Anbefalt forslag til tidsplan for en områdeløsning med felles kraftforsyning fra land innebærer installasjon i 2017 og kraftleveranser fra 2018.
Tidsplanen gjør det mulig å utrede en optimal plassering av distribusjonsplattform for kraft og et bedre grunnlag for endelig design i forhold til planleggingen av Johan Sverdrup, som vil være det feltet med størst kraftbehov.
Studien av elektrifiseringsløsning for Edvard Grieg, Ivar Aasen, og Dagny startet i 2010. Da Johan Sverdrup ble funnet, ble premissene endret og studien for nye felt på Utsirahøyden videreført i 2011.
Studien er initiert av Olje- og energidepartementet og ledes av Statoil, sammen med operatørene Lundin og Det norske oljeselskap samt de øvrige rettighetshaverne.
Utredning av en felles løsning er basert på behov fra fire feltutbygginger, og dette er første gang en slik områdeløsning utredes på norsk sokkel.
Utsirahøyden kan være egnet for elektrifisering grunnet stort kraftbehov samt gunstige avstander og vanndyp. Kraftbehovet for de fire feltene er foreløpig beregnet til 250-300 MW.
Utredningen består av tekniske studier, konseptutvikling samt vurderinger av kommersielle løsninger for elektrifisering av Edvard Grieg, Ivar Aasen, Johan Sverdrup, samt Dagny.
Øystein Michelsen, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
Intensjonen med studien er å etablere et felles rammeverk for kraftforsyning fra land som grunnlag for konseptvalg og investeringsbeslutninger.
Sentralt i den videre studien er å modne og optimalisere et konsept for felles distribusjonsplattform for Utsirahøyden. Konseptvalget skal etter planen foretas i fjerde kvartal 2013, med investeringsbeslutning i 2014 av et samlet eierskap.
De ulike feltene studien omfatter har ulike oppstartstidspunkt i perioden 2015-2018. Installasjon av distribusjonsplattform i 2017 og oppstart av kraftleveranser 2018 øker muligheten for å sikre en helhetlig elektrifiseringsløsning fra start.
Johan Sverdrup, med størst kraftbehov, har planlagt oppstart i 2018. Arbeidet med Johan Sverdrup er i en tidlig planleggingsfase og kraftbehov er ikke endelig definert, men basisløsning er å hente kraft fra en felles distribusjonsplattform.
Edvard Grieg, Ivar Aasen og Dagny har design som legger til rette for elektrifisering ved distribusjonsplattformens oppstartstidspunkt.
For Dagny-plattformen er det gjort konseptvalg hvor lisensen pre-investerer i utstyr for å tilrettelegge for kraft fra land, og det installeres kun en gassdreven turbin for kraftgenerering. Den skal kun benyttes inntil kraft fra land er tilgjengelig.
Etter at kraft fra land er implementert, vil gassturbinen på Dagny være en del av back-up-løsning som er nødvendig for å sikre kraftforsyning når deler av kraft fra landanlegget har vedlikehold eller ved ikke-planlagt nedstenging.
Edvard Grieg-plattformen har på tilsvarende måte gjort et konseptvalg der lisensen preinvesterer
i utstyr for å motta kraft fra land. Edvard Grieg og Ivar Aasen har to turbiner
installert på Edvard Grieg for å gi kraft fra oppstart.
Ivar Aasen får elektrisk kraft fra Edvard Grieg gjennom en dedikert kraftledning, og er dermed fullelektrifisert fra produksjonsstart uten noen generatorer. Når kraft fra land blir
tilgjengelig i 2018 vil Edvard Grieg stenge ned en turbin.
- En områdeløsning innebærer helhetstenkning, og Statoil har tro på en felles distribusjonsplattform for Utsirahøyden, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
Fakta:
- Antatt kraftbehov: 250 – 300 MW. For Johan Sverdrup som er største bruker er kraftbehov ikke endelig definert.
- Studien omfatter offshore distribusjonsplattform, kabler fra land og fra distribusjonsplattform til mottakende plattformer og omformeranlegg på land.
- Kårstø er anbefalt som koblingspunkt til strømnettet på land.
- Analyser viser ulike alternativer i forhold til plassering og kraftbehov:
– Selvstendig installasjon og installasjon koblet til Johan Sverdrup med broforbindelse eller utstyr plassert på Johan Sverdrup-installasjonen.
– Kapasitet vurderes ut fra det totale områdets reelle kraftbehov og vil avgjøre systemets design. - Foreløpige investeringsestimater: opp mot 10 milliarder kroner
- Sammenlignet med en utbygging med offshore kraftproduksjon er innsparingen på feltene i størrelsesorden 1 million tonn CO2 per år – gitt et forbruk på om lag 250 MW.