I disse dager tar Siemens i bruk sin 50 tonn tunge trykktank i sitt laboratorium i Trondheim. Den skal brukes til å utvikle løsninger for kraftforsyning til undervannsinstallasjoner.
Tanken rommer 5000 liter og kan teste helt til 480 bars trykk, mer enn nok til å simulere trykket på 3000 meters dyp.
Oljen i tanken kan under testingen varmes opp til nærmere 80 varmegrader og kjøles ned til fem kuldegrader.
Siemens ønsker ikke å opplyse hvor mye tanken kostet, utover at det er snakk om et tresifret millionbeløp. Tanken skal brukes til å kvalifisere teknologien slik at oljeselskapene skal kunne ta den i bruk.
På dypt vann
Siemens’ subsea-satsing begynte i 2002, da selskapet EMGS ba om å få en omformer på to tusen ampere som skulle brukes på tre tusen meter. Fristen for leveranse var tre måneder.
Siemens leverte innen tidsfristen. Men det var vanskelig å få pakningene for lokkene tette.
Siemens satte seg ned med EMGS for å se på hva som kunne gjøres, og endte i 2005 opp med det som ifølge Siemens var det første trykksatte omformersystemet i verden.
– Det unike var at EMGS var veldig fokusert på å få omformersystemet i drift fort. Det var ikke snakk om omfattende kvalifisering. For oss var det en helt unik posisjon å komme i, det ga oss virkelig muligheten til å få testet det ut, sier Ove Bø, som er teknisk prosjektleder for Siemens’ arbeid med subsea kraftsystem.
I 2010 besluttet toppledelsen i Siemens at selskapet ville satse på subsea kraftsystem, og at utviklingen av dette skulle ligge i Trondheim.
Les også: Statoil velger «subsea-dödare» på Oseberg
Fylt med olje
Subsea-installasjonen som utvikles består av en step down-transformator, bryteranlegg og en frekvensomformer til hver pumpe.
Det er frekvensomformeren som er hjertet i systemet. Den er fylt med olje. Det gjør at trykkforskjellen blir liten og man kan ha tynne vegger. Slik går vekten på kassa ned.
Det gir også bedre kjøling og varmeoverføring fra det indre til sjøvannet utenfor. Siden den er væskefylt, blir det helt naturlig konveksjon, og det trengs ingen pumper for å sirkulere olje.
Hovedkomponentene utvikles for å være fleksible skalerbare og modulære, slik at de kan inngå i ulike løsninger og nettkonfigurasjoner.
Siemens antar at det først og fremst kommer til å bli behov for installasjoner med en effekt på mellom 1 og 4 MW, som typisk brukes til å drive boosterpumper. Men på sikt kan det bli behov for større enheter.
Les også: De mener de er Norges smarteste bedrift
Satser på AC
Siemens satser i første omgang på å bruke vekselstrømsteknologi (AC), selv om strømmen kan overføres enda lenger med likestrøm (DC).
– Med AC kan vi dekke opp mot et par hundre kilometer på effekter opptil 80–100 MW. Det dekker en veldig stor andel av de aktuelle feltene som er på tegnebrettet, sier Bø.
Det er imidlertid mulig å gå enda lenger ut med vekselstrøm, om man senker frekvensen, noe Siemens ikke er fremmed for i framtiden.
I frekvensomformeren er kraftceller koblet i serier og mater motoren. Spenningen på en fase er bidraget fra hver enkelt celle. Det er DC-spenning på relativt lav spenning, kun om lag 1000 volt, som forsyner motoren, som skal ha 6,6 kV.
Hvis en celle blir ødelagt, kobles strømmen forbi, og motoren kan kjøres videre. Hele tre av til sammen 18 celler kan ryke samtidig som man fortsatt har full utgangsspenning. Hvis enda flere ryker, kan man kjøre med redusert effekt.
Det er viktig med tilstandsovervåking av de viktigste komponentene, slik at man kan forutsi hva som skjer og ta de riktige beslutningene om å kjøre med redusert effekt fram til det kommer et værvindu som gjør at man kan heve modulene og reparere dem.
Da må de tas opp fra sjøen, siden enhetene er hermetisk lukket og fylt med olje.
– Men det koster så mye å ta opp utstyret at det vil bli driftet så lenge det er mulig, også om det blir litt redusert ytelse på slutten, sier ansvarlig for Siemens subsea-portefølje, Bjørn Rasch.
Les også: I disse tankene vokser det som kan bli Norges nye milliard-næring
Konservativ bransje
Testingen Siemens nå gjør, skal fjerne barnesykdommene, og vise at komponentene ikke blir utslitt på minst 30 år.
– Oljebransjen er ganske konservativ. De går gjerne noen ekstra runder for å være sikre på at ting virker som forventet. De vil helst ha ny teknologi som noen andre har brukt i 25 år. Du kan jo skjønne det, for det er mye som står på spill når man tar i bruk ny teknologi.
– Vi har ikke 25 års servicesertifikat å slå i bordet med. Så da må vi gjøre noe annet. Vi kvalifiserer teknologien, vi bygger tillit og kunnskap om teknologien. Dette er det viktig å gjøre i tett dialog med de fire selskapene vi har med oss, sier Anngjerd Pleym, som leder arbeidet med å kvalifisere Siemens’ subsea-teknologi.
