ElectrificaIon of Oil Plaºorms – Power from Shore? - NorRen

Electrifica*on of Oil Pla1orms – Power from Shore? Inga, Bjørn, Feng, S*an, Ola Edvin, Johannes, Ruud Rolf Groven: Forbrenning, 1997

Objec7ve: discuss electrifica7on of offshore plaAorms (ABB 2010) 15.03.13 2

Outline • Team introduc7on • Project Backgrounds • Context/Scope – engineering – Social • List of op7ons • Summary/Conclusions 15.03.13 3

Fossil fuel projec7ons 15.03.13 4

Fossil fuel projec7ons 15.03.13 5

CO 2 reduc7on poten7al 15.03.13 6

15.03.13 7

Engineering Scope 15.03.13 8

Social dimensions of electrifica*on Groups involved: depends on the solu7on being chosen. Different issues to take into considera7on: • Economic: Widely different cost es7mates. Which technologies do we want to invest in for the future? Possible synergies? • Social: which groups are possibly affected? If so, how can you involve the stakeholders? • Environmental: what are the environmental effects of the strategies chosen? • Poli*cal: Norway’s image at home and abroad. Framing of the different solu7ons. Lillgrund Offshore Wind Farm Source: Siemens 15.03.13 9

Op*ons 1. ETS-­‐credits 1. Buy from the EU carbon market 2. CDM: Clean Development Mechanism 2. Reduce oil and gas produc7on as much to decrease the (implied) CO 2 emissions with 8.5 Mton. 3. CCS: Carbon Capture and Storage (400-­‐4000 NOK/ton) 4. Connect all plaAorms in clusters to the onshore grid 5. Have all plaAorms provide for their own RES energy supply (with gas turbine backup) 6. Use plaAorm grid connec7on as a stepping stone to offshore windfarms under the Green Cer7ficate System 15.03.13 10

EU ETS • EU ETS (Direc7ve 2003/87/ec) hep://ec.europa.eu/clima/policies/ets/index_en.htm • Buy credits • Clean Development Mechanism 15.03.13 11

ETS Buying credits • 8.5 Mton • Current price 7 €/ton (bluenext.eu) – ~60 M€/year (~450MNOK/y) • Future exp. 2020 18 €/ton (bluenext.eu) – ~150 M€/year (~1.1BNOK/y) 15.03.13 12

25 MWPower from renewables 10 MW875 MW20 MWFigur 6.5 Topologi 4BFigur 6.1 Topologi 12 Innretningene som inngår i topologien er elektrisk knyttet sammen med et AC transmisjonsI topologi 1 installeres vindturbinene lokalt i tilknytning til hver enkelt Vindparken innretning er uten elektrisk at det inndelt etableres i ”kurser” med 5 stk 5 MW vindturbiner i hver kurs. Driftsspekraftoverføring mellom innretninger eller til landnettet. Dette er illustrert Det i figuren kunne være over hensiktsmessig og i enlinjeskjema for større i vindparker å øke spenningen utover 33 kV, f. ekAppendiks IV. Dette vil være et begrenset antall turbiner lokalisert rundt dag hver antas enkelt praktisk innretning høyeste som mottar tillatte transformatorspenning å være 36 kV for transforvindkraft. Kraften fra vindturbinene forsynes til hver enkelt innretning via vindturbintårnet, en sjøkabel med primært spenning pga inntil transformatorens 36 fysiske dimensjoner og vekt. Strømmen prkV. Med den foreslåtte lastfordelingen mellom vindturbiner og gassturbiner = 0,95 er det vil alltid da være tilstrekkelig ca. 460 roterende A. Systemet er lagt ut med 5 kurser pr 33 kV fordeling. Mreserve til å kunne forsyne all last fra gassturbinene, med unntak av Ula fordeling hvor det vil forutsettes da være ca. at inntil 230011 A, MW dvs innenfor ytelsen til en 2500 A bryter.vanninjeksjonslast kan frakobles ved vindkraftsvikt. Gassturbinene vil alltid kjøre med en belastning > 40 %.Topologi 4AUlaTopologi 4A inkluderer en sentral vindpark dimensjonert for en midlere produksjon tilsDimensjonerende last = 37 MW som dekkes med følgende: belastning på Ula og Ekofisk, til sammen 75 MW. Vindparken omfatter 30 stk vindturbinnominell ytelse 5 MW, til sammen 150 MW. Vindparken er knyttet opp mot en mottakssplassert på egen bæreinnretning. Mottaksstasjonen er knyttet opp til et 150 MW DC landtra 2x6 MW = 12 MW gasskrafttil Lista for import/eksport, og et AC transmisjonssystem som knytter sammen offshoreinnr 5x5 MW = 25 MW vindkraft52 kV sjøkabelsystem. Med to gassturbiner i drift er tilgjengelig gassturbinytelse 26 MW, dvs. 11 MW må automatisk frakoblesved full svikt i vindkraftforsyningen. Total vanninjeksjonslast på Ula Gassturbinene er 12 MW offshore som antas er nedstengt å kunne og svingproduksjonen som beskrevet i topologiene 1klassifiseres som uviktig last og dermed er tilgjengelig i lastavkastningssystemet importkraft over ved landforbindelsen. vindkraftsvikt. Systemet er tilsvarende transmisjon og distribusjon fodelelektrifisering fra rapporten ”Elektrifisering av norsk sokkel – transmisjonssystem fra lan Ved maksimal vindkraftproduksjon kjører gassturbinene med 40 % belastning.til plattformer” ref. /3/. De samme forutsetninger anvendes også for bæreenhet bortsett frastørre antall risere for å ta inn kabler fra vindkraftparken.15.03.13 13

Cost of per ton of CO2 of Electrifica*on NOK/Ton Topology 2 Topology 1 Electricity from Market (mid) Electricity from Onshore Gas (mid) Electricity from Market (south) NOK/Ton Electricity from Onshore Gas (south) Total CO2 costs for Offshore Norwegian C02 Tax EU Carbon Price 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 15.03.13 14

Total Project Costs (Billion NOK) Topology 2 Topology 1 Norway-­‐Scotland Cable Electrifying PlaAorms (high es7mate) Electrifying PlaAorms (mid es7mate) Electrifying PlaAorms (low es7mate) Norned Cable Norwegian Contr. Rainforrest Fund Hywind R&D Project 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 15.03.13 15

Conclusions -­‐ Electrifica7on • The whole fleet – Very expensive in light of alterna7ve op7ons to curb GHG emissions • New plaAorms only – Beeer economic feasibility • Cherry picking (incl. new): – May • However – Reduc7on in NOR leaks away to large extend • Or – Integra7on with other policy, e.g., plans for offshore wind farms 15.03.13 16

Backup slides • Backup slides 15.03.13 17

15.03.13 18