NYHAMNA: Gassen fra Norskehavet suser stille gjennom de glinsende aluminiumsdekkede rørene på Nyhamna nordvest for Molde, før den pumpes videre over havet til England.
Men det har ikke arbeidere på anlegget tid til å lytte til, der de myser mot den lave høstsola. For her må det graves, bæres og støpes.
Anlegget utvides nemlig for å kunne ta imot mer gass fra feltene knyttet til Polarled-rørledningen. Det hele skal stå ferdig i 2017.
Det nye utstyret veier mer enn 20.000 tonn. Det ankommer Nyhamna fra ulike steder i Norge, Europa og Asia innpakket i over 50 moduler.
Plassen for hver enkelt modul er allerede gjort klar på forhånd, slik at det skal gjøres minst mulig arbeid på anlegget.
Går som planlagt
Frode Baasland ser fornøyd utover anlegget. To tredeler av arbeidet er allerede ferdig, framdriften går i henhold til skjemaet.
Som strømansvarlig for anlegget har også Baasland grunn til å se lysere på framtida enn han har kunnet gjøre de siste årene.
Anlegget har tidligere vært plaget av en rekke til dels langvarige strømbrudd som har ført til stans i gasseksporten.
Når produksjonskapasiteten nå utvides til 84 millioner standard kubikkmeter gass per døgn, øker samtidig strømbehovet fra 150 til over 300 MW. Da må noe gjøres for å bedre forsyningssikkerheten.
Den mest kjente årsaken til utfallene på Nyhamna er at anlegget forsynes av kun én 420 kV-linje som går over det værutsatte Meisalfjellet. Når den faller ut, har anlegget blitt stengt i flere dager.
Statnett leverte nylig en konseptvalgutredning med løsninger som kan sikre anlegget tosidig forsyning. Gassco mente da at Statnett undervurderte behovet for å gjøre noe.
Mindre kjent er det at spenningsdipper i nettet som varer i 50 til 100 millisekunder, har vært en like viktig årsak til at kompressorene på Nyhamna faller ut.
Spenningsdippene kommer ved kortslutninger i nettet, for eksempel ved lynnedslag, eller at kraftledninger kommer borti hverandre når det blåser kraftig.
- Hjelp i begrepsjungelen: Dette er forskjellen på lumen, lux og candela
Enorme tap
Siden anlegget startet i 2007 har det ifølge Shell vært 40–50 spenningsdipper som har ført til utfall av en eller flere kompressorer, mot kun 11 strømbrudd som har gjort det samme.
Det kan ta opptil et døgn å få i gang anlegget etter et strømbrudd, mens det typisk har tatt under et halvt døgn å starte anlegget igjen etter at det har falt ut som følge av spenningsdipper.
Utsatt produksjon gir utsatte inntekter og store nåverditap. Shell har tidligere hevdet at strømbruddene fram til juli 2013 kostet selskapet 660 millioner kroner. I tallet er ikke tapene ved spenningsdipper regnet med.
Om lag halvparten av all uplanlagt stans i gasseksporten, grunnet avvik i strømforsyningen skyldes ifølge Shell spenningsdipper og reparasjoner som følge av dette, mens den andre halvparten skyldes langvarige strømbrudd i 420 kV-nettet over Meisalfjellet.
I tillegg til utsatte inntekter sliter også de brå, uplanlagte avbruddene på kompressorene og diverse hjelpeutstyr, og det har ført til at komponenter blir ødelagt.
Nå har Shell gjennomført tiltak som vil gjør at anlegget skal tåle spenningsvariasjonene uten å stenge ned. Løsningen er enklere enn man kunne tenke seg. Den består hovedsakelig i å installere ny og mer intelligent software.
Denne oppdager mye raskere når en spenningsdipp begynner og når den slutter, i tillegg til at den registrerer hvilke faser spenningsdippene berører.
Dette gjøres lynraskt. Spenningsdippene som er problematiske varer nemlig typisk under 100 millisekunder, altså 0,1 sekunder.
- Sprenger og borer: Her bygger de nytt kraftverk 1450 meter inne i fjellet
– Fungerte smertefritt
Det var ABB som foreslo endringene, og Shell satte i gang en studie i begynnelsen av 2014. Tidlig i vår installerte Shell softwaren på én kompressor, mens de to andre kompressorene fikk softwaren installert i sommer.
Det har allerede oppstått en spenningsdipp som ville vært utfordrende med den gamle softwaren. Den klarte anlegget seg fint gjennom.
– Det fungerte smertefritt. Tilbakemeldingen fra Statnett er at vi nå kjører gjennom det som tidligere ville tatt oss ned. Vi skal nå live-teste et bredt spekter av spenningsdipper framover. Men vi er veldig optimistiske på at dette skal begrense utfall av kompressorene, sier Baasland.
Problemene var tidligere at ved kortslutninger og underspenning har ikke frekvensomformeren klart å levere like mye moment til kompressoren som før.
Da begynner kompressorene å miste hastighet og kan bli ødelagte. For å unngå dette, har hele systemet fram til nå automatisk blitt stengt ned i løpet av 150 til 200 millisekunder.
- Statnett selger anlegg: Det kostet en milliard og ble aldri tatt i bruk. Nå selger Statnett reservegasskraftverket på Tjeldbergodden
Går i hvilemodus
Den nye softwaren lar derimot anlegget kjøre gjennom uten å regulere for de problematiske dippene.
