære plattformer for omformeranlegg (vekselretterstasjon), transformatorer og fordelingsanlegg. Det er gjort separate analyser for valg av konsepter for slike bærestrukturer avhengig av utstyrsvekter og vanndybde. Se vedlegg i seksjon 21. Hovedfordeler med dette valget er: a) Kostnadsbildet er mer forutsigbart sammenlignet med fjerningsprosjekter på eksisterende strukturer offshore som ellers er alternativet b) Installasjon og testing av stasjonene inklusive alle nødvendige hjelpesystemer kan gjøres ved verft i stedet for krevende offshore operasjoner c) Disse dedikerte strukturene kan konstrueres mer optimalt for formålet sammenlignet med å bruke eksisterende strukturer. 3. For 50 Hz anlegg er det anvendt 50 Hz AC transmisjon fra land hvor dette er mulig med hensyn til avstand og kapasitet. Dette blir en balanse mellom: a) Hensynet til at HVDC transmisjon krever separate bæreenheter offshore (eller fjerningsprosjekter og installasjon på eksisterende strukturer) på den ene side b) Kostnadsdifferanse mellom AC og DC transmisjon for samme effekt og distanseområde på den annen side. Utviklingen av plattform konsepter og tilhørende kostnader har av hensyn til tidsvinduet for utredningen gått i parallell. Dette gjør at det vil være optimaliseringsmuligheter som er diskutert i kapittel 14. 200753 UPS-200753-R01 02 10 av 45

4. Det tekniske avstand effekt kapabilitetsområdet er ikke analysert for denne utredningen, men det er utført (av Unitech Power Systems) en rekke prosjekter og utredninger på dette området tidligere, og dette danner grunnlaget for topologivurderingene. Se kapittel 5.3. 5.3 Teknisk avstand og effekt kapabilitetsområde for AC transmisjon Følgende referanser for prosjekter og studier hvor transmisjonstekniske forhold ved AC kabler i det aktuelle effekt og distanseområde kan refereres som relevant grunnlag for denne utredningen: Ormen Lange, subsea fremtidig trykkstøtte: 120 km, 60 MW. Det er frekvensomformerdrift for hovedmotorer. Dette transmisjonssystemet ble opprinnelig planlagt av Unitech Power Systems, inklusive nettanalyser og simuleringer. Det er senere utført verifikasjonsanalyse av tredje part (Alsthom) med i hovedsak samme konklusjoner som design studien. Prosjektet er nå i kvalifiseringsfase for subsea utstyret. Yme: 140 km, 25 MW med reserve opp til ca. 40 MW. Direktestart av 3.5 MW motorer. Unitech Power Systems har utført planarbeid inklusive relativt detaljerte beregninger og simuleringer. Prosjektet er ikke besluttet videreført. Gjøa, 110 km, 40 MW. Direktestart av motorer på 2.5 MW. Prosjektet er i gjennomføringsfase. Unitech Power Systems utfører planarbeid og nettberegninger / simuleringer. Prinsipp studie utført for Shell i 2004/2005. Her ble det utført prinsipielle transmisjonsanalyser for en rekke distanse og effektkoordinater med det formål å etablere prinsipielle kapabilitets kart for AC transmisjon av den typen som er aktuell her. Her er det spenningsstabilitet og termisk grenselast som primært er vurdert. Generelt begrenses transmisjonskapasitet for lange kabler av flere forhold, men følgende er å anse som mest vesentlig: a) Reaktiv effektproduksjon i kabelen binder opp kabelens termiske kapasitet og begrenser transmisjonskapasiteten. Dersom det ikke kompenseres i last enden, vil reaktiv overskuddseffekt transporteres mot forsynings enden og medføre ujevn belastning av kabelen. (Mest mot land, minst om lag midt på og noe mer mot last enden avhengig av lastens effektfaktor) b) Spenningsstabilitet. Stasjonære spenningsvariasjoner må ligge innenfor et nivå som kan kompenseres av 200753 UPS-200753-R01 02 11 av 45

transformator trinnkoblere. Prinsippet for prosjektene referert over er at transformator i forsyningsenden regulerer spenningen på primærsiden av transformatoren på mottakerplattform mens transformator på mottakerplattform kompenserer spenningen på mellomspenningsnivået. Det samme prinsippet er generelt forutsatt for denne studien. c) Resonansfrekvenser for transmisjonen må ligge med rimelige marginer i forhold til grunnfrekvens (50 Hz) Disse forhold er vurdert kvalitativt i valg av topologier på bakgrunn av erfaringer samlet blant annet i de refererte prosjekter og studier nevnt over. Det er ikke mulig å utføre nettstudier og simuleringer