Selskapene hun snakker om er Chevron, Statoil, Petrobras og Exxon Mobile.
Rasch understreker at all teknologien som brukes, er utviklet av Siemens.
– Her spiller vi på hele Siemens, med hundre års erfaring med distribusjon av kraft og flere tiårs erfaring med frekvensomformere. Vi tar basisteknologien som vi allerede har og videreutvikler den og lager et nytt design som er tilpasset subsea-bruk, sier Rasch.
Han mener laboratoriet i Trondheim er unikt i verden når det gjelder muligheten til å kontrollere veldig mange parametre under testingen samtidig som komponentene er spenningssatt.
Det finnes riktignok et laboratorium i Texas som nesten kan måle seg, men det ligger for langt unna til at det er aktuelt for Siemens å bruke det.
Les også: Denne tanken har æren for noen av verdens beste skip
Grundig testing
Laboratoriet i Trondheim har 19 rom hvor det kan testes med mindre beholdere, typisk på en størrelse på 100 liter.
På disse kan man blant annet styre tanken med varmekabler slik at halve tanken er varm, mens den andre er kald.
– Dette gir oss ganske store muligheter, sier Pleym.
Hver enkelt komponent som inngår i subsea-installasjonen, testes først isolert. Så skrus de sammen og testes som større systemer. Til slutt skrus disse sammen til hele moduler som igjen testes.
Først gjøres en enkel trykktest, for å vise at de ikke blir ødelagte. Så testes det at enhetene kan drives på dette trykket. Deretter kjøres en test for å vise hvor lang levetid komponenten vil ha.
For å simulere alderspåkjenningene brukes temperaturendringer. De fleste komponentene testes for sjokklaster og vibrasjon. Det testes også for elektromagnetisk støy.
Testene varer vanligvis kun tre til fire dager. Men aldringstester tar lengre tid. De kjøres i de mindre tankene, og kan ta alt fra noen uker til over ett år.
Les også: Dette betongbygget i Finnmark er fullstappet med Siemens' mest moderne teknologi
Pilot i 2016
Selve transformatoren er ferdigtestet. Bryteranlegget er snart ferdig bygget og klar til testing. Selskapet laget en prototyptransformator som de testet i oktober 2012 på grunt vann, i en tørrdokk i Trondheim som ble brukt av tyske ubåter under krigen.
Målet nå er at hele systemet skal testes på grunt vann i slutten av året. Det er ikke aktuelt å teste den på 3000 meters dyp.
– Det hadde vært ønskelig, men er så dyrt at det ikke vil bli gjort. Det er akseptert i bransjen å teste på grunt vann, og så gjøre en pilot som man tar videre på dypt vann, sier Pleym.
– Hvor kommer pilotanlegget?
– Det er ikke bestemt ennå, vi jobber veldig tett med partnerne med kvalifiseringen. Det kan være nesten hvor som helst, i Mexicogolfen, Brasil, Australia eller norsk sokkel, sier Rasch.
Han håper på en pilot i 2016 og første leveranse i 2017. Da vil installasjon på havbunnen i 2018 være realistisk, tror han. Utstyret vil imidlertid ikke kun være aktuelt å installere på svært dypt vann.
– Mange steder er det mange plattformer som er proppfulle av utstyr. For å slippe å bygge nye plattformer når det er behov for mer pumping og kompresjon for å løfte olje eller gass, kan det være et godt alternativ å bygge subsea-installasjoner, også på grunt vann, sier han.
Les også: Her testes fremtidens gasstransport i full skala
Konkurrerer med ABB
Siemens er ikke alene om å satse på løsninger for undervannskraftforsyning. ABB har for eksempel også startet et lignende program.
– Her er det konkurranse, og det er bra. Det betyr at oljeselskapene bruker penger på dette og at de anser at det er et behov for det. Det er bare en bekreftelse på at dette er riktig å satse på for oss, sier Rasch.
Han tror ikke de lave oljeprisene vil gjøre programmet til en feilsatsing.
– Selv om du gjerne får høye risikotillegg når du lanserer ny teknologi, og det tar en tid å komme inn i markedet, mener vi dette er et bidrag til å finne mer intelligente løsninger og senke kostnadene. Det kan gjøre det mulig å matche de lave oljeprisene, sier han.
– Hvor høy må oljeprisen bli for at denne teknologien skal tas i bruk?
– Det må du spørre oljeselskapene om, ler han. – Men det er snakk om smart teknologi som gir nye muligheter til å få mer ut av infrastrukturen. Det reduserer kostnadene og gir forlenget levetid på feltene. Men hvis oljeprisen blir liggende lenge på et så lavt nivå som nå, blir det nok en utfordring, sier han
Selv om Siemens kvalifiserer utstyret for 3000 meter, er det godt mulig å gå enda dypere.
– I prinsippet er det ingenting i veien for å lage utstyr for 4000 meters dyp. Da måtte vi gjort en rekvalifisering på et høyere trykk. Med 3000 meter har vi dekket de fleste potensielle områder som finnes, men vi har allerede fått spørsmål fra oljeselskapene om hva som skal til for å gå ned til 4000 og 5000 meter. Men det ligger litt lenger fram i tid, sier Pleym.
Les flere nyheter om Siemens.
