For ABB, som fikk kontrakt på å produsere og installere kabelen, var det nødvendig å samarbeide med StatoilHydro for å utvikle ny kabelteknologi for den dynamiske delen av kabelen på 1,5 km. Den lengden av kabelen som går fra havbunnen og opp til plattformdekket på Gjøa.
Den lengste delen fra Mongstad av den i alt 98 kilometer lange kabelen, er basert på kjent sjøkabelteknologi for høyspenning.
– Med bruk av konvensjonell blykappe på den dynamiske kabelen ville det bli utmattelse og brudd i blykabelen fordi plattformen beveger seg i bølgene, forklarer Asmund Mæland hos ABB.
Korrugert kobberkappe
ABB utviklet en spesiell korrugert kobberkappe som i prinsippet ligner på fleksible elektrikerrør.
– Dette har ikke vært gjort før, og var nødvendig på så høye spenninger som 115 kV, sier Mæland.
Spesielle maskiner må til for å produsere kabelen med kobberkappe. Den har tre ledere med tverrsnitt på 240 mm2. Fiberkabler er integrert i sjøkabelen for kommunikasjon og styring til Gjøa. Selve kabelen er plastisolert.
Utprøvd hos Sintef
ABB samarbeidet med Sintef i Trondheim for å simulere kabelens bevegelser. Sintef ble valgt fordi de har stor kompetanse på fleksible stigerør.
– Det var viktig i starten av prosjektet å få en matematisk modell på hvordan kabelen beveget seg og hva slags krefter som kunne påvirke kabelen i bølgene, forklarer Mæland.
Det aller meste av prøvene på kabelen er unnagjort og så langt ser alt lovende ut.
– Vi er trygge på at dette skal fungere, sier prosjektleder i StatoilHydro, Terje Sten Tveit.
Strekkavlastninger
Kabelen skal gå fra ca. 380 meters dybde og bli hengt fast i plattformen fra en balkong.
Rundt midten av strekningen mellom plattformen og bunnen vil kabelen bli hengt opp i flytelegemer som skal avlaste strekket i kabelen. Ved opphengspunktet på plattformen monteres en bøyestiver som skal redusere krumningen i dette kritiske punktet.
Behov for varme
Gjøa-plattformen har behov for varme i prosessen. Normalt ute på feltet hentes varmen fra gassturbinenes eksos. Med kun kraft fra land vil det ikke bli noe eksos, og spørsmålet var hvordan man skulle skaffe varme.
– Da kunne vi selvfølgelig sette opp en gassfyrt kjel eller bruke strøm fra land. Vi fant at ved å beholde én turbin, optimalisere denne og bruke varmen slik at den dekker varmebehovet, ville vi få en meget god totalløsning med høy virkningsgrad, forteller Terje Sten Tveit.
Redusert vekt
StatoilHydro valgte en gassturbin på rundt 26 MW om bord. Den vil gå med høy virkningsgrad fordi spillvarmen utnyttes på en optimal måte.
Siden kraftbehovet fra land var oppad begrenset til 40 MW, kunne vekselstrøm brukes.
– Da fikk vi ned volum og vekt på utstyret som skulle monteres på plattformen slik at det var mulig å håndtere. Dessuten ble utstyrsprisen bare halvparten av det en likestrømløsning ville ha kostet, hevder Tveit.
– Løsningen med en gassturbin om bord er derfor ikke bare en løsning som kan forsvares på grunn av meget høy virkningsgrad, men faktisk en forutsetning for å kunne gjennomføre hele elektrifiseringen av Gjøa på en fornuftig måte. Dette er det mange som ikke ser ved første øyekast, sier Tveit.