innenfor de tids og budsjettrammer som ligger til grunn for denne studien. Når det gjelder spenningsvariasjoner ved start av store motorer, så er grenseverdier for plattformsystemene per i dag nedfelt i IEC 61892 del 1. Her tillates -20 % transient spenningsendring. Man må likevel ta hensyn til at disse grensene er basert på en kortere recovery tid med lokal kraftstasjon enn ved kraft fra land hvor recovery tiden langt på vei er sammenfallende med starttiden. Videre er også flertallet av innretningene bygd under IEC 60092 seriens normkrav og FEA-M 92 hvor det opereres med -15%. (før IEC61892). Majoriteten av asynkronmotorer med direktestart på innretningene ligger i ytelsesområdet opp til ca. 5 MW. Videre er det noen større motorer med direktestart i området 5-9 MW, men disse ligger hovedsakelig på 60 Hz innretninger. Med referanse til prosjektene over foreligger det nettanalyser for distanser opp til 140 km med direktestart av motorer på 3.5 MW. Det ble også tilsvarende kvalifisert motorer på 4 MW i en tidligere fase av Yme prosjektet. Direktestart av de aktuelle asynkronmotorene krever generelt at inntakstransformator på den enkelte mottakerinnretning er tilstrekkelig dimensjonert, det vil si lav nok seriereaktans for dette formålet. Dersom man sammenligner 170 km med AC kabel med 0.12 ohm / km seriereaktans med en inntakstransformator på 50 MVA med 12 % reaktans og referer dette til 132 kv, så er fortsatt seriereaktansen for kabelen ikke mer enn i størrelsesorden halvparten av transformatorens. Ved lange AC kabler så kompenseres det ekstra på transformatorytelser for å ivareta dynamiske spenningsendringer. Dette er forsøkt ivaretatt i de aktuelle topologier. Dette overfører ekstra vekt og størrelse til mottakerplattformen, men ikke tilnærmelsesvis så mye som ved plassering av HVDC stasjoner på plattformen, hvor det fortsatt kreves en inntakstransformator i tillegg til omformeranlegget. Inntakstransformatoren kan enten kompenseres direkte på ytelse eller ved design for lavere reaktans enn 10-12 % som er vanlig for enheter i denne størrelsen. Begge deler medfører større dimensjoner og vekt. Den siste strategien har betydning for transformatorens evne til å tåle store kortslutningsstrømmer. For mottakerinnretningene må det tas høyde for et større reservekraftbehov enn eksisterende nødaggregater sin kapasitet. Dette søkes prinsipielt, og hvor det er mulig, løst ved at ett av hovedaggregatene fortsatt er operasjonelt og kan fases inn mot landforsyningen også i forbindelse med start av store motorer. 200753 UPS-200753-R01 02 12 av 45

De lengste AC transmisjonene er for Norskehavet og Oseberg / Tampen 50 Hz topologiene. Begge deler forutsettes kompensert med reaktorer, på Frøya for Norskehavet og ved Troll C for Oseberg / Tampen 50 Hz. Det kan ikke utelukkes at det på tross av dette kan være problemer med start av enkeltmotorer, men ikke i et omfang som på dette nivået i studien isolert sett tilsier flere bæreenheter og endringer av selve hovedtopologien. Da vil disse problemene søkes løst på den enkelte plattform. 5.4 Topologi for Sørlige Nordsjø Området har utelukkende 60 Hz installasjoner og ligger relativt langt fra fastlandet. Området har tidligere vært utredet for elektrifisering av BP i forbindelse med Norway Power Project, NPP. Løsningen som er valgt her er prinsipielt den samme som for NPP bortsett fra at det er valgt en egen bæreplattform for lokalisering av omformerstasjon, transformatorer og fordelingsanlegg. Det er HVDC transmisjon fra Lista frem til denne bæreplattformen. For Sørlige Nordsjø er vanndybde ca. 70 meter og det er valgt bunnfast innretning som lokaliseres ved Ekofisk J. Ytelsen med delelektrifisering er 142 MW. Fra land blir effekten da i størrelsesorden 150 MW. Dette tilsier en strøm på 500 A med bipolar konfigurasjon. For hel elektrifisering er det tilsvarende 290 MW som gir 1000A i bipolar konfigurasjon. Fra omformerplattformen er det radiell distribusjon frem til den enkelte mottakerplattform. Distribusjonsspenningen forutsettes å være i et område som tillater 72.5 kv isolasjonsklasse for AC kabel. 