Eine große Flamme an der Fackel einer Raffinerie bereitet den Betreibern eigentlich Sorgen. Bei der Snøhvit-Anlage auf der kleine Insel Melkøya signalisiert die gewaltige Flamme die umfangreichen Kontroll- und Servicearbeiten an der 143 km langen Pipeline zum Gasfeld und der Gasverflüssigungsanlage, die Ende Juni vorgenommen wurden. Die Flüssigerdgas-Anlage Snøhvit erstreckt sich über die komplette Insel Melkøya, die über einen 2,3 km langen Tunnel mit der Stadt Hammerfest auf dem Festland verbunden ist. Zum Zeitpunkt des Anlagenbaus war das Feld die größte Baustelle Nordeuropas und Norwegens.

Das gleichnamige Gasfeld, umfasst zusammen mit angrenzenden Gasfeldern über 300 Milliarden Normkubikmeter Erdgas. Das Gemisch aus Gas, Schlamm und verschiedenen Kondensaten wird 300 Meter unter der Meeresoberfläche mittels ferngesteuerter 'Zapfstellen' auf dem Meeresboden gefördert und unbehandelt über Pipelines in die 140 Kilometer entfernte Anlage transportiert.

Mit ihren Produkten und Systemen hat ABB einen großen Anteil an der hochmodernen Verflüssigungsanlage geleistet, die von manchen sogar als energieeffizienteste Anlage der Welt betrachtet wird: Sie liefert über 100 Prozent der versprochenen Produktionsmenge, die für rund 4,3 Millionen Tonnen LNG (Liquefied Natural Gas) pro Jahr ausgelegt ist. "Zudem wird 5 Prozent weniger Energie zur Produktion des Erdgas benötigt und das im Gas enthaltene CO2 aufgefangen und in das Reservoir zurückgeleitet", erklärte Øivind Nilsen, Vize President Statoil Snøhvit. Mit verantwortlich für den geringeren Energieverbrauch von 243 kWh je einer Tonne LNG ist das von der Linde AG für das Statoil-Projekt entwickelte MFC (Mixed-Fluid-Cascade)-Verflüssigungsverfahren, bei dem nach der Trennung des komplexen Gemischs das extrahierte Erdgas in der ersten Stufe über Wärmetauscher mittels Meerwasser gekühlt wird. Über zwei weitere Stufen kühlt sich das Gas auf über -160 °C herunter. Dadurch reduziert sich dessen Volumen auf ein Sechshundertstel und kann mit speziellen Tankern zu den drei großen LNG-Märkten - USA, Japan und Europa - transportiert werden. Dort erfolgt die Umwandlung in Gas und Einleitung in Pipelinenetze.

Leittechnik integriert 70000 I/O-Punkte

Øivind Nilsen, Manager der LNG-Anlage vor Hammerfest: „Den Investitionen von rund 11 Milliarden Euro, stehen gigantische Gasvorkommen gegenüber, die wir für die langfristige Energieversorgung erschließen.“

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Die Anlage auf Melkøya ist extrem komplex. Mit dem Sicherheits- und Automationssystem werden die Steuerungsprozesse unter Wasser, das LNG-Verfahren, die Speicherung und Verladung der Endprodukte sowie die Integration des riesigen Erzeugungs- und Verteilungssystems überwacht. Die elektrische Anlage und das Automationssystem umfasst 44.000 beziehungsweise 30.000 Signale. Für einen effizienten Umgang mit den riesigen Datenmengen hat ABB die Leitwarte auf Basis des Leitsystems 800xA entwickelt, das den Bedienern den Überblick über die gesamte Anlage ermöglicht.

In das Leitsystem wurden auch Anwendungen wie das Feuer- und Gaswarnsystem und zur Prozessabschaltung integriert. „Die zuverlässige Stromversorgung ist eine entscheidende Voraussetzung für die Aufrechterhaltung eines energieeffizienten Betriebs und trägt zur Senkung von Kosten und Emissionen bei“, betont Per-Erik Holsten, Geschäftsführer der Division Prozessautomation in Norwegen. Schließlich benötigt die Herstellung von Flüssigerdgas große Strommengen, die auf Melkøya fünf Gasturbinen innerhalb der Anlage erzeugen und bereitstellen. Zur Überwachung und Steuerung des elektrischen Systems hat ABB das Elektrische Steuer- und Überwachungssystem (ECSS) entwickelt, das aus zwei Untersystemen besteht: dem Energiemanagementsystem (PMS) und dem Stromverteilungs- und Leitsystem (PDCS). Während das PDCS den Strom an die mehreren Tausend Energieverbraucher der Anlage verteilt, sorgt das PMS für die Überwachung, Steuerung und den Schutz aller Komponenten in der Hoch- und Mittelspannungsebene und verbessert damit die Stabilität des Stromnetzes. Eine wichtige Funktion stellt dabei der automatische Lastabwurf dar. Falls die Anlage einmal mehr Strom benötigt als ihn die Gasturbinen liefern können, werden alle nicht zwingend benötigten Energieverbraucher vom Stromnetz genommen. Statoil senkt damit das Risiko eines vollständigen Stillstands. ECSS und PCDA sind über eine Schnittstelle verbunden, sodass die Informationen des elektrischen Systems auch auf den Displays des zentralen Leitsystems angezeigt werden können. ABB hat die Anlage mit verschiedenen Komponenten beliefert, darunter Transformatoren und die Hoch-, Mittel- und Niederspannungsschaltanlagen sowie über 600 Niederspannungsmotoren. Viele davon sind mit intelligenten Motorstartern und drehzahlgeregelten Antrieben ausgestattet. Die Schutz- und Steuerungseinheiten von ABB kommen in der gesamten Anlage zum Einsatz, um ein Höchstmaß an Sicherheit zu bieten. Das System ermöglicht das Ergreifen selektiver Maßnahmen, die im Falle eines Fehlers im Versorgungssystem dem Schutz der Anlage dienen.

Nord-Ost-Passage erhöht strategische Bedeutung

Veli-Matti Reinikkala, Leiter der ABB-Division Process Automation, Per Erik Holsten, Leiter Process Automation Norgegen und Øivind Nilsen von Statoil (vlnr), stellten die LNG-Anlage und deren künftigen Ausbau vor.

So gut wie beschlossen ist der weitere Ausbau der Insel zum Hub für die Erschließung weiterer Gasvorkommen in der Barentssee. „Die Kapazität von Melkøya soll verdoppelt werden“, betont Nilsen und führt die Geo-strategische Lage als einer der Gründe an. Hierzu zählen nicht nur die gewaltigen Gasreservoirs der Barentssee dazu, sondern auch die zu erwartende Öffnung der Nord-Ost-Passage. Dann liegt Hammerfest in unmittelbarer Nähe zu einem der drei großen Abnehmer von Flüssiggas: Japan. „Ein LNG-Tanker schafft dann einen Round-Trip in 20 Tagen“, zeigt Nilsen den Kostenvorteil auf.

Allerdings sind die Zeitspannen lang. Nach der Konzeptauswahl in diesem Jahr fällt die eigentliche Investitionsentscheidung erst 2013. Ein Produktionsstart der Erweiterungen wäre dann 2018 möglich. Die Pipelines zu weiteren Gasvorkommen sind den Szzenarien zufolge aber nicht vor 2022 einsatzbereit.

Vision 2020+: Raffinerien in 3000 m Tiefe

Håvard Devold, Leiter des ABB-Geschäfts Öl&Gas Upstream: „Wenn 40 Prozent der Öl- und Gasreserven in Meerestiefen von rund 3000 liegen, geht – ungeachtet der technischen Herausforderungen – kein Weg an entsprechenden Subsea-Anlagen vorbei.“

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Langfristig sollen Anlagen wie Snøhvit oder die typischen Bohrplattformen komplett verschwinden und durch unterseeische Plattformen ersetzt werden. Der Grund: 40 Prozent der Öl- und Gasvorkommen befinden sich in Meerestiefen von über 3000 Metern und noch ein Stück weiter draußen in der Barentssee. Um diese Vorkommen für die Energieversorgung zu erschließen, braucht es komplett neue Technologien. Bei solchen Tiefen funktioniert die Förderung der Stoffgemische zur Offshore-Plattform nicht mehr und die Wetter-Bedingungen auf solchen Plattformen wären kaum mehr beherrschbar. Bleibt nur, die Anlagen komplett im Meer zu versenken. Doch das tellt die Anlagentechnik vor bislang ungelöste Aufgaben: In einer solchen Tiefe wären sämtliche Komponenten mit über 300 bar Druck belastet. Serviceeinsätze vor Ort wären ausgeschlossen, was ein komplett modulares und auf maximale Zuverlässigkeit ausgelegtes Anlagendesign verlangt. „Noch ist das alles eine Vision, um diese Vorkommen zu erschließen“, betont Håvard Devold, Leiter des Marktsegments Öl&Gas-Upstream bei ABB, „aber wir arbeiten zusammen mit unseren Kunden an entsprechenden Konzepten.“