周五，英国在海上石油和天然气平台电气化方面迈出了一大步，苏格兰根据其开创性的INTOG计划选择了13个项目，用于向该行业部署大规模风电，但行业机构对技术和成本挑战持谨慎态度。 

该领先的贸易协会指出，北海恶劣环境的偏远地区缺乏电网连接，这使得海上风电成为遵守减少海上作业排放规定的明显途径，但成本和风电供应间歇性等问题也必须解决。 行业机构Offshore Energies UK的一份英国大陆架整合报告称：“平台电气化……可以实现石油和天然气行业的近期减排，但也存在成本挑战。”。

海上设施的生产和钻井作业需要大量不间断的能源，以及驻扎在海上的工人所需的电力。 

2019年OEUK的一份报告估计，英国海上平台的电力需求约为每年24太瓦，平均2.75千兆瓦。这占英国电力需求的5%以上，占发电厂总排放量的10%以上 如今的海上钻井平台通常由开式循环燃气轮机或柴油发电机提供动力。 

英国北海过渡管理局（NSTA）估计，英国石油和天然气基础设施的发电每年产生的二氧化碳排放量相当于1000万吨。

2021年与英国政府签署的北海过渡协议承诺，到2025年，该行业将生产过程中排放的温室气体减少10%，到2027年增加到25%，到2030年减少50%，与2018年的基线相比，到本世纪中叶实现净零排放。 电力供应的电气化被视为减少英国北海石油和天然气生产总体碳足迹的一种方式，并有助于实现这些碳减排目标。 

基础设施老化 OEUK指出，由于北海的许多平台正处于生产周期的后期，检修其能源可能会带来巨大的成本负担。 挑战包括在新基础设施上的高棕地资本支出，如剩余运营寿命有限的平台上的电缆。 

PEUK表示，预计到2030年，海上设施的电力需求将下降25%，原因是退役。 

贸易机构表示，规模和与其他基础设施的接近程度也是成本等式中的因素。 改造非电气化设计的棕地作业在技术上可能很困难，OEUK表示“需要大量资本投资”。 OEUK告诉Upstream：“不同平台的改造成本差异很大。无法通电的平台将寻找替代解决方案，如替代燃料。”。 

盲点 OEUK还指出，当该领域的政策仍在制定时，监管盲点可能很难驾驭。 该贸易机构强调，INTOG项目必须在2030年前与石油平台相连，以支持现有的碳减排目标，但典型的发展时间表估计为8至10年。 

从技术方面来看，在没有大量备份的情况下，平台的电力供应有多少可以由间歇性的海上风电提供，这一问题仍然存在。

多年来，人们一直依赖天然气和柴油动力系统，因为它们确保了可用性和无中断。发电机的设计能够承受所在地的恶劣条件，达到高标准的可靠性。 

可以提供高容量电池存储或简单地保留一些天然气发电能力的解决方案，例如Equinor在挪威的Hywind Tampen浮式风电项目，该项目的风电场发电量预计将满足Snorre和Gullfaks海上油田五个平台年电力需求的35%。 

Equinor表示，该解决方案“将有助于减少现场使用的燃气轮机功率”。 关于间歇性问题，OEUK告诉Upstream：“一些项目希望与电网连接，提供电力连续性。其他项目只进行部分电气化，并使用燃气或柴油涡轮机作为备用。” 英国有一个单独的目标，即到2030年海上风电装机容量达到50吉瓦。 

OEUK补充道，与风电场和互联线路的协同作用包括重新调整石油和天然气资产用途的机会。

来源：https://www.upstreamonline.com

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