5.5 Topologi for Mitre Nordsjø Her er strukturen forskjellig avhengig av hel eller delelektrifisering. Området er inhomogent med forbrukere med både 50 og 60 Hz. Her vil en splittet vekselretter være et mulig alternativ. Totalytelsen for delelektrifisering er i samme størrelsesorden som hver av Statoils transmisjoner mellom Kollsnes og Troll A. Transmisjonslengden er omtrent dobbelt så lang, så spenningen velges i størrelsesorden 120 til 150 kv. Uttakspunkt fra landnettet er Kårstø. Fordelene med denne løsning vil være at ca. halvparten av nødvendig strømretterytelse flyttes til billigere anlegg på land, og resten installeres på mottakerstasjonen offshore og ikke nede på Sleipnerfeltet. Videre avtar transmisjonstap og problemer med AC spenningskontroll. Med denne løsningen vil også Ringhorne uten videre kunne inkluderes. ABB sitt multiterminal konsept anvendes dermed her og offshore stasjonen lokaliseres ved Grane. Det må påpekes at det ikke er mulig med koblingsutstyr på DC for disse ytelsene og spenninger som muliggjør selektiv utkobling av 50 eller 60 Hz utgang ved feil. Det vil kreve nedstengning av HVDC likerettestasjon på land. Vanndybde ved Grane er ca. 130 meter og det er her foreslått en bunnfast bæreplattform for omformerstasjonen. I tilfellet med helelektrifisering er kraftbehovet i området ca. 160 MW hvorav 100 MW ligger på Sleipner med 60 Hz pga. mange turbindrevne kompressorer der. Her er det lagt opp til en 200753 UPS-200753-R01 02 13 av 45

egen HVDC transmisjon fra Kårstø til en bæreplattform ved Sleipner. Vanndybde her er ca. 80 meter og det er forutsatt bunnfast bæreplattform. I dette tilfellet er det lagt opp til en egen 60 MW AC transmisjon til Grane med viderefordeling til Ringhorne. Effektbehovet på Ringhorne (60 Hz) er forutsatt mulig å dekke med en back to back type omformer lokalisert på Ringhorne. 5.6 Topologi for Oseberg / Tampen området Dette representerer det tyngste området på sokkelen med hensyn på effektmengde. Totalt for delelektrifisering er det 405 MW mens det ved hel elektrifisering utgjør over 800 MW. Også dette området er inhomogent med både 50 Hz og 60 Hz installasjoner. Her er området delt inn i en topologi med 50 Hz AC forsyning fra land og en med HVDC forsyning som dekker 60 Hz installasjoner. For 50 Hz AC forsyning legges det opp en AC transmisjon fra Mongstad til en egen bæreplattform ved Troll C. På denne bæreplattformen lokaliseres kompensasjonsreaktorer og fordelingsanlegg. Dette utgjør en utstyrsvekt på ca. 350 tonn og dimensjoner som vanskeliggjør plassering om bord på Troll C. Vanndybde ved Troll C er ca. 320 meter og det legges opp til en halvt nedsenkbar flytende plattform løsning. Fra bæreplattformen legges det opp AC distribusjon videre sørover til Oseberg Øst og Sør samt nordover til Kvitebjørn og Visund. Det forutsettes distribusjonsspenning som krever 145 kv isolasjonsklasse for kabel. Denne strukturen er felles for del og helelektrifisering, men dimensjoneringen er naturligvis forskjellig. For 60 Hz installasjoner i dette området er det lagt opp til eget uttak fra Mongstad med HVDC transmisjon. Bæreplattform for offshore omformer og distribusjonsanlegg er lagt til Gullfaks området. Dette skyldes at hovedtyngden av effektforbruket for området ligger her. Vanndybde ved Gullfaks området er ca. 140 meter og her er flere løsninger for bæreplattform vurdert, se vedlegg i seksjon 21. Basert på Global Maritime sin rapport synes en Spar Plattform løsning, Sevan Marine sitt konsept, å være aktuelt. Topologien innebærer distribusjonskabel sørover mot Oseberg området. Her legges distribusjonen inn på Oseberg Feltsenter først og deretter nordover igjen mot Oseberg C. Dette skyldes at levetid (forventet nedstengningstidspunkt) for Oseberg Feltsenter er vesentlig lengre enn for Oseberg C. DC transmisjon for delelektrifisering er beregnet for 303 MW mens det for helelektrifisering er tilsvarende over 600 MW. Behovet for delelektrifisering dekkes av en bipolar transmisjon med 2x1x1000 mm 2 kabler, mens det for helelektrifisering er forutsatt nødvendig med 2 parallelle bipolare transmisjonssystem med 2x(2x1x1000mm 2 ) kabler. Generelt er overføringsspenninger fra omformerplattform til mottaker plattformer slik at det forutsettes 145 kv isolasjonsklasse for kabel og annet utstyr. 200753 UPS-200753-R01 02 14 av 45

