.jpg){kind=small}
Årlig brennes rundt fire milliarder kubikkmeter gass i turbinene på norsk sokkel for å drive olje- og gassproduksjonen. Mesteparten av energien i denne gassen går til spille som varme.
I dag får for eksempel turbinene på Draugen-plattformen ut omtrent 25 prosent av energien i gassen de brenner. Ved å koble til teknologi som lager strøm fra spillvarmen, kan dette økes til mellom 35 og 40 prosent, ifølge ferske forskningsresultater.
Et norskledet forskningsprosjekt har brukt Draugen-plattformen i Nordsjøen som eksempel på mulighetene for å hente ut mer energi av gassen ved bruk av slik teknologi.
Les også: Yme-fjerneren oppkalt etter avdød nazi-ingeniør
– Stort potensial
– Det er et stort potensial i spillvarmen, forteller seniorforsker og prosjektleder Rambabu Kandepu ved Teknova til Teknisk Ukeblad.
Forskningsinstituttet Teknova leder prosjektet, der blant annet Shell Technology Norway deltar. I tillegg deltar norske selskaper som utvikler teknologi for å utnytte spillvarmen: Viking Development Group, Parat Halvorsen og Single Phase Power.
Prosjektet har blant annet studert hvordan deres teknologi som i dag brukes på land, kan brukes offshore.
Les også: Kuwaitisk selskap etablerte seg i Norge - fikk Yme med på kjøpet
Draugen
Shells Draugen-plattform ble valgt som case fordi den er en typisk plattform på norsk sokkel. Betongplattformen i Norskehavet er en av de gamle arbeidshestene på sokkelen. Til daglig trengs 19 MW kraft for å holde produksjonen på plattformen i gang. Når olje fra plattformen skal pumpes om bord på tankskip, øker kraftbehovet til opp mot 25 MW.
For å produsere kraft har plattformen tre Siemens SGT-500 turbiner med hver en installert effekt på 17 MW. To turbiner kjører hver med en last på 50 prosent, mens en tredje turbin står i stand-by. Det vil si at turbinene som kjører utnytter halve kapasiteten.
– Virkningsgraden er i praksis 25 prosent per turbin. Det er et stort potensial for å øke effektiviteten, fordi det er store mengder termisk energi i eksosen, sier han.
Draugen har utstyr for å gjenvinne spillvarmen (WHRU), men samtidig har bare plattformen brukt en liten del av dette. Forskerne har derfor sett på ulike måter å produsere elektrisk kraft fra spillvarmen.
– Sentrale spørsmål er hvorvidt det er plass til omfanget og vekten på utstyret for å utnytte spillvarmen, forteller Kandepu.
Les også: Slik skal forskerne lage materialer som tåler kulden i Arktis
Dampmaskin uten vann
Forskerne har vurdert flere modne teknologier for å lage kraft av spillvarmen. Kriteriene har blant annet vært kostnader, virkningsgrad, plass og vekt.
«Vinneren» er teknologien som på fagspråket kalles ORC, en forkortelse for Organic Rankine cycle.
Konseptet går i korthet ut på å la spillvarmen fra turbinene fordampe en væske med lavere kokepunkt enn vann. Dampen driver deretter et stempel eller en turbin. Fordi vann er byttet ut med en annen væske, utnyttes spillvarme med lavere temperatur bedre.
ORC regnes i dag for en lovende teknologi, og teknologien brukes til å produsere kraft fra spillvarme i prosessindustrien. Men så langt er ikke ORC brukt offshore.
– Med ORC kan virkningsgraden økes med 10–15 prosentpoeng, avhengig av hvilken last gassturbinene kjører på, forteller han.
Forskerne anslår at den termiske virkningsgraden vil være rundt 41,5 prosent dersom turbinene på Draugen kobles til et ORC-anlegg. De har beregnet at turbinen og de sentrale komponentene i ORC-anlegget vil veie rundt 100 tonn. Prislappen er estimert til rundt én dollar per watt.
Les også: Her ser du hvorfor oljeprisen faller
«Kald» eksos er utfordring
Forskerne har også sett på mer tradisjonelle kombikraftverk, der restvarmen brukes til å produsere vanndamp som igjen driver en dampturbin.
Ulempen med denne teknologien er at det er behov for plasskrevende utstyr for å rense vannet som brukes i prosessen. I tillegg har gassturbiner som brukes offshore ofte lave temperaturer på eksosgassen.
Optimalt bør eksosgassen holde 600 grader celsius for å lage damp av vann i et kombikraftverk, mens eksosen fra turbiner offshore bare holder 300–400 grader celsius.
Forskerne anslår at den termiske virkningsgraden vil være 40,8 prosent dersom turbinene knyttes til en slik løsning. Turbinen og de sentrale komponentene i et slikt anlegg vil veie rundt 90 tonn.
Les også: NHO om oljekuttene: – På kort sikt ser det veldig dystert ut
Luftturbin
Den tredje og siste teknologien forskerne vurderte, er en luftturbin og kalles på fagspråket ABC, Air Bottoming Cycle. Konseptet går ut på at luft komprimeres og varmes opp av eksosen fra turbinene. Den varme luften driver så en egen turbin.
Lav vekt og lite volum er fordelene til denne teknologien. I tillegg krever den mindre investeringer enn de to andre teknologiene. Ulempen er at virkningsgraden er lavere.
Turbinen og de sentrale komponentene i et slikt anlegg vil veie rundt 90 tonn.
Kan brukes flere steder
Målet for prosjektet har vært å undersøke effektivisering av energiproduksjon og -forbruk på eksisterende olje- og gassinstallasjoner. Utnyttelse av spillvarme er bare en del av prosjektet.
Prosjektlederen mener resultatene fra forskningen er relevant for langt flere plattformer enn Draugen, så lenge det er varme fra turbiner som ikke blir utnyttet.
– Vi mener det er et stort potensial for å integrere teknologi som utnytter spillvarmen på eksisterende plattformer, samt for eksempel på fremtidige plattformer som er så langt fra land at elektrifisering ikke er relevant, sier Kandepu.
Les også:
Dette feltet er en av de viktigste grunnene til at oljeprisen stuper
Fredriksen-selskap forsøkte å stoppe patentsøknaden til norske gründere. Nå møtes de i retten
