Världens största vindkraftshub
Just nu byggs världens största omformarplattform för vindkraft till havs, Dolwin Beta, vid Drydocks Worlds skeppsvarv i Dubai.
Bildtext: Världens största omformarplattform, Dolwin Beta, för vindkraft till havs byggs vid Drydocks Worlds skeppsvarv i Dubai (Foto: Airbel)
Det är norska offshoref.retaget Airbel och ABB som tillsammans utvecklat och projekterat plattformen för holländsk- tyska kraftföretaget Tennet.
ABB har det övergripande ansvaret och står för HVDC-utrustningen och kablar till havs och på land. Airbel står för design och konstruktion av plattformen – 77 meter bred, 99 meter lång och 70 meter hög med en helikopterplatta och plats för en besättning på 24 personer.
Projektet är värt drygt sex miljarder kronor. Dolwin Beta har en kapacitet på 900 megawatt och kan försörja drygt 1,5 miljoner hushåll med el från tre stora vinkraftsparker med omkring 240 vindkraftverk vid Helgoland i tyska delen av Nordsjön.
Efter att ha utrustats ska den väldiga plattformen bogseras på plats sommaren 2014 och vara i full drift 2015.
Här omvandlas växelströmmen från vindkraftverken till likström för transport via en 45 kilometer lång undervattenskabel och därefter en 90 kilometer lång landkabel till en HVDC station på tysk mark där den åter blir växelström och förs ut på nätet.
Dolwin Beta är ABBs tredje omformarplattform utanför Helgoland. De två tidigare, på 800 respektive 400 megawatt, är byggda på ben ute i havet och där överbyggnaden med omformarstationerna lyfts på plats med en kran.
Dolwin Beta däremot, vars överbyggnad med bland annat HVDCanläggningen väger kring 10 000 ton, är projekterad som en flytande plattform, en så kallad GBS-plattform, som med ballast sänks ned på bottnen. Det gör att allting är på plats med en gång med ett minimum av miljöpåverkan. Man slipper också väderkänsliga omfattande pålnings- och lyftarbeten.
Med Dolwin Beta visar ABB styrka inom kraftöverföring till havs. Det ökar möjligheten till fler prestigeprojekt. Ett är i Norge.
När norska Statoil i mitten av februari tog beslut att elektrifiera olje- och gasfältet Johan Sverdrup på den så kallade Utsirahöjden, rakt västerut utanför Stavanger, sattes punkt för en intensiv diskussion kring energiförsörjningen av Norges nästa stora olje- och gasfält.
Statoils beslut innebär att Johan Sverdrup, som första fält på Utsirahöjden, ska få sin kraftförsörjning via kabel från Kårstö. Det övervägs fortfarande om även de andra framtida fälten i närheten – Ivar Aasen, Gina Krog och Edvard Grieg – i en kommande fas också ska försörjas med kraft från land.
Kritikerna till kraftförsörjningen från land menar att detta fördyrar hela oljeutvinningen jämfört med egenproducerad el till havs. Miljövinsterna är också marginella hävdar man.
Förespråkarna, som kan luta sig mot ett Stortingsbeslut från mitten av 1990-talet att man måste överväga elektrifiering i samband med all framtida oljeutvinning, hävdar att miljövinsterna är väsentliga: om de fyra fälten elektrifierades från land reduceras utsläppen från gasturbinerna med drygt 4.5 miljoner ton koldioxid årligen – eller omkring 90 procent.
Beräkningarna för en landbaserad kraftförsörjning har legat på mellan nio och tjugo miljarder norska kronor – beroende på om det är kritiker eller förespråkare som tagit fram siffrorna.
Även om de två projekten inte är riktigt jämförbara tas nu projekteringen av Dolwin Beta upp i den norska debatten som ett exempel på att det finns lösningar till rimliga kostnader.
ABB, med tidigare erfarenheter från elektrifieringen av olje- och gasfälten Troll och Valhall i Nordsjön, har hela tiden funnits med i diskussionerna om vilken konceptlösning
Statoil ska välja.
I en Stortingsutfrågning förklarade ABB att oljeoperatörerna – Lundin, Statoil, Petoro, Maersk och Det norske – gör en vinst genom en elektrifiering. ABB gjorde också klart att detta var något man sysslat med i över 50 år.
– Det finns inte teknikutmaning i det här. Vi sätter en box på ett stativ och så drar vi några kablar, förklarade Håvard Devold, vicedirekör på ABB, avväpnande för stortingsledamöterna i energi- och miljökomittén.
ABBS räkneexempel var: 12-13 miljarder för landbaserad el jämfört med 5-6 miljarder för gaslösningen. Gasen kostar omkring 350 miljoner per år med åtminstone nio dagars utetid. Ellösningen har lägre driftskostnader och normalt färre dagars utetid per år. När fälten pumpar upp för 300 miljoner kronor om dagen innebär skillnaden stora belopp.
Den plan som Statoil tagit fram innebär att Johan Sverdrup elektrifieras i en första fas. 2015 återkommer Statoil med besked om hur den framtida kraftförsörjningen ska se ut för de andra fälten.
ABB är försiktigt att ta ut något i förskott:
– Nu har man valt koncept, men inte leverantör. Det är nu upp till Statoil att driva detta, säger Albert Leirbukt, Specialist – Oil & Gas electrification, på ABB
i Norge.
PETER HÅKANSSON
Källor: Teknisk Ukeblad, abb.com,
airbel.com
Artikeln tidigare införd i Process Nordic nr 3 2014