5.7 Topologi for Norskehavet Norskehavet er nyere 50 Hz installasjoner med unntak av Draugen som er 60 Hz. Her er det lagt opp til AC transmisjon fra Tjeldbergodden området og frem til øya Frøya som ligger ca. 40 km fra fastlandet i retning mot de nordlige installasjonene. På Frøya lokaliseres back to back omformer for 60 Hz forsyning til Draugen. Videre plasseres kompenseringsreaktorer på og fordelingstransformatorer på Frøya. Transformatorene må dimensjoneres romslig av hensyn til lang transmisjonsavstand nordover til Kristin området. Effektbehovet er ca. 160 MW for del elektrifisering hvorav 116 MW er i det nordlige området. I tilfellet med helelektrifisering så er effektbehovet totalt ca. 280 MW hvorav 211 MW er i det nordlige området. For AC krever dette to transmisjoner, og det er lagt opp egen kabel til Heidrunn som har et kraftbehov ved helelektrifisering på 116 MW. (Altså det samme behovet som hele nordområdet har til sammen ved delelektrifisering). Denne kabelen kan entes legges fra Frøya eller at det etableres et uttakspunkt lengre nord dersom dette er hensiktsmessig for oppdekning av kraft fra landnettet. Distansen blir omtrent den samme pga. at man ved å gå lengre nord med uttaket også må gå lengre øst før landfall. Overføringsspenninger velges slik at 145 kv isolasjonsklasse for kabler og annet utstyr kan anvendes. 5.8 Enlinjeskjema Det er etablert prinsipielle enlinjeskjema for hvert område på sokkelen og for tilfellene med hel og delelektrifisering. I tillegg er området for Oseberg / Tampen inndelt i 50 Hz AC skjema og 60 Hz skjema. Totalt er det etablert 10 slike enlinjeskjema. Her fremgår det mer detaljert hvilket utstyr som er forutsatt plassert hvor. Dette er også brukt som et verktøy for å sikre koordineringen mot delstudie som utføres av Novatech for tiltak på den enkelte produksjonsinnretning. Skjemaene dekker det elektriske opplegget fra uttakspunkt fra landnettet frem til mellomspenningsnivå på den enkelte produksjonsinnretning. Skjemaene er inkludert i vedlegg i seksjon 20. 6. Bæreplattformer Konsepter for bæreplattformene er vurdert i egen rapport utarbeidet av Global Maritime A/S, se vedlegg i seksjon 21. 6.1 Forutsetninger Nøkkelforutseninger for dette arbeidet er oppsummert som følger: Det forutsettes en levetid på minst 30 år for omformerplattformene. Dette er valgt dels av hensyn til gjenbruksmulighet. Det må forutsettes at miljøbelastninger (vind, bølger, etc.) ikke medfører redusert tilgjengelighet sammenlignet med eksisterende produksjonsinnretninger på sokkelen. 200753 UPS-200753-R01 02 15 av 45

Det må forutsettes relativt strenge krav til bevegelser og akselerasjon (flytende enheter) av hensyn til blant annet kabelinnføring og terminering. Enhetene er normalt ubemannet. Bunnfaste enheter forutsettes lokalisert inntil eksisterende innretninger med gangbro og behøver ikke helikopterfasiliteter. For flytende enheter forutsettes det noe større avstand og helikopterfasiliteter samt begrenset hotellfasilitet. Vedlikeholdskampanjer forutsetter shuttling. Det forutsettes ikke fremdriftssystem. Prinsipielt er følgende system nødvendige: -helikopterfasilitet (flytere) - permanent gangbro (bunnfaste enheter) - begrenset innkvartering (flytere) - marinesystemer -kjølevann system -ventilasjons systemer - Reservekraft (ca. 1 MW) med drivstoffsystem -avbruddsfri kraft (UPS) - brannvanns system (det er en relativt stor oljemengde pga. transformatorer og reaktorer) -kontroll og sikkerhets systemer Det vil være mulig å plassere tunge komponenter (utgangstransformatorer og kompensasjonsreaktorer) på et lavere nivå i innretningen. Dette vil anslagsvis kunne utgjøre 50 % av utstyrsvekten. Omformere må plasseres på øvre nivå i egne elektrorom. Global Maritime baserer konseptarbeidet på netto utstyrsvekter fra Unitech Power Systems for elektriske anlegg og legger til for øvrige systemer som er nødvendige. Modulvekter estimeres på bakgrunn av utstyrsvekter og sammenlignbare installasjoner. 6.2 Konsepter For Sørlige Nordsjø og Mitre Nordsjø med vanndybder i området 70 130 meter er bunnfaste enheter (fagverkstårn) forutsatt. På Oseberg / Tampen ved Troll området er vanndybde over 300 meter og her er det vurdert: a) Halvt nedsenkbar flyteplattform b) Spar type flytende plattform (Sevan Marine konsept) c) Smart Bøye konsept. Smart Bøye konseptet er vesentlig billigere sammenlignet med de andre alternativene, men innehar usikkerheter som ikke muliggjør en anbefaling av dette alternativet på dette stadiet. 200753 UPS-200753-R01 02 16 av 45

