Na podstawie: J. Luckey: „Light link to offshore”, International Power Generation 11/2005

Około 70 km od wybrzeża Norwegii pracuje jedna z największych platform wydobywczych gazu na świecie: Troll A. Umiejscowiono ją na podmorskim polu gazonośnym obejmującym obszar 750 km kw.; samo złoże odkryte w 1983 r. znajduje się na głębokości1400 m pod dnem morza.

W 1986 r. został zawarty kontrakt o nazwie Troll Gas na dostawę jednego biliona m sześc. gazu ziemnego do krajów europejskich w okresie 28 lat. Dziesięć lat później ukończono budowę instalacji wydobywczej (platforma Troll A), przetwórczej (zakłady w Kollsnes koło Bergen) oraz dwóch rurociągów przesyłowych. Eksploatację instalacji wydobywczej objął norweski koncern Statoil i w czerwcu 1996 r. na ląd popłynął pierwszy gaz. Platforma Troll A jest najwyższą konstrukcją przemieszczoną po powierzchni Ziemi przez ludzi. Wznosi się na wysokość 472 m ponad dno morza. Obecnie instalacja dostarcza około 27 mld m sześc. gazu i pokrywa prawie 10% zapotrzebowania Europy na ten nośnik energetyczny.

Z czasem wydobycie gazu zaczęło powodować stopniowy spadek jego ciśnienia w złożu. Dla skompensowania tego ubytku konieczne okazało się użycie potężnych sprężarek. Dzięki nim dzienne wydobycie gazu wzrosło z 85 do 110 mln m sześc. Na platformie zabudowano moduł o masie 4000 ton zawierający dwie sprężarki o poborze mocy 40 MW każda. Dostawcą napędu elektrycznego i układu zasilania był koncern ABB. W jednym przedsięwzięciu technicznym, którego łączny koszt wyniósł 3,6 mld norweskich koron, zastosowano od razu dwie nowatorskie technologie elektrotechniki początku XXI wieku czyli linie kablowe prądu stałego „Light” i silniki synchroniczne bardzo wysokiego napięcia.

Dotychczas odbiory większości morskich platform wydobywczych były zasilane lub napędzane przez własne turbiny gazowe lub agregaty diesla. Wadą tego rozwiązania jest nadmierna waga tych układów, obciążająca konstrukcję platformy. Dla rezerwowania zasilań i napędów używa się dwie lub więcej turbin czy silników diesla. Ponadto coraz poważniejszą przeszkodą okazują się wymagania ochrony środowiska dotyczące dopuszczalnej emisji zanieczyszczeń oraz hałasu. Zastąpienie autonomicznych źródeł mocy zasilaniem z lądu stało się możliwe dzięki wdrożeniu nowej technologii linii kablowych prądu stałego o wysokim napięciu HVDC (high voltage direct current). Linie te – zarówno podziemne jak i podwodne - są coraz powszechniej stosowane do sprzęgania asynchronicznie pracujących systemów elektroenergetycznych (np. sieci o różnych częstotliwościach). Na norweskim szelfie technologia ta została po raz pierwszy użyta do zasilania morskiej platformy wiertniczej.

Pierwsza linia kablowa HVDC została zbudowana 50 lat temu (1954 r.): był to morski kabel łączący wyspę Gotlandię ze Szwecją - o zdolności przesyłowej 20 MW. Obecnie łączna przepustowość wszystkich linii kablowych HVDC na świecie sięga już 14 000 MW. Jednym z głównych czynników zwiększających zainteresowanie tymi układami przesyłowymi jest postępująca deregulacja rynków energii w wielu krajach świata. Układy te stają się szczególnie przydatne dla systemów elektroenergetycznych z okresowymi deficytami mocy, np. na obszarach uzależnionych od jednego źródła energii elektrycznej. Sytuacja taka występuje m.in. w Norwegii, gdzie prawie wszystka energia wytwarzana jest w elektrowniach wodnych. Połączenie tego kraju z Danią trzema morskimi kablami HVDC o przepustowości 940 MW pozwoliło na uniezależnienie się od kaprysów pogody, obniżających okresowo posiadany potencjał hydroenergetyczny. Z drugiej strony Norwegia może przesyłać nadwyżki energii do swojego partnera, umożliwiając mu zmniejszenie produkcji w licznych, uciążliwych dla środowiska elektrowniach węglowych.