I løpet av svært kort tid finner driveren ut hva slags type feil det er, om det er enfase-, trefase- eller fase til jord-feil.
Ved spenningsdipper ned inntil 85 prosent av nominell spenning, vil frekvensomformeren kjøre igjennom uten å regulere. Dette er mulig i et kort øyeblikk selv om strømmen øker.
Ved spenningsdipper under 85 prosent vil driveren gå i inn i en hvilemodus inntil spenningen er stabil, noe den normalt vil være etter 100 til 150 millisekunder.
Den nye softwaren passer på at anlegget reagerer riktig fram til spenningen er tilbake igjen.
– Jo mer spenningen faller, desto høyere har vi sett at strømmen er blitt styrt opp. Software-løsningen vi nå har prøver å begrense strømoppgangen slik at vi ikke får varmgang. Hvis den nye softwaren leser at det er på plass minst 90 prosent restspenning innenfor 150 millisekunder, kobles motorene som har gått på «tomgang» i denne ekstremt korte perioden på igjen, og anlegget kan drives videre uten at det har fått noen konsekvenser for gasseksporten, eller at det har blitt unødvendig stress og redusert levetid på anlegget, sier Baasland.
Enorme besparelser
– Så fra nå av kan vi se bort fra problemet med spenningsdipper?
– Ideelt sett håper vi det. Men det er klart at enkelte ganger er spenningsdippene dypere og har lengre varighet. Vi skal nå forsøke å utfordre 150 millisekunder og prøve å strekke oss mot 200 millisekunder, sier han.
En av utfordringene da blir at selv om kompressorene skulle takle spenningsdipper på 200 millisekunder, finnes det mye sensitivt utstyr på Nyhamna som muligens ikke gjør det. Dette må Shell finne ut av.
– Det håper vi å få på plass i løpet av året, sier Baasland.
Når den nye 420 kV-linjen mellom Ørskog og Fardal settes i drift neste år eller i 2017, forventer Shell at spenningsdippene kan bli hyppigere siden Nyhamna vil bli tettere knyttet til resten av kraftnettet i Norge.
– Det økte antallet dipper som kan komme i framtida, er enda en grunn til at det var viktig at vi fikk gjort tiltakene nå, sier Baasland.
Shell ønsker ikke å si hvor mye penger tiltaket har kostet.
– Men det sier seg selv at med så mye avbrudd som vi har hatt, har det vært en fornuftig investering. Det er et veldig lite prosjekt med dedikert kostnadskontroll fra første dag. Vi har betalt en veldig liten sum. Det er snakk om software-løsninger og litt grunnforskning. Ingen store ombygginger, kun noen mindre justeringer av filtre og en liten økning i spenningskravene på noen komponenter. Prosjektet er definitivt lønnsomt. Jeg tror investeringen er betalt allerede i løpet av én spenningsdipp som vi kan hindre gir utfall av kompressorene, sier han.
- Storinvestor: Storinvestor: – Oljeingeniørene har vært overbetalt
Ny teknologi
Prosjektansvarlig i ABB, Harald Fretheim, forteller at den avanserte softwaren som nå installeres, ikke var tilgjengelig i 2007 da Nyhamna-anlegget ble ferdigstilt. Det har nemlig vært en stor utvikling på området de siste årene.
– Kunnskapen og teknologien fantes ikke i 2007. Algoritmene er dessuten så tunge at de krevde en kraftig prosessor. Dette har faktisk ikke vært tilgjengelig før de to siste årene, sier Fretheim.
Fretheim forteller at det er samme problematikk på Nyhamna som det ABB og NTNU sammen med Statoil og Gassco har sett på i samarbeidsprosjektet «Asset Condition and Performance» (ACP).
Forskjellen er at kontrollerne på Nyhamna er eldre. På Kollsnes og Kårstø er det derimot installert nye kontrollere.
– På Kollsnes og Kårstø er løsningen ganske mye mer avansert, der er det gjort vesentlige teknologiske fremskritt i vår driverkontroll. Det er en helt annen type løsning enn den som er på Nyhamna. På Nyhamna har vi gjort det beste vi kan med de aktuelle kontrollerne, mens vi på Kårstø og Kollsnes har en helt ny generasjon kontrollere med en helt annen software, sier han.
Fretheim viser til at kunnskapen de har opparbeidet de siste årene har vært nøkkelen til begge løsningene.
– Spesielt har samarbeid på tvers av fagdisipliner være viktig, sier Fretheim.
- Fikk dårlig samvittighet: Nå røkter den tidligere plattformsjefen bier
Fremdeles risiko for utfall
Å gjøre Nyhamna mer robust mot spenningsdipper er likevel ikke nok til å løse hele utfordringen knyttet til Nyhamna og strøm, understreker Baasland.
– Usikkerheten som ligger i antall utfall i høyspentnettet må også reduseres, derfor er det viktig å få på plass en tosidig forsyning til Nyhamna så raskt som mulig. Vi har hatt flere utfall enn vi hadde forventet, og flere av avbruddene har stengt ned anlegget i flere døgn så scenarioene med utfall som kan gå over både timer, dager og i verste fall uker har store konsekvenser for gassleveransene fra Nyhamna. Derfor ser vi fram til at Statnett tar en rask avgjørelse for konseptvalg for en utbygging av den tosidige forsyningen frem til Nyhamna, sier han.
Hold deg godt fast:
