ABB Mit effizienter Elektrotechnik CO2-reduziert Erdgas gewinnen

Autor / Redakteur: Reinhold Schäfer / Dipl.-Medienwirt (FH) Matthias Back

Erdgas, bekannt als umweltfreundliche Energiequelle, kann durch effiziente elektrotechnische Maßnahmen noch umweltverträglicher gewonnen und transportiert werden. Darüber hinaus können die im Meer befindlichen Erdgasfelder mit dem klimaschädlichen CO2 befüllt werden. Die erforderliche Technik gibt es bereits.

Anbieter zum Thema

Hinter den Tanks hat das Tankschiff angelegt.
Hinter den Tanks hat das Tankschiff angelegt.
(Bild: Schäfer)

Erdgas ist eine der umweltfreundlichsten, natürlichen Energiequellen, abgesehen von Wind-, Wasser- und Solarkraft. Im Gegensatz zu diesen hat Gas jedoch den Vorteil, stets abrufbereit zu sein. Im Vergleich zu Öl verbrennt es mit weit weniger Rückständen (es entsteht etwa 25 % weniger CO2) und es werden immer wieder neue Vorkommen gefunden, auch unterhalb des Meeres. Allerdings können diese oftmals nur unter erschwerten Bedingungen ausgebeutet werden.

Drei Erdgasfelder wurden in den 80er-Jahren in der Barrentsse gefunden

Drei große Erdgasfelder wurden in den 80er-Jahren unterhalb der Barentssee gefunden, die dort etwa 250 bis 345 m tief ist: Snøhvit, Albatross und Askeladd.

Seit 2007 werden die Erdgasvorkommen der Snøhvit- und Albatrossfelder genutzt. Doch die Kosten für den ersten Bauabschnitt waren enorm, sie lagen bei über 6 Mrd. Euro. Anteilseigner sind Statoil ASA (36,79 %), Petoro AS (30 %), Total E&P Norge AS (18,4 %), GdF Suez Norge AS (12 %) und RWE Dea Norge AS (2,81 %).

143 km lange Leitung verbindet Gasfelder mit der Erdgasstation

Die drei Felder sind über eine 143 km lange Leitung mit der Gasanlage auf der Insel Melcøya, in unmittelbarer Nähe von Hammerfest, verbunden. Über sie werden Gas, Kondensat (Leichtöl) und Wasser zur Gasanlage transportiert. Außerdem erfolgt darüber die Stromversorgung für die Pumpen. Jährlich werden dort 5,7 Mrd. m³ Erdgas gewonnen und exportiert.

„Die Melcøya-Anlage ist die erste Flüssigerdgasanlage in Norwegen und in Europa und die erste Offshoreentwicklung in der Barentssee“, sagt Øivind Nilsen, Vice President Production der Snøhvit-Flüssiggasanlage von Statoil. Die Anlage zum Verflüssigen des Erdgases ermöglicht es, das Erdgas aus der Barentssee leichter per Schiff zu transportieren. Dazu wird die Temperatur bei normalem Atmosphärendruck auf –163 °C gesenkt. „Durch die niedrigen Temperaturen erreichen wir eine 620-fache Reduktion des Gasvolumens“, erläutert Nilsen.

Die Kühlanlage wurde von Statoil zusammen mit Linde gebaut.

Weil Statoil bestrebt ist, die Anlage so effizient wie möglich zu betreiben, wurde der Wärmetauscher 2011 erneuert. „Diese Anlage ist die effizienteste Anlage ihrer Art und ermöglicht eine Energiedichte von 243 kWh je Tonne Flüssigerdgas. Das ist besser als die garantierte Leistung.“

Das im Gas enthaltene CO2 wird zurück in das Gasreservoir geleitet

Die Anlage auf Melcøya zeichnet sich bereits durch eine neue Technik aus, die, auf andere Gebiete übertragen, dazu beitragen kann, den CO2-Ausstoß auf der Erde zu reduzieren: Sie fängt nämlich das CO2, das im Gas enthalten ist, auf und leitet es zurück in das Gasreservoir.

Auch ABB hat laut Nilsen dazu beigetragen, dass die Anlage so effizient ist. Per Eric Holsten, Leiter der Abteilung Prozessautomation bei ABB in Norwegen, gibt ein Beispiel: „Um mehr Gas zu fördern, werden elektrische Antriebe für die Pumpen benötigt, diese stammen von ABB. Unsere zuverlässigen Automatisierungskomponenten führen zu weniger Wartungsphasen und damit niedrigeren Kosten beim Betreiber.“

Shore-to-Ship-Technik spart zusätzlich CO2 ein

Ein Beispiel, CO2 zu sparen, sei die Shore-to-Ship-Technik. „Damit wird das Schiff per elektrisches Kabel mit Strom versorgt; würde dies in allen Häfen Norwegens eingeführt, entspräche das einer jährlichen Einsparung von 155.000 t CO2“, führt Holsten weiter aus. Bisher sei es in anderen Fällen noch oft so, dass die Schiffe ihren für das Bordnetz benötigten Strom selbst mit ihrem eigenen Treibstoff (meist Schweröl, das mit hohem Schadstoffgehalt verbrennt) erzeugen. Und das, obwohl sie im Hafen anliegen und die Maschinen abgeschaltet werden könnten.