De andre løsningene er vurdert som gjennomførbare og denne grovanalysen avdekker ikke vesentlige kostnadsforskjeller. For bæreenhet ved Gullfaks området med ca. 140 meters dybde er det vurdert: a) Bunnfast b) Halvt nedsenkbar flyteplattform c) Spar type flytende plattform (Sevan Marine konsept) Her kommer Spar konseptet mest gunstig ut og er inkludert i kostnadsoppsummeringen. Oppsummerte data for bæreenheter, inklusive estimerte totalkostnader er vist I tabell 6-1 under. For øvrig henvises det til separat rapport i vedlegg i seksjon 21. Tabell 6-1- Nøkkeldata for bæreplattform konsepter 7. Dynamisk innføring av kabel på flytende enheter Ved bunnfaste bæreplattformer (fagverkstårn) er sjøkabel ført inn via J rør og terminert på dekk. Dette er å betrakte som etablert teknologi. For flytende bæreplattformer vil kabelinnføringen være dynamisk og utsatt for bevegelser. Innføring via fleksibel navlestreng er vurdert i Global Maritime sin rapport, se vedlegg i seksjon 21. For sjøkabler over 36 kv brukes blykappe dels som fuktsperre og denne har svakheter ved utmatting på grunn av bevegelser. For Gjøa prosjektet har Statoil i samarbeid med ABB utviklet en løsning hvor blant annet denne kappen er modifisert på den siste delen av kabelen inn mot plattformen. Gjøa prosjektet er så vidt man i arbeidet med denne rapporten har identifisert det første prosjektet som prøver ut dette. Det må forutsettes at kvalifiseringen for Gjøa er av en viss generell verdi, men man må også ta hensyn til at krefter, bevegelser og vanndybder er innretnings spesifikt. I denne rapporten er det gått ut ifra flytende bærestrukturer for Oseberg / Tampen området, men med unntak av Norskehavet (som ikke er vurdert) er det også mulig å finne relativt konkurransedyktige løsninger med bunnfaste enheter. For kabelinnføring til eksisterende flytende produksjonsinnretninger er det nødvendig med innretnings spesifikke teknologikvalifiseringer for å føre inn sjøkabler over 36 kv 200753 UPS-200753-R01 02 17 av 45

spenningsklasse (som vil være nødvendig ved elektrifisering). Det forutsettes imidlertid et relativt optimistisk utgangspunkt for dette. 200753 UPS-200753-R01 02 18 av 45

8. Redundans i kabel transmisjon og distribusjon Når det gjelder likestrømskabler så er det for de minste ytelsene i Norskehavet forutsatt bruk av monopolar løsning med bruk av konsentrisk kabel med tur returleder i samme kabel. For større HVDC ytelser er det forutsatt 2 enleder kabler med unntak av det største tilfellet for Oseberg / Tampen hel elektrifisering hvor det er lagt til grunn 2 transmisjoner med 2 enleder kabler for hver. Sistnevnte løsning innebærer mulighet for redusert drift ved feil på den ene transmisjonen. Når det gjelder AC kabler er det forutsatt konvensjonell løsning med 3 enledere under felles kappe og armering. Løsning med 4 separate enleder kabler (for å ha 4. leder redundant) som behandlet i den forrige utredningen om elektrifisering av sokkelen er ikke vurdert som hensiktsmessig. Avstanden mellom enledere vil øke seriereaktansen slik at transmisjon over lengre avstand er uaktuelt. Dette tilsier at man for å oppnå redundans i praksis må legge ekstra kabler og da lokalisert slik at potensialer for felles skade ved trål, anker eller lignende begrenses. Kostnadene med dette vil imidlertid være meget høye. Dette er ikke vurdert i denne studien. 9. Tilgjengelighet Totalt sett er det en rekke faktorer som vil påvirke kraftforsyningens tilgjengelighet ved eventuell elektrifisering med kraft fra land. Det er ikke utført noen kvantitative analyser av dette i denne studien. En grovinndeling av faktorer med betydning betraktes å være: 1. Tilgjengelighet i uttakspunktet fra landnettet. Tilgjengelighet ligger generelt for de aktuelle uttakspunkter på et høyt nivå og forutsettes ikke å gi signifikante bidrag til nedetid. Kortvarige spenningsdipper på grunn av forbigående forstyrrelser i landnettet (lynaktivitet, vind, etc.) vil potensielt kunne påvirke produksjon på offshoreplattformer ettersom disse systemene er konstruert uten at man behøver å ta hensyn til denne typen problemstillinger. 