Oprócz znaczących korzyści ekonomicznych i ekologicznych zastosowanie morskich kabli prądu stałego posiada – w porównaniu z bardziej rozpowszechnionymi liniami kablowymi prądu przemiennego (HVAC) - szereg istotnych zalet technicznych:
- Koszt inwestycyjny samej linii kablowej HVDC jest niższy (dla linii dłuższych od 50 km) dzięki instalowaniu tylko jednego kabla DC zamiast trzech AC. Zysk ten kompensuje z nawiązką nakłady ponoszone na stację przekształtnikową.
- Straty mocy w kablach HVDC są znacznie niższe, zaś straty wydzielane w przekształtniku nie przekraczają 0,6% przesyłanej mocy.
- W układach prądu stałego nie występują problemy z gospodarką mocą bierną, co zmniejsza spadki napięć i straty mocy oraz podnosi przepustowość linii.
- Linie HVDC mogą łączyć dwa asynchronicznie pracujące systemy elektroenergetyczne.
- Układy HVDC umożliwiają szybkie sterowanie wielkości i kierunku przepływu mocy.

Podstawowy układ przesyłowy HVDC stanowi tzw. obwód jednobiegunowy, w którym jako przewód powrotny wykorzystano ziemię i/lub morze. W układzie tym rezygnacja z żyły powrotnej zmniejsza nie tylko koszt budowy linii, lecz także obniża znacznie straty energii z uwagi na wielki przekrój tego naturalnego toru prądowego. Większe straty i spadki napięcia występują jedynie w pobliżu elektrod, które należy umieszczać z dala od stacji przekształtnikowych, kabla i rurociągów w celu uniknięcia korozji. W niektórych przypadkach, wskutek obaw o wpływ na środowisko naturalne, stosuje się pełny układ przesyłowy HVDC z żyłą powrotną. Takie rozwiązanie podnosi koszt linii o około 5% (układ dwubiegunowy zastosowano dla morskiej linii kablowej między Polską i Szwecją o zdolności przesyłowej 600 MW).

Technologia kabli HVDC jest bardzo złożoną dziedziną, gdyż obejmuje szereg zjawisk elektrycznych i mechaniczno-cieplnych zachodzących w różnego rodzaju materiałach. Szczególne znaczenie ma dynamika procesów cieplnych. Zmiany obciążenia kabla wywołują odpowiednie zmiany temperatury i ciśnienia, co powoduje wzajemne przemieszczenia poszczególnych warstw materiałów. Procesy te wywierają wpływ na własności elektryczne izolacji i w ostatecznym efekcie mogą obniżyć niezawodność pracy kabla. Obecnie stosowane rozwiązania materiałów izolacyjnych takie jak izolacja z wytłaczanego polietylenu (XLPE) i uwarstwiona izolacja papierowa (PPLP) pozwalają już podnieść przepustowość linii do 1000 MW przy napięciu +/-300kV.

W zakładzie przetwórstwa gazu w Kolsness wzniesiono stację prostownikową, w której prąd przemienny z sieci 132kV jest - po obniżeniu napięcia - przekształcany na prąd stały o napięciu 60 kV i przesyłany dwoma liniami HVDC do platformy Troll A. Każda z linii zasila swój silnik sprężarki. Linie wykonano we wspomnianym układzie dwuprzewodowym. Kabel bieguna dodatniego i kabel bieguna ujemnego zawiera miedzianą żyłę o przekroju 300 mm kw. w izolacji polimerowej, otoczonej pancerzem ołowianym i dwoma warstwami stalowego oplotu, które zapewniają niezbędną wytrzymałość mechaniczną. Poszczególne kable zakopano w oddzielnych rowach w dnie morskim, co skutecznie chroni je przed kotwicami statków. W stacji przekształtnikowej na platformie prąd stały jest z powrotem zamieniany na trójfazowy prąd przemienny o regulowanym napięciu i częstotliwości w zakresie odpowiednio 0-56 kV i 0-63 Hz. Takie właśnie parametry zastosowano do zasilania drugiego z głośnych wynalazków koncernu ABB, czyli silników elektrycznych bardzo wysokiego napięcia.

Najnowszym i zarazem przełomowym osiągnięciem w technologii budowy maszyn elektrycznych okazało się zastosowanie izolacji polietylenowej, sprawdzonej w układach kablowych przesyłu i rozdziału energii elektrycznej, do wykonania uzwojeń maszyn i transformatorów energetycznych wysokiego napięcia. Obecnie stosuje się dwa główne rodzaje izolacji kabli WN, a mianowicie papierową i polimerową. Wśród tych ostatnich najszersze zastosowanie znalazły kable w izolacji z usieciowanego polietylenu (ang. XLPE), które powoli wkraczają do sieci przesyłowych, a ostatnio do maszyn elektrycznych. Zapoczątkowało to rozwój nowego typu maszyn bardzo wysokiego napięcia, a mianowicie generatorów o nazwie Powerformer oraz silników Motorformer.