Hochspannungs-Gleichstromversorgung sorgt für CO2-Reduktion

Eine effiziente Technik von ABB sei auch die Hochspannungs-Gleichstromversorgung (HVDC Light). Diese Technik sei beispielsweise auch auf Europas größter Offshore-Gasplattform eingeführt. Die Anlage mit der Bezeichnung Troll A liegt etwa 100 km vor Bergen in der Nordsee.

„Damit die gesamte Anlage umweltfreundlich arbeitet, wird sie von der Küste aus über eine von ABB entwickelte Hochspannungs-Gleichstromleitung mit Strom versorgt“, erläutert Holsten. Denn sonst müsste der notwendige Strom auf der Plattform mit aus der Anlage stammendem Gas erzeugt werden. Der Vorteil für den Betreiber sei eine jährliche CO2 -Reduktion in Höhe von 230.000 t.

Die Zukunft der Gasgewinnung liegt in der Tiefsee

Borghild Lunde, Head of Strategy and Business Development für das Öl- und Gasgeschäft von ABB in Norwegen, rechnet mit einem weltweiten Zuwachs des Gasmarktes von 2011 bis 2020 um 18 % auf rund 80 Mrd. Euro. Und um diesen Markt bedienen zu können, gelte es, weitere Tiefseegasfelder zu erschließen. „Es müssen Stromkabel gelegt werden, die die Versorgung der Module sicherstellen“, so Lunde, die weltweit bei ABB für Tiefseeanwendungen zuständig ist.

Auf dem Gasfeld Asgard, etwa 200 km vor der Küste Norwegens, wird die erste Tiefseeverdichterstation in Betrieb gehen. Das Tiefseesystem wird direkt auf dem Meeresboden aufgestellt. „Das Gas wird komprimiert, dadurch kann man mehr Gas fördern und somit steigt auch die Effizienz“, erklärt Lunde. Viele der dazu notwendigen Teile, wie beispielsweise die Kabel und Instrumente für die Tiefseeanwendungen, werden von ABB gefertigt.

Das Spezialkabel für die Versorgung der Station (ein Auftrag in Höhe von 75 Mio. Euro) wird von dem Unternehmen Nexans geliefert. Dieses Kabel vereint die Funktionen von Stromkabeln und Versorgungsleitungen in einem einzigen Kabel und ermöglicht so die bei Tiefseeprojekten notwendige Hochspannungsversorgung. Die Spezialkompressoren werden von der MAN Diesel & Turbo Schweiz AG geliefert.

Zukünftig wird das gesamte Equipment in der Tiefseestation untergebracht sein

„Heute sind die Steuerung und das notwendige Equipment meist noch oberhalb der See auf einer Plattform untergebracht, zukünftig wird dies alles in der Tiefseestation untergebracht sein“, ist Lunde überzeugt. In der ferneren Zukunft, also in 10 bis 15 Jahren, wird man bis zu 600 km entfernt von der Küste auf See sein. Dazu müssten aber noch bestimmte Vorarbeiten geleistet werden, denn zum Beispiel könne die Gleichstromversorgung noch nicht über diese Länge sichergestellt werden.

Lunde zählt weitere Probleme auf: „Kein Mensch kann in normaler Tauchausrüstung tiefer als 690 m tauchen. In 3000 m Tiefe wird die Unterseestation so groß wie ein Fußballfeld sein. Der Druck liegt dort bei 300 bar. Damit das Öl und Gas an die Küste gelangt, muss die Pumpe das Wasser und das Erdgas mit 50 bis 120 bar befördern.“ Laut Lunde würde so eine Station 600 Mio. US-Dollar kosten. Statoil stellt sich vor, ein solches Projekt bis 2020 zu verwirklichen.

Ein Problem dabei sei die Kabelführung, denn je nachdem, ob es im offenen Ozean gerade nach unten hängt oder langsam an der Küste nach unten geführt wird, wirken ganz andere Kräfte auf das Kabel ein. Hingegen sei es durchaus möglich, in solchen Tiefen zum Beispiel eine Reparatur auszuführen.

Wirkliches Problem wir die Bohrung des Loches sein

„Aber ein wirkliches Problem“, so Håvard Devold, weltweiter Leiter des Öl- und Gasgeschäftes der ABB-Gruppe, „ist die Bohrung des Loches; dort kann es im schlimmsten Fall zu einem Blow-up kommen und in solchen Tiefen kann man dann nicht entsprechend reagieren. Das ist zwar selten, könnte aber passieren.“ Von der Funktionsfähigkeit ist er aber überzeugt.

Natürlich könne ABB keine Gasproduktionsgarantien geben, das Risiko liege da beim Betreiber. Aber für die Qualität der einzelnen ABB-Produkte gibt es natürlich eine Garantie, das sei auch der Grund, warum diese Module immer wieder getestet werden. Die Technik ist also vorhanden, um unsere Energieversorgung auch in der Zukunft zu sichern.

(ID:35964110)