2. Sjøkabler for transmisjon og distribusjon Basert på generell erfaring fra tidligere studier er dette den mest vesentlige faktor for tilgjengeligheten. Feilraten er lav, men potensielt lange reparasjonstider gjør likevel at kabel vil dominere. 3. Omformeranlegg (HVDC) Forventet tilgjengelighet basert på erfaringer med eksisterende installasjoner tilsier ikke at stasjonene vil gi et kritisk bidrag til nedetid. Det vil imidlertid kreves en samordning av vedlikeholdskampanjer for omformerstasjonene med produksjonen på offshoreinnretningene. 4. Distribusjonskomponenter Generelt er det lave feilrater for høyspenningsutstyr av aktuelle typer. Basert på sammenlignbare studier er det krafttransformatorer som gir størst bidrag til nedetid. Dette har sammenheng med reparasjonstider. 200753 UPS-200753-R01 02 19 av 45

En typisk offshore kraftstasjon har tilgjengelighet i størrelsesorden 97-98 %. For Norway Power Prosjektet (2002) var det en målsetting å oppnå tilsvarende eller bedre regularitet. Generelt bør samme målsetting gjøres gjeldende ved eventuelt elektrifisering av sokkelen i større omfang. 10. Overføringstap Det er ikke utført beregninger for overføringstap i denne studien, og videre utvikling av de aktuelle topologiene vil kreve slike nettberegninger i relativt stort omfang. Vurdering av overføringstap her blir derfor kvalitative og ikke kvantitative. For HVDC overføring vil tapene være avhengig av overført effektmengde. Ved full utnyttelse av en HVDC transmisjon er tap i HVDC stasjonene ca. 2-3 % i hver ende mens kabel naturligvis er avhengig av dimensjonering og distanse. Her kan 3-7 % være rimelig. Dette gir totale tap i størrelsesorden 10 % for en transmisjon. Disse tallene vil imidlertid variere fra overføring til overføring. For AC transmisjon og distribusjon vil tapene variere mindre med belastningen. Dette skyldes tap som følge av reaktiv effektproduksjon i kabelen. Ved større lengder binder dette opp en vesentlig del av overføringskapasiteten, spesielt i den delen av kabelen som går mot forsyningsenden. (mot land). Overføringstap vil her typisk ligge i området 5 til 12 % avhengig av blant annet lengde og kabeldimensjonering. 11. Grensesnitt mot landnettet Nøkkeldata for grensesnitt mot landnettet er oppsummert i Tabell 9-1 under. Når det gjelder krav til minste kortsluttytelse i matenett, så er dette på dette stadiet relativt usikre tall. Det er gjort grove vurderinger på krav til kortslutningsytelse i mottakerpunktene ved AC transmisjon og dette er lagt til grunn for vurdering av kortslutningsytelse i matenettet. Prinsipielt vil AC transmisjon stille større krav til kortsluttytelse i matenett enn HVDC transmisjon, og dette er reflektert i tabell 11-1 under. Strømrettere stiller ikke vesentlig større krav til tilknytningspunktet enn merkeytelsen. Ved en feil vil kontrollelektronikken måtte ta ut strømretteren meget hurtig. Strømretteren presenterer ingen subtransient reaktans for nettet. Imidlertid skal det kunne kobles inn transformatorer og det må tas høyde for hurtige lastendringer. 200753 UPS-200753-R01 02 20 av 45

Tabell 11-1 - Nøkkeldata for grensesnitt mot landnettet Område / Uttaks case punkt Sørlige Nordsjø, del elektrifisering Sørlige Nordsjø.- hel elektrifisering Mitre Nordsjø del elektrifisering Mitre Nordsjø hel elektrifisering Oseberg/ Tampen 50 Hz del elektrifisering Oseberg / Tampen 50 Hz hel elektrifisering Oseberg/ Tampen 60 Hz del elektrifisering Oseberg / Tampen 60 Hz hel elektrifisering Norskehavet del elektrifisering Norskehavet hel elektrifisering Dimensjon erende elektrisk effekt (MW) Transmisj on HVAC / HVDC Minste kortslutningsytel se I uttakspunkt Kommentar 142 HVDC Lista 1300 MVA Dette var forutsetningen for Norway Power Project 290 HVDC Lista 1300 MVA HVDC stiller mindre krav til kortslutningsytelse enn HVAC 64 HVDC Kårstø 1000 MVA Kårstø 300 kv ligger i dag på min. kortslutningsytelse på ca. 2000 MVA 162 MW HVDC og HVAC 102 MW HVAC Mongs tad 201 MW HVAC Mongs tad 303 MW HVDC Mongs tad 648 MW HVDC Mongs tad 158 MW HVAC Tjeldb ergodd en 283 MW HVAC Tjeldb ergodd en Kårstø 2000 MVA Beregner grovt ca. 250 MVA min. tilgjengelig kortsluttytelse inn på Grane 2000 MVA Krever minst 250 MVA tilgjengelig kortslutningsytelse inn på mellomspenning for ytterpunktene Visund og Oseberg Sør. Krever 300 kv på Mongstad, dagens 132 kv nett uten gasskraft på Mongstad ligger på ca. 700 MVA minimum. 2000 MVA Større effektmengde, men prinsipielt samme krav til kortslutningsytelser 1500 MVA HVDC stiller mindre krav til kortslutningsytelse enn HVAC 1500 MVA HVDC stiller mindre krav til kortslutningsytelse enn HVAC 2300 MVA Krever 400 kv tilknytning i området (Aukra har ca. 2300 MVA min. Sk i dag) 2300 MVA Krever 400 kv tilknytning i området. (Aukra har ca. 2300 MVA min. Sk i dag) 200753 UPS-200753-R01 02 21 av 45

12. Grunnlag for kostnadsestimering 12.1 Kabelparametere Kabelparametere ble innhentet fra 2 leverandører som dominerer dette markedet og med produksjonsanlegg i Norden. Kostnader er innhentet som uforpliktende budsjettestimat. En leverandør oppga kostnaden for ferdig lagt og beskyttet (trenchet/waterjet) kabel som del av en komplett HVDC-Light pakke, spesifisert for denne utredningen. Her brukes det en egenutviklet og sterkt patenterte ekstruderte PEX kabel for likestrøm. Leverandør 2 tilbyr papir og oljeisolerte kabler (massekabler) for likestrøm. Foruten budsjettestimat for fem ulike DC kabler er det innhentet prisestimat for et representativt utvalg PEX kabler for AC anvendelser. Av hensyn til de eksisterende installasjonene og også hittil manglende referanse for høyere spenninger, anbefales ikke å bruke høyere spenning enn 150 kv DC eller 132 kv AC (145 kv isolasjonsklasse) offshore. Dette begrenser bruk av monopolare strømrettersystem sammen med konsentrisk DC kabel (som er brukt på Valhall) til opp mot 150 MW. Fordelen ved dette systemet er at en trenger bare en kabellengde, og blir i denne studien brukt under ovennevnte betingelser. Et bipolart HVDC system krever legging av to kabellengder, rett nok med tynnere og lettere kabel. Dette tas det hensyn til ved beregning av leggekostnader. Sammenligning mellom mottatte tilbud/estimat for likestrømkabler viser meget stor forskjell. Ut fra samme parametere viser ett estimat med DC massekabel, uten legging og trenching knappe 30 % mer enn alternativt estimat for DC PEX kabel, som er oppgitt inklusiv legging og trenching. Dette er ikke avklart. Det er ikke identifisert årsaker til så stor kostnadsforskjell. Det er korrekt at PEX isolasjon er billigere og lettere å legge på kopperlederen enn papiroljebasert isolasjon, og derfor har PEX isolert kabel blitt dominerende på land. En sjøkabel derimot, trenger foruten lederkjernen, også blykappe og armering. Ut fra ellers like betingelser burde prisforskjellen mellom enleder PEX og tilsvarende enleder masse sjøkabel være mindre. Det er mottatt god informasjon fra det hittil eneste installerte HVDC system på norsk sokkel om kostnad for legging, trenching og steindumping av til sammen 268 km enleder kabel. En har i denne studien valg å bruke oppgitte priser for DC massekabler sammen med leggekostnadene oppgitt fra det aktuelle prosjektet på norsk sokkel. Dette innebærer ikke noen teknisk vurdering av anvendelse av PEX kabel for DC transmisjon, men er valgt for å kompensere for usikkerhet i estimatene og for å inkludere tilstrekkelig konservatisme på dette stadiet i utredningen. Innvirkningen av denne forutsetningen på totale kostnadsestimat (alle poster inkludert) er imidlertid begrenset til i størrelsesorden 5 %. Ut fra de mottatte dataene fra installert sjøkabel på norsk sektor er midlere legge og grøfte samt steindumpe kostnad pr meter beregnet. Dette arbeidet er relativt uavhengig av kabeldimensjonen, men leggefartøy må oftere til land jo større dimensjon det er på kabelen, og kabelen blir stivere og tyngre å håndtere med økende dimensjon. Derfor er det i forhold til Troll dimensjonen brukt en dimensjonsfaktor som går fra 0,8 for den minste aktuelle kabelen til 1,4 for den største. 200753 UPS-200753-R01 02 22 av 45

Når det gjelder innføring og terminering av sjøkabler så er bæreplattformer for omformer og distribusjonsanlegg tilpasset dette formålet og kostnader for dette medtatt i estimater for bæreplattformer. For bunnfaste strukturer legges det opp J-rør for kabelinnføring mens det for flytere er fleksibel innføring. For mottakerplattformer vil det være en mer oppdelt situasjon: 1. For bunnfaste plattformer vil ledige J-rør benyttes hvor dette er mulig. Operatørene påpeker imidlertid at å bruke slike ledige J-rør er i sterk konkurranse med andre prosjektplaner som selskapene har. Det foreligger ikke en fullstendig oversikt over ledige J-rør og bildet er også komplisert ved at selskapene forutsetter en kostnad ved å beslaglegge disse rørene. Grovt sett er følgende kartlagt: - Sørlige Nordsjø: Ikke ledige J rør. (2002 Utredning, Fabricom, Offshore Platform Electrification) - Mitre Nordsjø: Foreligger ikke oversikt - Oseberg / Tampen: Ledige J-rør på Gullfaks plattformer, Brage, Oseberg A, Oseberg C, Oseberg Øst. - Norskehavet: Ledige J-rør på Draugen Installasjon av nye J-rør for innføring av kabel antydes av operatørselskapene å ligge i størrelsesorden 100 MNOK. Alternative innføringsmetoder ved festing til strukturer kan vurderes som rimeligere løsninger. 2. For flytere er det nødvendig med dynamisk kabelinnføring. Her må det utføres innretnings spesifikke studier for å konkludere, men prinsipielt er det i tidligere studier vurdert å enten klamre kabel fast på utsiden av risere hvor det ikke er ledige muligheter for innføring gjennom risere. Dette krever innretnings spesifikke design. Basert på dette er det beregnet en midlere innførings og termineringskostnad på 45 MNOK per kabel, oppsummert for hvert område. Tatt i betraktning av at kostnadsnivået er dominert av selve kablene bør denne forutsetningen være rimelig på dette utredningsnivået. 12.2 Omformeranlegg for HVDC Det er som kjent til nå kun en leverandør av den aktuelle teknologien. De har levert et budsjettestimat for en 250 MW og ± 150 kv løsning. Høyeste ytelse med referanse fra drift ligger ved 300 MW. Ved større ytelser er det her forutsatt parallelle enheter. Dette er vurdert ut i fra både manglende referanser og driftsmessige årsaker. Det mottatte estimat synes noe lavt sammenliknet med publiserte kontraktssummer for Valhall, men ikke urimelig. Valhall og mottatt estimat er brukt til å fastlegge lineær korrelasjon mellom effekt og pris i det aktuelle effektområdet. 12.3 Kompensasjonsreaktorer, krafttransformatorer og fordelingsanlegg Her er det mottatt priser fra 3 ulike leverandører med unntak av kompenasjonsreaktorer hvor det kun Sistnevnte produserer reaktorer. Kompensasjonsreaktorer for driftsspenninger opp til 132 kv og 145 kv isolasjonsklasse er i praksis oljefylte enfase enheter med relativt store dimensjoner og vekter. Når det gjelder fordelingsanlegg forutsettes det gass isolert utførelse 200753 UPS-200753-R01 02 23 av 45

(Gas Insulated Swicthgear, GIS) og enkle samleskinnesystem. Løsninger med doble samleskinner og doble skillebrytere for hver effektbryter kan vurderes uten at dette har signifikant påvirkning på totalkostnader ettersom GIS er en relativt liten kostnadsbærer sammenlignet med spesielt kabel. 12.4 Valutakurser 1 SEK = 0,835 NOK, 1 EUR = 7,70 NOK, 1 USD = 6,05 NOK. 12.5 Sikkerhetsmarginer Generelt er kostnadsestimater på dette utredningsnivået uklassifisert og forbundet med relativt store usikkerheter. I estimatene for bærestrukturer er det inkludert en direkte sikkerhetsmargin (påslag) på 35 %. Dette skyldes at man på dette utredningsnivået ikke forventer å ha full oversikt over alle kostnadsbærere for dedikerte bæreinnretninger av denne typen og at det ikke er referanser for tilsvarende løsninger fra før. Kabel er den største kostnadsbæreren. Her er utredningen basert på innhentede priser (2007 nivå) fra leverandører av aktuelle kabeltyper. Leggekostnader er vurdert og beregnet ut fra referanseprosjekter. Estimatene forutsettes å være tilstrekkelig konservative til at det ikke gis noe grunnlag for å legge ytterligere sikkerhetsmarginer direkte på kabelkostnader. Beregnede kostnader for HVDC anlegg betraktes på samme måte. Generelt inkluderer estimatene kostnader for produkter, komponenter og delsystem fra prosjektering og frem til og med installasjon. Byggherre kostnader for det totale prosjektet er imidlertid ikke inkludert eller vurdert. Dette vil omfatte prosjektressurser til de ulike utrednings og prosjektstadier helt fra idestudier og frem til idriftsettelse av anleggene. Kostnader knyttet til produksjonstap for innretningene er ikke vurdert i denne rapporten. 200753 UPS-200753-R01 02 24 av 45